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Prospecto de Distribuição Pública de Debêntures Simples da 1ª Emissão

R$ 400.000.000,00ISIN BRCPFPDBS008

Classificação de Risco Standard & Poor’s: brA

“A presente oferta pública foi elaborada de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para as Ofertas Públicas deDistribuição e Aquisição de Valores Mobiliários, aprovado em Assembléia Geral da ANBID, e parte integrante da ata registrada no 4º Ofício de Registro de Pessoas Jurídicas da Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, sob o nº 510718, atendendo, assim, a presente oferta pública, aos padrões mínimos de informação contidos no código, não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelas referidasinformações, pela qualidade da emissora e/ou ofertantes, das instituições participantes e dos valores mobiliários objeto da oferta pública”.

A data deste Prospecto é 03 de fevereiro de 2006

Distribuição pública de 40.000 (quarenta mil) debêntures não conversíveis em ações, da 1ª emissão da COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ,Companhia Aberta, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 04.172.213/0001-51, com sede na Rodovia Campinas Mogi-Mirim, Km 2,5 - parte, Cidade de Campinas, Estado deSão Paulo (a “Oferta” ou “Emissão” e a “CPFL Piratininga”, “Companhia” ou “Emissora”, respectivamente), todas nominativas e escriturais, em série única, daespécie subordinada, com valor nominal unitário, na data de emissão, qual seja 01 de janeiro de 2006, de R$ 10.000,00 (dez mil reais) (as “Debêntures”), perfazendo omontante total de R$ 400.000.000,00 (quatrocentos milhões de reais).

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

AEmissão foi aprovada pela (i) Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 06 de janeiro de 2006, devidamente arquivada perante a Junta Comercialdo Estado de São Paulo - (“JUCESP”), sob o nº 24.603/06-5, em 16 de janeiro de 2006, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo, em 21 de janeiro de 2006 e nosjornais Correio Popular de Campinas e Valor Econômico em 23 de janeiro de 2006; (ii) Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 01 de fevereiro de2006, devidamente arquivada perante a JUCESP, sob o nº 48.271/06-8, em 08 de fevereiro de 2006, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo em 04 de fevereirode 2006 e nos jornais Correio Popular de Campinas e Valor Econômico em 06 de fevereiro de 2006 e (iii) Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em03 de fevereiro de 2006, devidamente arquivada perante a JUCESP, sob o nº 48.272/06-1, em 08 de fevereiro de 2006, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Pauloem 04 de fevereiro de 2006 e nos jornais Correio Popular de Campinas e Valor Econômico em 06 de fevereiro de 2006.

AOferta foi registrada perante a CVM sob o nº CVM/SRE/DEB/2006/005, em 16 de fevereiro de 2006.

“O registro da presente distribuição não implica, por parte da CVM, na garantia da veracidade das informações prestadas ou em julgamento sobre aqualidade da Companhia, bem como sobre as Debêntures a serem distribuídas”.

“Os investidores devem ler a seção “Fatores de Risco”, nas páginas 51 a 60, a seguir”.

O presente prospecto não deve, em qualquer circunstância, ser considerado uma recomendação de compra das Debêntures. Ao decidir por adquirir asDebêntures, potenciais investidores deverão realizar sua própria análise e avaliação da condição financeira da Emissora, de seus ativos e dos riscosdecorrentes do investimento nas Debêntures.

Coordenadores

O Coordenador Líder da Oferta é o Banco Santander Brasil S.A.

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ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO

• Definições ............................................................................................................................................... 7

• Resumo das Características da Oferta..................................................................................................... 11

• Sumário da Emissora .............................................................................................................................. 13

• Informações Acerca do Futuro da CPFL Piratininga .............................................................................. 14

2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

• Emissora ................................................................................................................................................. 17

• Coordenadores ........................................................................................................................................ 17

• Banco Mandatário e Instituição Depositária ........................................................................................... 18

• Agente Fiduciário ................................................................................................................................... 18

• Consultores Legais.................................................................................................................................. 18

• Auditores................................................................................................................................................. 18

• Declaração da Companhia e do Coordenador Líder ............................................................................... 19

3. INFORMAÇÕES SOBRE OS COORDENADORES

• Coordenador Líder.................................................................................................................................. 23

• Coordenadores ........................................................................................................................................ 24

4. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

• Características da Oferta ......................................................................................................................... 29

• Destinação dos Recursos......................................................................................................................... 48

5. FATORES DE RISCO

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

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

• Riscos Relacionados à Emissora............................................................................................................. 57

• Riscos Relacionados à Oferta ................................................................................................................. 59

6. SITUAÇÃO FINANCEIRA

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

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

• Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais....... 69

2

7. VISÃO GERAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

• Introdução ............................................................................................................................................... 91

• Histórico ................................................................................................................................................. 91

• Principais Entidades Regulatórias........................................................................................................... 93

• Contratos celebrados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico....................................... 97

• Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico................................................................... 97

• Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ..................... 98

• Previsão do Mercado Consumidor.......................................................................................................... 99

• Consumidor Livre ................................................................................................................................... 99

• Auto-Contratação.................................................................................................................................... 100

• Desverticalização .................................................................................................................................... 100

• Concessões de Serviços Públicos de Energia Elétrica ............................................................................ 100

• Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica.......................................................................................... 102

• Limitações à Concentração no Mercado de Energia Elétrica.................................................................. 105

• Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão .................................................................. 105

• Conexão aos Sistemas de Transmissão de Energia Elétrica.................................................................... 106

• Encargos Tarifários................................................................................................................................. 106

• Escassez de Energia e Racionamento ..................................................................................................... 107

8. INFORMAÇÕES RELATIVAS À EMISSORA

• Histórico da Emissora ............................................................................................................................. 111

• Atividades da Emissora........................................................................................................................... 112

• Estrutura Organizacional ........................................................................................................................ 137

• Propriedades, Plantas e Equipamentos.................................................................................................... 141

• Composição do Capital Social ................................................................................................................ 142

• Informações sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos.................................................................... 145

• Práticas de Governança Corporativa....................................................................................................... 146

• Administração......................................................................................................................................... 149

• Pendências Judiciais e Administrativas .................................................................................................. 157

9. INFORMAÇÕES RELATIVAS À GARANTIDORA

• Introdução ............................................................................................................................................... 161

• Organização Societária ........................................................................................................................... 161

• Investimentos .......................................................................................................................................... 163

• Informações Financeiras Selecionadas ................................................................................................... 164

• Breves Discussões das Informações Financeiras Selecionadas .............................................................. 165

3

10. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS E INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

• Demonstrações Financeiras Relativas ao Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de 2004 e Respectivo Parecer dos Auditores Independentes ................................. 171 • Demonstrações Financeiras Relativas ao Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de 2003 e Respectivo Parecer dos Auditores Independentes ................................. 225 • Demonstrações Financeiras relativas ao Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de 2002 e Respectivo Parecer dos Auditores Independentes ................................. 271 • Demonstrações Financeiras Relativas ao Período de Três Meses Encerrado em 30 de Setembro de 2005 e Respectivo Parecer dos Auditores Independentes .................................. 317 • Demonstrações Financeiras Relativas ao Período de Três Meses Encerrado em 30 de Setembro de 2004 e Respectivo Parecer dos Auditores Independentes .................................. 345 • Demonstrações Financeiras da Garantidora Relativas ao Período de Três Meses Encerrado em 30 de Setembro de 2005 e Respectivo Parecer dos Auditores Independentes .................................. 375 11. ANEXOS

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora Realizada em 06 de Janeiro de 2006....... 427 • Ata da Reunião do Conselho de Administração da Garantidora Realizada em 06 de Janeiro de 2006... 435 • Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora Realizada em 01 de Fevereiro de 2006... 439 • Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora Realizada em 03 de Fevereiro de 2006... 443 • Estatuto Social ........................................................................................................................................ 447 • Escritura de Emissão das Debêntures ..................................................................................................... 461 • Declarações da Companhia e do Coordenador Líder nos Termos da Instrução CVM nº 400/2003 ....... 539 • Súmula de Rating.................................................................................................................................... 543 • Aprovação pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para a Realização da Oferta ............ 549

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(Esta página foi deixada intencionalmente em branco)

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1. INTRODUÇÃO

• Definições • Resumo das Características da Oferta • Sumário da Emissora • Informações Acerca do Futuro da CPFL Piratininga

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7

DEFINIÇÕES Para fins do presente Prospecto, os termos apresentados abaixo devem ter os significados a eles atribuídos:

521 Participações 521 Participações S.A.

ABRADEE Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia Elétrica

ACL Ambiente de Contratação Livre

ACR Ambiente de Contratação Regulada

AES-TIETÊ AES-Tietê S/A

Agente Fiduciário Pentágono S.A. DTVM

ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento

ANDIMA Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro

ADIN Ação Direta de Inconstitucionalidade

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

BACEN Banco Central do Brasil

Banco Bradesco Banco Bradesco S.A.

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

Banco Itaú BBA Banco Itaú BBA S.A.

Banco Santander Banco Santander Brasil S.A.

Bandeirante Bandeirante Energia S.A.

Bonaire Bonaire Participações S.A.

BOVESPA Bolsa de Valores de São Paulo – BOVESPA

CADE Conselho Administrativo de Defesa Econômica

CBLC Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia

CCC Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

CDE Conta de Desenvolvimento Energético

CEEE Companhia Estadual de Energia Elétrica

CETIP Câmara de Custódia e Liquidação

CESP Companhia Energética de São Paulo

CGSE Câmara de Gestão do Setor Elétrico

CMN Conselho Monetário Nacional

CNPE Conselho Nacional de Política Energética

Consumidores Livres Consumidores que nos termos da legislação aplicável, podem optar por contratar seu fornecimento, no todo ou em parte, com produtor independente de energia ou com qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do mesmo sistema interligado

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Contrato de Concessão Contrato de Concessão n.º 009/2002 celebrado pela Emissora com a União, para a outorga de poderes de concessão de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica.

Contrato de Distribuição Contrato de Distribuição Pública, sob Regime de Garantia Firme de Colocação, de Debêntures da 1ª Emissão da Companhia Piratininga de Força e Luz, celebrado entre a Emissora e os Coordenadores em 20 de janeiro de 2006, conforme aditado em 14 de fevereiro de 2006.

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

Coordenador Líder Banco Santander

Coordenadores Coordenador Líder, BB Banco de Investimento, Banco Bradesco e Banco Itaú BBA

COPOM Comitê de Política Monetária

CPFL Brasil CPFL Comercialização Brasil S.A.

CPFL Energia e Garantidora CPFL Energia S.A.

CPFL Geração CPFL Geração de Energia S.A.

CPFL Paulista Companhia Paulista de Força e Luz

CPFL Piratininga, Companhia

ou Emissora

Companhia Piratininga de Força e Luz

CRC Conta de Resultados a Compensar

CVM Comissão de Valores Mobiliários

DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica

DOC 4 DOC 4 Participações S.A.

Draft I Draft I Participações S.A.

Draft II Draft II Participações S.A., antiga denominação da CPFL Energia

DUKE Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

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

Elektro ELEKTRO – Eletricidade e Serviços S.A.

Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

Eletropaulo Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.

Eletrosul Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A.

Escritura de Emissão Instrumento Particular de Escritura da 1ª Emissão Pública de Debêntures Simples, da Espécie Subordinada, da Companhia Piratininga de Força e Luz, celebrado entre a Emissora e o Agente Fiduciário com a interveniência da CPFL Energia em 30 de janeiro de 2006, conforme aditado em 03 de fevereiro de 2006.

FINEL Fundo de Financiamento da Eletrobrás

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Fundo RGR Fundo Reserva Global de Reversão, constituído com contribuições das companhias prestadoras de serviços públicos de eletricidade

FURNAS FURNAS Centrais Elétricas S.A.

CGCE Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica

ICMS Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços

IGPDI Índice Geral de Preços Disponibilidade Interna, apurado e divulgado pela Fundação Getúlio Vargas

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

Itaipu Itaipu Binacional

JUCESP Junta Comercial do Estado de São Paulo

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

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

Lei de Concessões do Setor Elétrico

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

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

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

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

Libor London Interbank Offered Rate

MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica

MME Ministério das Minas e Energia

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

Nacional Companhia Nacional de Energia Elétrica

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

PCH Pequena Central Hidrelétrica

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

Poder Concedente União Federal

PPT Programa Prioritário de Termeletricidade

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

RENCOR Reserva Nacional de Compensação da Remuneração

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RGE Rio Grande Energia S.A.

RTE Recomposição Tarifária Extraordinária

SDT Sistema de Distribuição de Títulos, da CETIP

Semesa Semesa S.A.

Serra da Mesa Serra da Mesa Energia S.A.

SIN Sistema Interligado Nacional

SND Sistema Nacional de Debêntures, da CETIP

Taxa DI Taxa média diária do DI - Depósito Interfinanceiro de um dia, “over extra-grupo”, expressa na forma percentual ao ano, base 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias úteis, calculada e divulgada pela CETIP

TJLP Taxa de Juros de Longo Prazo

Tractebel Tractebel Energia S.A.

TUSD Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição

TUST Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão

UHE Usina Hidrelétrica

VBC Energia VBC Energia S.A.

VBC Participações VBC Participações S.A.

UTE Usina Termelétrica

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RESUMO DAS CARACTERÍSTICAS DA OFERTA

Emissora: Companhia Piratininga de Força e Luz. Valor Mobiliário: Debêntures.

Data de Emissão: 01 de janeiro de 2006.

Agente Fiduciário: Pentágono S.A. DTVM.

Banco Mandatário: Banco Bradesco. Coordenador Líder: Banco Santander.

Coordenadores: Coordenador Líder, BB Banco de Investimento, Banco Bradesco. e Banco Itaú BBA.

Valor Total da Oferta: R$ 400.000.000,00 (quatrocentos milhões de reais). Número de Séries: As Debêntures serão emitidas em série única. Quantidade de Debêntures: Serão emitidas 40.000 (quarenta mil) Debêntures. Valor Nominal Unitário das Debêntures:

O Valor Nominal Unitário das Debêntures será de R$ 10.000,00 (dez mil reais).

Espécie: Subordinada. Forma e Conversibilidade: Nominativas e escriturais, não conversíveis em ações. Garantia As Debêntures serão garantidas por fiança da CPFL Energia. Prazo e Data de Vencimento: As Debêntures terão prazo de 5 (cinco) anos, contados a partir da Data

de Emissão, vencendo-se em 01 de janeiro de 2011. Preço de Subscrição: As Debêntures serão subscritas e integralizadas pelo seu Valor

Nominal Unitário, acrescido da remuneração, calculado pro rata tempore, desde a Data de Emissão até a data da efetiva integralização.

Remuneração das Debêntures: As Debêntures farão jus a uma remuneração equivalente a um percentual da Taxa DI a ser definido no Procedimento de Bookbuilding e ratificado pelo Conselho de Administração da CPFL Piratininga, observado o percentual máximo de 105,5% da Taxa DI.

Pagamento da Remuneração: A Remuneração das Debêntures será paga semestralmente a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em 01 de julho de 2006 e o último, na Data de Vencimento.

Forma de Integralização: A integralização das Debêntures será à vista, em moeda corrente nacional, no ato da subscrição.

Local de Pagamento: Os pagamentos a que fizerem jus as Debêntures serão efetuados utilizando-se os procedimentos adotados pela CETIP e/ou CBLC. As Debêntures que não estiverem custodiadas junto à CETIP e/ou CBLC terão os seus pagamentos realizados pelo Banco Mandatário.

Amortização: O Valor Nominal Unitário será pago em duas parcelas de igual valor, a primeira a ser paga em 01 de janeiro de 2010 e a segunda na Data de Vencimento.

Colocação e Procedimento: As Debêntures serão objeto de distribuição pública, sob o regime de garantia firme, com a intermediação dos Coordenadores de acordo como plano de distribuição das Debêntures descrito na seção “Características da Oferta” deste Prospecto, sendo que as Debêntures serão registradas para colocação no mercado primário, no SDT, operacionalizado pela CETIP, sendo a integralização das Debêntures neste caso liquidada pela CETIP e/ou no BOVESPA FIX, administrado pela BOVESPA, sendo a integralização das Debêntures neste caso liquidada pela CBLC.

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Negociação: As Debêntures serão registradas para negociação no mercado secundário, no SND operacionalizado pela CETIP, com os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CETIP e/ou no BOVESPA FIX, administrado pela BOVESPA, com os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CBLC.

Público Alvo: O público alvo da Oferta são investidores pessoa jurídica, fundos de investimento, fundos de pensão, administradores de recursos de terceiros, instituições autorizadas a funcionar pelo Banco Central do Brasil, seguradoras, entidades de previdência complementar e de capitalização e investidores institucionais ou qualificados.

Inadequação do Investimento: A Oferta não é adequada aos investidores que necessitem de ampla liquidez em seus títulos, uma vez que o mercado secundário para negociação de debêntures é restrito.

Destinação dos Recursos: Os recursos obtidos por meio da Emissão serão utilizados para adequar o perfil econômico-financeiro da Emissora, proporcionar liquidez suficiente para suportar investimentos que a Emissora pretende realizar e possibilitar o refinanciamento de dívidas de curto prazo.

Informações Adicionais: Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Companhia e a Emissão poderão ser obtidas com os Coordenadores e com a CVM.

Quoruns de Deliberação Nas deliberações da Assembléia Geral de Debenturistas, a cada Debênture caberá um voto. As alterações relativas (i) à Remuneração ou às Datas de Pagamento da Remuneração, (ii) ao prazo de vencimento das Debêntures e/ou (iii) aos eventos de vencimento antecipado das Debêntures, deverão ser aprovadas por Debenturistas que representem 90% (noventa por cento) das Debêntures em Circulação. A renúncia à declaração de vencimento antecipado das Debêntures, bem como toda e qualquer alteração nos termos e condições desta Emissão, inclusive a renúncia, alteração ou revisão dos Índices e Limites dependerá da aprovação de Debenturistas que representem, no mínimo, 75% (setenta e cinco por cento) das Debêntures em Circulação.

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SUMÁRIO DA EMISSORA A presente seção contém um resumo das informações apresentadas em outras partes deste Prospecto acerca dos negócios da Companhia e de suas informações financeiras. A Emissora atua na distribuição de energia elétrica, no interior do Estado de São Paulo e na região da baixada santista. A área de concessão da Companhia abrange 27 municípios e compreende 2,81% do território do Estado de São Paulo. O mercado de atuação da CPFL Piratininga abrange uma área de aproximadamente 6.785 km2, com uma população de aproximadamente 3,6 milhões de habitantes e densidade demográfica de 530 habitantes/km2. Em 30 de setembro de 2005, a CPFL Piratininga possuía 1.253.222 clientes. A economia da região interiorana do Estado de São Paulo em que a CPFL Piratininga atua é baseada principalmente na indústria, em serviços e na agropecuária, enquanto a região da Baixada Santista do Estado de São Paulo é baseada principalmente nas indústrias siderúrgica, química, petroquímica e no turismo. No ano de 2004, a CPFL Piratininga distribuiu 9.840 GWH de energia, equivalente a 2,75% de toda a energia utilizada no Brasil neste período. Nos nove primeiros meses de 2005, a CPFL Piratininga distribuiu 7.060 GWH de energia a seus 1,25 milhão de clientes. A CPFL Piratininga foi criada em 14 de Dezembro de 2000, com o propósito de incorporar a parte cindida da Empresa Bandeirante de Energia – EBE, sociedade criada no âmbito da reestruturação societária a que a Eletropaulo foi submetida durante sua desestatização. Atualmente, a CPFL Piratininga é uma subsidiária integral da CPFL Paulista. Para mais informações sobre o histórico da Emissora, favor ver seção “Informações Relativas à Emissora” - “Histórico da Emissora”. A Companhia possui como estratégia o aumento da eficiência das suas operações, buscando focar na melhoria da prestação do serviço e na manutenção dos baixos custos operacionais, por meio do compartilhamento de despesas entre subsidiárias e de investimento em novos sistemas que monitorem os ativos de forma mais eficiente.

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INFORMAÇÕES ACERCA DO FUTURO DA CPFL PIRATININGA

Este Prospecto pode conter informações acerca das perspectivas do futuro da Companhia que refletem as opiniões desta em relação ao seu desenvolvimento futuro e que, como em qualquer atividade econômica, envolvem riscos e incertezas. Embora os administradores da CPFL Piratininga acreditem que as informações acerca das perspectivas do seu futuro sejam baseadas em convicções e expectativas razoáveis, não pode haver garantia de que o desempenho futuro seja consistente com essas informações. Os eventos futuros poderão diferir sensivelmente das tendências aqui indicadas, dependendo de vários fatores discutidos nesta seção e em outras seções deste Prospecto. Os potenciais investidores são advertidos a examinar com toda a cautela e diligência as informações acerca do futuro da Companhia e não tomar decisões de investimento unicamente baseados em previsões futuras ou expectativas. A Companhia não assume nenhuma obrigação de atualizar ou revisar qualquer informação acerca das perspectivas de seu futuro, exceto pelo que dispõem à regulamentação aplicável.

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2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

• Emissora • Coordenadores • Banco Mandatário e Instituição Depositária • Agente Fiduciário • Consultores Legais • Auditores • Declaração da Companhia e do Coordenador Líder

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INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES Emissora

Quaisquer outras informações sobre a Companhia, a Oferta e este Prospecto poderão ser obtidas junto à Companhia, no seguinte endereço: Rodovia Campinas Mogi-Mirim, km 2,5 - parte Campinas – SP - Brasil At.: Sr. José Antonio de Almeida Filippo Diretor de Relações com Investidores Telefone: (19) 3756-8704 Fac-símile: (19) 3756-8777 Correio Eletrônico: [email protected] Coordenadores Quaisquer outras informações sobre a Oferta e este Prospecto poderão ser obtidas junto aos Coordenadores, nos seguintes endereços: Coordenador Líder Banco Santander Rua Amador Bueno, 474, 3º andar, Bloco C São Paulo – SP At.: Sr. Ricardo Corradi Leoni Telefone: (11) 5538-6792 Fac-símile: (11) 5538-8252 Correio Eletrônico: [email protected] O Sr. Ricardo Corradi Leoni, Superintendente de Mercado de Capitais do Banco Santander, será responsável pelo atendimento do artigo 33, inciso III da Instrução CVM n.° 400. Demais Coordenadores BB Banco de Investimento Rua Senador Dantas, 105 - 36º andar Rio de Janeiro - RJ At.: Sr. Leonardo Silva de Loyola Reis Telefone: (21) 3808-3773 Fac-símile: (21) 3808-3239 Correio Eletrônico: [email protected]/[email protected] Banco Bradesco Avenida Paulista, 1.450 - 3º.andar São Paulo - SP At.: Sr. João Carlos Zani Telefone: (11) 2178-4800 Fac-símile: (11) 2178-4880 Correio Eletrônico: [email protected]

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Banco Itaú BBA Avenida Brigadeiro Faria Lima, 3.400 - 4º.andar São Paulo - SP At.: Sr. Eduardo Prado Santos Telefone: (011) 3078-8715 Fac-símile.: (011) 3078-8107 Correio Eletrônico: [email protected] Banco Mandatário e Instituição Depositária O Banco Mandatário das Debêntures pode ser contatado no seguinte endereço:

Banco Bradesco Cidade de Deus – Prédio Amarelo – 2º andar Osasco - Brasil At.: Sr. Airton Abel Galvão e Sr. José Donizetti de Oliveira Telefone: (11) 3684-5133 Fac-símile: (11) 3684-2714 Correio Eletrônico: [email protected] Agente Fiduciário O Agente Fiduciário pode ser contatado no seguinte endereço:

Pentágono S.A. DTVM Avenida das Américas, 4.200, Bl. 04, Sala 514 Rio de Janeiro – RJ At.: Sr. Maurício da Costa Ribeiro Telefone: (21) 3385-4565 Fac-símile: (21) 3385-4046 Correio Eletrônico: [email protected]

Consultores Legais Os consultores legais da Companhia e do Coordenador podem ser contatados no seguinte endereço: Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados Alameda Joaquim Eugênio de Lima, n.º 447 01403-001 São Paulo - SP – Brasil At.: Sr. José Eduardo Carneiro Queiroz/Sra. Marina Anselmo Schneider Telefone: (11) 3147-7600 Fac-símile: (11) 3147-7770 Correio Eletrônico: [email protected]/[email protected] Auditores Os auditores responsáveis por auditar as demonstrações financeiras da Companhia podem ser contatados no seguinte endereço: Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes At.: Sr. José Carlos Amadi Telefone: (19) 3707.3000 Fac-símile: (19) 3707.3001 Correio Eletrônico: [email protected]

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Declaração da Companhia e do Coordenador Líder Declaração nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400: A Emissora declara que: (a) as informações constantes do Prospecto relativo à Emissão são verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores (i) o conhecimento da Emissão, das Debêntures, da Companhia, suas atividades, situação econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades e quaisquer outras informações relevantes, e (ii) uma tomada de decisão fundamentada a respeito das Debêntures, e (b) o Prospecto foi preparado de acordo com a Instrução CVM n.º 400 e demais normas e regulamentos aplicáveis, conforme declaração anexa a este Prospecto, assinada pelos Srs. Wilson Pinto Ferreira Junior e José Antonio de Almeida Filippo. O Coordenador Líder declara que tomou todas as cautelas e agiu com elevados padrões de diligência para assegurar que: (i) o Prospecto relativo à Emissão contem as informações relevantes necessárias ao conhecimento, pelos investidores, da Emissão, das Debêntures, da Emissora, suas atividades, situação econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades e quaisquer outras informações relevantes; (ii) o Prospecto foi preparado de acordo com as normas pertinentes, incluindo, mas não se limitando à Instrução CVM n.º 400; e (iii) as informações prestadas pela Emissora no âmbito da Emissão constantes do Prospecto são verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito das Debêntures e da Emissão conforme declaração anexa a este Prospecto, assinada pelos Srs. Henry Singer Gonzalez e Luiz Carlos da Silva Cantidio Junior. Assunções, previsões e eventuais expectativas futuras constantes deste Prospecto estão sujeitas a incertezas de natureza econômica, política e competitiva e não devem ser interpretadas como promessa ou garantia de resultados futuros ou desempenho da Companhia. Os potenciais investidores deverão conduzir suas próprias investigações acerca de eventuais tendências ou previsões discutidas ou inseridas neste Prospecto, bem como acerca das metodologias e assunções em que se baseiam as discussões dessas tendências e previsões.

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3. INFORMAÇÕES SOBRE OS COORDENADORES

• Coordenador Líder • Coordenadores

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INFORMAÇÕES SOBRE OS COORDENADORES

Coordenador Líder Banco Santander O Banco Santander é uma instituição integrante do conglomerado financeiro Santander Banespa (“Santander Banespa”), cuja sociedade controladora é, direta ou indiretamente, o Banco Santander Central Hispano S.A.. O Banco Santander foi formado a partir de uma reorganização societária que reuniu dois bancos: o Banco Geral do Comércio S.A. (adquirido em 1997) e o Banco Noroeste S.A. (adquirido em 1998) e opera como banco múltiplo. Encerrou o ano de 2004 com um lucro líquido no exercício de R$ 1,67 bilhão. Em 30 de junho de 2005, possuía patrimônio líquido de R$ 8,68 bilhões e um total de ativos de R$ 75,55 bilhões, registrando um lucro líquido no semestre de R$1,01 bilhão. O Grupo Santander, composto por empresas sediadas em diversos países e controladas direta ou indireatmente pelo Banco Santander Central Hispano S.A., opera no Brasil desde 1982 e deu início, na década de 1990, a um processo de crescimento com a aquisição de cinco instituições financeiras: Banco Geral do Comércio S.A., Banco Noroeste S.A., Banco Meridional S.A., Banco Bozano, Simonsen S.A. e Banco do Estado de São Paulo S.A. – Banespa. Atualmente o Santander Banespa opera por meio de quatro bancos: Banco Santander, Banco Santander, Banespa e Banco Santander Meridional S.A.. As operações dos bancos e das empresas do setor financeiro e de seguros são conduzidas no contexto de um conjunto de instituições que atuam integradamente no mercado financeiro. O Grupo Santander posiciona-se entre os dez principais bancos do mundo e é o primeiro na Zona do Euro em valor de mercado. Fundado em 1857, contava, em março de 2005 com 63 milhões de clientes, 9.935 agências, 126 mil funcionários e presença em mais de 40 países. É o principal grupo financeiro na Espanha e na América Latina e tem papel relevante na Europa, principalmente no Reino Unido, depois da aquisição do Abbey National, e em Portugal, onde é proprietário do terceiro maior grupo financeiro. Na Alemanha, na Itália e em sete outros países europeus mantém o Santander Consumer Finance, uma unidade especializada no financiamento ao consumo. No total, administra ativos de US$ 916 bilhões. A estratégia do Banco Santander, integrada à estratégia do Santander Banespa, é aumentar a sua base de clientes e a sua penetração na base já existente, garantindo assim um crescimento, ambos em termos de rentabilidade e market share em todos os segmentos que o banco atua, principalmente nas regiões Sul e Sudeste do Brasil. O Banco Santander foi a sétima instituição no ranking de originação de renda fixa da ANBID em 2004, tendo intermediado operações que montam a R$ 844,3 milhões.

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Durante o ano de 2004, destacam-se as seguintes operações de mercado de capitais nas quais o Banco Santander esteve envolvido: (i) a emissão de debêntures da Companhia Energética do Rio Grande do Norte, no montante de R$ 120 milhões; (ii) a emissão de debêntures da Cia. de Eletricidade do Rio de Janeiro, no montante de R$ 294 milhões; (iii) a emissão de debêntures da Brasil Telecom S.A., no montante de R$ 600 milhões; (iv) a emissão de debêntures da Telecomunicações de São Paulo S.A. – TELESP, no montante de R$ 1,5 bilhão e (v) emissão de debêntures da Neoenergia S.A., no montante de R$ 315 milhões. Em 2005, as operações de renda fixa que merecem destaque são: (i) a 7a emissão de debêntures da Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo – SABESP, no valor de R$ 300 milhões; (ii) a 3a emissão de debêntures da Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro – Ampla, no valor de R$ 400 milhões; (iii) a 2ª emissão de debêntures simples da Telesp Celular Participações S.A., no valor de R$ 1,0 bilhão; (iv) a 3ª emissão de debêntures simples da Companhia Paranaense de Energia no valor de R$ 400 milhões e (v) a 5ª emissão de debêntures da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – Coelba, no valor de R$ 540 milhões. No segmento de operações estruturadas, o Banco Santander intermediou importantes operações do mercado, via utilização de Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FIDCs) e Certificados de Recebíveis Imobiliários (CRIs). Em 2003, o Banco Santander estruturou FIDCs para a (i) Braskem S.A., no total de R$ 200 milhões, e (ii) Parmalat Brasil S.A., no total de R$ 110 milhões. Além disso, o Banco Santander intermediou mais de 50% das operações de CRIs, em operações lastreadas em contratos de locação com a Nestlé Ltda. e Telesp Celular S.A. Em 2004, o Banco Santander Brasil estruturou o FIDC para Furnas Centrais S.A., no montante de R$ 336,35 milhões. Em 2005 o Banco Santander atuou como coordenador líder das emissões de FIDCs de Furnas Centrais Elétricas S.A. no valor de R$ 878 milhões, do Sistema Cataguazes Leopoldina no valor de R$ 210 milhões e da 31ª série da 1ª emissão de certificados de recebíveis imobiliários da Rio Bravo Secutitizadora lastreado em créditos imobiliários devidos pela Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, no valor de R$200 milhões. Coordenadores Banco Bradesco Fundado em 1943, o Bradesco (www.bradesco.com.br) é atualmente o maior banco múltiplo privado do país e está presente em praticamente todos os municípios do Brasil. A atuação do Bradesco é sustentada por uma rede de atendimento com 13.141 pontos convencionais, entre eles, 2.916 e 5.439 unidades do Banco Postal. Encerrou o 3º trimestre de 2005 com R$ 18,3 bilhões de Patrimônio Líquido e R$ 201,9 bilhões em Ativos Totais. Atua no Mercado de Capitais Brasileiro desde 1966, destacando-se como uma das mais importantes instituições intermediárias na coordenação, estruturação e distribuição de operações de “underwriting”, fusões e aquisições, “project finance” e demais operações estruturadas.

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Até Setembro de 2005, o Bradesco coordenou importantes operações de ações, debêntures e notas promissórias que totalizaram R$ 1,51 milhões, encerrando o período com uma participação de mercado de 8,21%, de acordo com o Ranking de Originação da ANBID . A presença do Bradesco também se fez notar em operações de fusões e aquisições e de “project finance”, nas quais atua como assessor financeiro de empresas que possuam projetos de investimentos relacionados à expansão das atividades ou relacionados ao desenvolvimento de novos mercados. No segmento de Operações Estruturadas, o Bradesco desenvolve estruturas para segregação de riscos por meio da aquisição ou securitização de créditos, Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (“FIDCs”) e Certificados de Recebíveis Imobiliários (“CRIs”), bem como operações “taylor made” visando a menor utilização de capital de giro, aumento da liquidez, otimização dos custos financeiro e tributário, adequação a limites técnicos legais (“covenants”) financeiros, desmobilização e financiamentos das empresas clientes. Banco Itaú BBA O Itaú BBA é o maior banco de atacado do Brasil, com ativos de R$ 35,8 bilhões em junho de 2005. É um banco detido pelo Grupo Itaú, que possui 95,75% do total de ações e 50% das ações ordinárias de emissão do Itaú BBA, sendo o restante detido por executivos do próprio Itaú BBA. O Itaú BBA se caracteriza pelo foco no atendimento aos clientes corporativos, com ênfase em crédito e operações estruturadas, atuando, assim, como banco corporativo e banco de investimento. Em 2004, a área de investment banking do Itaú BBA assessorou clientes na captação de recursos junto ao mercado local que totalizaram aproximadamente R$ 4,9 bilhões em operações de debêntures e certificados de recebíveis imobiliários. Entre as principais emissões incluem-se as emissões de debêntures de Suzano Bahia Sul Papel e Celulose S.A., no valor de R$ 500 milhões, Telemar Participações S.A., no valor de R$ 150 milhões, e Concessionária da Rodovia Presidente Dutra S.A., no valor de R$ 180 milhões, todas lideradas pelo Itaú BBA. Destacam-se ainda as emissões de debêntures de Telecomunicações de São Paulo S.A. – Telesp, no valor de R$ 1,5 bilhão, e Brasil Telecom S.A., no valor de R$ 500 milhões. De acordo com o ranking ANBID de originação e distribuição de renda fixa de operações no mercado doméstico, base janeiro a dezembro de 2004, o Itaú BBA ocupa o primeiro lugar, com uma participação de mercado de 26% e 25,5%, respectivamente. Em 2005, entre as operações coordenadas pelo Itaú BBA destacam-se as debêntures de Cia. Itauleasing de Arrendamento Mercantil, no valor de R$ 1,35 bilhão, Localiza Rent a Car S.A., no valor de R$ 350 milhões, Vicunha Siderurgia S.A., no valor de R$ 1,2 bilhão, Telesp Celular Participações S.A., no valor de R$ 1,0 bilhão, Elektro Eletricidade e Serviços S.A., no valor de R$ 750 milhões e o FIDC CESP II, no valor de R$ 650 milhões. De acordo com o ranking ANBID de originação e distribuição de renda fixa de operações no mercado doméstico, base janeiro a outubro de 2005, o Itaú BBA ocupa o primeiro lugar, com uma participação de mercado de 22,0% e 21,9%, respectivamente.

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BB Banco de Investimento O BB Banco de Investimento S.A., criado em outubro de 1988 como subsidiária integral do Banco do Brasil S.A., atua na prestação de consultoria financeira, estruturação e distribuição de operações de underwriting, aquisição de participações em sociedades anônimas e prestação de serviços em custódia qualificada. Em 2003, o BB Banco de Investimento foi líder na originação e distribuição de operações de renda fixa no mercado de capitais doméstico. Nesse período, participou de 10 das 32 operações, um market share de 19,5% com um volume de negócios de R$ 1,4 bilhão. Ao final de 2004, o BB Banco de Investimento permaneceu entre as maiores instituições financeiras na originação e distribuição de operações de renda fixa no mercado de capitais doméstico, participando de 13 das 41 operações, com um volume de negócios superior a R$ 1,0 bilhão. No primeiro semestre de 2005, o BB Banco de Investimento liderou a terceira emissão de debêntures da Companhia Paranaense de Energia – COPEL, no valor de R$400 milhões, a sexta emissão de debêntures da Telemar Participações S.A., no valor de R$150 milhões e a terceira emissão de debêntures de TUPY S.A., no valor de R$251,9 milhões. Foi coordenador da décima emissão de debêntures de Itauleasing, no valor de R$1,35 bilhão, da segunda emissão de Telesp Celular Participações S.A., no valor de R$ 1,0 bilhão e da quinta emissão de debêntures da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA, no valor de R$540 milhões. Em operações de renda variável, o BB Banco de Investimento mantém sua posição de principal player em ofertas públicas no segmento de varejo, apoiado em seus mais de 12 mil pontos de atendimento espalhados por todo o país e pelo portal bb.com.br. No acumulado dos últimos quatro anos os negócios em underwriting já ultrapassam a marca de R$23 bilhões. O BB conta ainda com ampla experiência em assessoria e estruturação de grandes operações de fusões e aquisições envolvendo empresas dos setores de energia elétrica, portuário, transportes, saneamento, dentre outros. Em projetos de privatização, foi vencedor de 13 dos 16 consórcios de que participou. No Banco do Brasil, controlador do BB Banco de Investimento S.A., experientes profissionais aliados a uma das mais respeitáveis marcas do mercado brasileiro trabalham em torno de uma filosofia que conjuga seriedade e criatividade, de forma ágil, moderna e competitiva na busca de soluções sob medida em mercado de capitais para seus clientes. Em seus 195 anos de história, o Banco do Brasil tem se diferenciado pela capacidade de atender segmentos do mercado financeiro, com produtos, serviços e soluções em negócios, sem descuidar do papel social de fomentador de programas, projetos e iniciativas que reafirmam os mais autênticos valores da sociedade brasileira.

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4. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

• Características da Oferta • Destinação dos Recursos

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CARACTERÍSTICAS DA OFERTA

Esta Seção contém um resumo das características da Oferta, conforme estabelecidas na Escritura de Emissão, mas não substitui a leitura completa da Escritura de Emissão. O potencial investidor deve levar em consideração em sua decisão de investimento que a aquisição das Debêntures acarretará a imediata aprovação, por parte dos investidores, de qualquer operação de reorganização societária e/ou redução de capital social envolvendo a Emissora e/ou a CPFL Energia que venham a ser realizadas no âmbito do processo de desverticalização, nos termos do item 4.13.1.1. da Escritura de Emissão e no item “Vencimento Antecipado” desta Seção. Composição do Capital Social da Companhia O capital social da Emissora, na data deste Prospecto, era de R$ 331.100.604,50, dividido em 53.031.258.899 ações, escriturais sem valor nominal, sendo 29.498.491.328 ações ordinárias e 23.532.767.571 ações preferenciais sem direito de voto. Após a efetivação da redução de capital deliberada pelos acionistas da Companhia em 26 de dezembro de 2005, o capital social da Emissora passará a ser de R$ 31.100.604,50, sem alteração no número de ações. O quadro abaixo indica a composição acionária da CPFL Piratininga na data deste Prospecto: Ações Ordinárias Ações Preferenciais Total de Ações

Acionista Quantidade % Quantidade % Quantidade %

CPFL Paulista 29.498.491.328 100,00 23.532.767.571 100,00 53.031.258.899 100,00

Total 29.498.491.328 100,00 23.532.767.571 100,00 53.031.258.899 100,00 Autorizações Societárias A Emissão foi aprovada pela (i) Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 06 de janeiro de 2006, devidamente arquivada perante a JUCESP, sob o n.º 24.603/06-5, em 16 de janeiro de 2006, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo em 21 de janeiro de 2006 e nos jornais Correio Popular de Campinas e Valor Econômico em 23 de janeiro de 2006; (ii) Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 01 de fevereiro de 2006, devidamente arquivada perante a JUCESP, sob o nº 48.271/06-8, em 08 de fevereiro de 2006, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo em 04 de fevereiro de 2006 e nos jornais Correio Popular de Campinas e Valor Econômico em 06 de fevereiro de 2006 e (iii) Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 03 de fevereiro de 2006, devidamente arquivada perante a JUCESP, sob o nº 48.272/06-1, em 08 de fevereiro de 2006, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo em 04 de fevereiro de 2006 e nos jornais Correio Popular de Campinas e Valor Econômico em 06 de fevereiro de 2006. Autorização ANEEL A Emissão foi aprovada pela ANEEL, nos termos do Despacho nº 69, de 13 de janeiro de 2006. Número de Debêntures, Valor Nominal Unitário, Valor Total da Emissão e Data de Emissão Serão emitidas 40.000 (quarenta mil) Debêntures, em série única, com valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais) (o “Valor Nominal Unitário”), perfazendo o montante total de R$400.000.000,00 (quatrocentos milhões de reais) (“Valor Total da Emissão”) na Data de Emissão (definida abaixo). De acordo com as condições de mercado e da demanda, pelos investidores, para aquisição das Debêntures, à época da realização da colocação das Debêntures, a Emissão (i) poderá ser aumentada por lote suplementar, a critério dos Coordenadores, equivalente a até 15% (quinze por cento) do Valor Total da Emissão, na Data de Emissão, nos termos do artigo 24, da Instrução CVM n.º 400 (“Lote Suplementar”) e (ii) poderá ser aumentada, a exclusivo critério da Emissora, em montante que corresponda a, no máximo, 20% (vinte por cento) do Valor Total da Emissão, na Data de Emissão, nos termos do artigo 14, da Instrução CVM n.º 400 (“Quantidade Adicional”). Sem prejuízo do disposto nos parágrafos abaixo, quaisquer Debêntures objeto de Lote Suplementar e/ou Quantidade Adicional serão colocadas observados os procedimentos aplicáveis às demais Debêntures objeto da Emissão.

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Conforme estipulado no Contrato de Distribuição, caso os Coordenadores decidam exercer a opção por Lote Suplementar, deverão previamente enviar comunicação, por escrito, à Emissora neste sentido, a qual decidirá, em comum acordo com os Coordenadores, sobre a conveniência da opção pelo Lote Suplementar. As Debêntures objeto do Lote Suplementar serão colocadas sob regime de melhores esforços de colocação. Caso a Emissora decida exercer sua opção de emitir uma Quantidade Adicional de Debêntures, os Coordenadores poderão avaliar a possibilidade de realizar a colocação das Debêntures objeto da Quantidade Adicional sob o regime de garantia firme de subscrição, nos termos do Contrato de Distribuição. Para todos os efeitos legais, a data de emissão das Debêntures é 01 de janeiro de 2006 (“Data de Emissão”). Número de Séries A Emissão será realizada em série única. Conversibilidade, Tipo e Forma As Debêntures serão da forma nominativa, escritural, sem a emissão de cautela e não serão conversíveis em ações de emissão da Emissora. Espécie As Debêntures serão da espécie subordinada e contarão com a fiança da CPFL Energia, conforme descrito no item “Garantia” abaixo. Prazo e Data de Vencimento As Debêntures terão prazo de vigência de 5 (cinco) anos contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto, em 01 de janeiro de 2011 (“Data de Vencimento”). Colocação e Negociação

As Debêntures serão registradas (i) para colocação no mercado primário, no SDT, operacionalizado pela CETIP, sendo a integralização das Debêntures neste caso liquidada pela CETIP e/ou no BOVESPA FIX, administrado pela BOVESPA, sendo a integralização das Debêntures neste caso liquidada pela CBLC; e (ii) para negociação no mercado secundário, no SND operacionalizado pela CETIP, com os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CETIP e/ou no BOVESPA FIX, administrado pela BOVESPA, com os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CBLC. Prazo e Forma de Integralização

As Debêntures serão integralizadas à vista, em moeda corrente nacional, no ato da subscrição, de acordo com as normas de liquidação aplicáveis à CETIP e à CBLC, conforme o caso.

Preço de Subscrição As Debêntures serão subscritas e integralizadas pelo seu Valor Nominal Unitário, acrescido da Remuneração (conforme definida abaixo), calculada pro rata tempore, por dias úteis, desde a Data de Emissão até a data da efetiva integralização (“Preço de Subscrição”). Certificados de Debêntures Não serão emitidos certificados representativos das Debêntures. Para todos os fins e efeitos, a titularidade das Debêntures será comprovada pelo extrato emitido pelo Banco Mandatário. Adicionalmente, será expedido pelo SND o “Relatório de Posição de Ativos” acompanhado de extrato em nome do titular da Debênture, emitido pela instituição financeira responsável pela custódia das Debêntures quando depositadas no SND. Para as Debêntures depositadas na CBLC, esta emitirá extrato de custódia em nome do titular da Debênture.

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Remuneração das Debêntures As Debêntures farão jus a uma remuneração equivalente 104% (cento e quatro porcento) da Taxa DI, (a “Remuneração”), incidente sobre o Valor Nominal Unitário, a partir da Data de Emissão, e paga ao final de cada Período de Capitalização (conforme abaixo definido). A Remuneração será calculada de forma exponencial e cumulativa pro rata tempore por dias úteis decorridos, incidentes sobre o Valor Nominal Unitário desde a Data de Emissão ou da data de vencimento do último Período de Capitalização (conforme definida abaixo), conforme o caso, até a data de seu efetivo pagamento, de acordo com a fórmula abaixo:

J= VNe x (FatorDI – 1),

onde:

J = valor da Remuneração a ser pago nas Datas previstas abaixo, calculado

com 6 (seis) casas decimais sem arredondamento; VNe = Valor Nominal Unitário da Debênture no início de cada Período de

Capitalização (conforme abaixo definido), informado/calculado com 6 (seis) casas decimais sem arredondamento; e

FatorDI = produtório das Taxas DI com uso de percentual aplicado, da data de início

do Período de Capitalização, inclusive, até a data de cálculo exclusive, calculado com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento, apurado da seguinte forma:

∏=

×+=

DIn

1kk 100

PTDI1DIFator

onde:

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

TDIk = Taxa DI, expressa ao dia, calculada com 8 (oito) casas decimais com arredondamento, da seguinte forma;

P = Percentual aplicado sobre a Taxa DI Over, informado com 2 (duas) casas decimais;

11100DI

TDI2521

kk −

+=

onde:

k 1, 2, ..., n

DIk Taxa DI divulgada pela CETIP, válida por 1 (um) dia útil (overnight), utilizada com 2 (duas) casas decimais;

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O fator resultante da expressão

×+

100PTDI1 k é considerado com 16 (dezesseis) casas decimais, sem

arredondamento.

Efetua-se o produtório dos fatores diários

×+

100PTDI1 k , sendo que a cada fator diário acumulado,

trunca-se o resultado com 16 (dezesseis) casas decimais, aplicando-se o próximo fator diário, e assim por diante até o último considerado. Uma vez os fatores estando acumulados, considera-se o fator resultante “Fator DI” com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento. A Taxa DI deverá ser utilizada considerando idêntico número de casas decimais divulgado pela entidade responsável pelo seu cálculo. Caso a Taxa DI não esteja disponível quando da apuração da Remuneração, será aplicada a última Taxa DI aplicável que estiver disponível naquela data, não sendo devidas quaisquer compensações financeiras, tanto por parte da Emissora quanto por parte dos Debenturistas, quando da divulgação da Taxa DI aplicável. Na ausência da apuração e/ou divulgação da Taxa DI por prazo superior a 5 (cinco) dias úteis, de extinção da Taxa DI, ou de impossibilidade de aplicação por imposição legal ou determinação judicial, será aplicada automaticamente no lugar da Taxa DI a taxa média dos financiamentos diários, com lastro em títulos federais, apurados no Sistema Especial de Liquidação e Custódia ("Taxa Selic"). Na impossibilidade de aplicação da Taxa Selic, conforme referido neste item acima, será convocada pelo Agente Fiduciário Assembléia Geral de Debenturistas, nos termos da Seção “Assembléia Geral de Debenturistas” abaixo, a ser realizada no prazo máximo de 20 (vinte) dias corridos contados da data do evento que der causa à convocação da referida Assembléia Geral de Debenturistas, para deliberar, de comum acordo com a Emissora, a nova taxa de juros referencial da Remuneração das Debêntures, devendo as Debêntures serem remuneradas nos mesmos níveis anteriores. Caso não haja acordo sobre a nova taxa de juros referencial da Remuneração entre a Emissora e Debenturistas representando, no mínimo, 75% (setenta e cinco por cento) das Debêntures em Circulação, a Emissora optará, a seu exclusivo critério, por uma das alternativas a seguir estabelecidas, obrigando-se a Emissora a comunicar por escrito ao Agente Fiduciário, no prazo de 15 (quinze) dias corridos contados a partir da data da realização da respectiva Assembléia Geral de Debenturistas, qual a alternativa escolhida:

(i) a Emissora deverá adquirir a totalidade das Debêntures em Circulação, no prazo de 30 (trinta) dias corridos contados da data da realização da respectiva Assembléia Geral de Debenturistas, pelo seu Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração das Debêntures devida até a data da efetiva aquisição, calculada pro rata tempore, a partir da Data de Emissão ou da última Data de Pagamento da Remuneração (conforme abaixo definido), o que ocorrer primeiro. As Debêntures adquiridas nos termos deste item (i) serão canceladas pela Emissora. Nesta alternativa, para cálculo da Remuneração a serem adquiridas, para cada dia do período em que ocorra a ausência de taxas, será utilizada a última Taxa DI divulgada oficialmente.; ou

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(ii) a Emissora deverá amortizar a totalidade das Debêntures em Circulação, em cronograma a ser estipulado pela Emissora, o qual não excederá o prazo de vencimento das Debêntures ou a data em que ocorrer a próxima repactuação das condições das Debêntures, o que ocorrer primeiro. Nesta alternativa, durante o prazo de amortização das Debêntures pela Emissora (a) todos os Debenturistas receberão o pagamento na mesma proporção e (b) a periodicidade do pagamento da Remuneração das Debêntures será mantida, observado que, até a amortização integral das Debêntures, será utilizada uma taxa de remuneração definida pelos Debenturistas e apresentada à Emissora na referida Assembléia Geral de Debenturistas. Caso a respectiva taxa de remuneração seja referenciada em prazo diferente de 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias úteis, essa taxa deverá ser ajustada de modo a refletir a base de 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias úteis.

Período de Capitalização O período de capitalização da Remuneração ("Período de Capitalização") é, para o primeiro Período de Capitalização, o intervalo de tempo que se inicia na Data de Emissão, inclusive, e termina na primeira Data de Pagamento da Remuneração, inclusive, e, para os demais Períodos de Capitalização, o intervalo de tempo que se inicia em uma Data de Pagamento da Remuneração, inclusive, e termina na Data de Pagamento da Remuneração subseqüente, exclusive. Cada Período de Capitalização sucede o anterior sem solução de continuidade, até a Data de Vencimento. Amortização O Valor Nominal Unitário será pago em duas parcelas de igual valor, a primeira a ser paga em 01 de janeiro de 2010 e a segunda na Data de Vencimento. Pagamento da Remuneração A Remuneração das Debêntures será paga semestralmente a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em 01 de julho de 2006 e o último, na Data de Vencimento (cada data de Pagamento da Remuneração, uma “Data de Pagamento da Remuneração”). Farão jus à Remuneração, os titulares de Debêntures assim registradas ao final do dia útil anterior a cada Data de Pagamento da Remuneração. Aquisição Facultativa A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir as Debêntures em circulação, por preço não superior ao seu Valor Nominal Unitário, acrescido da Remuneração, calculada pro rata tempore, observado o disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures objeto desse procedimento poderão ser canceladas, permanecer em tesouraria da Emissora, ou ser recolocadas no mercado.

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Resgate Antecipado Não haverá resgate antecipado das Debêntures. Repactuação Não haverá repactuação das Debêntures. Encargos Moratórios Ocorrendo impontualidade no pagamento pela Emissora de qualquer quantia devida aos titulares de Debêntures, os débitos em atraso vencidos e não pagos pela Emissora, ficarão, desde a data da inadimplência até a data do efetivo pagamento, sujeitos a, independentemente de aviso, notificação ou interpelação judicial ou extrajudicial (i) multa convencional, irredutível e não compensatória, de 2% (dois por cento) e (ii) juros moratórios à razão de 1% (um por cento) ao mês. Atraso no Recebimento dos Pagamentos Sem prejuízo do disposto no item “Encargos Moratórios” acima, o não comparecimento do titular de Debêntures para receber o valor correspondente a qualquer das obrigações pecuniárias devidas pela Emissora, nas datas previstas na Escritura de Emissão ou em comunicado publicado pela Emissora, não lhe dará direito ao recebimento de qualquer acréscimo relativo ao atraso no recebimento, sendo-lhe, todavia, assegurados os direitos adquiridos até a data do respectivo vencimento. Vencimento Antecipado Observados os procedimentos estabelecidos nos itens 4.13.2 e 4.13.3 da Escritura de Emissão, conforme descritos no parágrafo abaixo, o Agente Fiduciário poderá declarar antecipadamente vencidas todas as Debêntures e exigir o imediato pagamento pela Emissora do Valor Nominal Unitário das Debêntures em circulação, acrescido da Remuneração, calculada pro rata tempore, desde a Data de Emissão ou da última Data de Pagamento da Remuneração até a data do seu efetivo pagamento, na ocorrência das seguintes hipóteses: a) protesto legítimo e reiterado de títulos contra a Emissora e/ou a Garantidora, no mercado local ou internacional em valor, individual ou agregado, superior a R$ 25.000.000,00 (vinte e cinco milhões de reais), salvo se no prazo de 30 (trinta) dias corridos contados do referido protesto, (i) seja validamente comprovado pela Companhia que o(s) protesto(s) foi/foram efetuado(s) por erro ou má-fé de terceiros; (ii) for cancelado, ou ainda, (iii) forem prestadas garantias em juízo; b) pedido por parte da Emissora e/ou da Garantidora de qualquer plano de recuperação judicial ou extrajudicial a qualquer credor ou classe de credores, independentemente de ter sido requerida ou obtida homologação judicial do referido plano; ou se a Emissora e/ou a Garantidora ingressar em juízo com requerimento de recuperação judicial, independentemente de deferimento do processamento da recuperação ou de sua concessão pelo juiz competente; ou, ainda, se a Emissora e/ou a Garantidora formular pedido de autofalência;

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c) liquidação, dissolução, extinção ou decretação de falência da Emissora e/ou da Garantidora; d) não pagamento, pela Emissora, das obrigações pecuniárias devidas aos Debenturistas, nas datas previstas na Escritura de Emissão, não sanado no prazo de 02 (dois) dias úteis, contados da data de vencimento original; e) falta de cumprimento pela Emissora de qualquer obrigação não pecuniária prevista na Escritura de Emissão, não sanada em 30 (trinta) corridos dias, contados da data do recebimento, pela Emissora, de aviso escrito que lhe for enviado pelo Agente Fiduciário; f) perda ou cassação, por qualquer motivo, da concessão para exploração dos serviços de distribuição de energia elétrica, de que a Emissora é titular nos termos do Contrato de Concessão; g) realização de redução de capital social da Emissora e/ou da Garantidora após a data do registro da Emissão perante a CVM e antes da Data de Vencimento das Debêntures; h) observado o abaixo disposto, cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a Emissora, exceto se tais operações forem previamente aprovadas pelos Debenturistas reunidos em Assembléia Geral de Debenturistas especialmente convocada para esse fim, sendo que, nesse caso, não será admitida a opção de dispensa de realização de Assembléia Geral de Debenturistas, conforme previsto no § 1º do artigo 231 da Lei das Sociedades por Ações (ou seja, não será dispensada a realização da Assembléia Geral de Debenturistas ainda que seja assegurado aos titulares das Debêntures que o desejarem, por um período mínimo de 6 (seis) meses, o resgate das Debêntures); i) observado o abaixo disposto, cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo diretamente a Garantidora, exceto se tais operações forem previamente aprovadas pelos Debenturistas reunidos em Assembléia Geral de Debenturistas especialmente convocada para esse fim, sendo que, nesse caso, não será admitida a opção de dispensa de realização de Assembléia Geral de Debenturistas, conforme previsto no § 1º do artigo 231 da Lei das Sociedades por Ações (ou seja, não será dispensada a realização da Assembléia Geral de Debenturistas ainda que seja assegurado aos titulares das Debêntures que o desejarem, por um período mínimo de 6 (seis) meses, o resgate das Debêntures);

j) alteração do atual controle direto ou indireto da Emissora sem prévia aprovação dos Debenturistas reunidos em Assembléia especialmente convocada para esse fim, excetuadas as seguintes hipóteses: (i) transferência do controle direto ou indireto da Emissora para a Garantidora e (ii) alteração do controle direto ou indireto da Emissora desde que, após a conclusão da referida operação, a Votorantim Energia S.A., a Bradespar S.A., a Camargo Corrêa Energia S.A. e a Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil – Previ mantenham, o controle da Emissora, observado que, nessa hipótese, o controle direto ou indireto deve ser exercido por no mínimo duas das entidades mencionadas acima. Para os fins deste item, aplica-se, na definição de controle, o disposto no artigo 116 da Lei das Sociedades por Ações;

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k) pagamento de dividendos ou juros sobre capital próprio pela Emissora caso a Emissora esteja inadimplente com as suas obrigações descritas na Escritura de Emissão, ficando estabelecido que o disposto neste item não prejudica o disposto no subitem (b) acima; l) pagamento de dividendos ou juros sobre capital próprio pela Garantidora, caso a Garantidora esteja inadimplente com as suas obrigações pecuniárias descritas na Escritura de Emissão; m) pedido de falência formulado por terceiros em face da Emissora e/ou da Garantidora e não devidamente elidido pela Emissora e/ou pela Garantidora no prazo de 30 (trinta) dias corridos; n) vencimento antecipado ou inadimplemento, pela Emissora e/ou pela Garantidora, no pagamento de quaisquer obrigações financeiras a que esteja sujeita, no mercado local ou internacional em valor, individual ou agregado, superior a R$ 25.000.000,00 (vinte e cinco milhões de reais), ressalvada a hipótese da Emissora e/ou Garantidora, por meio de qualquer medida judicial ou arbitral cabível, contestar e evitar a formalização do referido vencimento antecipado ou inadimplemento, sem que para tanto tenha que garantir o juízo com pecúnia ou outros bens em valor correspondente ao montante acima destacado; o) não cumprimento de qualquer decisão ou sentença judicial transitada em julgado contra a Emissora e/ou Garantidora, em valor agregado igual ou superior a R$ 25.000.000,00 (vinte e cinco milhões de reais), ou seu valor equivalente em outras moedas no prazo de até 30 (trinta) dias corridos da data estipulada para pagamento; ou p) não observância pela Emissora por 2 (dois) trimestres consecutivos dos seguintes índices e limites financeiros, os quais serão calculados pelo Agente Fiduciário, com base nas informações financeiras dos 12 (doze) últimos meses, ao final de cada trimestre, em até 5 (cinco) dias úteis após a divulgação à CVM das respectivas demonstrações financeiras da Emissora, até o pagamento integral dos valores devidos em virtude das Debêntures:

(i) relação entre Dívida Líquida da Emissora e EBITDA da Emissora menor ou igual a 3,00 vezes. Para os fins deste item (i), considera-se como “Dívida Líquida” o endividamento oneroso total menos as disponibilidades em caixa e aplicações financeiras da Emissora. Estão excluídos deste cálculo as operações de hedge, dívida com a Fundação Cesp (“Funcesp”), RTE – Recomposição Tarifária Extraordinária / Parcela A (“RTE”) e CVA - Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” – Portaria Interministerial 116 (adiamento da compensação de variações de valores da Parcela A no período de 8 de Abril de 2003 a 7 de Abril de 2004) (“CVA”), e considera-se como “EBITDA” (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization) da Emissora, o lucro da Emissora antes de juros, tributos, amortização e depreciação no período de 12 (doze) meses anteriores ao fechamento de cada trimestre. Estão excluídos deste cálculo as receitas efetivamente originadas por conta de RTE e CVA e a amortização dessas despesas; e

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

vezes. Para os fins deste item (i), considera-se como “Resultado Financeiro” da Emissora, a diferença entre receitas financeiras e despesas financeiras no período de 12 (doze) meses anteriores ao fechamento de cada trimestre, das quais deverão ser excluídos, para efeito da apuração dos compromissos financeiros, os juros sobre capital próprio. O Resultado Financeiro será apurado em módulo se for negativo e, ser for positivo, não será considerado para cálculo. Estão excluídos deste cálculo os juros efetivamente desembolsados e/ou provisionados por conta de RTE, CVA, Funcesp, bem como variações cambiais e monetárias sobre dívidas e caixa, e por fim as despesas oriundas de provisões (que não tiveram impacto no fluxo de caixa da Emissora, mas apenas registro contábil).

Sem prejuízo do disposto nas alíneas (h) e (i) deste item Vencimento Antecipado e da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, não ensejarão o vencimento antecipado das Debêntures as seguintes operações de reorganização societária envolvendo a Emissora e/ou a Garantidora, as quais poderão ser realizadas sem prévia autorização dos Debenturistas:

(i) para os fins do artigo 231, da Lei das Sociedades por Ações, a integralização das Debêntures

acarretará a imediata aprovação, por parte de seus titulares, de qualquer operação de reorganização societária envolvendo a Companhia e/ou a Garantidora que tenha como fim específico o processo de desverticalização, nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Dessa maneira, na hipótese de tal operação, não será realizada Assembléia Especial de Debenturistas para a sua aprovação prévia, nem tampouco será exigido o resgate de Debêntures por parte da Companhia, de que tratam o artigo 231, e seu § 1º, da Lei das Sociedades por Ações; e

(ii) para os fins do § 3º do artigo 174, da Lei das Sociedades por Ações, a aquisição das Debêntures

acarretará a imediata aprovação, por parte de seus titulares, de qualquer operação de redução de capital envolvendo a Companhia e/ou a Garantidora que tenha como fim específico o processo de desverticalização, nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Dessa maneira, na hipótese de tal operação, não será realizada Assembléia Especial de Debenturistas para a sua aprovação prévia.

Os eventos a que se referem os subitens (a), (e), (m) e (o) do item “Vencimento Antecipado” acima, somente serão considerados eventos de vencimento antecipado para os fins da Escritura de Emissão, ensejando a adoção dos procedimentos descritos nos parágrafos a seguir, após o final do prazo de 30 (trinta) dias neles referidos. O valor de R$ 25.000.000,00 (vinte e cinco milhões de reais) a que se referem os itens (a), (n) e (o) não será reajustado ou corrigido.

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Para os fins da Escritura de Emissão, “Data de Vencimento Antecipado” será qualquer uma das seguintes datas: (i) ocorrendo qualquer dos eventos previstos nas alíneas (b), (c), (d), (f), (m), (n) e/ou (o) deste item ”Vencimento Antecipado”, a data de vencimento antecipado das Debêntures será a data em que o Agente Fiduciário tomar conhecimento do fato e imediatamente declarar o vencimento antecipado das Debêntures, por meio de notificação enviada à Emissora, nos termos da Cláusula Nona da Escritura de Emissão; e (ii) ocorrendo os eventos previstos nas alíneas (a), (e), (g), (h), (i), (j), (k), (l) e/ou (p) deste item “Vencimento Antecipado”, a data de vencimento antecipado das Debêntures será a data em que se realizar a Assembléia Geral de Debenturistas de que trata o parágrafo abaixo se tal Assembléia Geral aprovar o vencimento antecipado das Debêntures. A ocorrência de quaisquer dos eventos indicados nas alíneas (b), (c), (d), (f), (m), (n) e/ou (o) deste item “Vencimento Antecipado” acarretará no vencimento antecipado automático das Debêntures. Na ocorrência dos eventos previstos nas alíneas (a), (e), (g), (h), (i), (j), (k), (l) e/ou (p) o Agente Fiduciário deverá convocar, em até 5 (cinco) dias úteis contados da data em que tomar conhecimento do evento, Assembléia Geral de Debenturistas, para deliberar sobre a eventual declaração do vencimento antecipado das Debêntures. A Assembléia de Debenturistas aqui referida deverá ser realizada no prazo máximo de 15 (quinze) dias a contar da data de publicação do edital relativo à primeira convocação, ou no prazo máximo de 8 (oito) dias a contar da data de publicação do edital relativo à segunda convocação, se aplicável, sendo que na hipótese de segunda convocação o respectivo edital deverá ser publicado no primeiro dia útil imediatamente posterior à data indicada para a realização da Assembléia de Debenturistas nos termos da primeira convocação.

Na Assembléia de Debenturistas acima mencionada, que será instalada observado o quorum previsto na Seção “Assembléia Geral de Debenturistas” abaixo, os Debenturistas poderão optar, por deliberação de Debenturistas que representem, no mínimo, 75% (setenta e cinco por cento) das Debêntures em Circulação, por não declarar antecipadamente vencidas as Debêntures. Na hipótese (i) de não instalação da Assembléia de Debenturistas mencionada acima, por falta de quorum, ou (ii) de não ser aprovado o exercício da faculdade de não se declarar o vencimento antecipado das Debêntures, por Debenturistas que representem, no mínimo, 75% (setenta e cinco por cento) das Debêntures em Circulação, o Agente Fiduciário deverá declarar o vencimento antecipado das Debêntures.

Em caso de declaração do vencimento antecipado das Debêntures pelo Agente Fiduciário, a Emissora obriga-se a efetuar o pagamento do Valor Nominal Unitário das Debêntures em circulação, acrescido da Remuneração calculada pro rata tempore, desde a Data de Emissão ou da última Data de Pagamento da Remuneração, até a Data de Vencimento Antecipado, e de quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora nos termos da Escritura da Emissão, em até 5 (cinco) dias úteis contados da Data de Vencimento Antecipado, mediante comunicação por escrito a ser enviada pelo Agente Fiduciário à Emissora através de carta protocolada no endereço constante da Cláusula Nona da Escritura de Emissão, sob pena de, em não o fazendo, ficar obrigada, ainda, ao pagamento dos encargos moratórios previstos na Seção “Encargos Moratórios” acima.

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Prorrogação dos Prazos Considerar-se-ão prorrogados os prazos referentes ao pagamento de qualquer obrigação, até o primeiro dia útil subseqüente, se o vencimento coincidir com dia em que não haja expediente comercial ou bancário na Cidade de São Paulo e/ou na Cidade de Campinas, sem nenhum acréscimo aos valores a serem pagos, ressalvados os casos cujos pagamentos devam ser realizados pela CETIP ou pela CBLC, hipótese em que somente haverá prorrogação quando a data de pagamento coincidir com feriado nacional, sábado ou domingo. Garantia Como garantia do fiel e pontual pagamento das Debêntures, a CPFL Energia prestou fiança em favor dos Debenturistas, representados pelo Agente Fiduciário, obrigando-se solidariamente como fiadora e principal pagadora pelo pagamento de todos os valores devidos nos termos da Escritura de Emissão, de acordo com os termos descritos a seguir. A Garantidora é fiadora e principal pagadora do valor total da dívida da Emissora representada pelas Debêntures, na Data de Emissão, acrescido da Remuneração e dos encargos moratórios aplicáveis, bem como das demais obrigações pecuniárias previstas na Escritura de Emissão, inclusive, mas não se limitando, àquelas devidas ao Agente Fiduciário (“Valor Garantido”). O Valor Garantido será pago pela Garantidora no prazo de 48 (quarenta e oito) horas, contado a partir de comunicação por escrito enviada pelo Agente Fiduciário à Garantidora informando a falta de pagamento, na data de pagamento respectiva, de qualquer valor devido pela Emissora nos termos da Escritura de Emissão, incluindo, mas não se limitando aos montantes devidos aos titulares das Debêntures a título de principal, Remuneração ou encargos de qualquer natureza. Os pagamentos serão realizados pela Garantidora de acordo com os procedimentos estabelecidos na Escritura de Emissão. A Garantidora renunciou expressamente aos benefícios de ordem, direitos e faculdades de exoneração de qualquer natureza previstos nos artigos 366, 827, 834, 835, 836, 837, 838 e 839 do Código Civil Brasileiro. A fiança foi devidamente aprovada em Reunião do Conselho de Administração da Garantidora, conforme prevê o artigo 18, alínea (u) do seu Estatuto Social, realizada em 06 de janeiro de 2006. A fiança poderá ser excutida e exigida pelo Agente Fiduciário, quantas vezes for necessário até a integral liquidação dos valores devidos em razão da Emissão. Local de Pagamento Os pagamentos a que fizerem jus as Debêntures serão efetuados utilizando-se os procedimentos adotados pela CETIP e/ou CBLC. As Debêntures que não estiverem custodiadas junto à CETIP e/ou CBLC terão os seus pagamentos realizados junto ao Banco Mandatário.

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Imunidade de Debenturistas Caso qualquer Debenturista goze de algum tipo de imunidade ou isenção tributária, este deverá encaminhar ao Banco Mandatário, no prazo mínimo de 10 (dez) dias úteis antes da data prevista para recebimento de valores relativos às Debêntures, documentação comprobatória dessa imunidade ou isenção tributária, sob pena de ter descontados dos seus rendimentos os valores devidos nos termos da legislação tributária em vigor. Limite da Emissão Por serem as Debêntures da espécie subordinada, a Emissão não está sujeita aos limites previstos no artigo 60 da Lei das Sociedades por Ações. Assembléia Geral de Debenturistas e Quoruns para Deliberação Os titulares de Debêntures poderão, a qualquer tempo, reunir-se em Assembléia Geral, de acordo com o disposto no artigo 71 da Lei das Sociedades por Ações, a fim de deliberarem sobre matéria de interesse da comunhão dos titulares de Debêntures. A Assembléia Geral de Debenturistas poderá ser convocada pelo Agente Fiduciário, pela Emissora, por titulares de Debêntures que representem, no mínimo, 10% (dez por cento) das Debêntures em circulação, ou pela CVM. Aplicar-se-á à Assembléia Geral de Debenturistas, no que couber, o disposto na Lei das Sociedades por Ações, a respeito das assembléias gerais de acionistas. A Assembléia Geral de Debenturistas instalar-se-á, em primeira convocação, com a presença de titulares de Debêntures que representem, no mínimo, metade das Debêntures em circulação e, em segunda convocação, com qualquer número. Cada Debênture conferirá a seu titular o direito a um voto nas Assembléias Gerais de Debenturistas, sendo admitida à constituição de mandatários, titulares de Debêntures ou não. Para efeito da constituição do quorum de instalação e/ou deliberação a que se refere este item, serão consideradas “Debêntures em Circulação” todas as Debêntures em circulação no mercado, excluídas as Debêntures que a Emissora possuir em tesouraria, ou que sejam de propriedade de seus controladores ou de qualquer de suas controladas ou coligadas, bem como dos respectivos diretores ou conselheiros e respectivos cônjuges. Para efeitos de quorum de deliberação não serão computados, ainda, os votos em branco. Será facultada a presença dos representantes legais da Emissora nas Assembléias Gerais de Debenturistas. O Agente Fiduciário deverá comparecer à Assembléia Geral de Debenturistas e prestar aos titulares de Debêntures as informações que lhe forem solicitadas.

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

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As alterações relativas (i) à Remuneração, excetuada a hipótese da Assembléia Geral de Debenturistas convocada por força da impossibilidade de aplicação da Taxa Selic, conforme descrito no item “Remuneração das Debêntures” acima, ou às Datas de Pagamento da Remuneração, (ii) ao prazo de vencimento das Debêntures e/ou (iii) aos eventos de vencimento antecipado das Debêntures, excetuada a hipótese da Assembléia Geral de Debenturistas convocada para deliberar sobre a renúncia à declaração de vencimento antecipado das Debêntures nos termos do item 4.13.4. da Escritura de Emissão, deverão ser aprovadas, seja em primeira convocação da Assembléia Geral de Debenturistas ou em qualquer convocação subseqüente, por Debenturistas que representem 90% (noventa por cento) das Debêntures em Circulação. A definição de nova taxa de remuneração para as Debêntures, na hipótese da impossibilidade de aplicação da Taxa Selic, conforme descrito no item “Remuneração das Debêntures” acima, e a renúncia à declaração de vencimento antecipado das Debêntures, bem como toda e qualquer alteração nos termos e condições desta Emissão e não expressamente mencionadas no parágrafo anterior, inclusive a renúncia, alteração ou revisão dos Índices e Limites dependerá da aprovação de Debenturistas que representem, no mínimo, 75% (setenta e cinco por cento das Debêntures). Publicidade Todos os atos e decisões decorrentes da Emissão que, de qualquer forma, vierem a envolver interesses dos titulares das Debêntures, deverão ser veiculados na forma de avisos nos mesmos jornais em que a Emissora publica as informações societárias, no Diário Oficial do Estado de São Paulo, Correio Popular de Campinas e no jornal Valor Econômico, devendo a Emissora comunicar o Agente Fiduciário da realização da publicação. Classificação de Risco A Companhia contratou a Standard & Poor’s para a elaboração de súmula de classificação de risco para esta Emissão. A súmula encontra-se anexa a este Prospecto.

Locais onde as Debêntures Podem ser Adquiridas Os interessados em adquirir Debêntures poderão contatar os Coordenadores da Distribuição Pública em quaisquer dos endereços abaixo indicados: Banco Santander Rua Amador Bueno, 474, 3º andar, Bloco C São Paulo – SP BB Banco de Investimento Rua Senador Dantas, 105 - 36º andar Rio de Janeiro - RJ Banco Bradesco Avenida Paulista, 1.450 - 3º.andar São Paulo - SP Banco Itaú BBA Avenida Brigadeiro Faria Lima, 3.400 - 4º.andar São Paulo - SP

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Informações Complementares Quaisquer informações complementares sobre a Companhia e a Emissão poderão ser obtidas na CVM ou na sede dos Coordenadores, nos endereços constantes acima. Público Alvo da Oferta O público alvo da Oferta são investidores pessoa jurídica, fundos de investimento, fundos de pensão, administradores de recursos de terceiros, instituições autorizadas a funcionar pelo Banco Central do Brasil, seguradoras, entidades de previdência complementar e de capitalização e investidores institucionais ou qualificados. Declaração de Inadequação de Investimento As Debêntures objeto da Oferta não são adequadas a investidores que necessitem de ampla liquidez em seus títulos, uma vez que o mercado secundário para negociação de debêntures é restrito. Contrato de Distribuição de Valores Mobiliários Nos termos da Lei n.º 6.385, de 7 de dezembro de 1976, e da Instrução CVM n.º 400, foi celebrado o Contrato de Distribuição, por meio do qual a Companhia contratou os Coordenadores para realizar a colocação das Debêntures junto ao público. De acordo com o Contrato de Distribuição, a distribuição pública das Debêntures será realizada conforme as condições descritas a seguir. Colocação e Plano de Distribuição das Debêntures A colocação das Debêntures será realizada de acordo com os procedimentos do sistema SDT, operacionalizado pela CETIP e do BOVESPA FIX. As Debêntures serão colocadas junto ao público de acordo o plano de distribuição (“Plano de Distribuição”) descrito a seguir. A colocação será pública, não existindo lotes mínimos ou máximos, privilegiando, independentemente de ordem cronológica, as propostas dos investidores que desejarem subscrever as Debêntures que apresentarem as melhores propostas durante o Procedimento de Bookbuilding, sendo consideradas como melhores as propostas que apresentem as menores taxas de remuneração para o investidor, sendo também desejável que a colocação seja realizada de modo a alcançar maior pulverização das Debêntures, para que haja maior liquidez no mercado secundário. A colocação pública das Debêntures está condicionada à concessão do registro da Emissão pela CVM, a disponibilização do Prospecto aos investidores e à publicação do anúncio de início de distribuição pública das Debêntures (“Anúncio de Início”). As Debêntures desta Emissão serão integralizadas à vista, em moeda corrente nacional, no ato da subscrição.

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De acordo com as condições de mercado e da demanda, pelos investidores, para aquisição das Debêntures, à época da realização da colocação das Debêntures, a Emissão (i) poderá ser aumentada por lote suplementar, a critério dos Coordenadores, equivalente a até 15% (quinze por cento) do Valor Total da Emissão, na Data de Emissão, nos termos do artigo 24, da Instrução da CVM n.º 400 (“Lote Suplementar”) e (ii) poderá ser aumentada, a exclusivo critério da Emissora, em montante que corresponda a, no máximo, 20% (vinte por cento) do Valor Total da Emissão, na Data de Emissão, nos termos do artigo 14, da Instrução da CVM n.º 400 (“Quantidade Adicional”). Sem prejuízo do dispostos nos parágrafos seguintes, quaisquer Debêntures objeto de Lote Suplementar e/ou Quantidade Adicional serão colocadas observados os procedimentos aplicáveis às demais Debêntures objeto da Emissão. Conforme estipulado no Contrato de Distribuição, caso os Coordenadores decidam exercer a opção por Lote Suplementar, deverão previamente enviar comunicação, por escrito, à Emissora neste sentido, a qual decidirá, em comum acordo com os Coordenadores, sobre a conveniência da Opção pelo Lote Suplementar. As Debêntures objeto do Lote Suplementar serão colocadas sob regime de melhores esforços de colocação. Caso a Emissora decida exercer sua opção de emitir uma Quantidade Adicional de Debêntures, os Coordenadores poderão avaliar a possibilidade de realizar a colocação das Debêntures objeto da Quantidade Adicional sob o regime de garantia firme de subscrição, nos termos do Contrato de Distribuição. Os Coordenadores deverão realizar a distribuição pública das Debêntures, de forma a assegurar: (i) que o tratamento conferido aos investidores seja justo e eqüitativo, (ii) a adequação do investimento ao perfil de risco dos seus clientes, e (iii) que os seus representantes de venda recebam previamente o exemplar do Prospecto para leitura obrigatória e que suas dúvidas possam ser esclarecidas por pessoa designada para tal. Alteração nos Termos e Condições das Debêntures A qualquer momento, até a data da realização do Procedimento de Bookbuilding, os Coordenadores poderão propor à Emissora modificações de quaisquer termos, condições, estrutura, prazos, e remuneração das Debêntures ou demais características das mesmas, caso os Coordenadores entendam que tais modificações são necessárias para refletir as condições de mercado daquele momento. A faculdade acima mencionada, conforme disposta na Cláusula Vigésima do Contrato de Distribuição, será exercível nas situações que afetem o retorno esperado pelos potenciais investidores ou que resultem no aumento substancial dos custos ou na razoabilidade econômica da Emissão, ocorridas no período de até 30 (trinta) dias corridos anteriores à data de exercício do direito à alteração dos termos e condições das Debêntures

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Cronograma de Etapas da Oferta As datas indicadas na tabela abaixo são baseadas nas espectativas da Companhia e dos Coordenadores e, portanto, estão sujeitas a alterações. Início da Oferta A Oferta, devidamente registrada perante CVM, terá início após a publicação do

Anúncio de Início, prevista para dia 03 de Feveiro de 2006. Prazo de Colocação das Debêntures sob o regime de Garantia Firme

5 (cinco) dias úteis, a partir da publicação do Anúncio de Início, encerrando-se em 10 de fevereiro de 2006.

Manifestação de aceitação da Oferta pelos investidores

Iniciada a Oferta, os investidores interessados poderão manifestar a sua intenção de adquirir Debêntures no âmbito da Oferta, aos Coordenadores, a qualquer momento durante o Prazo de Colocação, ou seja, de 03 a 10 de fevereiro de 2006.

Subscrição e Integralização das Debêntures

A subscrição das Debêntures será formalizada por meio da assinatura dos respectivos boletins de subscrição. A integralização das Debêntures deverá ser efetuada à vista, no ato da assinatura dos respectivos boletins de subscrição. O pagamento das Debêntures deverá ser realizado em moeda corrente nacional e não serão emitidos certificados representativos das Debêntures.

Restituição de Valores nos termos dos artigos 30 e 31 da Instrução CVM n.º 400

Na hipótese de não conclusão da Oferta, por qualquer motivo, os investidores que já tiverem subscrito e integralizado Debêntures receberão os montantes utilizados na integralização de Debêntures no prazo a ser indicado no Anúncio de Início, deduzidos dos encargos e tributos devidos, sem qualquer remuneração. Na hipótese de restituição de quaisquer valores aos investidores, conforme previsto acima, os investidores deverão fornecer recibo de quitação relativo aos valores restituídos, bem como efetuar a devolução dos boletins de subscrição das Debêntures cujos valores tenham sido restituídos.

Modificação ou Revogação da Oferta

Os Coordenadores divulgarão imediatamente, aos investidores, notícia sobre eventual modificação ou revogação da Oferta, por meio dos mesmos meios utilizados para divulgação do Anúncio de Início.

Prazo para manifestação de aceitação da Oferta pelos investidores, na hipótese de modificação das condições da Oferta

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

Prazo para restituição de valores aos investidores na hipótese de modificação ou revogação da Oferta

Em caso de (i) modificação da Oferta e o investidor não aceitar essa modificação ou (ii) revogação da Oferta, os montantes eventualmente entregues pelos investidores na subscrição e integralização de Debêntures serão integralmente restituídos aos respectivos investidores no prazo de 5 (cinco) dias úteis contados da manifestação nesse sentido pelo investidor, sem qualquer remuneração ou atualização, deduzidos dos encargos e tributos devidos.

Prazo e Forma para revenda, pelo Coordenador, das Debêntures por ele adquiridas no âmbito da Oferta no caso de exercício da garantia firme

A qualquer momento entre o registro da Oferta perante a CVM e a liquidação da Oferta, pelo Valor Nominal Unitário das Debêntures acrescido da Remuneração, calculada pro rata tempore desde a Data de Emissão até a data do efetivo pagamento. A revenda das Debêntures pelos Coordenadores após a publicação do anúncio de encerramento da distribuição pública e até a Data de Vencimento das Debêntures, poderá ser feita pelo preço a ser apurado de acordo com as condições de mercado verificadas à época. A revenda das Debêntures aqui mencionada deverá ser efetuada respeitada a regulamentação aplicável.

Divulgação do Resultado da Oferta O resultado da Oferta será divulgado ao seu término, por meio da publicação do anúncio de encerramento da Oferta nos jornais indicados no item “Publicidade” desta Seção.

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

Coordenador Volume Máximo em Garantia Firme Banco Santander 130.000.000,00 (cento e trinta milhões de reais)

BB Banco de Investimento 90.000.000,00 (noventa milhões de reais) Banco Bradesco 90.000.000,00 (noventa milhões de reais) Banco Itaú BBA 90.000.000,00 (noventa milhões de reais)

Total 400.000.000,00 (quatrocentos milhões de reais) A garantia firme prestada pelos Coordenadores é válida até o dia 28 de fevereiro de 2006. Remuneração Será devida pela Companhia aos Coordenadores, nos termos do Contrato de Distribuição, a seguinte remuneração, que será exigível na Data de Liquidação (conforme abaixo definida) na proporção do montante total de garantia firme prestado pelos Coordenadores:

a) Comissão de Coordenação e Estruturação: equivalente a 0,20% (vinte centésimos por cento) para os Coordenadores, incidente sobre o número total de Debêntures emitidas multiplicado pelo Preço de Subscrição; b) Comissão de Colocação: equivalente a 0,10% (dez centésimos por cento) incidente sobre o número de Debêntures efetivamente subscrito e integralizado multiplicado pelo Preço de Subscrição; e

c) Prêmio de Garantia Firme: equivalente a 0,15% (quinze centésimos por cento) incidente sobre o número total de Debêntures objeto do regime de garantia firme multiplicado pelo Preço de Subscrição, independentemente do efetivo exercício da garantia firme.

Adicionalmente, pela garantia firme de subscrição das Debêntures, a Emissora pagará aos Coordenadores na data de subscrição e integralização das Debêntures, a título de prêmio de sucesso referente ao Procedimento de Bookbuilding (“Prêmio de Sucesso”), a seguinte remuneração:

a) equivalente a 20% (vinte por cento) do produto dos seguintes fatores: (i) diferença entre o spread da taxa inicial do Procedimento de Bookbuilding, ou seja, 105,5% (cento e cinco inteiros e cinco décimos por cento) com base na variação da Taxa DI, e a taxa final efetiva resultado do Procedimento de Bookbuilding, até o limite de 104,5% (cento e quatro inteiros e cinco décimos por cento) da Taxa DI; (ii) o número de anos do prazo médio de vencimento das Debêntures; e (iii) o valor total das Debêntures efetivamente subscritas e integralizadas na data de integralização. Este resultado será calculado a valor presente utilizando-se um desconto pela taxa de juros pré-fixada de prazo equivalente ao prazo médio das Debêntures, na data de subscrição das Debêntures; ou

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b) caso a taxa final de remuneração das Debêntures seja inferior a 104,5% (cento e quatro inteiros e cinqüenta centésimos por cento) da Taxa DI, de forma cumulativa com a remuneração prevista na letra “a” acima, um comissionamento adicional equivalente a 30% (trinta por cento) do produto dos seguintes fatores: (i) diferença entre o spread da taxa 104,5% (cento e quatro inteiros e cinco décimos por cento) com base na variação da Taxa DI, e a taxa final efetiva resultado do Procedimento de Bookbuilding; (ii) o número de anos do prazo médio de vencimento das Debêntures; e (iii) o valor total das Debêntures efetivamente subscritas e integralizadas na data de integralização. Este resultado será calculado a valor presente utilizando-se um desconto pela taxa de juros pré-fixada de prazo equivalente ao prazo médio das Debêntures, na data de subscrição das Debêntures.

Nenhuma outra remuneração será contratada ou paga pela Companhia ao Coordenador Líder, direta ou indiretamente, relativa à oferta das Debêntures, sem prévia manifestação da CVM. Demonstrativo do Custo da Distribuição

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

Comissão de Coordenação e Estruturação 800.000,00 0,20

Comissão de Colocação 400.000,00 0,10 Prêmio de Prestação de Garantia Firme 600.000,00 0,15 Prêmio de Sucesso 600.000,00 0,15

Taxa para registro na CVM 82.870,00 0,02 Assessores Legais 75,000 0,02 Agência de Classificação de Risco 60,000 0,01

Agências de Publicidade 220.000 0,06 Banco Mandatário 84,000 0,02 Outros Custos** 12.738 0,00

Total dos custos 2.934.608,00 0,73 Montante líquido para a Companhia 397.065.392,00 99,27 * Valores arredondados ** Inclui custos com viagens, hospedagem e refeições.

Preço por

Debênture (R$) Custo por

Debênture (R$) Montante líquido

para a Companhia (R$) 10.000,00 73,00 9.927,00

Contrato de Garantia de Liquidez e Contrato de Estabilização de Preço Não será constituído fundo de manutenção de liquidez ou firmado contrato de garantia de liquidez ou estabilização de preço para as Debêntures. Relacionamento da Companhia com os Coordenadores Coordenador Líder:

Banco Santander A Emissora tem relacionamento com o conglomerado financeiro Santander Banespa que presta serviços para a Emissora em transações comerciais usuais no mercado financeiro, tais como serviços de convênio de arrecadação e serviços de cobrança bancária.

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Coordenadores: BB Banco de Investimento O BB Banco de Investimento relaciona-se com a Emissora por meio de seu controlador, o Banco do Brasil S.A., o qual presta serviços para a Emissora em transações comerciais usuais no mercado financeiro, tais como, entre outros, serviços de folha de pagamento e serviços de convênio de arrecadação. Banco Bradesco O Bradesco presta serviços bancários em geral à Emissora e ao grupo CPFL, tais como: repasses em moeda local, fianças bancárias, seguros diversos, serviços de cobrança, sendo que diversas empresas componentes do grupo CPFL mantêm diversas aplicações financeiras em fundos de investimento administrados pelo Bradesco. Banco Itaú BBA O Banco Itaú BBA possuí um histórico de relacionamento e negócios com a Companhia desde sua constituição, possuindo relacionamento comercial via prestação de serviços bancários e celebração de operações financeiras, tais como financiamento de investimentos com recursos do BNDES e prestação de fiança. Em 30 de setembro de 2005, o saldo de operações financeiras entre a Companhia e o Itaú BBA era de R$ 27,95 milhões. Adicionalmente, em 29 de dezembro de 2005, o Banco Itaú BBA repassou a Companhia, por meio de uma cédula de crédito bancário, um empréstimo em moeda estrangeira no montante de US$ 127.751.990,80, equivalente, na data do repasse, à aproximadamente R$ 300,0 milhões. Para mais informações sobre este repasse favor ver Seção “Atividades da Emissora – Contratos Relevantes Financeiros”.

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DESTINAÇÃO DOS RECURSOS Os recursos obtidos por meio da Emissão serão utilizados para adequar o perfil econômico-financeiro da Emissora, proporcionar liquidez suficiente para suportar investimentos em ativos imobilizados e possibilitar o refinanciamento de dívidas de curto prazo. Os montantes de investimentos e de dívidas de curto prazo que serão pagos com recursos obtidos por meio da Emissão e com recursos próprios estão detalhados nas tabelas abaixo:

Descrição 2006

(R$ milhões)

Investimentos em Ativos Imobilizados 71,5

Amortização de Principal e juros de empréstimos e financiamentos de curto prazo 593,0*

Total 664,5

As dívidas de curto prazo que serão total ou parcialmente pagas com os recursos provenientes da Emissão estão relacionadas na tabela abaixo.

Passivos de Curto Prazo Saldo Devedor Vencimento Remuneração

(R$ milhões)

Eletrobrás ECF-2142/02 1,48 30/11/2007 RGR + 5%



FIDC 108,1 23/02/2007 112% do CDI

BNDES CVA 53,2 15/12/2006 Selic + 1%

BNDES - Racionamento/Perda Receita 46,4 16/04/2007 Selic + 1%

BNDES – Racionamento/Parcela A 54,9 15/05/2007 Selic + 1%

Fundação CESP 20,4 30/09/2017 TR + 8 %

FINEM 8,0 15/12/2010 TJLP + 5,4%

Empréstimo Curto Prazo 300,0 26/02/2006 106,5% do CDI

Total 592,9∗ - -

Os recursos captados com a Emissão serão alocados pela Emissora no pagamento das dívidas acima descritas com base na análise realizada pela administração, que levará em conta o valor, o custo e o prazo de vencimento de cada uma das obrigações. Do total dos recursos captados, R$ 50 milhões serão destinados a investimentos em ativos imobilizados e R$ 350 milhões no pagamento de dívidas de curto prazo, da maneira descrita no parágrafo anterior. O montante das dívidas e investimentos que exceder o valor da Emissão será pago pela Emissora com recursos próprios.

∗ Valores estimados com base no valor do principal acrescido da remuneração estimada até 30 de novembro de 2005, com exceção do valor constante na linha “Empréstimo Curto Prazo”, cujo contrato foi assinado em 29 de dezembro de 2005.

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5. FATORES DE RISCO

• Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos • Riscos Relacionados ao Setor Elétrico Brasileiro • Riscos Relacionados à Emissora • Riscos Relacionados à Oferta

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FATORES DE RISCO Antes de tomar uma decisão de investimento nas Debêntures, os potenciais investidores devem considerar cuidadosamente, à luz de suas próprias situações financeiras e objetivos de investimento, todas as informações disponíveis neste Prospecto e, em particular, avaliar os fatores de risco descritos a seguir. Caso algum destes riscos venha a se concretizar, as condições financeiras, os negócios e os resultados das operações da Companhia poderão ser afetados de forma negativa.

RISCOS RELACIONADOS A FATORES MACROECONÔMICOS Efeitos da Política Econômica do Governo Federal Freqüentemente, o Governo Federal intervém na economia do País, realizando, ocasionalmente, mudanças drásticas e repentinas nas suas políticas. As medidas do Governo brasileiro para controlar a inflação e implementar as políticas econômica e monetária têm envolvido alterações nas taxas de juros, flutuação do câmbio, controle de câmbio, tarifas e limites à importação, controles no consumo de energia elétrica, entre outras medidas. Essas medidas, bem como algumas condições macroeconômicas, causaram efeitos significativos na economia brasileira, assim como no mercado de capitais brasileiro. Discute-se atualmente no Senado Federal e na Câmara dos Deputados diversas reformas e/ou medidas que poderão ser aprovadas e implementadas pelo Governo Federal, dentre elas: (i) a reforma tributária, parcialmente implementada; e (ii) a reforma da legislação trabalhista. Não há como prever quais diretrizes das políticas econômica e monetária serão adotadas pelo Governo Federal e qual será o impacto dessas medidas sobre a Emissora. A adoção de medidas que possam resultar em eventuais flutuações do câmbio, indexação da economia, instabilidade de preços, elevação de taxas de juros ou influenciar a política fiscal poderão impactar negativamente os negócios, a condição financeira, a capacidade de geração de caixa e os resultados operacionais da Emissora. Efeitos da Política Anti-Inflacionária do Governo Federal O Brasil experimentou, no passado, taxas de inflação bastante elevadas, que foram reduzidas com a implementação do Plano Real, em 1994. A moeda brasileira, historicamente, vem apresentando desvalorizações freqüentes, criando, assim, pressões inflacionárias adicionais no Brasil, que resulta na necessidade de adoção de políticas recessivas pelo Governo Federal para conter a demanda agregada. A inflação, juntamente com medidas governamentais destinadas a combatê-la e as especulações acerca dessas medidas, tiveram efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira no passado recente.

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Em 30 de junho de 1999, o CMN fixou os valores de 6,0%, 4,0%, 3,5%, 8,5% e 5,5% como metas para a variação do IPCA para os anos de 2000, 2001, 2002, 2003 e 2004, respectivamente, com intervalos de tolerância de 2 pontos percentuais acima e abaixo das metas centrais retromencionadas. Em 2000, a meta foi cumprida, com a inflação medida pelo IPCA atingindo 6,0%. Nos anos de 2001, 2002, 2003 e 2004, entretanto, as metas não foram cumpridas, tendo a inflação atingido 7,7%, em 2001, 12,5%, em 2002, 9,30%, em 2003, e 7,6%, em 2004. Para 2005 e 2006 as metas de inflação foram ambas fixadas em 4,5%. Não existem garantias de que estas metas serão alcançadas. A inflação medida pelo IGPM foi de 9,95%, 10,37%, 25,30%, 8,69% e 12,42% em 2000, 2001, 2002, 2003 e 2004, respectivamente. Caso as taxas de inflação voltem a aumentar, os negócios da Emissora, sua condição financeira e o resultado de suas operações poderão ser afetados negativamente. Efeitos da Instabilidade da Taxa de Câmbio

A moeda brasileira sofreu desvalorizações freqüentes em relação ao dólar norte-americano nos últimos anos. Os resultados financeiros da Companhia podem ser afetados pela desvalorização da moeda, principalmente porque parte de suas obrigações relativas à aquisição de eletricidade e parte de suas dívidas, têm seu valor vinculado à cotação do dólar norte-americano enquanto sua receita é obtida em reais. Dentre os impactos causados por uma possível futura desvalorização do real, destaca-se o aumento dos pagamentos de encargos das dívidas da Emissora denominadas em moeda estrangeira. Nessa hipótese, os resultados financeiros da Emissora poderão ser afetados negativamente. Exposição à Variação de Taxas de Juros O COPOM estabelece as taxas de juros básicas para o sistema bancário brasileiro. Em anos recentes, a taxa de juros básica tem oscilado, chegando a, aproximadamente, 45% em março de 1999 e caindo para 15,25% em 17 de janeiro de 2001. De fevereiro a julho de 2002, o COPOM diminuiu a taxa básica de juros de 19,00% para 18,00%. De outubro de 2002 a fevereiro de 2003, o COPOM aumentou a taxa básica de juros em 8,5 pontos percentuais, para 26,5% em 19 de fevereiro de 2003. A taxa básica de juros permaneceu em alta até junho de 2003, quando o COPOM iniciou a trajetória de decréscimo da taxa de juros básica. Posteriormente, ao longo do ano de 2004 e nos primeiros meses de 2005, a taxa de juros básica voltou a sofrer majoração por decisão do COPOM. No segundo semestre de 2005, o COPOM iniciou nova trajetória de decréscimo da taxa de juros básica, sendo que, na data deste Prospecto, a taxa básica de juros era de 17,25%. No caso de variação das taxas de juros praticadas no mercado, as eventuais diferenças de indexadores dos ativos e passivos da Emissora poderão resultar em aumento das despesas financeiras relacionadas com o custo das dívidas da Emissora, assim como as receitas financeiras correspondentes aos ativos. A ocorrência de tal situação poderá afetar os negócios, a condição financeira da Companhia e o resultado de suas operações.

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Efeitos do Aumento de Percepção do Risco da Economia Brasileira O mercado de valores mobiliários de emissão de companhias brasileiras sofre grande influência das condições econômicas e de mercado do Brasil e, em determinado grau, de outros países da América Latina, bem como de outras economias emergentes. Mesmo que as condições econômicas sejam diferentes em cada país, a reação dos investidores aos acontecimentos em um país pode levar o mercado de capitais de outros países a sofrer flutuações. No passado recente, eventos políticos, econômicos e sociais em países de economia emergente, incluindo os da América Latina, afetaram adversamente a disponibilidade de crédito para empresas brasileiras no mercado externo, resultando em saída significativa de recursos do País e na diminuição na quantidade de moeda estrangeira investida no País. Por exemplo, em 2001, após uma prolongada recessão seguida por instabilidade política, a Argentina anunciou que não mais honraria o serviço de sua dívida pública. A situação na Argentina afetou de maneira negativa a percepção dos investidores quanto aos valores mobiliários de emissão de companhias brasileiras. Crises políticas ou econômicas que ocorrem na América Latina têm um impacto sobre a percepção dos riscos inerentes a investimentos na região, incluindo o Brasil. Caso ocorram eventos políticos, econômicos e sociais em outros países de economia emergente que afetem negativamente o País, pelas razões indicadas acima, isso poderá ter um efeito adverso para a Companhia. RISCOS RELACIONADOS AO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Efeitos da Regulação do Setor Elétrico O Governo Federal vem implementando mudanças significativas na legislação do setor elétrico brasileiro durante os últimos anos, especialmente por meio da Lei de Concessões, da Lei do Setor Elétrico e da Lei de Reestruturação do Setor Elétrico, além da regulamentação administrativa. Essas medidas tiveram por objetivo desvincular a autoridade regulatória do Governo Federal, aumentar o investimento privado na geração, transmissão e distribuição de energia no Brasil e incentivar a competição no setor. No âmbito dessa reestruturação, a competência regulatória foi atribuída à ANEEL. Em 15 de março de 2004, foi promulgada a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico que promoveu profundas modificações na atual estrutura do setor elétrico, dentre as quais (i) a alteração das regras sobre a compra e venda de energia elétrica entre as empresas geradoras de energia e as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica; (ii) novas regras para licitação de empreendimentos de geração; (iii) a extinção do MAE e a criação da CCEE; (iv) a criação de novos órgãos setoriais; e (v) a alteração nas competências do MME e da ANEEL. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, atualmente, tem sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio das ADINs. O Governo Federal recorreu, argüindo que, no decorrer do processo legislativo, as ADINs haviam perdido o objeto e solicitou o arquivamento das ADINs. No entanto, a votação do Supremo Tribunal Federal, de 4 de agosto de 2004, confirmou a decisão de dar prosseguimento ao julgamento do mérito das ações. No dia 08 de abril de 2005 o julgamento das ADINs foi novamente suspenso em virtude do pedido de vista por um dos Ministros, contudo, nesse julgamento houve 5 votos em favor da Nova Lei e 2 desfavoráveis. Não existe ainda uma decisão sobre este mérito. Na data deste Prospecto, não é possível prever os eventuais possíveis efeitos adversos da regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e do resultado do julgamento das ADINs no setor em que a Companhia atua. Tais potenciais efeitos adversos poderão afetar negativamente a situação econômica da Companhia.

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Regulamentação Tarifária do Setor Elétrico e Política Tarifária

A ANEEL dispõe de discricionariedade para estipular as tarifas de energia elétrica que a Emissora cobra de seus consumidores. As tarifas são determinadas em conformidade com os contratos de concessão celebrados entre a Emissora e o Poder Concedente, por meio da ANEEL. A legislação brasileira e os contratos de concessão estabelecem um mecanismo de fixação de tarifas que permite três tipos de ajustes tarifários: (i) o reajuste anual; (ii) a revisão periódica; e (iii) a revisão extraordinária. As tarifas da Emissora são reajustadas anualmente, com o fim de compensar efeitos da inflação sobre as tarifas e repassar aos consumidores certas alterações de sua estrutura de custos cujo controle não é gerenciável pelas distribuidoras, tais como o custo da energia elétrica que adquirem de certas fontes e certos encargos tarifários, incluindo encargos do uso de instalações de transmissão e distribuição. Ademais, a ANEEL realiza revisão periódica a cada quatro ou cinco anos, a qual tem por finalidade identificar a variação dos custos da Emissora, bem como fixar um índice baseado na sua eficiência operacional futura, que será aplicado contra o índice de inflação utilizado nos reajustes anuais, cujo efeito é remunerar a administração eficiente dos custos das distribuidoras e, ao mesmo tempo, repassar ganhos de produtividade aos seus consumidores. A Emissora também tem direito de requerer uma revisão extraordinária de suas tarifas, caso custos imprevistos venham a alterar de maneira significativa sua estrutura de custos. A Emissora não pode garantir que a ANEEL irá estabelecer tarifas que lhe sejam favoráveis. Ademais, caso qualquer um desses ajustes não seja concedido pela ANEEL em tempo hábil, a situação financeira e o resultado operacional da Emissora poderão ser adversamente afetados. Caso haja a necessidade de reajustes extraordinários, decorrentes de adversidades econômicas, entre outras hipóteses, a Emissora tem o direito de requerer uma revisão das suas tarifas de modo a manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. Esse mecanismo permite que tanto a Companhia quanto a ANEEL possam buscar ajustes para acomodar as alterações imprevistas subseqüentes à assinatura do Contrato de Concessão, que afetariam os elementos econômicos acordados quando da outorga da concessão. O procedimento para restabelecimento do equilíbrio econômico-financeiro pode ser demorado e está sujeito à discricionariedade do Poder Concedente. Dessa forma, na hipótese de alterações imprevistas nas condições originais de contratação, caso os reajustes tarifários ou ainda, a aplicação da cláusula de restabelecimento do equilíbrio econômico-financeiro não gerem, tempestivamente, um aumento do fluxo de caixa, a condição financeira e os resultados operacionais da Companhia podem ser afetados adversamente. Para maiores esclarecimentos sobre as regras aplicáveis às tarifas às quais as distribuidoras estão sujeitas, ver Seção "Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro".

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Aquisição de Energia Elétrica no Curto Prazo Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras de energia elétrica, inclusive a Emissora, deverão contratar 100% (cem por cento) da sua demanda prevista de energia elétrica para suas respectivas áreas de concessão, por meio de licitações conduzidas pela ANEEL. Sempre que as previsões iniciais da Emissora ficarem significativamente abaixo da efetiva demanda de energia elétrica, a Emissora poderá ser forçada a complementar a insuficiência mediante a aquisição de energia elétrica por meio de contratos de curto prazo. A Emissora não pode garantir que as suas previsões iniciais de demanda de energia elétrica em sua área de concessão sejam precisas, e se não forem, a Emissora poderá enfrentar preços significativamente mais altos na compra de energia elétrica por meio de contratos de curto prazo, para atender suas obrigações de distribuição de energia elétrica, sujeitar-se a certas penalidades impostas pela ANEEL e ficar impossibilitada de repassar estes custos para suas tarifas, o que poderá afetar os resultados operacionais da Emissora.

Escassez e Racionamento de Energia Elétrica Devido à dependência do setor de energia elétrica de variáveis naturais e sazonais, como os níveis de chuva e de água, a deterioração dessas condições pode afetar severamente a geração de energia elétrica no País. Em junho de 2001, o Brasil sofreu severa redução de geração de energia elétrica. A crise deveu-se em grande parte à falta de investimento em geração e transmissão de energia e à situação de seca na maior parte do país, que fizeram com que os níveis de água nas usinas hidrelétricas caíssem para menos de um terço da sua capacidade. A fim de evitar a possibilidade de blecautes, em 2001 o Governo Federal baixou medidas destinadas à redução do consumo de energia elétrica nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil em 20% em média, instituindo sobretaxas para aqueles que não atingissem suas quotas de redução e recompensas para os que o fizessem. O governo brasileiro também determinou que as empresas de distribuição de energia localizadas nas regiões afetadas do país restringissem o fornecimento de energia a seus consumidores. As restrições perduraram até 28 de fevereiro de 2002. No futuro, o governo brasileiro poderá adotar novas medidas para reduzir o consumo de energia se a capacidade de geração no Brasil não aumentar gradativamente para suprir o crescimento da demanda. Tais medidas, se adotadas no futuro, incluindo redução do consumo de energia elétrica dos clientes da Emissora, podem ter efeito adverso relevante sobre as condições financeiras e os resultados de operações da Emissora. Além disso, se o processo de estocagem de água não for suficientemente adequado ao crescimento da demanda, ou se os investimentos em geração não acompanharem adequadamente crescimento de demanda a escassez de energia elétrica pode provocar volatilidade de preços, o que também pode afetar negativamente os resultados da Emissora.

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Matriz Energética do Setor Elétrico Brasileiro O setor elétrico brasileiro, cuja matriz energética é muito concentrada na geração hidráulica de energia, enfrenta uma restrição natural à sua capacidade de geração. As usinas hidrelétricas não podem gerar energia além da capacidade possibilitada pelos recursos hídricos do País. O controle do nível dos reservatórios efetuado pelo ONS busca otimizar o nível de água disponível para geração hidrelétrica em cada uma das usinas associadas aos respectivos reservatórios, além de manter uma certa quantidade de água em reserva, para situações de emergência. Grande parte da capacidade geradora das principais fornecedoras de energia elétrica para a Emissora é hidráulica e depende, significativamente, do volume de água das bacias dos rios em que se situam as PCHs e as UHEs. Chuvas escassas, enchentes ou qualquer outro fator natural podem causar impacto na capacidade geradora das empresas geradoras de energia elétrica, aumentando ou reduzindo o nível de seus reservatórios, afetando o fornecimento de energia para a Companhia e, consequentemente, suas vendas e resultados operacionais. Investimentos em Instalações A construção, ampliação e operação de instalações e equipamentos destinados à distribuição de energia elétrica envolvem muitos riscos, incluindo:

• a incapacidade de obter alvarás e aprovações governamentais necessários; • indisponibilidade de equipamentos; • interrupções de fornecimento; • greves; • perturbações trabalhistas; • perturbação social; • interferências climáticas ou hidrológicas; • problemas ambientais e de engenharia imprevistos; • atrasos operacionais e de construção, ou custos superiores ao previsto; e • indisponibilidade de financiamento adequado.

Se a Emissora vivenciar esses ou outros problemas, poderá não ser capaz de distribuir energia elétrica em quantidades compatíveis com suas projeções, o que poderá afetar de maneira negativa a situação financeira e o resultado das operações da Companhia. Impactos Ambientais As atividades de distribuição de energia elétrica estão sujeitas a abrangente legislação federal e estadual e à supervisão pelas agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas ambientais e de saúde. Essas agências podem tomar medidas coercitivas contra a Companhia por inobservância de seus regulamentos. Tais medidas podem incluir, entre outras, a imposição de multas e revogação de licenças. Regulamentos ambientais e de saúde mais rigorosos podem forçar a Emissora a destinar investimentos de capital para o seu atendimento e, em conseqüência, alterar a destinação de recursos de investimentos planejados. Tais alterações poderiam ter efeito adverso relevante sobre a condição financeira e sobre os resultados das operações da Emissora.

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Além disso, a inobservância, pela Emissora, das leis, regulamentos e termos de ajustamento de conduta ambientais pode acarretar, além da obrigação de reparação de danos que eventualmente sejam causados, a aplicação de sanções de natureza penal e administrativa, podendo também incluir a perda ou restrição de incentivos fiscais e o cancelamento e a suspensão de linhas de financiamento de estabelecimentos oficiais de crédito, bem como a proibição de contratar com o poder público, podendo ter impacto negativo nas receitas da Emissora ou, ainda, inviabilizar a captação de recursos junto ao mercado financeiro. Sem prejuízo do disposto acima, a inobservância pela Emissora das leis, regulamentos, termos de ajustamento de conduta ou acordos judiciais poderá causar impacto adverso relevante na imagem, na receita e no resultado da Emissora e de suas coligadas e controladora. RISCOS RELACIONADOS À EMISSORA Perda da Concessão Nos termos da Lei de Concessões, a concessão está sujeita à extinção antecipada em determinadas circunstâncias, quais sejam: encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial e anulação do Contrato de Concessão e falência ou extinção da concessionária, bem como existe previsão de indenização e intervenção em situações descritas nos contratos de concessão. Os ativos vinculados à concessão serão revertidos ao Poder Concedente. O Contrato de Concessão prevê o direito a indenização na ocorrência de eventual extinção da concessão.No caso de extinção da concessão, não é possível assegurar, na data deste Prospecto, que esse valor será suficiente para compensar a perda de lucro futuro relativo aos ativos ainda não totalmente amortizados ou depreciados. A extinção antecipada do Contrato de Concessão, assim como a imposição de penalidades à Emissora associadas a tal extinção, poderão gerar significativos impactos nos seus resultados e afetar sua capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. As regras para a renovação da concessão, bem como da sua caducidade ainda estão por serem definidas pela ANEEL. Sanções Oriundas do Contrato de Concessão A Emissora conduz sua atividade de distribuição de energia elétrica em conformidade com o Contrato de Concessão celebrado com o Poder Concedente. A ANEEL poderá impor penalidades caso a Emissora deixe de cumprir com qualquer disposição do Contrato de Concessão. Dependendo da extensão e da gravidade do inadimplemento, as penalidades aplicáveis incluem • advertências; • multas por infração, limitadas a 2,0%, por evento, da receita da Emissora no exercício encerrado

imediatamente antes da data da respectiva infração; • embargo à construção de novas instalações e equipamentos; • restrições à operação das instalações e equipamentos existentes; • suspensão temporária de participação em processos licitatórios tendo por objeto novas concessões; • intervenção da ANEEL na administração da concessionária inadimplente; e • caducidade da concessão.

A Emissora não pode garantir que não será penalizada pela ANEEL por infração ao Contrato de Concessão ou que sua concessão não terá a caducidade declarada. A indenização recebida pela Emissora pelo valor contábil dos investimentos realizados até a extinção da concessão, pode não ser suficiente para recuperar o valor integral de certos ativos. Caso o Contrato de Concessão seja rescindido em virtude de inadimplemento de obrigações pela Emissora, o valor efetivo de compensação pelo Poder Concedente pode ser reduzido de maneira significativa por meio da imposição de multas ou outras penalidades. Por conseguinte, a imposição de multas ou penalidades à Emissora, ou a extinção de sua concessão, pode afetar de maneira adversa a situação financeira e o resultado operacional da Emissora.

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Perda de Consumidores Livres A Emissora detém concessões para distribuir energia elétrica em 27 dos 645 municípios do Estado de São Paulo. Dentro de sua área de concessão, a Emissora não enfrenta concorrência na distribuição de energia elétrica a consumidores residenciais, comerciais e industriais supridos na baixa tensão. No entanto, outros fornecedores de energia elétrica podem competir com a Emissora na oferta de energia elétrica a certos consumidores qualificados como consumidores potencialmente livres. De forma geral, os consumidores potencialmente livres são aqueles com demanda contratada igual ou superior a 3 MW atendidos em tensão igual ou superior a 69 KV, cujo fornecimento tenha se iniciado antes de julho de 1995, além dos consumidores com demanda contratada igual ou superior a 3 MW, com início de suprimento após julho de 1995, atendidos em qualquer nível de tensão. No ano de 2004, a Emissora forneceu energia elétrica a 24 consumidores que atendiam a estas condições. Esses consumidores representaram aproximadamente 16% das receitas operacionais líquidas e aproximadamente 29% da quantidade total de energia elétrica vendida pela Emissora. Adicionalmente, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW, atendidos em qualquer nível de tensão, independente da data de início do fornecimento, podem se tornar livres se passarem a ser atendidos por geradores com fontes renováveis de energia, como PCHs ou biomassa. Em 2004, a Emissora forneceu energia elétrica a 378 consumidores que atendiam a esta condição. Esses consumidores representaram aproximadamente 21% da receita operacional líquida da Emissora e 24% da sua energia elétrica vendida. A decisão dos consumidores da Emissora de se tornarem Consumidores Livres e comprarem energia elétrica de outros fornecedores pode afetar negativamente a participação de mercado da Emissora, impactando seus resultados operacionais. Contratos Iniciais Cerca de 24% da energia comprada pela Emissora nos nove primeiros meses de 2005 foi suprida por meio dos Contratos Iniciais. A quantidade de energia dos Contratos Iniciais se reduz a uma taxa de 25% ao ano a partir de 2003, de tal modo que em 2005, apenas 25% da energia contratada originalmente ainda era suprida pelos Contratos Iniciais. Assim, a cada ano, a partir de 2003, 25% da energia elétrica dos Contratos Iniciais deverá ser substituída por contratos bilaterais. Em 2006, ocorrerá a completa extinção dos Contratos Iniciais entre a Emissora e seus fornecedores. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Emissora deverá suprir suas necessidades adicionais de energia elétrica por meio de contratos de compra de energia elétrica no mercado regulado. A Emissora não pode assegurar que os preços a serem praticados de acordo com as regras da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, ainda pendente de regulamentação, serão os mesmos que os praticados atualmente com seus atuais fornecedores, podendo um eventual acréscimo de preços causar um impacto adverso na estrutura de custos da Emissora.

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Exposição à Variação de Taxas de Juros As dívidas da Emissora estão sujeitas a taxas de juros variáveis, principalmente Taxa DI, TJLP e LIBOR. Assim, na hipótese de elevação das taxas de juros, poderá ocorrer o aumento dos custos e pagamentos do serviço da dívida da Emissora. Os negócios da Emissora, sua condição financeira e o resultado de suas operações poderão ser afetados negativamente pela incorrência em maiores despesas financeiras (ver seção “Atividades da Emissora – Contratos Relevantes Financeiros”). Impenhorabilidade dos Ativos da Emissora De acordo com a legislação em vigor e com o Contrato de Concessão, os bens da Emissora essenciais para a prestação dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica, que devem ser revertidos para o Poder Concedente ao final do prazo do Contrato de Concessão, não estão sujeitos à penhora e à execução judicial. Excepcionalmente, e com a devida anuência da ANEEL, poder-se-á penhorar determinados ativos da Emissora com vistas a honrar suas obrigações, desde que esta garantia não comprometa a operacionalização e a continuidade dos serviços relativos à distribuição de energia elétrica. Não obstante, na hipótese de inadimplemento pela Emissora das obrigações de pagamento das Debêntures, parte dos bens que compõem o ativo da Emissora não poderá ser objeto de execução. Restrições Contratuais à Capacidade de Endividamento da Emissora e Vencimento Antecipado das Dívidas Existentes Em virtude de contratos celebrados para a captação de recursos, a Emissora está sujeita a cláusulas e condições que restringem sua autonomia e capacidade de contrair novos empréstimos. A existência de limitações ao endividamento da Emissora poderá afetar sua capacidade de captar novos recursos necessários ao financiamento de suas atividades e de suas obrigações vincendas, o que poderá afetar a capacidade da Emissora de honrar seus compromissos financeiros. Adicionalmente, na hipótese de descumprimento de qualquer disposição dos referidos contratos, poderão tornar-se exigíveis os valores vincendos (principal, juros e multa) objeto dos referidos contratos. O vencimento antecipado das obrigações da Emissora impactará sua situação financeira. RISCOS RELACIONADOS À OFERTA Baixa Liquidez do Mercado Secundário Brasileiro O mercado secundário existente no Brasil para negociação de debêntures apresenta histórico de baixa liquidez, e não há nenhuma garantia de que existirá no futuro um mercado para negociação das Debêntures que permita a seus subscritores sua posterior alienação, caso venham a decidir vendê-las. Dessa forma, os titulares das Debêntures podem ter dificuldade em realizar sua venda no mercado secundário. Eventual Rebaixamento na Classificação de Risco da Emissão A classificação de risco atribuída à presente emissão baseou-se na atual condição da Companhia e nas informações presentes neste Prospecto. Não existe garantia de que a classificação de risco permanecerá inalterada durante a vigência das Debêntures. Caso a classificação de risco seja rebaixada, a CPFL Piratininga poderá encontrar dificuldades em realizar outras emissões de títulos e valores mobiliários, assim como os debenturistas poderão ter prejuízo caso optem pela venda das Debêntures no mercado secundário.

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Hipóteses de Vencimento Antecipado das Debêntures A Escritura de Emissão estabelece hipóteses que ensejam o vencimento antecipado (automático ou não) das obrigações da Companhia, tais como pedido de recuperação judicial ou falência pela CPFL Piratininga, não cumprimento de obrigações previstas na Escritura de Emissão, extinção de concessões e vencimento antecipado de outras dívidas. Não há garantias de que a Companhia terá recursos suficientes em caixa para fazer face ao pagamento das Debêntures na hipótese de ocorrência de vencimento antecipado de suas obrigações. Ademais, o vencimento antecipado poderá causar um impacto negativo relevante nos resultados e atividades da Emissora. Subordinação das Debêntures em relação às demais Obrigações da CPFL Piratininga As Debêntures da Oferta são da espécie subordinada. Portanto, os demais credores da Companhia têm preferência em relação às obrigações assumidas pela CPFL Piratininga. Caso ocorra algum evento de insolvência o cumprimento das obrigações relacionadas às Debêntures poderá ser prejudicado. Pagamento pela Garantidora As Debêntures contam com garantia da CPFL Energia, que é controladora indireta da Emissora. Em virtude de suas atividades, descritas na Seção “Informações Relativas à Garantidora”, a CPFL Energia está sujeita, entre outros, aos riscos relacionados a fatores macroeconômicos e aos riscos relativos ao setor elétrico descritos nesta Seção. Caso algum desses riscos venha a se materializar, não é possível assegurar que a Garantidora, se demandada, terá condições de honrar o pagamento das Debêntures.

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6. SITUAÇÃO FINANCEIRA

• Capitalização • Informações Financeiras e Operacionais Selecionadas da Emissora • Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais

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CAPITALIZAÇÃO A tabela a seguir exibe o endividamento da Emissora e sua capitalização total (i) nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004; (ii) nos períodos referentes ao 3º trimestre, encerrados em 30 de setembro de 2004 e 2005; e (iii) no período encerrado em 30 de setembro de 2005, ajustado pró-forma, para refletir (a) a redução de capital descrita nas seções “Eventos Relevantes Posteriores à Publicação das Informações Trimestrais Relativas ao Período Encerrado em 30 de setembro de 2005” e “Informações Relativas à Emissora”-“Reestruturação Societárias em Curso” e (b) a captação de recursos objeto da Emissão.

Exercícios encerrados em 31 de dezembro de

Períodos encerrados em 30 de setembro de

Pró-forma

2002 2003 2004 2004 2005 2005

(Em milhares de reais)

Empréstimos e Financiamentos – Curto Prazo 231.947 45.358 183.079 166.425 222.120 222.120

Debêntures - Curto Prazo - - - - - -

Empréstimos e Financiamentos – Longo Prazo 190.542 228.247 261.962 300.345 179.754 179.754

Debêntures - Longo Prazo - - - - - 400.000

Empréstimos e Financiamentos – Total 422.498 273.605 445.041 466.770 401.874 801.874

Debêntures - Total - - - - - 400.000

Patrimônio líquido 225.049 230.490 540.563 196.839 581.792 281.792

Capitalização total 647.538 504.095 985.604 663.609 983.666 1.083.666

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INFORMAÇÕES FINANCEIRAS E OPERACIONAIS SELECIONADAS DA EMISSORA

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

selecionadas originaram-se das Demonstrações Financeiras auditadas da Emissora para os períodos

encerrados em 31 de dezembro dos anos de 2002, 2003 e 2004 e 30 de setembro dos anos de 2004 e 2005,

elaboradas de acordo com a legislação societária. As demonstrações financeiras referentes aos períodos

apresentados abaixo foram auditadas pela Arthur Andersen, até o primeiro trimestre de 2002 e, após esta data,

pela Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes. As presentes informações deverão ser analisadas no

contexto das Demonstrações Financeiras da Emissora, que são parte integrante deste Prospecto.

As demonstrações financeiras foram elaboradas em conformidade com o regime da legislação societária

brasileira. O potencial investidor deverá ler essas informações financeiras selecionadas em conjunto com as

demonstrações financeiras auditadas e respectivas notas explicativas, incluídas neste Prospecto, bem como na

seção “Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado das Operações”.

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de %

Variação%

VariaçãoDemonstração do Resultado (em milhões de reais) 2002 % do Total 2003 %

do Total 2004 % do Total 2003/2002 2004/2003

Receita bruta de vendas e/ou serviços 1.920,1 130,5 2.234,0 135,0 2.519,0 145,9 16,4 12,8

Dedução da receita bruta (449,3) (30,5) (579,5) (35,0) (792,2) (45,9) 29,0 36,7

Receita liquida de vendas e/ou serviços 1.470,8 100,0 1.654,6 100,0 1.726,8 100,0 12,5 4,4

Custo de bens e/ou serviços vendidos (1.236,3) (84,1) (1.355,9) (82,0) (1.418,8) (82,2) 9,7 4,6

Resultado bruto 234,4 15,9 298,6 18,0 308,0 17,8 27,4 3,1

Despesas operacionais (277,4) (18,9) (130,5) (7,9) (154,9) (9,0) (52,9) 18,6

Com vendas (44,8) (3,0) (35,7) (2,2) (47,2) (2,7) (20,4) 32,2

Gerais e administrativas (70,8) (4,8) (65,5) (4,0) (67,2) (3,9) (7,6) 2,6

Financeiras (154,4) (10,5) (24,9) (1,5) (34,0) (2,0) (83,9) 36,9

Outras receitas operacionais - - - - - - - -

Outras despesas operacionais (7,3) (0,5) (4,5) (0,3) (6,5) (0,4) (38,3) 42,9

Resultado da equivalência operacional - - - - - - - -

Resultado operacional (43,0) (2,9) 168,1 10,2 153,2 8,9 (491,2) (8,9)

Resultado não operacional 4,3 0,3 6,0 0,4 (2,5) (0,1) 39,0 (141,2)

Resultado antes de tributação/participações (38,7) (2,6) 174,1 10,5 150,7 8,7 (550,2) (13,4)

Provisão para IR e contribuição social (1,0) (0,1) (68,2) (4,1) (46,8) (2,7) 7.031,6 (31,4)

IR diferido - - - - - - - -

Item Extraordinário Líq. Efeitos Tribut. (21,6) (1,5) (21,6) (1,3) (21,6) (1,3) - -

Reversão dos juros sobre capital próprio - - 24,6 1,5 10,9 0,6 - (55,7)

Participações minoritárias - - - - - - - -

Lucro/prejuízo do exercício (61,3) (4,2) 108,8 6,6 93,2 5,4 277,6 (14,4)

Lucro/prejuízo por ação (0,00116) 0,00205 0,00176

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Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de %

Variação %

VariaçãoBalanço Patrimonial Ativo (em milhões de reais)

2002 % do Total 2003 %

do Total 2004 % do Total

2003/2002 2004/2003 Ativo Circulante 629,9 39,3 577,8 36,6 624,3 35,3 (8,3) 8,1 Disponibilidades 51,0 3,2 54,4 3,5 22,4 1,3 6,9 (58,9) Créditos 570,6 35,6 502,7 31,9 564,8 31,9 (11,9) 12,4 Estoques 1,0 0,1 1,1 0,1 1,0 0,1 8,4 (12,0) Outros 7,3 0,5 19,5 1,2 36,2 2,0 167,2 85,1 Ativo Realizável de Longo Prazo 359,3 22,4 388,6 24,6 536,6 30,3 8,1 38,1 Créditos Diversos 328,9 20,5 386,4 24,5 535,6 30,3 17,5 38,6 Créditos com pessoas ligadas 24,4 1,5 - - - - - - Outros 6,0 0,4 2,1 0,1 1,0 0,1 (64,7) (54,9) Ativo Permanente 614,0 38,3 610,5 38,7 608,5 34,4 (0,6) (0,3) Investimentos 1,2 0,1 1,2 0,1 1,2 0,1 0,0 0,0 Imobilizado 611,1 38,1 603,6 38,3 606,6 34,3 (1,2) 0,5 Diferido 1,8 0,1 5,7 0,4 0,8 0,0 226,2 (86,8) Ativo Total 1.603,2 100,0 1.576,8 100,0 1.769,4 100,0 (1,6) 12,2

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de

% Variação

% Variação

Balanço Patrimonial Passivo (em milhões de reais) 2002 %

do Total 2003 % do Total 2004 %

do Total 2003/2002 2004/2003

Passivo Circulante 696,4 43,4 716,4 45,4 607,7 34,3 2,9 (15,2) Empréstimos e financiamentos 231,9 14,5 45,4 2,9 183,1 10,3 (80,4) 303,6 Fornecedores 284,7 17,8 213,3 13,5 191,9 10,8 (25,1) (10,0) Impostos, taxa e contribuições 60,4 3,8 131,0 8,3 90,9 5,1 116,7 (30,6) Dividendos a pagar 13,5 0,8 99,8 6,3 1,4 0,1 638,7 (98,6) Dividas com pessoas ligadas 36,0 2,2 158,1 10,0 - - 339,1 - Outros 69,8 4,4 68,9 4,4 140,3 7,9 (1,2) 103,6 Passivo Exigível de Longo Prazo 681,8 42,5 629,9 39,9 621,2 35,1 (7,6) (1,4) Empréstimos e financiamentos 190,5 11,9 228,2 14,5 262,0 14,8 19,8 14,8 Provisões 34,2 2,1 103,0 6,5 89,1 5,0 201,6 (13,5) Dívidas com pessoas ligadas 342,9 21,4 140,4 8,9 - - (59,1) - Outros 114,2 7,1 158,2 10,0 270,1 15,3 38,5 70,7 Patrimônio Líquido 225,0 14,0 230,5 14,6 540,6 30,6 2,4 134,5 Passivo Total 1.603,2 100,0 1.576,8 100,0 1.769,4 100,0 (1,6) 12,2

66

Período de 9 meses encerrado em 30 de setembro de

% Variação Demonstração do Resultado (em milhões de reais) 2004 % do Total 2005 % do Total

2005/2004

Receita bruta de vendas e/ou serviços 1.842,3 146,4 1.963,2 142,9 6,6

Dedução da receita bruta (584,1) (46,4) (589,0) (42,9) 0,8

Receita liquida de vendas e/ou serviços 1.258,1 100,0 1.374,1 100,0 9,2

Custo de bens e/ou serviços vendidos (1.060,1) (84,3) (1.025,5) (74,6) (3,3)

Resultado bruto 198,1 15,7 348,6 25,4 76,0

Despesas operacionais (110,0) (8,7) (78,0) (5,7) (29,2)

Com vendas (29,6) (2,4) (25,1) (1,8) (15,3)

Gerais e administrativas (52,3) (4,2) (45,3) (3,3) (13,4)

Financeiras (23,4) (1,9) 0,3 - 101,4

Outras receitas operacionais - - - - -

Outras despesas operacionais (4,7) (0,4) (7,9) (0,6) 66,9

Resultado da equivalência operacional - - - - -

Resultado operacional 88,0 7,0 270,7 19,7 207,5

Resultado não operacional (1,5) (0,1) 0,1 0,0 109,5

Resultado antes de tributação/participações 86,5 6,9 270,8 19,7 213,1

Provisão para IR e contribuição social (56,9) (4,5) (88,2) (6,4) 54,8

IR diferido 24,5 1,9 (4,6) (0,3) (118,9)

Participações/contribuições estatutárias (16,2) (1,3) (16,2) (1,2) -

Reversão dos juros sobre capital próprio 10,9 0,9 - - -

Participações minoritárias - - - - -

Lucro/prejuízo do exercício 48,7 3,9 161,8 11,8 232,3

Lucro/prejuízo por ação 0,00092 0,00305

Período de 9 meses encerrado em 30 de setembro de % Variação

Balanço Patrimonial Ativo (em milhões de reais) 2004 %

do Total 2005 % do Total 2005/2004

Ativo Circulante 628,9 38,1 797,2 41,2 26,8 Disponibilidades 17,6 1,1 49,5 2,6 180,3 Créditos 591,7 35,9 717,6 37,1 21,3 Estoques 1,0 0,1 1,5 0,1 50,1 Outros 18,6 1,1 28,6 1,5 54,1 Ativo Realizável de Longo Prazo 414,6 25,1 515,6 26,7 24,4 Créditos Diversos 413,9 25,1 504,4 26,1 21,9 Créditos com pessoas ligadas - - - - - Outros 0,7 - 11,2 0,6 1.583,9 Ativo Permanente 605,1 36,7 620,7 32,1 2,6 Investimentos 1,2 0,1 1,2 0,1 0,0 Imobilizado 603,6 36,6 617,9 32,0 2,4 Diferido 0,4 0,0 1,7 0,1 283,3 Ativo Total 1.648,6 100,0 1.933,5 100,0 17,3

67

Período de 9 meses encerrado em 30 de setembro de % Variação

Balanço Patrimonial Passivo (em milhõesde reais) 2004 %

do Total 2005 % do Total 2005/2004

Passivo Circulante 665,6 40,4 852,8 44,1 28,1 Empréstimos e financiamentos 166,4 10,1 222,1 11,5 33,5 Fornecedores 185,0 11,2 180,2 9,3 (2,6) Impostos, taxa e contribuições 139,1 8,4 160,9 8,3 15,7 Dividendos a pagar 6,4 0,4 2,0 0,1 (68,4) Dividas com pessoas ligadas 25,0 1,5 - - - Outros 143,7 8,7 287,5 14,9 100,1 Passivo Exigível de Longo Prazo 786,2 47,7 498,9 25,8 (36,5) Empréstimos e financiamentos 300,3 18,2 179,8 9,3 (40,2) Provisões 82,7 5,0 121,1 6,3 46,5 Dívidas com pessoas ligadas 140,4 8,5 - - - Outros 262,8 15,9 198,1 10,2 (24,6) Patrimônio Líquido 196,8 11,9 581,8 30,1 195,6 Passivo Total 1.648,6 100,0 1.933,5 100,0 17,3

Exercícios encerrados em 31 de dezembro de Períodos encerrados em 30 de

setembro de Outras Informações Financeiras 2002 2003 2004 2004 2005

EBITDA * 198,5 282,6 272,3 175,1 332,2 Margem EBITDA 13,5% 17,1% 15,8% 13,9% 24,2% Endividamento Total 422,5 273,6 445,0 466,8 401,9 Capitalização 647,5 504,1 985,6 663,6 983,7 Razão Endividamento Total/Capitalização 0,652 0,543 0,452 0,703 0,409 Ativo/Passivo Circulante 2,302 2,201 2,912 2,477 2,267 Informações Operacionais Selecionadas (não auditado) (em GWh) Energia adquirida 12.997 12.293 11.137 8.415 7.226 Perda em % 6,89 6,69 6,52 6,52 6,38 DEC 7,68 6,65 6,9 7,13 7,30 FEC 5,92 5,4 5.8 6,06 5,12 Consumo próprio Energia comercializada Residencial 2.035 2.138 2.183 1.635 1.757 Comercial 1.232 1.298 1.290 951 1.036 Poder Público 130 143 148 109 119 Industrial 5.954 6.238 5.561 4.197 2.654 Iluminação Pública 228 244 242 181 186 Serviço Público 248 256 255 191 189 Rural 151 156 157 116 125

Lucro líquido do exercício excluídos os efeitos do resultado financeiro, imposto de renda, contribuição social, depreciação, amortização e despesas referentes à entidade de previdência privada (incluindo o efeito do item extraordinário líquido dos efeitos de impostos).

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Eventos Relevantes Posteriores à Publicação das Informações Trimestrais Relativas ao Período Encerrado em 30 de setembro de 2005 A CPFL Paulista, como parte do processo de descruzamento societário da atividade de distribuição e a fim de minimizar seus impactos (ver seção “Informações Relativas à Emissora”-“Reestruturação Societárias em Curso”), submeteu à ANEEL através Ofício n.º 030/R, de 10 de agosto de 2005, proposta específica com o objetivo de segregação da participação societária por ela detida na CPFL Piratininga. Tal proposta previu a redução do capital da CPFL Piratininga, no montante de R$ 300 milhões, com fundamento no artigo 173 da Lei das Sociedades por Ações, sem alteração da quantidade de ações, com restituição aos acionistas do valor das ações. Em 17 de novembro de 2005, a ANEEL, por meio do Despacho n.º 1870, aprovou a redução de capital conforme proposta. Deste modo, em 30 de novembro de 2005, a matéria em questão foi aprovada pelo Conselho de Administração da Emissora. Subsequentemente, em 26 de dezembro de 2005, os acionistas da Companhia aprovaram por unanimidade, em Assembléia Geral Extraordinária, a referida redução de capital nos termos propostos. Conforme disposto no artigo 174 da Lei das Sociedades por Ações, e debiberado pelos acionistas, a efetivação da referida redução de capital somente ocorrerá após 60 (sessenta dias) corridos contados da data de publicação da ata da Assembléia Geral Extraordinária em questão. Este prazo corresponde ao período mínimo exigido para notificação de credores de sua oposição a referida redução de capital. A ata da Assembléia Geral Extraordinária que aprovou a redução de capital da CPFL Piratininga foi publicada em 21 e 23 de janeiro de 2006. Findo o prazo de 60 (sessenta dias) corridos, o capital subscrito e realizado da CPFL Piratininga passará ser de R$ 31.100.604,50, dividido em 53.031.258.899 ações escriturais sem valor nominal.

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

Introdução A análise e discussão da administração sobre a situação financeira e o resultado das operações a seguir deve ser lida em conjunto com as demonstrações financeiras e respectivas notas explicativas incluídas neste Prospecto. As demonstrações financeiras constantes do presente Prospecto foram elaboradas em conformidade com as práticas contábeis emanadas da legislação societária brasileira e normas complementares editadas pela CVM. Tais demonstrações estão também em consonância com a legislação específica aplicável às empresas concessionárias de energia elétrica. A CPFL Piratininga é uma sociedade por ações de capital aberto, de direito privado, que tem por objetivo principal a prestação de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, em qualquer de suas formas, sendo tais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia. Adicionalmente a Companhia está autorizada a participar, individual ou consorciadamente, de empreendimentos que visem a outras formas de energia, de tecnologias e de serviços, inclusive exploração de atividades derivadas, direta ou indiretamente, da utilização dos bens, direitos e tecnologias de que é detentora. A CPFL Piratininga detém os direitos de concessão para efetuar a prestação dos serviços públicos de distribuição e comercialização de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, que se encerra em outubro de 2028, podendo este ser prorrogado por igual período em sua área de concessão. Ambiente Econômico Brasileiro O desempenho da economia brasileira afeta a demanda por energia elétrica e a inflação afeta as receitas, os custos e as margens da Emissora. O ambiente econômico brasileiro caracteriza-se por flutuações significativas das taxas de crescimento. Em 2002, a economia brasileira foi afetada pelos reflexos da continuidade da crise econômica na Argentina e da incerteza política relativa às eleições presidenciais brasileiras, já que os investidores temiam que o então novo governo mudasse a política econômica da administração anterior. Em 2002, o produto interno bruto brasileiro cresceu em termos reais 1,9% o real desvalorizou 52,3% frente ao dólar, e a inflação medida pelo IGPM foi de 25,3%. O Banco Central aumentou a taxa básica de juros várias vezes durante o ano, de 19,0% no inicio de 2002 para 25,0% no final do ano. Em 2003, a nova administração deu continuidade, em grande medida, à política macroeconômica do governo anterior. Em 2003, o real valorizou 18,2% frente ao dólar chegando a R$ 2,8892 por US$1,00 em 31 de dezembro de 2003 e a inflação medida pelo IGPM foi de 8,7%. Contudo, o produto interno bruto real teve redução de 0,2 % em 2003, principalmente porque as altas taxas de juros em vigor no início de 2003 dificultaram o crescimento econômico. A economia brasileira mostrou sinais de melhora no terceiro e quarto trimestre de 2003.

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Em 2004, com o incentivo do governo as exportações e pela abertura de créditos aos trabalhadores e aposentados, fatores que aliados refletiram no crescimento 5,2% do PIB - Produto Interno Bruto Brasileiro. Em 2004 o real valorizou 8,1% frente ao dólar chegando a R$ 2,6544 por US$1,00 em 31 de dezembro de 2004 e a inflação medida pelo IGPM foi de 12,4%. Com a melhoria na economia brasileira e com o retorno do consumo de energia elétrica a níveis dos anos 1999 e 2000 a maioria das empresas energéticas apresentaram bons resultados para o ano de 2004. A tabela a seguir apresenta a inflação, o produto interno real e a desvalorização do real frente ao dólar em relação a 2004, 2003 e 2002

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de

2004 2003 2002

Inflação (IGPM)(1) 12,4% 8,7% 25,3%

Inflação (IPCA)(2) 7,6% 9,3% 12,5%

Crescimento (contração ) do produto interno bruto real 5,2% 0,5% 1,9%

Desvalorização (valorização) do real frente ao dólar (8,1)% (18,2)% 52,3%

Taxa de câmbio do final do período – US$ 1,00 R$ 2,6544 R$ 2,8892 R$ 3,5333

Taxa de câmbio média – US$ 1,00(3) R$ 2,9171 R$ 3,0600 R$ 2,9983

Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e Banco Central.

(1) Inflação (IGPM) é o índice geral de preços de mercado medido pela Fundação Getúlio Vargas

(2) Inflação (IPCA) é o índice de preços ao consumidor ampliado medido pelo Instituto Brasileiro de

Geografia e Estatística.

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

A CPFL Piratininga foi impactada pelas constantes desvalorizações do Real frente ao dólar, em função das compras de energia elétrica de ITAIPU (cotada em dólares) e do aumento das dívidas cotadas em dólar e outros indicadores que sofrem influência da alta do mesmo.

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PERÍODO ENCERRADO EM 30 DE SETEMBRO DE 2005 EM COMPARAÇÃO AO PERÍODO ENCERRADO EM 30 DE

SETEMBRO DE 2004 Receita Bruta

Consumidores milhares GWh R$ (milhões) % Variação Receita de Operações com Energia Elétrica Períodos Encerrados em 30 de setembro de 2005 2004 2005 2004 2005 2004 2005/2004 Classe de consumidores Residencial 1.148 1.114 1.757 1.635 691,4 603,6 14,5 Industrial 9 10 2.654 4.198 614,8 734,6 (16,3) Comercial 82 80 1.036 951 359,2 307,4 16,9 Rural 7 7 125 116 20,8 18,3 13,5 Poderes Públicos 6 5 119 109 40,8 34,8 17,3 Iluminação Pública - - 186 180 39,7 36,2 9,6 Serviço Público 1 1 189 191 42,1 39,2 7,5 Fornecimento faturado 1.253 1.217 6.066 7.380 1.808,8 1.774,1 2,0 Consumo Próprio - - 3 3 - - - Fornecimento não Faturado (Líquido) - - - - (4,5) (21,3) (78,7) Encargos Emergenciais ECE/EAEE - - - - 60,6 94,1 (35,6) Realização de Recomposição Tarifária - - - - (52,3) (54,2) (3,5) Realização da Energia Livre - - - - (26,7) (26,5) 0,8 Ajustes do Valor Homologado de Energia Livre - - - - - 65,7 -

Revisão tarifária - - - - (28,7) (77,9) (63,2) Realização de Reajustes tarifários 2004 – TUSD - - - - (1,8) - -

PIS e COFINS - Repasse Geradoras - - - - 7,6 - - Reajuste Tarifário 2005 - Reembolso TUSD - - - - 1,5 - -

Reajuste Tarifário 2005 – RGR - - - - 1,9 - - Fornecimento de Energia Elétrica 1.253 1.217 6.069 7.383 1.766,4 1.754,0 0,7 Suprimento de Energia Elétrica - - 223 45 5,9 1,4 320,7 Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica - - - - 169,0 71,3 137,0

Subvenção de Baixa Renda - - - - 4,3 - - Outras Receitas e Rendas - - - - 17,6 15,6 13,3 Total Outras receitas operacionais - - - - 190,9 86,9 119,7 Total 1.253 1.217 6.292 7.428 1.963,2 1.842,3 6,6

A Receita Operacional Bruta registrada nos nove primeiros meses de 2005 foi de R$ 1.963,2 milhões. O valor é 6,6% superior à receita apresentada no mesmo período do exercício anterior. Os principais fatores que contribuíram para este acréscimo foram o reajuste tarifário de 2004 e os reflexos das alterações das revisões tarifárias de 2003 ocorridas em 2004 e 2005, compensados parcialmente pela redução das quantidades vendidas.

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Reajuste Tarifário 2004 A Resolução Homologatória ANEEL Nº 246, de 18 de outubro de 2004 estabeleceu o reajuste tarifário anual da CPFL Piratininga, a partir de 23 de outubro de 2004, em 14,00%, sendo este índice composto pelo reajuste anual previsto no contrato de concessão (IRT) - 10,51% e pelos valores financeiros (custos do racionamento, valores da Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA e outros) – 3,49%. Revisão Tarifária 2003 Em outubro de 2004, foram executados ajustes da Revisão Tarifária com a fixação de novo valor provisório

para a base de remuneração regulatória. Como resultado desse processo, e de acordo com a Resolução

Homologatória ANEEL nº 245, de 18 de outubro de 2004, o índice de reposicionamento das tarifas de

fornecimento de energia elétrica da CPFL Piratininga, foi alterado de 18,08% para 10,86%, retroativamente a

23 de outubro de 2003, sendo 10,51% referentes ao processo de revisão tarifária e 0,35% devido ao

ressarcimento de parte dos custos do racionamento.

Como resultado da homologação definitiva da revisão tarifária de 2003, a Companhia reconheceu nos nove primeiros meses de 2005 uma redução na Receita Operacional no montante de R$ 28,6 milhões. Nos nove primeiros meses do exercício anterior os ajustes relativos a homologação provisória da ANEEL referentes a revisão tarifária de 2003 totalizaram R$ 138,9 milhões como redução na Receita Operacional. Quantidade de Energia Vendida Apesar da redução de 15,3%na quantidade de energia vendida nos nove primeiros meses de 2005, devido basicamente à migração de clientes até então cativos para o mercado livre, verificamos um aumento no consumo em todas as outras classes de consumidores, em especial nas classes residencial e comercial, com crescimento de 7,5% e 8,9%, respectivamente. A saída destes consumidores industriais, aliado ao aumento de consumo médio das demais classes, contribuiu para o aumento na tarifa média, em função do aumento na quantidade de energia vendida para clientes sujeitos a tarifas mais elevadas, em contrapartida à queda na quantidade de energia vendida a clientes sujeitos a menores tarifas. Os efeitos da migração de consumidores livres e a conseqüente redução na quantidade de energia vendida são compensados pela receita obtida através da disponibilidade da rede elétrica (TUSD). Como estes consumidores continuam interligados ao sistema de distribuição da concessionária de sua região, eles são faturados pelo uso da rede de distribuição. O total faturado nos nove primeiros meses de 2005, a título de receita pela disponibilidade da rede elétrica, foi de R$ 169,0 milhões, representando um crescimento de R$ 97,7 milhões aos valores faturados no mesmo período de 2004.

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Deduções da Receita Operacional

GWh R$ (milhões) %Variação Energia Comprada para Revenda 2005 2004 2005 2004 2005/2004

Itaipu Binacional 2.869 2.844 240,4 265,0 (9,3) Furnas Centrais Elétricas S.A. 630 1.229 62,7 109,9 (43,0) CESP - Cia. Energética de São Paulo 570 1.109 48,0 84,1 (43,0) Cia. De Geração de Energia Elétrica do Tietê 217 422 18,0 32,0 (43,8) Duke Energy Inter. Ger. Paranapanema S.A. 169 329 14,3 25,2 (43,5) CPFL Comercialização Brasil S.A. 991 1.349 102,3 117,2 (12,7) Tractebel Energia S.A. 418 609 46,7 60,8 (23,2) Leilão de energia 375 - 19,7 - - Petrobrás 479 - 36,6 - - EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia 131 254 11,0 19,0 (42,0) Co-Geradoras 21 33 1,2 1,6 (22,8) Outros 356 237 40,2 25,9 55,5 Sub-total energia elétrica comprada para revenda 7.226 8.415 641,1 740,7 (13,5) Efeitos líquidos da amortização e diferimento da CVA - - (16,8) (14,0) 20,0 Sobras de energia dos leilões de 2005 - - (2,0) - - Ajuste do valor homologado de Energia Livre - - - 67,5 - PIS e COFINS - Repasse geradores - - 7,6 - - Crédito PIS e COFINS - - (58,1) (67,2) (13,6) Total energia elétrica comprada para revenda 7.226 8.415 571,8 727,0 (21,3) Encargos do Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição Encargos da Rede Básica - - 114,4 110,2 3,8 Encargos de Transporte de Itaipú - - 15,9 14,2 12,4 Encargos de Conexão - - 11,2 24,0 (53,2) Encargos de Serviço do Sistema – ESS - - 3,8 2,7 37,4 Sub-total dos encargos de uso do sistema de distribuição 7.226 8.415 145,4 151,1 (3,8) Efeitos líquidos da amortização e diferimento da CVA - - 41,3 (5,4) 867,9 Crédito PIS e COFINS - Interpretação Técnica IBRACON n.º 1/2004 - - (17,3) (12,2) 40,8 Total 7.226 8.415 741,2 860,5 (13,9)

A significativa variação da receita operacional não ocorre nas deduções já que a grande oscilação deve-se aos efeitos das alterações da revisão tarifária de 2003, os quais já estão líquidos do ICMS.

Custo do Serviço de Energia Elétrica Nos nove primeiros meses de 2005 o Custo do Serviço de Energia Elétrica foi de R$ 741,2 milhões, apresentando um decréscimo de 13,9%, em comparação ao mesmo período do exercício anterior. O principal fator que justifica esta redução é a queda na quantidade de energia adquirida, da ordem de 21,3%, em função da redução das vendas efetuadas no período. Este efeito foi compensado em grande parte pelo aumento nos custos de energia adquirida em função do repasse dos custos de geração.

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Despesas Operacionais

Período Encerrado em 30 de setembro de % Variação

Despesas Operacionais (em milhões de reais) 2005 2004 2005/2004 Despesas com Vendas Pessoal 4,8 4,5 5,7 Material 0,8 0,4 123,8 Serviços de terceiros 7,6 7,0 8,8 Provisão para devedores duvidosos 2,9 9,9 (71,7) Depreciação e amortização 1,2 0,6 119,7 Taxas de arrecadação 7,6 7,2 4,8 Outros 0,2 0,1 264,7 Subtotal despesas com vendas 25,1 29,6 (15,3) Despesas Gerais e Administrativas Pessoal 15,7 14,1 11,0 Material 0,7 0,5 22,4 Serviços de terceiros 19,4 23,0 (15,7) Arrendamento e aluguéis 1,5 1,8 (15,5) Depreciação e amortização 2,3 3,3 (30,4) Publicidade e propaganda 0,5 0,8 (28,4) Legais, judiciais e indenizações 2,4 3,2 (24,0)- Doações, contribuições e subvenção 0,9 0,9 (5,3) PERCEE 0,8 4,2 (81,5) Outros 1,2 0,5 134,6 Subtotal despesas gerais e administrativas 45,3 52,4 (13,4) Outras Despesas Operacionais Taxa de fiscalização 2,6 2,0 32,8 Pesquisa eficiência energética 5,2 2,7 92,0 Subtotal outras despesas operacionais 7,9 4,7 66,9 Total despesas operacionais 78,3 86,7 (9,7)

As despesas operacionais gerenciáveis representadas pelos custos com pessoal, material, serviço de terceiros e outros atingiram o montante de R$ 134,1 milhões. Nestes nove meses de 2005 houve uma redução de R$ 5,5 milhões em comparação com os nove meses de 2004, que totalizaram R$ 139,6 milhões, motivada principalmente pela redução dos gastos com serviços contratados. As despesas com a CCC e CDE foram de R$ 166,8 milhões, apresentando nos nove primeiros meses de 2005 um crescimento de 104,9% quando comparado ao mesmo período de 2004, motivados pelo reajuste das tarifas aplicadas e, principalmente, pela amortização em 2005 da CVA, diferida em 2004. Cabe lembrar que as variações desses custos são integralmente cobertas pelas tarifas de energia elétrica. As despesas com entidade de previdência privada (Fundação CESP), registradas nos nove primeiros meses de 2005, apresentaram um decréscimo de 23,8% em comparação com o montante registrado no mesmo período do exercício anterior. A redução deve-se à revisão nas premissas relacionadas com a tábua biométrica de mortalidade e taxa de rendimento esperado sobre os ativos do plano, consideradas no cálculo atuarial.

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Resultado Financeiro O resultado financeiro líquido nos nove primeiros meses de 2005 é representado por uma receita da ordem de R$ 324mil sendo que no igual período do exercício anterior apresentava uma despesa de R$ 23,4 milhões. O aumento de R$ 23,0 milhões na receita do trimestre é decorrente principalmente pela melhoria na geração de caixa da empresa e conseqüente aumento de receita financeira e redução dos custos financeiros relacionados aos empréstimos de mútuo de curto prazo. Lucro Líquido e EBITDA

Demonstração do Lucro Líquido e EBITDA encerrado em 30 de setembro de

2005 2004 %Variação

R$ (milhões) 2005/2004

Lucro Líquido do Período 161,8 48,7 232,3

Entidade de Previdência Privada 17,6 23,1 (23,8)

Depreciação e Amortização 44,1 42,2 4,5

Resultado Financeiro (0,1) 23,3 (100,4)

Contribuição Social 24,6 8,7 182,8

Imposto de Renda 68,1 23,8 186,1

Item Extraordinário Líquido dos Efeitos Tributários 16,2 16,2 -

Reversão dos Juros sobre o Capital Próprio - (10,9) -

EBITDA 332,2 175,1 89,7 Com base nos fatores expostos acima, o lucro apurado nos nove meses de 2005, após os efeitos do imposto de renda e contribuição social foi de R$ 161,8 milhões, totalizando um aumento de R$ 113,1 milhões, em relação ao mesmo período de 2004. O EBITDA (Lucro Líquido, excluindo os efeitos da entidade de previdência privada, depreciação, amortização, resultado financeiro, contribuição social, imposto de renda, item extraordinário e reversão dos juros sobre o capital próprio) para os nove meses de 2005 foi de R$ 332,2 milhões, sendo 89,7% maior que o EBITDA apurado para o mesmo período de 2004.

Os principais fatores que contribuíram para o crescimento do EBITDA foram o aumento do consumo médio, os efeitos da revisão tarifária de 2003, a maior margem bruta e a redução das despesas operacionais.

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EXERCÍCIO SOCIAL ENCERRADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2004 EM COMPARAÇÃO AO EXERCÍCIO SOCIAL

ENCERRADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2003 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços e Receita Líquida de Venda e/ou Serviços

Consumidores milhares GWh R$ (milhões) Variação %Receita de Operações com Energia Elétrica

2004 2003 2004 2003 2004 2003 2004/2003 Classe de consumidores Residencial 1.122 1.091 2.183 2.138 812,1 719,4 12,9 Industrial 10 10 5.561 6.238 997,4 979,4 1,8 Comercial 81 79 1.290 1.298 419,3 378,0 10,9 Rural 7 7 157 156 25,0 22,4 11,4 Poderes Públicos 5 5 148 143 47,5 41,2 15,4 Iluminação Pública - - 242 244 49,2 44,8 9,8 Serviço Público 1 1 255 256 52,7 48,4 8,9 Fornecimento faturado 1.226 1.193 9.836 10.473 2.403,2 2.233,5 7,6 Consumo Próprio - - 4 5 - - - Fornecimento não Faturado (Líquido) - - - - (6,4) 1,4 (563,1) Perdas na Realização de Recompensação Tarifária Extraordinária - - - - (14,8) - - Encargos Emergenciais ECE/EAEE - - - - 121,4 91,1 33,2 Realização de Recomposição Tarifária - - - - (73,9) (74,0) (0,1) Ajustes do Valor Homologado de Energia Livre - - - - 65,7 (54,4) 220,8 Realização da Energia Livre - - - - (35,6) (29,6) 20,0 Revisão - Reajustes Tarifário de 2003 - - - - (81,2) 13,8 (688,4) Fornecimento de Energia Elétrica 1.226 1.193 9.840 10.478 2.378,5 2.181,8 9,0 Suprimento de Energia Elétrica - - 65 612 1,8 14,2 (87,6) Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica - - - - 101,3 20,1 404,3 Subvenção de Baixa Renda - - - - 12,8 - - Outras Receitas e Rendas - - - - 24,7 18,0 37,2 Outras Receitas Operacionais - - - - 138,8 38,1 264,8 Total 1.226 1.193 9.905 11.090 2.519,1 2.234,0 12,8

A receita bruta no exercício de 2004 foi de R$ 2.519,1 milhões, representando crescimento de 12,8% quando comparado ao exercício anterior. Os principais fatores que contribuíram para a variação ocorrida na receita foram: Fornecimento faturado O fornecimento faturado de energia elétrica, em 2004, totalizou R$ 2.403,2 milhões, apresentando crescimento de 7,6% quando comparado ao de 2003. Esse aumento deve-se ao efeito combinado dos reajustes tarifários de 2003 e 2004, que determinaram aumento nas tarifas de 14,68% e 14,00%, respectivamente, compensados pela redução na quantidade de energia vendida, na ordem de 6,1%, devido ao movimento de migração de clientes, até então cativos, para o mercado livre. Entretanto, cabe ressaltar que esses clientes, por continuarem interligados no sistema de distribuição da Companhia, são faturados pelo uso da rede elétrica. Dessa forma, a receita do fornecimento de energia deve ser analisada em conjunto com a receita pela disponibilidade da rede elétrica (TUSD) que, no exercício, totalizou R$ 101,3 milhões, aumento significativo quando comparado aos R$ 20,1 milhões faturados em 2003.

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Alteração da revisão tarifária de 2003 Em outubro de 2003, a ANEEL determinou que a revisão tarifária para a CPFL Piratininga seria de 18,08%. Para manter o princípio da modicidade tarifária e a condição de equilíbrio econômico financeiro do contrato de concessão, o aumento autorizado na tarifa foi de 14,68%. A diferença entre esses percentuais estava sendo provisionada desde 2003, por orientação da ANEEL, sendo que sua recuperação estava prevista para os três reajustes tarifários anuais seguintes. Entretanto, em outubro de 2004, a ANEEL alterou ainda em caráter provisório a referida revisão tarifária para um percentual de 10,51%. A diferença de receita entre o reposicionamento tarifário de 2003, que foi de 14,68%, e o percentual de 10,51%, será compensada financeiramente no reajuste tarifário de outubro de 2005, caso esses percentuais sejam confirmados como definitivos. Dessa forma, a Companhia realizou no exercício os devidos ajustes para refletir o novo percentual. Os principais efeitos desses ajustes foram: (i) reversão da receita reconhecida em 2003, referente ao diferencial de 18,08% para os 14,68% no valor de R$ 13,8 milhões, e (ii) constituição de uma provisão relacionada à diferença negativa entre o percentual de 14,68% para o percentual de 10,51%, no valor de R$ 69,7 milhões. Provisão para perda de realização de Ativos Regulatórios Com base no período estabelecido pela ANEEL para recuperação dos ativos regulatórios, através da recomposição tarifária extraordinária e através de projeções financeiras realizadas pela Companhia, foi constituída uma provisão para perda de realização desses ativos no valor de R$ 14,8 milhões. Subvenção Baixa Renda Devido às mudanças nas diretrizes e critérios para o enquadramento de unidades consumidoras na subclasse residencial baixa renda e considerando que os subsídios concedidos aos clientes devem ser compensados através da tarifa cobrada aos demais clientes do mercado, a ANEEL determinou uma nova metodologia a ser aplicada para a apuração destas diferenças. Através dessa metodologia, a Companhia apurou o montante de R$ 12,8 milhões não repassados à tarifa dos demais clientes, registrando essa diferença como uma receita, ainda pendente de homologação pelo órgão regulador, devendo ser ressarcida através de subvenção econômica pela Eletrobrás. Outras variações Além dos efeitos descritos anteriormente, ainda existem outras contas com variações significativas, mas que não afetam o resultado da Companhia, devido a existência de contrapartidas de mesmo valor, como despesas na demonstração do resultado. A natureza destas rubricas e a explicação para essas variações são: (i) Energia Livre - Através da Resolução Normativa n.º 01/2004, a ANEEL retificou o montante relacionado às transações de Energia Livre, registradas nos exercícios de 2001 e 2002, a ser repassado aos geradores de modo que fosse reduzido, no exercício de 2003, o montante de R$ 54,4 milhões. Em junho de 2004, a ANEEL republicou a referida resolução, retificando os valores da Energia Livre, fazendo com que a Companhia reconhecesse um acréscimo no valor de R$ 67,5 milhões, no resultado de 2004. Esse mesmo efeito pode ser verificado na rubrica “Energia Comprada para Revenda”.

(ii) Encargos Emergenciais - ECE/EAEE: A variação existente deve-se aos aumentos dos encargos ocorridos ao longo do exercício e sua contrapartida está registrada como Deduções da Receita Operacional.

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Deduções da Receita Operacional A rubrica deduções da receita operacional no exercício totalizou R$ 792,2 milhões, apresentando um aumento de 36,7% em relação ao exercício anterior, devido basicamente aos seguintes fatores: (i) aumento da receita bruta, conforme descrito acima, (ii) alterações na legislação do PIS e COFINS, que promoveu mudança na base de cálculo, e com a elevação da alíquota da COFINS de 3,0% para 7,6%, e (iii) em conformidade com a interpretação técnica do IBRACON n.º 01/2004, a Companhia registrou, no exercício de 2004, os créditos sobre custos operacionais compensados na apuração do PIS e COFINS, líquidos nas respectivas contas de despesas. Custo do Serviço de Energia Elétrica

GWh R$ (milhões) Energia Comprada para Revenda 2004 2003 2004 2003

% Variação 2004/2003

Itaipu Binacional 3.783 3.878 346,8 361,6 (4,1) Furnas Centrais Elétricas S.A. 1.625 2.538 148,8 192,2 (22,6) CESP - Cia. Energética de São Paulo 1.441 2.251 112,2 149,3 (24,8) Cia. De Geração de Energia Elétrica do Tietê 555 868 43,0 56,8 (24,3) Duke Energy Inter. Ger. Paranapanema S.A. 430 672 33,8 44,7 (24,3) CPFL Comercialização Brasil S.A. 1.812 1.437 161,1 87,3 84,6 Tractebel Energia S.A. 775 - 78,8 - - EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia 338 528 26,0 34,3 (24,4) Co-Geradoras 45 60 2,1 1,5 38,0 MAE (24) 24 (0,3) 0,5 (161,6) Outros 357 37 36,8 6,0 508,0 Sub-total energia elétrica comprada para revenda 11.137 12.293 989,1 934,3 5,9 Efeitos líquidos da amortização e diferimento da CVA - - (19,7) 88,7 (122,3) Ajuste do valor homologado de Energia Livre - - 67,5 (52,5) 228,7 Crédito PIS e COFINS - - (89,7) - - Total energia elétrica comprada para revenda 11.137 12.293 947,3 970,5 (2,4) Encargos do Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição Encargos da Rede Básica - - 149,2 127,9 16,6 Encargos de Transporte de Itaipú - - 19,1 16,3 17,3 Encargos de Conexão - - 28,7 19,5 47,3 Encargos de Serviços do Sistema - ESS - - 4,6 - - Sub-total dos encargos de uso do sistema de distribuição - - 201,7 163,7 23,2 Efeitos líquidos da amortização e diferimento da CVA - - (0,2) (11,1) (97,8) Crédito PIS e COFINS - - (17,4) - - Total - - 1.131,3 1.123,1 0,7

Esse custo é representado pelas rubricas analisadas a seguir: Energia Elétrica Comprada para Revenda Os custos com energia elétrica comprada para revenda em 2004, de R$ 947,3 milhões, compõem-se da energia elétrica comprada no exercício, líquidos dos efeitos do diferimento de custos tarifários (CVA), dos ajustes da Energia Livre líquidos dos créditos de PIS e da COFINS, cujas variações são as seguintes:

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Energia Elétrica Comprada no Exercício A energia adquirida no exercício, no montante de R$ 989,1 milhões, 5,9% maior que o exercício anterior, é representada: (i) pela energia adquirida de Itaipu, no montante de R$ 346,8 milhões (R$ 361,6 milhões em 2003), que representa 35% da quantidade de energia adquirida no exercício, apresentando redução de 4,1% do montante de energia elétrica comprada, quando comparado com 2003, justificado pela queda no preço médio de 1,7%, devido principalmente ao efeito da variação cambial, adicionado à menor quantidade de energia adquirida, da ordem de 2,5% e (ii) pela energia adquirida de outras concessionárias e permissionárias, no montante de R$ 642,3 milhões (R$ 572,7milhões em 2003), representando aumento de 12,2%, comparado com o exercício anterior, que está associado ao reajuste das tarifas aplicadas nas compras de energia, cujo aumento médio no exercício atingiu aproximadamente 28,3%, refletindo o repasse dos aumentos nos custos de geração e flutuação do IGP-M, e a substituição da energia dos contratos iniciais por uma energia mais cara, compensada pela menor quantidade de energia adquirida, que no período reduziu 12,6%, em função basicamente da diminuição na quantidade de energia fornecida para clientes cativos, e na negociada na CCEE. Diferimento de Custos Tarifários (CVA) A variação existente no diferimento (CVA) para a energia comprada para revenda (débito no resultado de R$ 88,7 milhões em 2003 para crédito de R$ 19,7 milhões no exercício de 2004), deve-se principalmente aos efeitos da variação cambial sobre a energia adquirida de Itaipu. A CVA refletida no resultado de 2003 contempla tanto a amortização do ativo constituído em 2002, devido à alta variação cambial do período incidente sobre a energia adquirida de Itaipu, bem como a constituição do passivo em 2003 que sofreu efeito contrário da variação cambial após o reajuste tarifário de outubro de 2002. Já a CVA refletida no resultado de 2004 contempla tanto o diferimento apurado ao longo do exercício de 2004, como a amortização da variação cambial, registrados no passivo.

Energia Livre A ANEEL retificou o montante de Energia Livre, registrado nos exercícios de 2001 e 2002, a ser repassado aos geradores de modo que fosse estornado, no exercício de 2003, o montante de R$ 52,5 milhões. Em junho de 2004, a ANEEL republicou a referida resolução, retificando os valores da Energia Livre, fazendo com que a Companhia reconhecesse uma despesa no valor de R$ 67,5 milhões, no resultado de 2004. Créditos de PIS e da COFINS O custo com energia elétrica, no exercício de 2004, está deduzido do crédito de R$ 89,7 milhões, obtido na apuração do PIS e da COFINS, conforme foi determinado pela legislação fiscal.

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Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição Os custos decorrentes de encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição foram de R$ 201,7 milhões para o exercício de 2004, representando um acréscimo de 23,2% comparados com os custos de 2003. Esse aumento reflete principalmente o reajuste aplicado nas tarifas. Despesa Operacional

Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de % Variação Despesas Operacionais (em milhões de reais) 2004 2003 2004/2003 Despesas com Vendas Pessoal 6,2 6,2 (0,2) Material 0,7 0,5 34,6 Serviços de terceiros 9,5 11,5 (17,2) Provisão para devedores duvidosos 20,4 6,9 198,2 Depreciação e amortização 1,0 0,6 56,5 Taxas de arrecadação 8,8 9,5 (7,0) Outros 0,6 0,6 6,8 Subtotal despesas com vendas 47,2 35,7 32,2 Despesas Gerais e Administrativas Pessoal 19,1 14,7 30,0 Material 1,0 1,7 (42,6) Serviços de terceiros 29,9 27,5 8,7 Arrendamento e aluguéis 2,3 3,4 (33,6) Depreciação e amortização 4,1 4,3 (4,0) Publicidade e propaganda 1,0 1,8 (41,3) Legais, judiciais e indenizações 3,6 9,2 (61,2) Doações, contribuições e subvenção 1,7 1,5 13,9 PERCEE 3,8 1,4 172,9 Outros 0,7 - - Subtotal despesas gerais e administrativas 67,2 65,5 2,7 Outras Despesas Operacionais Taxa de fiscalização 2,9 1,7 68,5 Pesquisa eficiência energética 3,6 2,8 28,5 Outras Despesas operacionais - - - Subtotal outras despesas operacionais 6,5 4,5 42,9 Total despesas operacionais 120,8 105,7 14,4

As despesas operacionais em 2004 totalizaram R$ 408,4 milhões, apresentando um acréscimo de 20,7% quando comparado a 2003. As principais variações estão descritas a seguir: Pessoal, Material, Serviço de Terceiros e Outros

Essas despesas, em 2004, totalizaram R$ 193.6 milhões, valor superior em 12,8% quando comparado ao exercício anterior. A estabilidade dessas despesas, comparadas com a inflação do período, de 12,4%, medida pelo IGP-M, demonstra o resultado do programa de controle de custos e sinergias operacionais existente entre as empresas do segmento de distribuição.

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Entidade de Previdência Privada

Os custos desta rubrica referem-se aos gastos com os benefícios concedidos aos empregados patrocinado pela Companhia. O reconhecimento das despesas é realizado a partir de cálculo preparado por atuários externos, com base em premissas salariais, tábua de mortalidade, expectativa de inflação e outras condições estimadas.

Conta de Consumo de Combustível - CCC

Os custos desta rubrica referem-se aos custos com combustível para operação das usinas termelétricas, rateados entre as concessionárias distribuidoras de energia elétrica. No exercício, esses valores totalizaram R$ 80,6 milhões, representando aumento de 7,7%, comparado ao exercício anterior. Essa variação deve-se ao efeito combinado do aumento das contribuições ocorridas no exercício, líquido dos efeitos do diferimento e amortização dos custos tarifários (CVA) de forma a adequar a despesa aos valores estimados na composição de sua tarifa.

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE Os custos desta rubrica referem-se às contribuições realizadas pelos distribuidores de energia elétrica, com o objetivo de custear os projetos voltados ao desenvolvimento e incentivo a fontes alternativas de energia. No exercício, esses valores totalizaram R$ 46,6 milhões, representando um acréscimo de R$ 38,3 milhões em relação ao exercício anterior. Tal variação deve-se ao efeito combinado do aumento das contribuições ocorridas no exercício de 2004 e aos efeitos do diferimento (CVA) de parte relevante do custo de 2003 os quais foram amortizados em 2004.

Resultado do Serviço O resultado do serviço apurado no exercício foi positivo, no montante de R$ 187,2 milhões, apresentando decréscimo de 3,0% quando comparado ao resultado do serviço de 2003. Esta redução deve-se principalmente aos efeitos da alteração na revisão tarifária de 2003, ajustada em 2004.

Resultado Financeiro

O resultado financeiro no exercício apresentou uma despesa líquida no montante de R$ 34,0 milhões. Desconsiderando o efeito dos Juros sobre Capital Próprio pago aos acionistas, o resultado financeiro apresenta despesa de R$ 23,1 milhões, com evolução negativa de R$ 22,9 milhões, comparada à despesa de 2003. A evolução negativa no resultado financeiro deve-se primordialmente à redução nas receitas financeiras, compensada parcialmente pela redução nas despesas financeiras. A explicação para ambas reduções são as seguintes:

• Redução nas receitas financeiras em R$ 44,5 milhões, basicamente em função da compensação dos

créditos do IRPJ e CSLL, reduzindo a receita de atualizações monetárias da ordem de R$ 12,2 milhões, da redução dos juros sobre contrato de mútuos em R$ 7,5 milhões,, e pela remuneração dos ativos regulatórios de R$ 25,0 milhões, decorrente da redução da taxa SELIC e realização desses ativos.

• Redução das despesas financeiras em R$ 21,7 milhões, devido basicamente à redução dos encargos de dívidas no montante de R$14,4 milhões e pelo crédito de PIS e da COFINS de R$ 3,4 milhões, bem como redução dos encargos, explicada principalmente pela queda da SELIC e CDI, indexadores importantes das dívidas.

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Resultado não Operacional O resultado não operacional apurado no exercício foi uma despesa líquida no montante de R$ 2,5 milhões, contra uma receita líquida de R$ 6,0 milhões verificada em 2003. Essa variação é decorrente da redução de ganhos na alienação de ativo imobilizado. Contribuição Social e Imposto de Renda No exercício, foram registradas provisões de contribuição social e imposto de renda representadas por uma despesa de R$ 46,8 milhões, apresentando decréscimo de 31,4%, comparada a despesa de 2003. A principal razão para o decréscimo dos impostos está relacionada à redução do lucro tributário, devido aos efeitos descritos acima. Lucro Líquido e EBITDA Demonstração do Lucro Líquido e EBITDA encerrado em 31 de dezembro de 2004 2003 %Variação R$ (milhões) 2004/2003 Lucro Líquido do Período 93,2 108,8 (14,3) Entidade de Previdência Privada 30,3 25,7 17,9 Depreciação e Amortização 57,2 57,9 (1,2) Resultado Financeiro 34,0 24,9 36,5 Contribuição Social 13,1 18,2 (28,0) Imposto de Renda 33,8 50,1 (32,5) Item Extraordinário Líquido dos Efeitos Tributários 21,6 21,6 - Reversão dos Juros sobre o Capital Próprio (10,9) (24,6) (55,7) EBITDA 272,3 282,6 (3,6)

O lucro líquido do exercício foi de R$ 93,2 milhões, apresentando uma queda de 14,3%, comparado ao lucro líquido do exercício anterior. Essa redução deve-se principalmente a redução verificada no Resultado do Serviço e ao aumento das despesas financeiras do período. A geração operacional de caixa medida pelo EBITDA em 2004 totalizou R$ 272,3 milhões, que comparado ao EBITDA do exercício de 2003, apresentou uma redução de 3,6%. O principal fator que contribuiu para esse decréscimo foi a revisão do reajuste tarifário de 2003, de modo que o resultado de 2004 foi ajustado negativamente através do estorno de uma receita reconhecida em 2003 e a necessidade de constituição de uma provisão para a compensação financeira do cliente. Estes efeitos foram parcialmente compensados através do crescimento das vendas com o aumento do consumo e a retomada da economia e a contenção dos custos e despesas operacionais gerenciáveis, devido ao programa de controle de custos e sinergias operacionais existente entre as diversas empresas do grupo, que mantiveram as despesas consistentes com a inflação obtida no período. O EBITDA foi calculado a partir do lucro líquido do exercício, excluídos os efeitos do resultado financeiro, Imposto de Renda, Contribuição Social, depreciação, amortização e as despesas referentes à Entidade de Previdência Privada (incluindo o efeito do Item Extraordinário, líquido dos efeitos de impostos e da Reversão dos Juros sobre o Capital Próprio). O EBITDA é uma medida prática para aferir a performance operacional, e pode ser definido e calculado de diversas maneiras.

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EXERCÍCIO SOCIAL ENCERRADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2003 EM COMPARAÇÃO AO EXERCÍCIO SOCIAL

ENCERRADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2002 Sumário Executivo Houve uma recuperação significativa no resultado de 2003, em relação a 2002, passando de um prejuízo de R$ 61,3 milhões, em 2002, para um resultado positivo de R$ 108.820 mil, em 2003. Tal recuperação se justifica principalmente pelo esforço operacional, no que se refere a manutenção, investimentos e gestão dos orçamentos, aliados a melhora na Receita Operacional e do Resultado Financeiro;

Consumidores milhares GWh R$ (milhões) % Variação Receita de Operações com Energia Elétrica 2003 2002 2003 2002 2003 2002 2003/2002 Classe de consumidores Residencial 1.091 1.072 2.138 2.035 719,4 530,0 35,7 Industrial 10 9 6.238 5.954 979,4 813,7 20,4 Comercial 79 80 1.298 1.232 378,0 311,7 21,3 Rural 7 7 156 151 22,4 18,3 22,8 Poderes Públicos 5 5 143 130 41,2 31,8 29,5 Iluminação Pública - - 244 228 44,8 36,45 22,8 Serviço Público 1 1 256 248 48,4 40,5 19,5 Fornecimento faturado 1.193 1.174 10.473 9.978 2.233,5 1.782,3 25,3 Consumo Próprio - - 5 5 - - - Fornecimento não Faturado (Líquido) - - - - 1,4 22,7 (93,9) Revisão - Reajustes Tarifário de 2003 13,8 - - Recompensação Tarifária Extraordinária - - - - - 52,5 - Realização de Recomposição Tarifária - - - - (103,6) (80,8) 28,3 Encargos de Capacidade Emergencial - - - - 91,1 47,7 91,2 Realização da Energia Livre - - - - (54,4) 3,1 (1.833,9) Fornecimento de Energia Elétrica 1.193 1.174 10.478 9.983 2.181,8 1.827,5 19,4 Suprimento de Energia Elétrica - - 612 - 14,2 74,6 (81,0) Outras Receitas Operacionais - - - - 38,1 18,0 112,0 Total 1.193 1.174 11.090 9.983 2.234,0 1.920,1 16,4

Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços: foi de R$ 2.234 milhões em 2003 e representou um aumento de 16,4% em relação a 2002, decorrente principalmente do aumento de 4,74% no preço médio da energia distribuída a consumidores finais. Praticamente toda a Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços da Emissora resulta da distribuição de energia elétrica a consumidores finais (R$ 2.234 milhões ou 100% em 2003). As Deduções da Receita Bruta foram de R$ 579 milhões em 31 de dezembro de 2003, representando aumento de 29,0% em relação ao mesmo período de 2002, verificado pela imposição do encargo de capacidade emergencial, que entrou em vigor em março 2002. Receita Operacional Líquida: O incremento de R$ 183,8 milhões, ou 12,50%, se justifica pelo aumento de R$ 354,2 milhões, ou 19,38%, no fornecimento de energia elétrica, devido ao crescimento de mercado aliado ao reajuste tarifário, e de R$ 17,1 milhões, ou 572,30%, de receitas decorrentes da disponibilização do sistema de distribuição. Em contrapartida, houve redução de R$ 60,8 milhões, ou 80,96%, nas receitas de suprimento de energia elétrica e aumento de R$ 130,2 milhões, ou 28,97%, das deduções à receita operacional, principalmente ICMS, COFINS e Encargos Tarifários, decorrentes da Resolução ANEEL n.º 71/2002.

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Energia Comprada para Revenda GWh R$ (milhões) Variação 03/02%

2003 2002 2003 2002 Itaipú Binacional 3.878 3.763 361,6 396,6 (8,8) Furnas Centrais Elétricas S.A. 2.538 3.408 192,2 215,1 (10,6) CESP - Cia. Energética de São Paulo 2.251 3.022 149,3 174,3 (14,4) Cia. De Geração de Energia Elétrica do Tietê 868 1.165 56,8 64,3 (11,6) Duke Energy Inter. Ger. Paranapanema S.A. 672 902 44,7 50,6 (11,7) CPFL Comercialização Brasil S.A. 1.437 - 87,3 - - EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia 528 710 34,3 39,5 (13,1) Co-Geradoras 60 - 1,5 - - MAE 24 - 0,5 - - Outros 37 27 6,0 0,4 1579,9 Sub-total energia elétrica comprada para revenda 12.293 12.997 934,3 940,9 (0,7) Efeitos líquidos da amortização e diferimento da CVA - - 88,7 (49,0) (281,0) Ajuste do valor homologado de Energia Livre - - (52,5) 3,0 (1834,1) Crédito PIS e COFINS - - - - - Total energia elétrica comprada para revenda 12.293 12.997 970,5 894,9 8,4 Encargos do Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição Encargos da Rede Básica - - 127,9 91,9 39,2 Encargos de Transporte de Itaipú - - 16,3 13,1 25, Encargos de Conexão - - 19,5 14,4 35,5 Sub-total dos encargos de uso do sistema de distribuição 12.293 12.997 163,7 119,3 37,2 Efeitos líquidos da amortização e diferimento da CVA - - (11,1) (3,4) 222,3 Total 12.293 12.997 1.123,1 1.010,8 11,1

Custo com Energia Elétrica: Compõe esse item a energia comprada para revenda, bem como os encargos do uso do sistema de transmissão. Verificou-se nesse exercício o aumento de R$ 112,4 milhões, ou 11,12%, ocasionado principalmente pelo aumento tarifário médio concedido aos supridores de energia.

Despesas Operacionais (em milhões de reais) Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de % Variação 2003 2002 2003/2002 Despesas com Vendas Pessoal 6,2 9,2 (32,9) Material 0,5 0,5 - Serviços de terceiros 11,4 13,2 (13,2) Provisão para devedores duvidosos 6,9 21,2 (67,6) Depreciação e amortização 0,6 1,9 (67,4) Taxas de arrecadação 9,5 - - Outros 0,6 (1,2) 150,50 Subtotal despesas com vendas 35,7 44,8 (20,4) Despesas Gerais e Administrativas Pessoal 14,7 10,5 39,9 Material 1,7 2,7 (38,2) Serviços de terceiros 27,5 40,0 (31,2) Depreciação e amortização 4,3 3,8 10,5 Outros 17,3 13,8 26,4 Subtotal despesas gerais e administrativas 65,5 70,8 (7,5) Outras Despesas Operacionais Taxa de fiscalização 1,7 1,2 47,6 Pesquisa eficiência energética 2,8 4,2 (32,9) Outras Despesas operacionais - 2,0 - Subtotal outras despesas operacionais 4,5 7,4 (38,6) Total despesas operacionais 105,7 123,0 (14,0)

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Despesa Operacional: No período foi apurada uma redução das despesas operacionais, da ordem de R$ 17,3 milhões, ou 14,07%. Entre as despesas operacionais que sofreram maior redução em 2003, destaca-se a rubrica Serviço de Terceiros, reduzida em R$ 14,2 milhões; O Resultado Bruto: foi de R$ 299 milhões ao final do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003 e representou um aumento de 27,4% em relação ao mesmo período de 2002, decorrentes de custos mais baixos de energia elétrica da Itaipu e da estabilidade dos custos operacionais. Resultado Financeiro: Houve significativa melhora no Resultado Financeiro de 2003, de R$ 129,6 milhões, ou 83,91%, no período, principalmente a redução do endividamento aliada à retração dos principais indicadores econômico-financeiros que atualizam o passivo da empresa; Contribuição Social e Imposto de Renda: em 2003, o lucro antes dos tributos líquido do efeito do item extraordinário, foi de R$ 152 milhões, e as despesas com imposto de renda e contribuição social de R$ 68 milhões, tendo como principal fator adicional à carga o efeito de amortização da receita de recomposição tarifária. Lucro/Prejuízo Líquido: Considerando a evolução dos itens de resultado mencionados anteriormente, o resultado do período apresentou Lucro Líquido de R$ 108,8 milhões que, se comparado ao Prejuízo de R$ 61,3 milhões registrado em 2002, representou significativa recuperação de R$ 170,1 milhões, ou 277,62%. ANÁLISE DAS PRINCIPAIS CONTAS PATRIMONIAIS DA COMPANHIA

Ativo Circulante

Em 31 de dezembro de 2004, o ativo circulante da Companhia era de R$ 624,3 milhões, 8,1% maior que em 31 de dezembro de 2003. As disponibilidades, de R$ 22,3 milhões em 31 de dezembro de 2004, eram destinadas, primordialmente, à remuneração do capital dos acionistas e aos pagamentos dos serviços da dívida. Em 31 de dezembro de 2003, o ativo circulante da Companhia era de R$ 577,7 milhões, 8,3% menor que em 31 de dezembro de 2002. As disponibilidades, de R$ 54,4 milhões em 31 de dezembro de 2003, também eram destinadas, primordialmente, à remuneração do capital dos acionistas e aos pagamentos dos serviços da dívida. Já em 30 de setembro de 2005, o ativo circulante da Companhia era de R$ 797,2 milhões, 26,8% maior que em 30 de setembro de 2004. As disponibilidades, de R$49,5 milhões em 30 de setembro de 2005, eram destinadas, primordialmente, ao recolhimento de tributos, principalmente o ICMS e a contribuição social do Instituto Nacional de Seguro Social - INSS.

Realizável a Longo Prazo

Em 31 de dezembro de 2004, o realizável a longo prazo da Companhia era de R$ 536,6 milhões, 38,1% maior que em 31 de dezembro de 2003. A variação é justificada, principalmente, por créditos fiscais diferidos originários do ágio decorrente da incorporação da Draft I e do aumento de depósitos judiciais, ocorridos nas ações relacionadas a energia comprada e trabalhistas. Os depósitos referentes as ações relacionadas a energia comprada, consistem no recolhimento de valores que a Companhia entende indevidos, conforme vem sendo

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discutido na ação judicial em questão, por força da não suficiente redução na demanda de potência nos contratos iniciais, conforme solicitado pela Companhia à ANEEL, em razão da perda de consumidores livres. Em 31 de dezembro de 2003, o realizável a longo prazo da Companhia era de R$ 388,6 milhões, 8,1% maior que em 31 de dezembro de 2002. Esta variação deveu-se ao adiamento, em 12 meses, da compensação do saldo acumulado da CVA para os ajustes tarifários anuais que ocorrem em outubro de 2003 e 2004, conforme as disposições da Portaria Interministerial nº 116/2003, . Adicionalmente, em 30 de setembro de 2005, o realizável a longo prazo da Companhia era de R$ 515,6 milhões, 24,4% maior que em 30 de setembro de 2004. A variação é justificada, pelos mesmos motivos da variação verificada entres os períodos findos em 31 de dezembro de 2004 e 2003, ou seja, créditos fiscais diferidos originários do ágio decorrente da incorporação da Draft I e do aumento de depósitos judiciais, ocorridos nas ações relacionadas a energia comprada e trabalhistas.

Imobilizado

Em 31 de dezembro de 2004, o imobilizado da Companhia era de R$ 606,6 milhões, 0,5% maior que em 31 de dezembro de 2003. A variação decorre do saldo positivo entre os investimentos realizados e a depreciação de certos ativos permanentes no período. Em 31 de dezembro de 2003, o imobilizado da Companhia era de R$ 603,6 milhões, 1,2% menor que em 31 de dezembro de 2002. A variação neste período, decorreu, principalmente, pelo fato de a depreciação de certos ativos ter sido menor que os investimentos realizados no período. Adicionalmente, em 30 de setembro de 2005, o imobilizado da Companhia era de R$ 617,8 milhões, 2,4% maior que em 30 de setembro de 2004. A variação é justificada pelos mesmos motivos da variação verificada entres os períodos findos em 31 de dezembro de 2004 e 2003, ou seja, do balanço positivo entre os investimentos realizados e a depreciação de certos ativos permanentes no período.

Passivo Circulante

O passivo circulante foi reduzido de R$ 716,4 milhões em 31 de dezembro de 2003 para R$ 607,7milhões em 31 de dezembro de 2004. A variação líquida se deu, principalmente, por conta da devolução do adiantamento para o futuro aumento de capital junto a Draft I, no valor de R$140,4 milhões. No tocante à comparação de 2003 e 2002, o passivo circulante foi aumentado de R$ 696,4 milhões em 31 de dezembro de 2002 para R$ 716,4 milhões em 31 de dezembro de 2003. A variação se deu, principalmente, em razão de empréstimos entre companhias coligadas, contraídos junto a empresas do grupo CPFL. Já nos períodos encerrados em 30 de setembro de 2004 e 2005, o passivo circulante foi aumentado de R$ 665,6 milhões para R$ 852,8 milhões, respectivamente, em decorrência das variações ocorridas nas rubricas, empréstimos e financiamentos e diferimento de ganhos tarifários.

Exigível a Longo Prazo

O exigível a longo prazo passou de R$ 629,9 milhões em 31 de dezembro de 2003 para R$ 621,2 milhões em 31 de dezembro de 2004, em função, primordialmente, da liquidação em 2004, do adiantamento para futuro aumento de capital junto à Draft I, e do registro dos valores relativos a energia livre e da compensção financeira referente a revisão tarifária de 2003. Já no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003 o exigível a longo prazo foi de R$ 629,9 milhões, 7,6% menor em relação ao mesmo período em 2002, tal resultado deve-se a redução na energia livre e liquidação de parte do adiantamento para futuro aumento de capital junto à Draft I. Tal conta passou de R$ 786,2 milhões em 30 de setembro de 2004 para R$ 498,9 milhões em 30 de setembro de 2005, decorrente de transferência de empréstimos e financiamentos para curto prazo e da liquidação do adiantamento para futuro aumento de capital junto à Draft I.

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Patrimônio Líquido

O patrimônio líquido da Companhia, de R$ 230,5 milhões em 31 de dezembro de 2003, passou para R$ 540,5 milhões em 31 de dezembro de 2004 em decorrência, dos seguintes eventos: (i) a incorporação da Draft I e o aumento de capital de R$ 150,6 milhões, sem a emissão de novas ações e (ii) a constituição de reserva de capital de R$ 148,7 milhões, referente ao crédito fiscal obtido através do benefício fiscal da dedutibilidade do ágio oriundo da referida incorporação. A parcela de reserva realizada em decorrência da amortização do ágio de incorporação poderá ser capitalizada anualmente ao término de cada exercício social.. Em 31 de dezembro de 2002 o patrimônio líquido da Companhia era de R$ 225,0 milhões, já em 31 de dezembro de 2003, passou para R$ 230,5 milhões em decorrência da constituição da reserva legal, incidente sobre lucro apurado no período. De 30 de setembro de 2004 a 30 de setembro de 2005, houve uma variação de 195,6% no patrimônio líquido, que passou de R$ 196,8 milhões para R$ 581,8 milhões, em razão também da integralização do capital social e constituição de reserva de capital.

Liquidez e Recursos Financeiros As principais necessidades de liquidez e de recursos financeiros da Companhia são:

• obrigações de serviço de dívida referentes ao seu endividamento;

• investimentos para manter e modernizar sua rede de distribuição;

• impostos pagos aos órgãos federais, estaduais e municipais; e

• pagamentos de dividendos e demais distribuições aos acionistas.

As principais fontes de liquidez e recursos financeiros da Companhia são:

• recursos gerados pelas suas operações; e

• receita financeira advinda da aplicação de seu caixa e disponibilidades

As principais fontes de financiamento da Companhia sempre foram os recursos gerados nas suas operações. O fluxo de caixa operacional gerado nas operações em 2003 e 2004 foi de R$ 54,4 milhões e R$ 22,4 milhões, respectivamente. Tal redução foi decorrente, basicamente, do reconhecimento de passivo regulatório relacionado ao resultado da revisão tarifária de 2003. A Companhia acredita dispor de fontes de liquidez e de recursos financeiros suficientes para atender as previsões de suas necessidades de serviço da dívida, de dispêndio de capital e demais necessidades nos próximos anos, embora não seja possível oferecer garantias a esse respeito.

Investimentos

A Companhia planejou os investimentos para os próximos dois anos nos valores refletidos na tabela abaixo:

Projeção de Investimentos Futuros Exercício R$ (milhões) 2005 88,0 2006 73,0 2007 70,0

Os custos reais dos investimentos acima projetados podem variar significativamente com base na avaliação de mercado, inflação, fornecimento em outros fatores.

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Endividamento O endividamento bruto da Companhia em 30 de setembro de 2005 atingiu R$401,9 milhões, 9,7% menor em relação a dezembro de 2004. A parcela de endividamento de curto prazo correspondia a 55,3% do endividamento total, enquanto que em 2004 representava 41,1% da dívida. A tabela a seguir resume o endividamento da Companhia por tipo/linha de financiamento nos períodos encerrados em 30 de setembro de 2005 e 31de dezembro de 2004: Em 30 de setembro de 2005, a Companhia apresentava índice dívida sobre EBITDA de 1,06%, fato que leva a

Companhia a acreditar em sua capacidade financeira para honrar seus compromissos de curto prazo, embora não seja possível oferecer garantias a esse respeito. A tabela a seguir mostra os vencimentos do saldo do principal de longo prazo dos empréstimos e financiamentos:

Vencimento 30 de setembro de 2005

2006 60,7 2007 76,3 2008 14,0 2009 14,0 2010 14,0

Após 2010 6,0 Total 185,0

30 de setembro de 2005 31 de dezembro de 2004

Moeda Nacional Remuneração

Condições de Amortização Garantias

Curto Prazo

Longo Prazo Total

Curto Prazo

Longo Prazo Total

Variação %2005/2004

BNDES - FINEM

TJLP + 5,4%a.a

48 parcelas mensais a partir de janeiro

de 2007

Aval da CPFL Energia e recebíveis 1,1 54,5 55,6 - - - 100,0

BNDES - Investimentos

TJLP + 3,45%a.a

48 parcelas mensais a partir de maio de

2002

Notas Promissórias e

recebíveis 0,1 - 0,1 0,2 - 0,2 (50,0)

BNDES - RTE Selic + 1%a.a

54 parcelas mensais a partir de março de

2002 Arrecadação de

Recebíveis 59,0 - 59,1 49,9 135,8 185,7 (218,3)

BNDES – Parcela “A” Selic + 1%a.a

9 parcelas mensais a partir de setembro

de 2007 Arrecadação de

Recebíveis 12,5 87,5 100,0 8,1 - 8,1 1134,6

BNDES – Portaria 116 Selic + 1%a.a

24 parcelas mensais a partir de

dezembro de 2004 Arrecadação de

Recebíveis 52,1 9,6 61,7 43,3 43,0 86,3 (28,5)

FIDC 115% do CDI

36 parcelas mensais a partir de março de

2004 Arrecadação de

Recebíveis 95,2 23,6 118,8 79,5 78,6 158,1 24,9 Outros 2,1 4,6 6,7 2,1 4,5 6,6 1,5 Total 222,1 179,8 401,9 183,1 261,9 445,0 (9,7)

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7. VISÃO GERAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

• Introdução • Histórico • Principais Entidades Regulatórias • Contratos celebrados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico • Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico • Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico • Previsão do Mercado Consumidor • Consumidor Livre • Auto-Contratação • Desverticalização • Concessões de Serviços Públicos de Energia Elétrica • Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica • Limitações à Concentração no Mercado de Energia Elétrica • Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão • Conexão aos Sistemas de Transmissão de Energia Elétrica • Encargos Tarifários • Escassez de Energia e Racionamento

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VISÃO GERAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Introdução Em 2002, o MME aprovou um Plano Decenal de Expansão, segundo o qual a capacidade de geração instalada do País deverá aumentar para 112,1 GW até 2012, dos quais 86,8 GW corresponderão a geração hidrelétrica, 16,8 GW a geração termelétrica e 8,5 GW a importação de energia elétrica por meio do SIN. Em dezembro de 2003, o Brasil tinha capacidade instalada de 85,4 GW, dos quais aproximadamente 78% correspondiam a geração hidrelétrica, 13% a geração termelétrica e 9% a importação de energia elétrica pelo SIN.

Aproximadamente 33% da capacidade instalada no Brasil é atualmente detida pela Eletrobrás. Por intermédio de suas subsidiárias, a Eletrobrás é também responsável por 61% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kV no Brasil. Além disso, alguns estados brasileiros controlam empresas que se dedicam à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

Histórico A Constituição Brasileira prevê que a exploração dos serviços e instalações de energia elétrica pode ser realizada diretamente pelo governo brasileiro ou indiretamente por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, o setor elétrico brasileiro foi explorado principalmente por concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo governo federal e pelos governos estaduais. Nos últimos anos, o governo brasileiro adotou diversas medidas para reformular o setor elétrico. Em geral, essas medidas visavam aumentar o investimento privado e eliminar restrições aos investimentos estrangeiros, aumentando, dessa forma, a concorrência como um todo no setor elétrico. Em 1995, por meio de uma Emenda Constitucional, foi autorizado o investimento estrangeiro em geração de energia elétrica. Anteriormente a essa emenda, todas as concessões de geração eram detidas por pessoa física brasileira ou pessoa jurídica controlada por pessoas físicas brasileiras ou pelo governo brasileiro. Em 13 de fevereiro de 1995, o governo brasileiro promulgou a Lei de Concessões, e em 7 de julho de 1995, a Lei de Concessões de Serviços de Energia Elétrica que, em conjunto (i) exigiram que todas as concessões para prestação de serviços relacionados a energia elétrica fossem outorgadas por meio de processos licitatórios, (ii) gradualmente permitiram que certos consumidores de energia elétrica que apresentassem demanda significativa, designados Consumidores Livres, adquirissem energia elétrica diretamente de fornecedores concessionários, permissionários ou autorizados, (iii) trataram da criação dos Produtores Independentes de Energia Elétrica, que, por meio de concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender a totalidade ou parte de sua energia elétrica, por sua conta e risco, a Consumidores Livres, distribuidoras e comercializadores, entre outros, (iv) concederam aos Consumidores Livres e fornecedores de energia elétrica livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e (v) eliminaram a necessidade, por parte das concessionárias, de obter concessão, por meio de licitação, para construção e operação de usinas hidroelétricas com capacidade de 1 MW a 30 MW, as chamadas PCHs.

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A partir de 1995, uma parcela das participações representativas do bloco de controle de geradoras e distribuidoras detidas pela Eletrobrás, uma sociedade de economia mista controlada pelo governo brasileiro, e por vários estados foi vendida a investidores privados. Ao mesmo tempo, alguns governos estaduais também venderam suas participações em importantes distribuidoras.

Em 1998, o governo brasileiro promulgou a Lei do Setor Elétrico, destinada a reformar a estrutura básica do Setor Elétrico. A Lei do Setor Elétrico dispôs sobre as seguintes matérias: - criação de um órgão auto-regulado responsável pela operação do mercado atacadista de energia elétrica e pela determinação dos preços de curto prazo, o MAE, que substituiu o sistema anterior de preços de geração e contratos de fornecimento regulados; - exigência de que as distribuidoras e geradoras firmassem os Contratos Iniciais, via de regra compromissos de take-or-pay, com preços e volumes aprovados pela ANEEL. A principal finalidade dos Contratos Iniciais é assegurar que as distribuidoras tenham acesso a fornecimento estável de energia elétrica por preços que garantam uma taxa de retorno fixa às geradoras de energia elétrica durante o período de transição que culminaria no estabelecimento de um mercado de energia elétrica livre e competitivo; - criação do ONS, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional; e - estabelecimento de procedimentos licitatórios para outorga de concessões para construção e operação de usinas e instalações de transmissão de energia elétrica. Em 15 de maio de 2001, em resposta ao baixo volume de chuvas em 2000 e no começo de 2001, bem como ao acentuado crescimento na demanda de energia, o governo federal anunciou um programa de racionamento de energia elétrica e criou a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - CGCE, cujo principal objetivo era o de propor e implementar medidas de natureza emergencial para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica, de forma a evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia elétrica. Em 29 de agosto de 2001, foi criada a Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, uma empresa pública que teve por objetivo a contratação de energia proveniente de térmicas emergenciais visando garantir o sistema em caso de novo racionamento ou de escassez de energia elétrica. A CBEE celebrou contratos de reserva de geração para o fim de ampliar emergencialmente a oferta de energia elétrica: o denominado “seguro apagão”.

Os consumidores de todas as classes que deixassem de reduzir o consumo conforme as quantias especificadas também poderiam estar sujeitos a suspensão do fornecimento de energia elétrica. As medidas de racionamento de energia foram finalmente suspensas em 28 de fevereiro de 2002. A CGCE foi extinta em junho de 2002, e seu acervo documental foi transferido para o novo órgão criado pelo governo federal: a Câmara de Gestão do Setor Elétrico – CGSE, integrante do CNPE.

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Em 17 de outubro de 2001, o governo federal determinou que as concessionárias de distribuição de energia elétrica fossem reembolsadas pelas despesas associadas aos pagamentos de bônus a consumidores e outras despesas relacionadas, que tenham excedido as sobretaxas cobradas. Os procedimentos e prazos referentes a tais reembolsos foram estabelecidos pela ANEEL. Em 12 de dezembro de 2001, foi instituído o Acordo Geral do Setor Elétrico o qual visava solucionar questões referentes ao plano de racionamento de energia, prevendo a compensação das perdas relacionadas ao racionamento de companhias de geração e distribuição de energia elétrica restaurando o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão, os quais sofreram um desequilíbrio durante o período de racionamento.

A Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, trouxe para o setor elétrico brasileiro algumas novidades, tais como: (i) o estabelecimento de diretrizes para o enquadramento de consumidores na subclasse Residencial Baixa Renda; (ii) a criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA; (iii) a previsão da RTE, com vistas a ressarcir as distribuidoras com as perdas provenientes do racionamento; (iv) a criação da CDE, e (v) as metas para universalização dos serviços públicos de energia elétrica a serem cumpridas pelas concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. Em 21 de outubro de 2003, foi aprovada a criação do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, mediante a concessão de financiamento do BNDES às distribuidoras, destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação do mecanismo de compensação de valores relativos à Parcela A das tarifas de energia elétrica (CVA – Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A). Em 15 de março de 2004, o governo federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em um esforço para as deficiências do modelo anterior tendo como principais objetivos a criação de um marco regulatório estável, a garantia da segurança do suprimento de energia elétrica aos consumidores e a promoção da modicidade tarifária. Principais Entidades Regulatórias MME O MME é o órgão responsável pelas políticas públicas da área de energia. Atua como Poder Concedente em nome do Estado, tendo como principal atribuição o estabelecimento das políticas, diretrizes e regulamentação do setor energético brasileiro. De acordo com o novo modelo do setor elétrico, o governo federal, atuando principalmente por intermédio do MME, assumirá atribuições adicionais como a elaboração de diretrizes que regem a outorga de concessões e a expedição de normas que regem o processo licitatório para concessões de serviços públicos de energia elétrica.

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ANEEL O setor elétrico brasileiro é atualmente regulado pela ANEEL. Criada como uma autarquia federal autônoma, a principal responsabilidade da ANEEL é a de regular e fiscalizar o setor elétrico, a partir da política energética definida pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, dentre outras, (a) fiscalização de concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, inclusive aprovação de tarifas de energia elétrica, (b) promulgação de regulamentos para o setor elétrico, (c) implementação e regulamentação da exploração das fontes de energia, incluindo a utilização de energia hidroelétrica, (d) promoção do processo licitatório para novas concessões, (e) solução de litígios administrativos entre os agentes do setor, e (f) definição dos critérios e metodologia para determinação das tarifas de transmissão de energia. Conselho Nacional de Política Energética - CNPE O CNPE foi criado em agosto de 1997 com o objetivo de prestar assessoria ao Presidente da República no tocante ao desenvolvimento e criação da política nacional de energia e de otimizar a utilização dos recursos energéticos no Brasil, assegurando, desta forma, o fornecimento de energia elétrica ao País. O CNPE é presidido pelo Ministro de Minas e Energia, sendo a maioria de seus membros ministros do Governo Federal. ONS O ONS é uma pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, formada pelos Consumidores Livres e empresas que se dedicam à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, além de outros agentes privados, tais como importadores e exportadores de energia. O principal papel do ONS é o de coordenar e controlar as operações de geração e transmissão no SIN, de acordo com a regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do ONS incluem: (a) o planejamento operacional do setor de geração, (b) a organização da utilização do SIN e interconexões internacionais, (c) a garantia de que todos os agentes do setor tenham acesso à rede de transmissão de maneira não discriminatória, (d) a prestação de assistência na expansão do sistema elétrico brasileiro, (e) a apresentação de propostas de planos ao MME para ampliações da Rede Básica (propostas estas que serão levadas em consideração no planejamento da expansão do sistema de transmissão) e (f) a apresentação de normas para operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE foi criada por força da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a qual extinguiu o Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, determinando que suas atividades e ativos fossem absorvidos CCEE em 16 de novembro de 2004. A CCEE foi constituída sob a forma de pessoa jurídica de direito privado sob a regulamentação e fiscalização da ANEEL com a finalidade de viabilizar as operações de compra e venda de energia elétrica entre seus agentes no SIN. São agentes com participação obrigatória na CCEE: (a) os concessionários, permissionários ou autorizados de geração que possuam central geradora com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW, (b) os autorizados para importação ou exportação de energia elétrica com intercâmbio igual ou superior a 50MW, (c) os concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano, referido ao ano anterior, (d) os concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja inferior a 500 GWh/ano, referido ao ano anterior, quando não adquirirem a totalidade da energia de supridor com tarifa regulada, (e) os autorizados de comercialização de energia elétrica, cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano, referido ao ano anterior e (f) os Consumidores Livres e os consumidores que adquirirem energia através de fonte solar, eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas.

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A CCEE será responsável, dentre outras atribuições, (a) pelo registro de todos os contratos de comercialização de energia no Ambiente de Contratação Regulada - ACR e os contratos resultantes dos leilões de ajustes, bem como dos montantes de potência e energia dos contratos celebrados no Ambiente de Contratação Livre - ACL, e (b) pela contabilização e liquidação da diferença entre os montantes efetivamente gerados ou consumidos e aqueles registrados por meio de contratos bilaterais e dos montantes de energia elétrica comercializados no mercado de curto prazo. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o preço da energia elétrica comprada ou vendida no mercado spot (Preço de Liquidação de Diferenças – PLD) será calculado pela CCEE e levará em conta, dentre outros fatores, (a) a otimização do uso dos recursos eletro-energéticos para atendimento das cargas do sistema, (b) as necessidades de energia elétrica dos agentes e c) o custo do déficit de energia elétrica. Empresa de Pesquisa Energética – EPE Em 16 de agosto de 2004, o governo federal criou a EPE e aprovou o seu estatuto social. A EPE é uma empresa pública federal, responsável pela condução de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético brasileiro, incluindo as indústrias (a) de energia elétrica, (b) de petróleo e gás natural e seus derivados, (c) de carvão mineral, e (d) de fontes energéticas renováveis. Os estudos e pesquisas desenvolvidos pela EPE subsidiarão a formulação, o planejamento e a implementação de ações do MME no âmbito da política energética nacional. Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE Em 9 de agosto de 2004, o governo federal criou o CMSE, que será presidido e coordenado pelo MME e composto por representantes da ANEEL, da Agência Nacional do Petróleo, da CCEE, da EPE e do ONS. As principais atribuições do CMSE serão: (a) acompanhar as atividades do setor energético, (b) avaliar as condições de abastecimento e atendimento ao mercado de energia elétrica e (c) elaborar propostas de ações preventivas ou saneadoras visando à manutenção ou restauração da segurança no abastecimento e no atendimento eletroenergético. As Diretrizes do Novo Modelo Institucional A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu importantes alterações ao setor elétrico brasileiro. Em bases gerais, a nova lei permite uma maior participação do Estado no setor elétrico em comparação com o modelo anterior, e (b) cria incentivos, por meio de processos de licitação mais competitivos, para a redução das tarifas de suprimento de energia elétrica no país. As principais modificações introduzidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem: (i) criação de dois ambientes paralelos para comercialização de energia elétrica, sendo (a) um mercado de venda de energia elétrica para distribuidores, de forma a garantir o fornecimento de energia elétrica para consumidores cativos, o ACR; e (b) um mercado especificamente destinado aos demais agentes do setor elétrico (por exemplo, produtores independentes, Consumidores Livres e agentes comercializadores), que permitirá um certo grau de competição em relação ao ACR, denominado ACL; (ii) restrição de atividades para distribuidoras, de modo a assegurar que as distribuidoras se concentrem exclusivamente na prestação do serviço público de distribuição, para garantir um serviço mais eficiente e confiável aos consumidores cativos; (iii) eliminação do direito à chamada auto-contratação (self dealing), de forma a incentivar as distribuidoras a comprarem energia elétrica pelos menores preços disponíveis ao invés de adquirir energia elétrica de empreendimento de geração próprio ou de suas partes relacionadas; (iv) respeito aos contratos firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, de forma a garantir segurança jurídica às operações realizadas antes da sua promulgação; e (v) participação de membros indicados pelo governo federal em entidades independentes, como no caso do ONS, e concentração de atribuições nas mãos da União e do MME, com nítida redução da função originária da ANEEL.

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Ambiente Paralelo para Comercialização de Energia Elétrica Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétrica serão realizadas em dois diferentes segmentos de mercado: (a) o ACR, que prevê a compra pelas distribuidoras, por meio de licitações, de toda a energia elétrica que for necessária para fornecimento a seus consumidores cativos e (b) o ACL, que compreende a compra de energia elétrica por agentes não-regulados (como os Consumidores Livres e comercializadores de energia elétrica). A energia elétrica proveniente (a) de projetos de geração de baixa capacidade localizados próximo a centrais de consumo (tais como usinas de co-geração e as PCHs), (b) de usinas qualificadas nos termos do PROINFA, e (c) de Itaipu, não ficará sujeita ao processo licitatório para fornecimento de energia elétrica ao ACR. A energia elétrica gerada por Itaipu, situada na fronteira entre Brasil e Paraguai, é comercializada pela Eletrobrás e a quantidade a ser adquirida por cada distribuidora é determinada pelo governo federal por meio da ANEEL. O preço pelo qual a energia elétrica gerada em Itaipu é comercializada é denominado em Dólar e estabelecido de acordo com Tratado celebrado entre o Brasil e Paraguai. Em conseqüência, o preço da energia elétrica de Itaipu aumenta ou diminui de acordo com a variação da taxa de câmbio entre o Real e o Dólar. Ambiente de Contratação Regulada – ACR No ACR, as distribuidoras compram suas necessidades projetadas de energia elétrica para distribuição a seus consumidores cativos. As distribuidoras deverão contratar a compra de energia elétrica de geradoras por meio de licitação, coordenada pela ANEEL, direta ou indiretamente, no último caso no âmbito da CCEE. As compras de energia elétrica poderão ser realizadas por meio de dois tipos de contratos bilaterais: (a) Contratos de Quantidade de Energia, e (b) Contratos de Disponibilidade de Energia. Nos termos dos Contratos de Quantidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a fornecer certa quantidade de energia elétrica e assume o risco de o fornecimento de energia elétrica ser, porventura, prejudicado por condições hidrológicas e baixo nível dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam interromper ou reduzir o fornecimento de energia elétrica, caso em que a unidade geradora ficará obrigada a comprar a energia elétrica de outra fonte para atender seus compromissos de fornecimento. Nos termos dos Contratos de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a disponibilizar certa capacidade ao ACR. Neste caso, a receita da unidade geradora está garantida e as distribuidoras em conjunto enfrentam o risco hidrológico. Em conjunto, esses contratos constituem os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR. Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a previsão de demanda das distribuidoras é o principal fator na determinação da quantidade de energia elétrica que o sistema como um todo contratará. Segundo o novo sistema, as distribuidoras são obrigadas a contratar 100% de suas necessidades projetadas de energia elétrica. Ambiente de Contratação Livre – ACL O ACL engloba as vendas de energia elétrica livremente negociadas entre concessionárias geradoras, Produtores Independentes de Energia Elétrica, Auto-Produtores, comercializadores de energia elétrica, importadores de energia elétrica e Consumidores Livres. O ACL também inclui contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras até a respectiva expiração. Quando de sua expiração, tais contratos deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. O consumidor que puder escolher seu fornecedor, cujo contrato com a distribuidora tenha prazo indeterminado, somente poderá rescindir seu contrato com a distribuidora local por meio de notificação a tal distribuidora com antecedência mínima de 15 dias da data limite para a declaração feita pela distribuidora ao MME de suas necessidades de energia para o leilão de compra referente ao ano subseqüente. Caso o consumidor opte por se tornar livre, somente poderá voltar ao sistema regulado uma vez que tenha notificado à distribuidora de sua região com 5 anos de antecedência, de sua intenção ficando estipulado que a

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distribuidora poderá reduzir esse prazo a seu critério. O prazo de aviso tem por finalidade assegurar que, se necessária, a construção de novas unidades geradoras possa ser finalizada para suprir os Consumidores Livres que voltarem ao ACR. As geradoras estatais, assim como as geradoras privadas, poderão vender energia elétrica aos Consumidores Livres, contudo estas unidades deverão fazê-lo por meio de processos públicos que garantam a transparência e igualdade de acesso aos interessados. Contratos celebrados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico expressamente determina que os contratos celebrados pelas distribuidoras de energia elétrica e aprovados pela ANEEL anteriormente à sua promulgação não poderão ser alterados para refletir qualquer prorrogação de seus prazos ou aumento de preços ou quantidades de energia elétrica já contratadas, com exceção dos Contratos Iniciais, conforme descrito abaixo. Durante o período de transição para o mercado de energia elétrica livre e competitivo (1998-2005), estabelecido pela Lei do Setor Elétrico, as compras e vendas de energia elétrica entre concessionárias geradoras e distribuidoras devem ocorrer de acordo com os Contratos Iniciais que tiveram seus volumes e prazos estabelecidos pela ANEEL e cujo volume vem sendo reduzido gradualmente em 25% ao ano desde 2003. O objetivo do período de transição é o de permitir a introdução gradual da concorrência no setor e proteger os agentes do mercado contra exposição à potencial volatilidade de preços do mercado spot. Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico Em 30 de julho de 2004, o governo federal promulgou o Decreto n.º 5.163, que (a) regulamenta a comercialização de energia elétrica nos Ambientes de Contratação Regulada e Livre e (b) dispõe sobre o processo de outorga de concessões e autorizações para geração de energia elétrica. Suas principais disposições versam sobre: (i) regras gerais para a comercialização de energia elétrica; (ii) comercialização de energia elétrica no ACR (incluindo as regras sobre informações e declarações de

necessidades de energia elétrica, leilões para compra de energia elétrica, contratos de compra e venda de energia elétrica e repasse às tarifas dos consumidores);

(iii) comercialização de energia elétrica no ACL; (iv) contabilização e liquidação de diferenças no mercado de curto prazo.; e (v) outorgas de concessão. Dentre as principais regras destaca-se a obrigatoriedade de (a) todo agente consumidor de energia elétrica contratar a totalidade de sua carga, e (b) todo agente vendedor de energia elétrica apresentar o correspondente lastro físico para a venda de energia (mediante por empreendimento de geração próprio ou de terceiros (contratos bilaterais)). Os agentes que descumprirem esta obrigação ficarão sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL. As regras sobre a comercialização de energia elétrica no ACR estabelecidas pelo Decreto n.º 5.163 se referem à forma pela qual as distribuidoras devem cumprir a obrigação de atender à totalidade de seu mercado, principalmente por meio dos leilões de compra de energia. Adicionalmente, as distribuidoras poderão adquirir a energia elétrica para atendimento de seu mercado por meio de aquisição de energia proveniente (a) de geração distribuída, (b) de usinas participantes da primeira etapa do PROINFA, (c) de contratos de compra e venda de energia firmados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, e (d) de Itaipu. Caberá ao MME a definição do montante total de energia a ser contratado no ACR e a relação de empreendimentos de geração aptos a integrar os leilões a cada ano. Em linhas gerais, a partir de 2005, todo agente de distribuição, gerador, comercializador, autoprodutor ou consumidor livre deverá declarar, até 1º de agosto de cada ano, sua previsão de mercado ou carga, para cada um dos cinco anos subseqüentes. Cada agente de distribuição deverá declarar, até sessenta dias antes de cada leilão de energia proveniente de empreendimentos existentes ou de energia proveniente de novos empreendimentos, os montantes de energia que deverá contratar nos leilões.

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Os leilões de compra, pelas distribuidoras, de energia proveniente de novos empreendimentos de geração serão realizados (a) cinco anos antes do início da entrega da energia (denominados leilões “A-5”), e (b) três anos antes do início da entrega (denominados leilões “A-3”). Haverá, ainda, leilões de compra de energia provenientes de empreendimentos de geração existentes (a) realizados no ano anterior ao de início da entrega da energia (denominados leilões “A-1”) e (b) para ajustes de mercado, com início de entrega em até 4 meses posteriores ao respectivo leilão. Os CCEAR provenientes dos leilões “A-5” ou “A-3” terão prazo de 15 a 30 anos, enquanto que os CCEAR provenientes dos leilões “A-1” terão prazo de 5 a 15 anos. Os contratos provenientes do leilão de ajuste terão prazo máximo de dois anos. Para os CCEAR decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos existentes, o Decreto estabelece três possibilidades de redução das quantidades contratadas, quais sejam (a) compensação pela saída de consumidores potencialmente livres, (b) redução, a critério da distribuidora, de até 4% ao ano do montante contratado para adaptar-se aos desvios do mercado face às projeções de demanda, a partir do segundo ano subseqüente ao da declaração que deu origem à respectiva compra e (c) adaptação às variações de montantes de energia estipuladas nos contratos de geração firmados até 11 de dezembro de 2003. O primeiro leilão para a compra de energia elétrica de empreendimentos existentes, o chamado leilão de transição, foi realizado no dia 07 de dezembro de 2004. Os montantes de energia elétrica a serem negociados foram divididos em 3 grupos diferenciados pela data de início de suprimento e prazo de vigência do CCEAR. Um dos principais objetivos deste leilão era o de re-contratar a energia liberada dos Contratos Iniciais. Excepcionalmente em 2005, a ANEEL promoverá, direta ou indiretamente, leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes, observado que (a) o prazo mínimo de vigência será de 8 anos para início do suprimento a partir de 2005, 2006 e 2007; e (b) o prazo mínimo de vigência será de 5 anos para o início do suprimento a partir de 2008 e 2009. Todavia, as estatais federais Eletronorte e Chesf foram as responsáveis pelos preços abaixo das expectativas no megaleilão de energia realizado. Esta foi a avaliação de executivos do setor e de analistas de bancos de investimentos que acompanharam o leilão. As duas empresas venderam quase a totalidade do que haviam ofertado. A Eletronorte e a Chesf são respectivamente a segunda e a terceira geradoras que têm a energia mais barata hoje no mercado, razão pela qual obtiveram vantagem em relação às demais. No que se refere ao repasse dos custos de aquisição de energia elétrica dos leilões às tarifas dos consumidores finais, o Decreto n.° 5.163, de 30 de julho de 2004, estabeleceu um mecanismo denominado Valor Anual de Referência - VR, que é uma média ponderada dos custos de aquisição de energia elétrica decorrentes dos leilões “A-5” e “A-3”, calculado para o conjunto de todas as distribuidoras, que será o limite máximo para repasse dos custos de aquisição de energia proveniente de empreendimentos existentes nos leilões de ajuste e para a contratação de geração distribuída. Com relação à outorga de novas concessões, o Decreto n.° 5.163 prevê que os editais dos novos empreendimentos de geração hidroelétrica deverão conter, conforme o caso, percentual mínimo da energia elétrica a ser destinado ao mercado regulado. Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico tem, atualmente, sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal. O governo federal recorreu argüindo que as ações diretas de inconstitucionalidade haviam perdido o objeto, uma vez que a medida provisória que estabelecia o novo modelo do setor elétrico já havia se convertido em lei. No entanto, o julgamento do Supremo Tribunal Federal, realizado em 4 de agosto de 2004, rejeitou o referido argumento do governo federal e confirmou a decisão de dar prosseguimento ao julgamento do mérito das ações. A decisão final sobre o mérito da questão depende dos votos da maioria dos membros do Supremo Tribunal Federal, em sessão cujo quorum mínimo deverá ser de oito ministros. Não existe ainda uma decisão sobre este mérito. Na data deste Prospecto, não é possível prever os eventuais possíveis efeitos adversos da regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e do resultado do julgamento das ADINs no setor em que a Companhia atua. Tais potenciais efeitos adversos poderão afetar negativamente a situação econômica da Companhia.

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Previsão do Mercado Consumidor O Novo Modelo Institucional também estabelece que as concessionárias distribuidoras de energia elétrica serão responsáveis por indicar as estimativas de demanda, num horizonte de 5 anos, das quais derivarão os contratos de suprimento. Com o objetivo de incentivar que sejam elaboradas previsões mais realistas, e estabelecida uma margem de tolerância para desvios de previsão de carga, o MME estabelecerá penalização no caso que as distribuidoras contratem uma quantidade de energia inferior ou superior ao mercado realizado. Não obstante, o Novo Modelo Institucional também prevê que considerando a antecedência de 5 anos que essas projeções deverão ser feitas, será permitida compensações entre as distribuidoras do País. Em suma, de acordo com o novo modelo, existiria uma tarifa única de suprimento no pool, resultante do mix da geração que o comporia. Uma empresa distribuidora que previsse o seu mercado acima da realidade, estaria provocando uma sobrecarga e, em conseqüência, uma tarifa única maior para o pool, onerando outras empresas distribuidoras que estivessem prevendo o seu mercado sem desvios. De outro lado, previsões baixas de mercado poderiam estar levando o sistema a riscos de racionamento, que poderiam demandar medidas corretivas de maior impacto financeiro, principalmente para as distribuidoras. Consumidor Livre De acordo com a nova proposta para o setor elétrico, o consumidor livre continuará sendo aquele que com carga igual ou superior a 3 MW poderá optar entre: (a) continuar sendo atendido pelo distribuidor local; (b) comprar energia elétrica diretamente de geradora, produtor independente ou de autoprodutores com excedentes, ou (c) comprar energia elétrica por meio de um comercializador. Ressalte-se que a nova proposta deixa claro que as concessionárias distribuidoras não podem mais vender energia elétrica a um consumidor livre (a menos que seja sob condições reguladas). A lei estabelece ainda que a opção para o consumidor livre retornar para o mercado regulado deverá ser feita com antecedência mínima de 5 anos. Esse prazo foi estipulado levando-se em consideração a nova determinação de que os distribuidores devem contratar o montante de energia elétrica de acordo com as suas próprias previsões, feitas com 5 anos de antecedência. Já no caso da saída para o mercado livre, os contratos vigentes devem ser respeitados; no caso de contratos de prazo indeterminado, a antecedência do aviso é de, no mínimo, 15 dias contados da data de declaração de necessidade de energia, da distribuidora local de energia, sendo que não poderá exceder 3 anos. Cabe ressaltar que o novo modelo permite, mas não obriga, ao distribuidor flexibilizar os prazos anteriores. Com estas medidas busca-se proteger tanto o cliente cativo como a distribuidora, evitando que a saída do consumidor livre possa onerar a tarifa dos consumidores cativos, ao se valer da “envoltória dos mínimos”, ou seja, o comportamento oportunista que consiste em aproveitar-se da conjuntura de sobras para deixar o mercado regulado para comprar barato e retornar ao mercado regulado tão logo uma conjuntura de escassez elevar o preço da energia no mercado.

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Auto-Contratação Tendo em vista que a compra de energia elétrica para clientes cativos será feita no ACR, a chamada auto-contratação, na qual as distribuidoras podiam satisfazer até 30% de suas necessidades de energia por meio da compra de energia de partes relacionadas, não mais será permitida, exceto no contexto de contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Desverticalização Conforme estabelecido na Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as concessionárias distribuidoras não mais poderão exercer atividades de geração, transmissão e livre comercialização de energia elétrica. Nesse prisma, não será mais admitido que os distribuidores possuam ativos de geração (ou exerça a atividade de geração) ou qualquer outra atividade estranha à atividade de distribuição de energia elétrica. A regulamentação deverá prever sanções para o descumprimento do acima disposto após o período estabelecido para a desverticalização, qual seja, 18 meses a contar da publicação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, prorrogáveis pelo mesmo período, a critério da ANEEL. Concessões de Serviços Públicos de Energia Elétrica As companhias ou consórcios que pretendam construir ou operar instalações de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica no Brasil deverão firmar contrato de concessão ou solicitar a permissão ou autorização, conforme o caso, ao MME ou à ANEEL, na posição de Poder Concedente. As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica na respectiva área de concessão durante um período determinado que geralmente tem a duração de 35 anos para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição de energia. A Lei de Concessões estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá cumprir na prestação de serviços de energia elétrica, e as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. As principais disposições da Lei de Concessões estão descritas de forma resumida abaixo: Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros de regularidade, continuidade, eficiência, segurança e acesso ao serviço. Servidões. O Poder Concedente pode declarar os bens necessários à execução de serviço ou obra pública de necessidade ou utilidade pública para fins de instituição de servidão administrativa, em benefício de uma concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da concessionária.

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Responsabilidade Objetiva. A concessionária é diretamente responsável por todos os danos que sejam resultantes da prestação de seus serviços. Mudanças no controle societário. O Poder Concedente deverá aprovar qualquer mudança direta ou indireta no controle societário da concessionária. Intervenção do Poder Concedente. O Poder Concedente poderá intervir na concessão, por meio de um decreto presidencial, com o fim de assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fiel cumprimento das normas contratuais, regulamentares e legais, caso a concessionária falhe com suas obrigações. No prazo de 30 dias após a data do decreto, um representante do Poder Concedente deverá iniciar um procedimento administrativo no qual é assegurado à concessionária direito à ampla defesa. Durante o prazo do procedimento administrativo, um interventor indicado por decreto do Poder Concedente ficará responsável pela prestação dos serviços objeto da concessão. Caso o procedimento administrativo não seja concluído em 180 dias após a entrada em vigor do decreto, cessa-se a intervenção e a concessão retorna à concessionária. A administração da concessão também retornará à concessionária, caso o interventor decida pela não extinção da concessão e o seu termo contratual ainda não tiver expirado. Extinção. A extinção do contrato de concessão poderá ser determinada por meio de encampação e/ou caducidade. Encampação é a retomada do serviço pelo Poder Concedente durante o prazo da concessão, por razões relativas ao interesse público que deverão ser expressamente declaradas por lei autorizativa específica. A caducidade, por sua vez, deverá ser declarada pelo Poder Concedente após a ANEEL ou o MME terem expedido um ato normativo indicando (i) a falha da concessionária em cumprir adequadamente com suas obrigações estipuladas no contrato de concessão; (ii) não ter mais a capacidade técnica, financeira ou econômica para prestar o serviço público de forma adequada; ou (iii) não cumprir as penalidades eventualmente impostas pelo Poder Concedente. A concessionária tem o direito à ampla defesa no procedimento administrativo que declarar a caducidade da concessão e poderá recorrer judicialmente contra tal ato. A concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados nos bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados, descontando-se o valor das multas contratuais e dos danos por ela causados. Reversão dos Bens. Quando do advento do termo contratual, todos os bens, direitos e privilégios transferidos à concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energia elétrica, serão revertidos ao Poder Concedente. Após o advento do termo contratual, a concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados em bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados.

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Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica As tarifas de fornecimento de energia elétrica estão sujeitas a revisão pela ANEEL, que tem poderes para reajustar e revisar tarifas em resposta a alterações de custos de compra de energia elétrica e condições de mercado. Ao reajustar ou revisar as tarifas de fornecimento de energia elétrica, a ANEEL divide os custos entre (1) custos não-gerenciáveis pela distribuidora, os custos da Parcela A, e (2) custos gerenciáveis pela distribuidora, os custos da Parcela B. O reajuste de tarifas baseia-se em uma fórmula que leva em consideração a divisão de custos entre as duas categorias. Os custos da Parcela A incluem, entre outros, os seguintes itens: (i) custos de aquisição de energia elétrica para revenda de acordo com Contratos Iniciais; (ii) custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu; (iii) custos de aquisição de energia elétrica conforme contratos bilaterais negociados livremente entre as

partes; e (iv) custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Os custos da Parcela B são determinados subtraindo todos os custos da Parcela A das receitas da distribuidora, e contemplam a remuneração dos investimentos, os custos operacionais, os custos com pesquisa e desenvolvimento e tributos (PIS/COFINS). O contrato de concessão de cada distribuidora prevê um reajuste anual de tarifa. Em geral, os custos da Parcela A são totalmente repassados aos consumidores. Contudo, os custos da Parcela B são corrigidos monetariamente em conformidade com o IGPM. As concessionárias distribuidoras de energia elétrica também têm direito a revisões tarifárias periódicas a cada cinco anos. Essas revisões visam (a) assegurar as receitas necessárias para cobrir custos da Parcela A, os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada com relação a investimentos considerados essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora e (b) determinar o fator X, que é baseado em três componentes: (i) ganhos previstos de produtividade proveniente de aumento em escala, (ii) avaliações por parte de consumidores (verificadas pela ANEEL) e (iii) custos de mão-de-obra. O fator X é utilizado para ajustar o IGPM empregado nos reajustes anuais. Por conseguinte, quando da conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X faz com que as distribuidoras compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais. Ademais, as concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a revisão tarifária extraordinária, caso a caso, de maneira a assegurar seu equilíbrio financeiro e a compensá-las por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos.

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A fórmula paramétrica aplicável às revisões e reajustes das tarifas que as distribuidoras de energia elétrica praticam para seus consumidores cativos é representada pela fórmula abaixo:

VPA + VPB (IVI +X) IRT =

RA

Onde:

IRT é o índice de ajuste de tarifa; VPA representa os custos da Parcela A, que são os custos não gerenciáveis da companhia, como o custo de eletricidade adquirida para revenda, custos associados ao uso de recursos hidrelétricos, combustível, contribuições ao Fundo RGR (um fundo de reserva criado pelo Congresso Nacional que prevê a compensação de companhias de eletricidade para certos ativos usados em relação às suas concessões se suas concessões forem revogadas), etc.; VPB representa a receita remanescente, excluído o ICMS, após a dedução da Parcela A; IVI corrige o VPB da companhia de acordo com a taxa de inflação tomando por base o IGP-M; X é um fator utilizado para mensurar aspectos relacionados aos ganhos de produtividade da concessionária decorrentes de economias de escala (Xe), a satisfação do consumidor (Xc) e a diferença entre a elevação de renda dos trabalhadores da economia formal brasileira e o IVI aplicado sobre a VPB (Xa). Este fator poderá aumentar ou diminuir o IVI. O fator Xe é calculado a cada cinco anos, e os fatores Xc e Xa com periodicidade anual, sendo que o primeiro cálculo de todos esses componentes ocorreu em 2003; e RA é a receita anual considerada no reajuste/revisão anterior, excluído o ICMS, da companhia.

A revisão extraordinária pode ocorrer a qualquer tempo. Esta revisão é garantida pelo artigo 9º, parágrafo terceiro da Lei de Concessões e pelo Contrato de Concessão, e estabelece que a concessionária é responsável pelo requerimento da revisão das tarifas, a fim de manter o equilíbrio econômico e financeiro, na ocorrência de mudanças relevantes dos custos da concessionária, incluindo modificações das tarifas para compra de energia elétrica, cobranças pelo uso de conexão e sistema de transmissão, e aumento de taxas relacionadas a operação da concessionária, exceto tributos relacionados à renda.

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A revisão ordinária ocorrerá a cada 4 anos, por meio de processo público com a participação da distribuidora de energia elétrica e partes interessadas, e pode ocasionar o aumento ou diminuição das tarifas. Esta revisão leva em consideração as mudanças na estrutura de custo e no mercado da concessionária, o nível das tarifas em companhias similares, no Brasil e no exterior, a simulação da eficiência e a moderação das taxas. Neste processo, a ANEEL estabelecerá o valor X contido na fórmula paramétrica para subtrair ou adicionar a variação do IRT. Os reajustes anuais estão regulamentados pela Resolução ANEEL n.º 270/98, que estabelece que os concessionários de serviço público de distribuição de energia elétrica deverão protocolar na ANEEL a solicitação de reajuste de tarifas com antecedência mínima de 30 dias em relação à data de reajuste prevista no contrato de concessão. Ingerência do Tribunal de Contas da União Federal nos procedimentos referentes à revisão tarifária adotados pela ANEEL. Em 2003, o Tribunal de Contas da União (“TCU”) acompanhou e fiscalizou o procedimento de revisão tarifária de algumas empresas do setor elétrico, conduzido pela ANEEL, e proferiu acórdãos nos processos referentes às empresas Eletropaulo Metropolitana - Eletricidade de São Paulo S.A., Light Serviços de Eletricidade S.A. e Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig, nos quais elaborou diversas considerações, críticas e determinações à ANEEL, referentes à metodologia da revisão. O TCU encaminhou à ANEEL solicitação para revisão da metodologia de cálculo da revisão tarifária periódica das empresas do setor elétrico, por entender que ela considera o benefício fiscal do juro sobre o capital próprio na formação da tarifa, e que, dessa forma, o índice de revisão tarifária concedido deveria ter sido menor. A ANEEL contratou os serviços da Fundação Universitária Brasília para avaliar a metodologia de revisão tarifária, no intuito de questionar a posição do TCU. Nesse mesmo sentido, a ABRADEE apresentou memoriais ao MME, alegando, em síntese, que o TCU, órgão integrante do Poder Legislativo Federal, não tem competência para fiscalizar a ação da ANEEL neste âmbito específico, tampouco para emitir comandos ou juízos críticos relativos à metodologia adotada. Em 2004, conforme se apreende de certos acórdãos então prolatados, o TCU posicionou-se no sentido de que a ANEEL possui discricionairedade para avaliar a oportunidade, a conveniência e a forma mais adequada da consideração do beneficio fiscal do juro sobre o capital próprio na formação da tarifa. Apesar do posicionamento acima comentado é possível que o TCU, no futuro, volte a se manifestar acerca de futuras revisões tarifárias e casos análogos.

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Limitações à Concentração no Mercado de Energia Elétrica Em 2000, a ANEEL estabeleceu limites à concentração de determinados serviços e atividades dentro do setor elétrico. Dentro destes limites, com exceção de empresas que participem do Programa Nacional de Desestatização (que precisarão somente atender tais limites quando sua reestruturação societária for concluída), nenhuma empresa de energia elétrica (inclusive suas controladoras e controladas) poderá (1) deter mais do que 20% da capacidade instalada do Brasil, 25% da capacidade instalada da região Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35% da capacidade instalada da região Norte/Nordeste, salvo no caso de tal porcentagem corresponder à capacidade instalada de uma única usina geradora, (2) deter mais do que 20% do mercado de distribuição brasileiro, 25% do mercado de distribuição do Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35% do mercado de distribuição do Norte/Nordeste, salvo no caso de aumento da distribuição de energia elétrica que exceda as taxas de crescimento nacionais ou regionais ou (3) deter mais do que 20% do mercado de comercialização brasileiro para consumidores finais, 20% do mercado de comercialização brasileiro para consumidores não finais ou 25% da soma dos percentuais anteriores. Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão A ANEEL fiscaliza e regulamenta o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e estabelece as tarifas de uso de tais sistemas. As tarifas são (i) TUSD, a tarifa cobrada pelo uso da rede local de distribuição exclusiva de cada distribuidora e (ii) a TUST, tarifa cobrada pelo uso da Rede Básica e demais instalações de transmissão. TUSD A TUSD é paga por geradoras e Consumidores Livres pelo uso do sistema de distribuição da concessionária na qual estejam conectados e é reajustada levando-se em conta principalmente dois fatores: a inflação verificada no ano e os investimentos em expansão, manutenção e operação da rede verificadas no ano anterior. O encargo mensal a ser pago pelo respectivo agente conectado ao sistema de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela multiplicação do montante de uso, em KW, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$ /kW. TUST A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e Consumidores Livres pela utilização da Rede Básica e é reajustada anualmente de acordo com as receitas anuais permitidas para as empresas concessionárias de transmissão determinadas pela ANEEL. Segundo os critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários das diferentes partes da rede de transmissão principal transferiram a coordenação de suas instalações ao ONS em troca do recebimento de pagamentos regulados dos usuários de sistemas da transmissão. Os usuários de rede assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o direito de utilizar a rede de transmissão em troca do pagamento de tarifas publicadas. Outras partes da rede detidas por empresas de transmissão mas que não são consideradas parte integrante da rede de transmissão são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxa específica.

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Conexão aos Sistemas de Transmissão de Energia Elétrica As distribuidoras acessam a Rede Básica através dos pontos de conexão ao sistema de transmissão. Para fazer uso da Rede Básica e respectivas instalações de transmissão, as distribuidoras firmam Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão - CCT, com as concessionárias de transmissão que detêm essas instalações. A remuneração das transmissoras é definida em função dos ativos disponibilizados, sejam estes de propriedade exclusiva ou de uso compartilhados entre os agentes. Essa remuneração também é definida e regulada pela ANEEL e reajustada anualmente de acordo com os índices de inflação e com o custo dos ativos disponibilizados. Encargos tarifários Em certas circunstâncias, empresas de energia elétrica são indenizadas em caso de revogação ou encampação da concessão. Em 1971, o Congresso brasileiro criou a RGR destinada a prover fundos para tal indenização. Em fevereiro de 1999, a ANEEL revisou a metodologia de cálculo da taxa que todas as distribuidoras e certas geradoras que operem em regimes de serviço público são obrigadas a efetuar a título de contribuição mensal ao Fundo RGR, a uma alíquota anual igual a 2,5% dos ativos fixos da empresa em operações, sem exceder, contudo, 3% das receitas operacionais totais em qualquer exercício. Nos últimos anos, nenhuma concessão foi revogada ou deixou de ser renovada, tendo a RGR sido utilizada principalmente para financiar projetos de geração e distribuição. A RGR deverá ser extinta até 2010 e a ANEEL deverá revisar as tarifas de energia elétrica de maneira tal que o consumidor receba algum benefício em função da extinção da RGR. O governo brasileiro impôs uma taxa sobre os Produtores Independentes de Energia Elétrica que se utilizam de recursos hidrológicos, com exceção das PCHs, similar à taxa cobrada de empresas de serviço público com relação à RGR. Os Produtores Independentes de Energia Elétrica são obrigados a efetuar pagamentos ao Fundo de Uso de Bem Público, de acordo com as regras do correspondente processo licitatório para outorga de concessões. A Eletrobrás recebeu pagamentos referentes ao Fundo de Uso de Bem Público até 31 de dezembro de 2002. Todos os pagamentos ao Fundo UBP realizados desde 31 de dezembro de 2002 têm sido efetuados diretamente ao governo brasileiro. As distribuidoras e geradoras que comercializem energia elétrica diretamente com consumidores finais devem contribuir para a CCC. A CCC foi criada em 1973 com a finalidade de gerar reservas financeiras para cobrir os aumentos de custos associados ao aumento do uso de usinas termoelétricas, na hipótese de estiagem, tendo em vista os custos marginais de operação mais altos das usinas termoelétricas em comparação com as usinas hidroelétricas As contribuições anuais são calculadas com base em estimativas do custo do combustível que as usinas termoelétricas precisarão no ano seguinte. A CCC, por sua vez, reembolsa as empresas de energia elétrica por parcela significativa dos custos de combustível de suas usinas termoelétricas. A CCC é gerida pela Eletrobrás.

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Em fevereiro de 1998, o governo brasileiro dispôs sobre a extinção da CCC. Os subsídios provenientes da CCC serão extintos no decorrer do período de três anos, a partir de 2003, em relação a usinas termoelétricas construídas anteriormente a fevereiro de 1998 e atualmente pertencentes ao Sistema Interligado Nacional. As usinas termoelétricas construídas posteriormente a essa data não terão direito aos subsídios da CCC. Em abril de 2002, o governo brasileiro estabeleceu que os subsídios da CCC continuariam a ser pagos às usinas termoelétricas localizadas em sistemas isolados durante um período de 20 anos com o fim de promover a geração de energia elétrica nessas regiões. Com exceção de determinadas PCHs, todas as instalações hidroelétricas do Brasil devem pagar taxas aos estados e municípios brasileiros pela utilização de recursos hidrológicos. Esses valores tomam por base o volume de energia elétrica gerado por cada usina, sendo pagos aos estados e municípios nos quais a usina ou o reservatório da usina fica situado. Em 2002, o governo brasileiro instituiu a CDE, que é composta por meio de pagamentos anuais efetuados por concessionárias a título de uso de bem público, multas e sanções impostas pela ANEEL e, desde 2003, por quotas anuais a serem pagas por agentes que fornecem energia elétrica a consumidores finais, por meio de sua inclusão nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição. Essas quotas são ajustadas anualmente. A CDE foi criada para dar suporte (1) ao desenvolvimento da produção de energia elétrica por todo o país, (2) à produção de energia elétrica por meio de fontes alternativas de energia e (3) à universalização do serviço público de energia elétrica em todo o Brasil. A CDE terá duração de 25 anos é regulamentada pela ANEEL e administrada pela Eletrobrás. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabeleceu que o não pagamento da contribuição à RGR, ao Proinfa, à CDE, à CCC, ou a não realização dos pagamentos devidos em função da compra de energia elétrica no Mercado Regulado ou de Itaipu impedirá que a parte inadimplente receba um reajuste de tarifa (exceto pela revisão extraordinária) ou que receba recursos oriundos da RGR, da CDE ou da CCC. Escassez de Energia e Racionamento A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, em situação na qual o governo brasileiro decrete redução compulsória do consumo de energia elétrica em certa região, todos os Contratos de Energia no Mercado Regulado, registrados na CCEE, na qual o comprador estiver localizado, terão suas quantidades ajustadas na mesma proporção da redução de consumo.

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8. INFORMAÇÕES RELATIVAS À EMISSORA

• Histórico da Emissora • Atividades da Emissora • Estrutura Organizacional • Propriedades, Plantas e Equipamentos • Composição do Capital Social • Informações sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos • Práticas de Governança Corporativa • Administração • Pendências Judiciais e Administrativas

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HISTÓRICO DA EMISSORA

A história da CPFL Piratininga tem início em 07 de abril de 1899 com a fundação da The São Paulo Tramway, Light and Power Co., Ltd., em Toronto, Canadá. Em 17 de julho do mesmo ano, a empresa foi autorizada, por decreto do então presidente Campos Sales, a atuar no Brasil. A partir de 1912, as empresas do grupo passaram a ser controladas pela holding Brazilian Traction Light and Power Co., Ltd. Em 1956, o grupo reestruturou-se tendo por base a Brascan Limited.

Em 12 de janeiro de 1979, a União Federal, por meio da Eletrobrás, adquiriu da Brascan o controle acionário da então Light – Serviços de Eletricidade S.A. Em 31 de março de 1981, o Estado de São Paulo adquiriu da Eletrobrás o subsistema paulista da Light, criando a Eletropaulo.

A Eletropaulo, a partir de 01 de janeiro de 1998, em consonância com o PED – Programa Estadual de Desestatização, foi submetida a um processo de cisão parcial vertendo parcelas de seu patrimônio para a formação de três empresas, entre elas a Bandeirante Energia S.A. Com o propósito de consolidar sua posição no setor elétrico nacional, a CPFL Paulista, através de sua controlada Draft I, em consórcio com a Enerpaulo – Energia Paulista Ltda. (sociedade controlada pela Eletricidade de Portugal – EDP) adquiriu, em setembro de 1998, o controle acionário da Empresa Bandeirante de Energia – EBE. A participação da CPFL Paulista correspondia a 13% do capital total da Bandeirante.

Em outubro de 2000, a CPFL Paulista, por meio da Draft I, elevou sua participação indireta no capital social da Bandeirante para 43,01% das ações ordinárias e 41,73% das ações preferenciais, passando a deter 42,24% do capital social total da Bandeirante. Por meio da Assembléia Geral Extraordinária realizada em 14 de dezembro de 2000, foi deliberado e aprovado o programa de cisão parcial da Bandeirante e, concomitantemente, nesta mesma data, foi criada a CPFL Piratininga. A anuência da ANEEL em relação à cisão parcial da Bandeirante foi formalizada por meio da Resolução n.° 336 de 16 de agosto de 2001. Em outubro de 2001, foi realizada a cisão parcial da Bandeirante. A parcela cindida, equivalente a 46,64% da distribuidora, foi incorporada à CPFL Piratininga, controlada pela CPFL Paulista, que detinha 96,48% do seu capital total. Após a efetivação da cisão, os controladores da antiga Bandeirante (Draft I e Enerpaulo) permutaram a totalidade de suas ações. Com isso, a Draft I passou a participar somente do capital social da CPFL Piratininga. Em 13 de setembro de 2004, a ANEEL, por meio da Resolução Autorizativa n.º 332, concordou com a proposta de incorporação da Draft I pela Companhia, com a conseqüente transferência do controle acionário da CPFL Piratininga para a CPFL Paulista. Em 30 de novembro de 2004, foi aprovada pela Assembléia Geral a incorporação da Draft I pela CPFL Piratininga. Atualmente, a CPFL Piratininga é subsidiária integral da CPFL Paulista, em virtude da incorporação por esta das ações de emissão da Companhia.

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ATIVIDADES DA EMISSORA

Introdução A CPFL Piratininga é uma concessionária de serviços públicos de distribuição e comercialização de energia elétrica, que atua na região do interior paulista e na baixada santista, abrangendo 27 municípios, numa área geográfica superior a 6.785 km2, correspondente a 2,81% do território do Estado de São Paulo. A CPFL Piratininga atende a uma população superior a 3,6 milhões de habitantes, totalizando, em 30 de setembro de 2005, 1.253.222 de clientes. O mercado de atuação da CPFL Piratininga no interior do Estado de São Paulo, abrange uma economia baseada principalmente na indústria, em serviços e na agropecuária enquanto a área de atuação da Companhia na Baixada Santista abrange uma economia baseada na indústria metalúrgica, química, siderúrgica e no turismo. A CPFL Piratininga é, individualmente, a 10ª empresa do setor elétrico brasileiro, distribuindo, no ano de 2004, aproximadamente 10% de toda a energia elétrica consumida no Estado de São Paulo e 2,7% de toda a eletricidade utilizada no Brasil, correspondendo a 9.840 GWh. Distribuição de Energia Elétrica e Instalações Operacionais O setor de energia elétrica pode ser segmentado em quatro funções: geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. A distribuição de energia elétrica é a transferência de eletricidade de um sistema de transmissão para o consumidor final. A função de geração compreende todas as instalações de geração hidráulica, térmica e nuclear e as suas linhas de transmissão e subestações de uso exclusivo necessárias para conexão com o sistema elétrico de potência. A função transmissão compreende as instalações pertencentes à Rede Básica que são as linhas de transmissão e subestações nas tensões maiores ou iguais a 230 kV e os “transformadores de fronteira” que são os equipamentos que conectam a função distribuição à Rede Básica.

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A função distribuição compreende as linhas de transmissão e subestações nas tensões menores que 230 kV, Rede Primária (23 ou 13,8 kV) e Rede Secundária (380/220 V). A área de concessão da CPFL Piratininga, inclui algumas importantes cidades do Estado de São Paulo, tais como Santos, Sorocaba e Jundiaí. A CPFL Piratininga tinha aproximadamente 1,25 milhão de consumidores em 30 de setembro de 2005. Até 30 de setembro de 2005, a CPFL Piratininga distribuiu 7.060 GWh de energia elétrica, que contempla a energia vendida, as perdas globais e perdas na rede básica, respondendo por aproximadamente 7,7% do total da energia elétrica consumida no Estado de São Paulo.

A distribuição de energia elétrica é realizada diretamente pela CPFL Piratininga aos consumidores, que estão subdivididos em várias classes de tensão e de consumo. Assim, a eletricidade é fornecida a consumidores industriais de grande porte em tensão maior (até 345 kV) e aos demais consumidores em faixas de tensão menor (até 127 V).

A rede de transmissão e distribuição de energia da CPFL Piratininga possuía, em 30 de setembro de 2005, 545 km de linhas de transmissão, predominantemente aéreas, com tensão de 88kV e 20.154 km na tensão igual ou menor a 23 kV.

O quadro a seguir registra a evolução da rede e principais equipamentos de distribuição da Emissora nos últimos 3 anos e nos nove primeiros meses do ano de 2004 e 2005.

Exercícios encerrados em 31 de dezembro de Períodos encerrados em 30 de setembro de

Denominação 2002 2003 2004 2004 2005

Rede de Alta Tensão (23.1 e 13.8 KV) 8057 9005 9209 9070 9311

Rede de Baixa Tensão (380/220V) 9358 10459 10752 10489 10843

Transformadores CPFL Piratininga (Distribuição)

28129 29661 30461 29911 31257

Potência Instalada (MVA) 2063 2276 2227 2172 2241

A CPFL Piratininga adquire 99,8% da energia necessária para atendimento a seus clientes por meio de pontos de interligação com as empresas de transmissão. Esse suprimento é efetuado em tensão de 88 kV e, através de linhas de transmissão e subestações de seccionamento de propriedade da CPFL Piratininga, são atendidas as subestações de distribuição, que transformam a tensão de 88 kV para a classe de tensão da Rede Primária (15 ou 23 kV). De tais subestações derivam alimentadores que suprem os transformadores instalados nos postes da rede urbana e rural, que reduzem a tensão para o nível da Rede Secundária (220/127 V), onde está ligada a maior parte dos clientes da CPFL Piratininga. Em 30 de setembro de 2005, a CPFL Piratininga possuía 33 subestações próprias com supervisão. A operação do sistema de distribuição de energia elétrica está estruturada em duas áreas – Oeste e Baixada – que controlam à distância os principais equipamentos do referido sistema, com o auxílio de Unidades Terminais Remotas (UTRs) instaladas em subestações. Toda a coordenação da operação do Sistema de Transmissão da CPFL Piratininga é efetuada pelo Centro de Operação do Sistema, localizado em Campinas, que também é responsável pelas tratativas junto ao ONS, nos casos que envolvam o Sistema Interligado Nacional, enquanto que a operação da distribuição é coordenada pelos Centros de Distribuição, localizados em Santos e Sorocaba. A energia elétrica vendida é quantificada por meio da instalação de medidores com leituras mensais, cujas informações são processadas e com base nas mesmas, são emitidas faturas com a aplicação de tarifas, encargos e tributos estabelecidos pelas leis vigentes.

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Estratégia A estratégia da Emissora é aumentar a eficiência das suas operações, buscando focar na melhoria da prestação do serviço e na manutenção dos baixos custos operacionais, por meio do compartilhamento de despesas entre subsidiárias e de investimento em novos sistemas que monitorem os ativos de forma mais eficiente, o que a Emissora acredita auxiliará a minimizar, ainda mais, as suas perdas comerciais de energia elétrica, e manter o índice das suas já baixas perdas técnicas. Clientes O mercado de atuação da CPFL Piratininga abrange uma área de aproximadamente 6.785 km2, com uma população de aproximadamente 3,6 milhões de habitantes e densidade demográfica de 530 habitantes/km2. Em 30 de setembro de 2005, a CPFL Piratininga possuía 1.253.222 clientes. A economia da região interiorana do Estado de São Paulo em que a CPFL Piratininga atua é baseada principalmente na indústria, em serviços e na agropecuária, enquanto a região da Baixada Santista do Estado de São Paulo é baseada principalmente nas indústrias siderúrgica, química, petroquímica e no turismo. Em 30 de setembro de 2005, a venda de energia da CPFL Piratininga por classe de consumidores encontrava-se distribuída da seguinte forma:

Tipo No Mês (GWh) Acumulado (GWh)

Residencial 193,1 1756,8

Industrial 280,2 2654,3

Comercial 113,2 1035,5

Rural 14,3 125,0

Poderes Públicos 13,6 119,1

Iluminação Pública 20,8 186,3

Serviço Público 20,7 189,4

Consumo Próprio 0,3 3,0

Venda de Energia CCEE * 23,5 75,6

TOTAL 679,7 6145,0

* Contemplam os valores das recontabilizações publicados pela CCEE. Não obstante a maior parte dos consumidores da CPFL Piratininga seja residencial, são os clientes industriais os mais significativos no faturamento da Companhia, representando 43,7% do mercado total de energia elétrica vendida pela CPFL Piratininga em 2004, excluindo a venda da energia aos clientes livres, destacando-se dentre os clientes da CPFL Piratininga pertencentes a esta categoria de consumidores, os ramos de siderurgia, química, petroquímica, mecânica, papel e papelão, transporte e alimentar. Os clientes comerciais, por sua vez, foram responsáveis por 17,1% do mercado total de energia elétrica vendida pela CPFL Piratininga em 2004, excluindo a venda da energia aos clientes livres.

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A tabela abaixo indica o número de clientes ativos da CPFL Piratininga nos anos de 2002, 2003, 2004 e nos nove primeiros meses dos anos de 2004 e 2005: Exercícios encerrados em 31 de dezembro de Períodos encerrados em 30 de setembro de

Consumidores (em milhares) 2002 2003 2004 2004 2005

Residencial 1.072 1.091 1.122 1.114 1.148

Comercial 80 79 81 80 82

Poder Público 4 5 5 5 6

Industrial 9 10 10 10 9

Iluminação Pública - - - - -

Serviço Público 1 1 1 1 1

Rural 7 7 7 7 7

Total 1.174 1.193 1.226 1.217 1.253 A CPFL Piratininga celebra com seus clientes industriais contratos para a distribuição de energia elétrica com prazos variados. Nos contratos celebrados pela CPFL Piratininga, é especificada a tensão de fornecimento para a unidade consumidora contratante, sendo aplicada a tarifa cabível, conforme as determinações da ANEEL. Fornecedores A energia adquirida pela CPFL Piratininga durante o ano de 2005 foi suprida por Itaipu, CPFL Brasil, Contratos Iniciais (AES-TIETÊ, CESP, DUKE, FURNAS e EMAE) e através de outros contratos bilaterais.

A figura abaixo indica a participação de cada um dos fornecedores da CPFL Piratininga no total da energia adquirida no terceiro trimestre de 2005:

Dentre os fornecedores de energia elétrica por meio de Contratos iniciais, a participação no total de energia adquirida pela CPFL Piratininga no período foi: FURNAS (9%), CESP (8%), AES-TIETÊ (3%), DUKE (2%) e EMAE (2%).

39,70%

7,89%

2,34%3,00%

8,72%

1,81%

13,71%

5,78%

0,29%

6,63%

5,19%

4,93%Itaipu

CESP

DUKE

AES - TIETÊ

FURNAS

EMAE

CPFL Brasil

Tractebel

Co-Geradores

Petrobrás

Leilão de Energia

Outros

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A fatura dos encargos de capacidade devida pela CPFL Piratininga à Itaipu foi gerenciada por FURNAS até o final de 2002. A partir de 2003, a Eletrobrás passou a ser o agente comercializador de Itaipu, mas o pagamento dos encargos de transmissão continua sendo feito diretamente a FURNAS, empresa que detém os ativos de transmissão de Itaipu. As tarifas de capacidade de Itaipu, são estabelecidas pela ANEEL, nos termos do tratado firmado entre Brasil e Paraguai, sendo as tarifas indexadas à cotação do dólar norte-americano e convertidas em reais no dia do pagamento. Os pagamentos de cada mês são devidos em três parcelas iguais, pagáveis no prazo de 40, 50 e 60 dias contados a partir do término do mês de suprimento. Os custos de transmissão da energia gerada por Itaipu são devidos a FURNAS em três parcelas iguais, pagáveis no prazo de 15, 25 e 35 dias contados a partir do término do mês de suprimento. As tarifas praticadas pelos fornecedores de Contratos Iniciais à CPFL Piratininga, quais sejam, CESP, FURNAS, AES-TIETÊ, DUKE e EMAE, são fixadas em conformidade com resoluções da ANEEL, sendo expressas em reais. As compras da CPFL Piratininga são pagas na base de encargos de capacidade, encargos de energia e encargos de transmissão. O faturamento é realizado pelos fornecedores, sendo que os pagamentos da eletricidade gerada são devidos em três parcelas iguais, pagáveis no prazo de 15, 25 e 35 dias a partir de término do mês de suprimento. Os preços praticados no suprimento de energia por meio de contratos bilaterais são pactuados livremente entre as partes contratantes. A data de reajuste dos preços desses contratos coincide com a data de reajuste tarifário da CPFL Piratininga. O quadro a seguir mostra o volume de energia adquirido pela CPFL Piratininga nos períodos anos de 2002, 2003 e 2004 e no terceiro trimestre dos anos de 2004 e 2005:

GW(h) Exercícios encerrados em 31 de dezembro de Períodos encerrados em 30 de setembro de 2002 2003 2004 2004 2005 Itaipu 3.763 3.878 3.783 2.844 2.869 CESP 3.022 2.251 1.441 1.109 570 DUKE 902 672 430 329 169 AES-TIETÊ 1.165 868 555 422 217 FURNAS 3.408 2.538 1.625 1.229 630 EMAE 710 528 338 254 131 CPFL Brasil - 1.437 1.812 1.349 991 Tractebel - - 775 609 418 Co-Geradores - 60 45 33 21 MAE 24 (24) - - Petrobrás - - - - 479 Leilão de Energia - - - - 375 Outros 27 37 357 237 356 - TOTAL 12.997 12.293 11.137 8.415 7.226

No período de nove meses encerrado em 30 de setembro de 2005, o volume financeiro de energia comprada pela CPFL Piratininga foi equivalente a R$ 641,07 milhões, sendo pago o preço médio de R$ 88,72/MWh.

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Qualidade dos Serviços Prestados A ANEEL utiliza-se de dois índices principais para a verificação de qualidade dos serviços prestados pelas concessionárias de energia elétrica, quais sejam: (i) DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor e (ii) FEC - Freqüência Equivalente de Interrupção por Consumidor. Os gráficos a seguir apresentam a evolução da CPFL Piratininga, desde 2001, em relação aos dois índices principais utilizados pela ANEEL:

Em 30 de setembro de 2005, o valor do FEC melhorou, sensivelmente, situando-se em 5,12, enquanto o DEC atingiu 7,30, excluindo-se os eventos atípicos, provocados pelas empresas supridoras, tornados e ERAC (Esquema Regional de Alívio de Cargas). O aumento do indicador DEC foi resultado dos diversos desligamentos programados, realizados no sistema elétrico, para a implementação de obras de melhoria. Historicamente, as interrupções no serviço de eletricidade são oriundas de condições ambientais – chuvas, descargas atmosféricas, vendavais e queimadas. A média nacional do DEC é 15,19, já a média nacional do FEC é 11,2.

Visando a reduzir ainda mais os índices DEC e FEC, a CPFL Piratininga vem adotando as seguintes medidas: (i) manutenção preventiva na rede elétrica, a fim de evitar a ocorrência de falhas nas redes, (ii) investimentos em automação de subestações e circuitos de rede primária, (iii) instalação de equipamentos visando dotar a rede elétrica de maior flexibilidade operativa e (iv) adoção de padrões de redes mais robustas, como a rede compacta, que tem condutores protegidos.

A Emissora busca atuar de acordo com os melhores paradigmas de excelência. Para isso, implantou o Sistema de Gestão Integrado-SGI, que envolve todas as suas atividades, e submete sistematicamente suas práticas de gestão a auditorias internas e externas e a análises críticas. Seus processos de trabalho são certificados de acordo com normas internacionalmente aceitas.

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A auditoria do BVQI-Bureau Veritas Quality International, realizada em janeiro de 2004 na CPFL Piratininga confirmou a manutenção de todas as certificações já conquistadas anteriormente: • na Gestão da Qualidade, com a ISO 9001:00 para os escopos “Distribuição e Comercialização de Energia

Elétrica” e “Coleta de Informações, Processamento e Apuração dos Indicadores Técnicos da Qualidade do Fornecimento de Energia Elétrica";

• na Gestão Ambiental, com a ISO 14001:96 para o escopo “Convivência da Rede de Distribuição de Energia Elétrica Urbana com o Meio Ambiente”;

• na Gestão da Saúde e Segurança, com a OHSAS 18001:99: para o escopo “Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica”; e

• na Gestão de Responsabilidade Social, com a SA 8000:01 para o escopo “Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica”.

A CPFL Piratininga e sua controladora CPFL Paulista destacam-se pelo diferencial na gestão de seus processos e pela consolidação de um SGI certificado nos quatro padrões normativos internacionais: ISO 9001 e ISO 14001 OHSAS 18001 e SA 8000. A modernização da CPFL Piratininga constituiu foco de atuação constante, destacando-se ações que proporcionaram resultados significativos, como a renovação da frota de veículos e a modernização de sua gestão, com o estabelecimento de medidas que propiciaram agilidade, confiabilidade e otimização dos processos administrativos e redução de despesas com abastecimento e manutenção dos veículos. As iniciativas destinadas à melhoria da qualidade dos serviços ocorreram em sintonia com os esforços de valorização do relacionamento com clientes, acionistas, investidores, comunidade e, principalmente, com os empregados, permanentemente estimulados a prosseguir em seu processo de crescimento pessoal e profissional. O Programa de Eficiência Energética e de Pesquisa e Desenvolvimento atende às determinações do Contrato de Concessão, estabelecendo que a concessionária deve destinar 1% de sua receita operacional líquida em projetos de incremento à eficiência no uso final de energia elétrica e de pesquisa e desenvolvimento tecnológico do setor elétrico. Em 2005, a CPFL Piratininga está implementando 96 projetos de eficiência energética, que têm como enfoque principal a promoção do uso eficiente da energia elétrica e implementação de medidas de eficientização em diversos segmentos – residencial, industrial, comercial e poder público, visando a redução do consumo e demanda, além de outros projetos na área pesquisa e desenvolvimento. Investimentos Realizados A CPFL Piratininga tem como política realizar investimentos destinados a adequação de sua infra-estrutura às necessidades de seus clientes, mantendo os níveis de qualidade do serviço prestado. Em 2004, o total de investimentos aplicados chegou a R$ 64,21 milhões. Nos primeiros nove meses de 2005, o volume total de investimentos foi de aproximadamente R$ 48,7 milhões.

119

Destes investimentos, destaca-se a ligação de 21 mil clientes, a construção de 2 novos alimentadores na região da CPFL Piratininga, destacando-se a região de Sorocaba.

O maior destaque de 2004 foi a conclusão do projeto de Automação de 100% das Subestações de seu sistema de transmissão. Esses investimentos em automação possibilitaram maior controle da operação dos sistemas de transmissão e distribuição, garantindo aumento na produtividade das equipes, segurança na tomada de decisão e melhora significativa na qualidade de fornecimento aos consumidores.

Para o sucesso desse empreendimento foram necessárias, entre outras, as seguintes ações: implantação da automação nas subestações; instalação do sistema de supervisão e controle do Sistema Digital Distribuído de Telecontrole (“SDDT”), já utilizado pela CPFL Paulista; adequação do Sistema de Telecomunicações, ampliando as conexões entre os centros e melhorando a confiabilidade dos canais; unificação e padronização das normas e procedimentos operativos; treinamento dos técnicos de operação na utilização dos novos aplicativos. Essa tecnologia permite expressivos ganhos de eficiência no processo de operação, porque melhora a qualidade, a confiabilidade e a segurança dos serviços.

Tarifas Com base no nível de tensão no qual a energia elétrica é fornecida, a Emissora classifica seus consumidores em dois grupos distintos: consumidores do Grupo A e consumidores do Grupo B. Cada consumidor se enquadra em certo nível tarifário definido por lei e com base no seu nível de tensão. Descontos com base no horário e no período de utilização estão disponíveis no Grupo A e com base no volume para o Grupo B. Os consumidores do Grupo B pagam tarifas maiores, fazendo frente aos custos totais em todos os subsistemas pelos quais a energia elétrica passa para chegar até eles. Há tarifas diferenciadas no Grupo B por tipos de consumidor (tais como residencial, comercial, rural e industrial). Os consumidores do Grupo A pagam tarifas menores, decrescendo de A4 até A1, pois seu fornecimento é feito com uso de menos do sistema de energia elétrica. As tarifas que a Emissora cobra pela venda de energia elétrica a consumidores finais são determinadas de acordo com seu Contrato de Concessão e regras estabelecidas pela ANEEL. O Contrato de Concessão e a regulamentação estabelecem um mecanismo tarifário de preços máximos que prevê reajustes anuais, periódicos e extraordinários. Vide “Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro – Tarifas de Fornecimento” para uma explanação do regime regulatório aplicável às tarifas da Emissora e respectivos reajustes. Os consumidores do Grupo A recebem energia elétrica em tensões a 2,3kV ou a tensões superiores. As tarifas dos consumidores do Grupo A tomam por base o nível de tensão de fornecimento da energia elétrica e a época do ano e horário do dia em que a energia elétrica é fornecida, embora consumidores possam optar por uma tarifa diferenciada em períodos de pico. As tarifas aplicáveis aos consumidores do Grupo A contêm dois componentes: cobrança pela demanda de potência e cobrança pela demanda de energia. A cobrança pela demanda de potência, expressa em reais por KW, tem por base (1) a potência firme contratada ou (2) a energia efetivamente utilizada, a que for mais alta.

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A cobrança pela demanda de energia, expressa em reais por MWh, tem por base o valor da energia elétrica efetivamente consumida. As tarifas cobradas dos consumidores do Grupo A são inferiores às tarifas dos consumidores do Grupo B porque os primeiros consomem energia elétrica em níveis de tensão mais altos, evitando, assim, os custos do rebaixamento da tensão elétrica necessário para consumo para os consumidores do Grupo B refletidos na TUSD. Os consumidores do Grupo A são aqueles que com maior probabilidade se qualificarão como Consumidores Livres, nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Os consumidores do Grupo B recebem energia a tensão inferior a 2,3 kV (220V e 127V). As tarifas para os consumidores do Grupo B consistem exclusivamente numa cobrança pela demanda de energia e tomam por base a classificação do consumidor. Com base no Decreto n.º 4.652, de 31 de dezembro de 2002 e no Decreto n.º 4.667, de 04 de abril de 2003, está em curso o realinhamento tarifário da tarifa de energia – TE que eliminará gradativamente o subsídio tarifário cruzado existente entre o Grupo A e o Grupo B. Assim, em 2007, a TE será a mesma para os dois grupos tarifários. As tabelas a seguir apresentam informações sobre as tarifas de varejo e receitas líquidas nos períodos indicados.


2003 2004

Tarifa Média

(R$ /MWh*)

Volume

(GWh**)

Receita Líquida

(R$ milhões*)

Consumidores

Ativos***

Tarifa Média

(R$ /MWh*)

Volume

(GWh**)

Receita

Líquida

(R$ Milhões*)

Consumidores

Ativos***

Grupo A:

A1 = ou maior

230 kV 90,46 1.677 151,7 1 91,27 1.524 139 1

A2 - 138kV 105,10 2.332 245,1 45 109,96 1.538 169 51

A3 - 69kV - - - - - - - -

A4 - 13,8 a 22kV 177,10 3.219 570,1 2,774 175,73 3.296 579 2.928

Total Grupo A 133,75 7.228 966,9 2.820 139,57 6.358 887 2.980

Grupo B:

B1 – Residencial 275,06 2.137 587,8 1.090.742 288,06 2.181 628 1.093.525

B2 – Rural 175,38 65 11,4 6.782 183,75 66 12 6.945

B3 – Outros 292,27 804 234,4 91.952 291,37 810 236 90.013

B4 – Iluminação

Pública 151,64 244 37,0 100 159,22 242 39 171

Total Grupo B 268,04 3.250 870.6 1.189.576 277,32 3.299 915 1.190.654

Total 175,40 10.478 1.837,5 1.192.396 186,63 9.658 1.802 1.193.634

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2004 2005

Tarifa Média

(R$ /MWh*)

Volume

(GWh**)

Receita Líquida

(R$ milhões*)

Consumidores

Ativos***

Tarifa Média

(R$ /MWh*)

Volume

(GWh*)

Receita

Líquida

(R$ Milhões*)

Consumidores

Ativos***

Grupo A:

A1 = ou maior

230 kV 87,53 1.130 99 1 77,,72 3 0,21 -

A2 - 138kV 106,95 1.230 131 50 128,63 763 98 50

A3 - 69kV - - - - - - - -

A4 - 13,8 a 22kV 174,21 2.421 422 2.894 189,60 2.585 492 3.043

Total Grupo A 136,42 4.781 652 2.945 175.36 3.350 590 3.093

Grupo B:

B1 – Residencial 286,41 1.634 468 1.077.246 301,67 1.756 530 1.107.495

B2 – Rural 182,60 49 9 6.821 190,03 54 10 7.069

B3 – Outros 290,50 605 176 88.679 304,57 641 195 89.580

B4 – Iluminação

Pública 157,60 181 28 155 166,82 186 31 185

Total Grupo B 275,95 2.468 681 1,172.901 290,59 2.637 766 1.204.329

Total 183,92 7.248 1.175.846 226,09 5.987 1.356 1.207.422 * Exclui ICMS, RTE, CVA e Efeitos Financeiros ** Exclui energia especial *** Refere-se a Consumidores Faturados

A ANEEL, por meio da Resolução Homologatória n.º 245, de 18 de outubro de 2004, homologou o reajuste das tarifas de fornecimento de energia elétrica em 14%. Em 30 de setembro de 2005, a CPFL Piratininga possuía uma provisão para perdas na realização da Recomposição Tarifária Extraordinária no montante de R$ 14.838,00 Concorrência Nos termos da regulamentação em vigor, a CPFL Piratininga detém exclusividade para a distribuição de energia elétrica aos consumidores de pequeno e médio porte (consumidores cativos) dentro de sua área de concessão. Tal benefício, contudo, não lhe é assegurado em relação aos Consumidores Livres, que têm a liberdade de escolher outro fornecedor de energia. Adicionalmente, esses Consumidores Livres têm a opção de obter o seu fornecimento de energia elétrica via auto-produção ou co-geração.

Assim, embora a CPFL Piratininga ainda não enfrente concorrência relevante em sua área de concessão, outros agentes do setor elétrico, como as comercializadoras e os produtores independentes de energia elétrica, poderão vir a atuar nela junto aos seus Consumidores Livres, especialmente em face da atratividade de seu mercado de atuação.

A fim de se preparar para enfrentar eventuais concorrentes, a CPFL Piratininga busca ampliar sua comunicação com o cliente desenvolvendo mecanismos de atendimento e fidelização dos clientes já existentes.

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A CPFL Piratininga acredita que suas principais vantagens competitivas são (i) os seus elevados índices de qualidade na distribuição de energia elétrica, os quais apresentaram melhora em relação aos índices observados antes da cisão da companhia do seu grupo controlador anterior e (ii) seu vínculo histórico com o desenvolvimento industrial e político das comunidades onde atua.

Ainda, embora de acordo com a legislação brasileira as empresas de distribuição e transmissão de energia elétrica estejam obrigadas a permitir que terceiros utilizem suas linhas e instalações para a transmissão e a distribuição de eletricidade, os Consumidores Livres estão sujeitos ao pagamento de tarifas fixadas pelo Governo Federal pelo uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia. Assim, a CPFL Piratininga mantém o recebimento de receita dos consumidores, mesmo que eles tenham optado por serem Consumidores Livres, a título de remuneração dos seus ativos de distribuição.

Perdas de Energia As perdas de energia da CPFL Piratininga decorrem de diversos fatores, quais sejam: (i) transmissão, distribuição e transformação da energia elétrica (as chamadas perdas técnicas) e (ii) medições defeituosas, fraudes, furtos de energia e causas semelhantes (denominadas perdas comerciais). As principais causas das perdas técnicas, que corresponderam a 4,50% do total da energia requerida em 2004, são aquecimentos dos condutores e conexões, transformações de níveis de tensão, fugas em isoladores, equipamentos reguladores, capacitores e medidores de energia. As perdas comerciais, que corresponderam a 2% da energia requerida em 2004, representada pelas medições defeituosas, fraudes, furtos de energia e causas semelhantes. Em 30 de setembro de 2005, o volume de perdas totalizou 6,38% contra 6,52% do mesmo período do ano anterior. A CPFL Piratininga também destaca equipes técnicas qualificadas para realizar inspeções, incrementar o monitoramento do consumo irregular e aumentar as reposições de equipamentos de medição obsoletos, bem como desenvolve um programa computacional para analisar e descobrir fraudes. O gráfico abaixo indica a evolução de tal índice nos últimos exercícios sociais:

Período encerrado em 30 de setembro de Exercícios findos em 31 de dezembro de

2005 2004 2003 2002

CPFL Piratininga

Perdas técnicas ............................. 4,50 4,50% 4,47% 4,47%

Perdas comerciais ......................... 1,86 2,02% 2,22% 2,42%

Total de perdas de energia elétrica ....... 6,38 6,52% 6,69% 6,89%

Os valores referentes às perdas técnicas não variam com muita freqüência, pois dependem da mudança significativa da topologia ou do carregamento das redes elétricas, que têm variado na mesma proporção da energia requerida, mantendo o percentual de sua participação estável em 4,5%.

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Cobrança e Inadimplência Em 2004 a inadimplência, calculada sobre as contas de energia vencidas a mais de 30 dias, atingiu o índice de 1,76% sobre o faturamento da CPFL Piratininga, estando entre os mais baixos do setor elétrico. Dentre as ações operacionais que mais contribuíram para o resultado alcançado, destacam-se a intensificação e eficácia dos cortes, atingindo 300 mil clientes inadimplentes, e avanços nos processos de negociação e cobrança dos débitos. O gráfico abaixo demonstra o índice de inadimplência em relação ao faturamento nos últimos 4 anos.

Índice de Inadimplência - % Faturamento

3,16% 2,89% 2,01% 1,76% 1,26%

2001 2002 2003 2004 2005 Até 30 de setembro de 2005, o índice de inadimplência em relação ao faturamento da Companhia foi de 1,26% contra 1,74% no mesmo período em 2004. A redução deve-se à implementação dos procedimentos descritos acima. A tabela a seguir mostra a composição das contas referentes ao fornecimento faturado de energia elétrica da CPFL Piratininga por categoria de consumidores em 30 de setembro de 2005:

Classes de Consumidores Saldos Vincendos Vencidos até 90 dias Vencidos há mais de 90 dias 30/09/2005

Residencial 46.091 27.627 3.922 77.640

Industrial 32.193 11.948 15.141 59.282

Comercial 14.861 8.984 6.484 30.329

Rural 843 365 112 1.320

Poder Público 4.568 1.301 671 6.540

Iluminação Pública 4.495 719 723 5.937

Serviço Público 2.414 633 2.279 5.326

Faturado 105.465 51.577 29.332 186.374

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A CPFL Piratininga oferece uma série de facilidades a fim de reduzir o grau de inadimplência por parte de seus clientes, tais como o débito automático em conta corrente e pagamento de conta em farmácias conveniadas. Com o intuito de conquistar maior adesão ao sistema de débito automático, a CPFL Piratininga vem, inclusive, realizando sorteios de prêmios para aqueles que venham a aderir a tal sistema de pagamento. A fim de sanar a inadimplência de seus consumidores, a CPFL Piratininga tem contratado empresas especializadas para a recuperação dos créditos existentes há mais de 120 dias em toda a sua área de concessão. Tais empresas adotam, para a cobrança, medidas judiciais e extrajudiciais. Análise de risco de clientes e créditos de cobrança duvidosa Com o objetivo de possibilitar a avaliação do risco de crédito referente a proposta de negócios com pessoas físicas e jurídicas, bem como a análise, controle, acompanhamento e gestão de seus investimentos, a Emissora estabeleceu diversos procedimentos para acompanhamento e concessão de crédito para clientes e fornecedores, como também para concessão e acompanhamento de limites de crédito para instituições financeiras. Em relação aos clientes de Baixa Tensão, é realizada cobrança interna por meio dos canais de atendimento da CPFL Piratininga. Após 60 (sessenta dias), a Emissora efetua a cobrança extrajudicial por meio de empresas de cobrança terceirizadas sob a responsabilidade do seu Departamento de Tesouraria. A cobrança interna e extrajudicial é realizada por intermédio de Gerentes de Contas e Célula de Cobrança, em se tratando de clientes corporativos, procedimento realizado 1 (um) dia após o respectivo vencimento da conta de energia elétrica. Em se tratando de clientes públicos, o mesmo procedimento é utilizado. Tecnologia e Informática

Em 2003, quando ocorreu a principal reestruturação, a Área de Tecnologia de Informação unificou a infra-estrutura tecnológica da CPFL Piratininga, obtendo, Entre outros benefícios, a atualização tecnológica com significativa melhora de performance dos principais sistemas de informação e decréscimo dos custos operacionais. Os principais sistemas disponíveis na CPFL Piratininga são: • SAP R/3: relaciona os principais processos da organização de forma estruturada, integrada e sistematizada, visando melhoria e modernidade na gestão empresarial, suportado por meio dos seguintes módulos:

• - FI – Gestão Financeira, Contabilidade e Ativos; • - CO - Custos e Orçamentos; • - MM – Gestão de Materiais; • - PM – Gestão da Manutenção, Execução de Obras e Serviços; • - PS – Gestão de Projetos; • - HR – Gestão de Pessoal; • - SD – Gestão de Vendas; • - QM – Gestão da Qualidade de Materiais; • - FM – Gestão de Fundos; • - CFM – Gerenciamento Financeiro; • - IM – Gestão de Investimentos; e • - WF – Workflow.

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• BW – Business Information Warehouse: extrai dados do processo de toda a empresa de acordo com os critérios dirigidos aos negócios e converte informações significativas para o planejamento, controle e tomada de decisão; • CRM – Gestão de Relacionamento com o Cliente: opera de forma integrada com os demais sistemas, visando identificar, diferenciar, interagir e personalizar o relacionamento com os clientes do grupo A Comercial e Poder Público; • E_Procurement – Sistema de Compras: visa integrar a área de suprimentos e fornecedores mediante uso intensivo da Internet, com o objetivo de otimizar processos e custos, criando valor na cadeia de suprimentos; • SICON (B/F/FH) - Sistema de Informações de Consumidores: executa todos os processos comerciais da empresa, desde o cadastramento, faturamento, arrecadação e informações gerenciais; • Sistema de Indicadores Comerciais: demonstra os indicadores relacionados ao atendimento ao cliente; • Unificação/Modernização do CAll Center: agilidade no atendimento, unificação dos sistemas e banco de dados, no processo de atendimento; • GRADE - Sistema Gerência de Rede: gerenciar a rede e equipamento de distribuição; • SAIGON - Sistema de Índices Gerenciais de Ocorrências: gerenciar os indicadores técnicos: DEC, FEC, DIC, FIC, TMA, FMA, T90; • SAT/S - Sistema de Solicitação de Atendimento Técnico de Serviços: emissão e gerenciamento das ordens de serviços dos consumidores do grupo B; • SAT/R - Sistema de Solicitação de Atendimento Técnico da Rede: envia solicitações para análise e/ou execuções dos serviços; • GOD – Gerência de Ocorrências da Rede de Distribuição: demonstra as ocorrências da rede de distribuição; • OS – Gerência de Ocorrência da Subtransmissão: gerencia ocorrências da subtransmissão; • RHEvolution - Sistema de Folha de Pagamento: processa a folha de pagamento da CPFL Piratininga; e • GED – Gerenciamento Eletrônico de Documentos: sistema/tecnologia que permite a conversão e processamento de documentos em papel para a informação eletrônica digital. Disponível para consulta a todos os colaboradores através da Intranet.

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Meio Ambiente A partir de outubro de 2001, com a cisão parcial da Bandeirante e criação da CPFL Piratininga, as atividades com interface nas questões relativas a meio ambiente da empresa passaram a receber suporte técnico do Departamento de Meio Ambiente da CPFL Geração. Assim, a CPFL Piratininga além do cumprimento da legislação e normas ambientais vigentes, passou a adotar uma política ambiental, que de forma consistente, considera as questões ambientais nas fases de projeto, construção e operação dos seus empreendimentos. Em 2004, com vistas ao atendimento dos preceitos estabelecidos em sua política ambiental, a CPFL Piratininga deu andamento às tratativas junto ao DEPRN - Departamento Estadual de Proteção aos Recursos Naturais, com o objetivo de proceder à regularização ambiental de suas atividades, que englobam principalmente roçadas e aceiros sob linhas de distribuição e transmissão de energia elétrica, construção de novas linhas de transmissão, distribuição e subestações, além de atividades como destinação de resíduos, entre outras e que irão nortear as ações ambientais da CPFL Piratininga. Independente do processo de regularização ambiental em curso, alguns programas ambientais estão sendo desenvolvidos, destacando-se: Programa de Arborização Urbana Nos nove primeiros meses de 2005, a CPFL Piratininga deu continuidade a seu programa de arborização urbana, tendo atingido 15% dos municípios da sua área de concessão, por meio da doação de aproximadamente 5.200 mudas de árvores adequadas à convivência harmoniosa com as redes elétricas. Para suporte a esse programa, a CPFL Piratininga utiliza-se das mesmas instalações dos viveiros de produção de mudas situados nos municípios de São Joaquim da Barra e Jaguarí no Estado de São Paulo. Programa de Gerenciamento e Destinação Final de Resíduos A CPFL Piratininga mantém um programa de gerenciamento e destino final para os resíduos considerados perigosos, sendo que em 2004, a destinação dos resíduos foi realizada em conjunto com a CPFL Paulista. Certificações No ano de 2004, a CPFL Piratininga concluiu as etapas necessárias visando a Certificação Ambiental ISO 14.001, para o processo “Convivência da Rede de Distribuição de Energia Elétrica Urbana com o Meio Ambiente”, tendo sido certificada para todos os municípios da sua área de concessão. Em março de 2005, ocorreu a re-certificação do referido processo, na versão ISSO 14001:2004.

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Responsabilidade Social A CPFL Piratininga acredita e estimula seus colaboradores a se conscientizarem da responsabilidade social e que cada um deles é responsável pelo desenvolvimento e pela sustentabilidade dos negócios. Dessa forma, empenha-se em fazer com que cada colaborador considere sempre os impactos econômicos, sociais e ambientais de todas as suas ações nos públicos com que se relaciona. Entre as ações realizadas em 2004, com o objetivo de incorporar as questões relacionadas à Sustentabilidade e à Responsabilidade Corporativa nas atividades cotidianas da empresa e das comunidades próximas, destacam-se: • Implantação do Programa de Valorização da Diversidade • Lançamento do Programa CPFL de Estímulo ao Voluntariado Cidadão • Adesão ao Global Compact • Realização de Encontros com Fornecedores • Lançamento de novo Programa Cultural, com o tema “Sociedade Contemporânea: Vida, Perigos e

Oportunidades” • Revisão do Código de Ética e de Conduta Empresarial. Recursos Humanos Em 30 de setembro de 2005 o número de colaboradores da CPFL Piratininga era de 1.135 colaboradores contra 1.053 em 30 de setembro de 2004. A rotatividade de pessoal para o período findo em 30 de setembro de 2005, apresentou um índice de 10,20%, mantendo o equilíbrio entre retenção e renovação de profissionais. Em 2004 o índice foi de 6,52%. O quadro de pessoal encerrou o exercício de 2004 com 1.055 colaboradores, em comparação aos 1.012 colaboradores em 2003 e 1.139 colaboradores em 2002. A rotatividade de pessoal sofreu sensível alteração em 2005, em especial a partir do mês de julho, influenciado pela primarização do pessoal de Call Center (com a contratação de 58 pessoas em julho e 13 pessoas em agosto) e da admissão, em setembro, de 10 portadores de deficiência enquadradas no Programa CPFL Piratininga de Valorização da Diversidade. Em 2004, o custo de pessoal da CPFL Piratininga representou 4,76% da receita líquida. Em 2004, a CPFL Piratininga investiu na capacitação e aprimoramento profissionais dos seus colaboradores, por meio de cursos técnicos, seminários, workshops e atividades de especialização. Ao todo foram mais de 68,5 mil horas de treinamento e 3.959 participações, o que representou uma média 65,82 HHT (homem-hora treinamento).

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Dentre os principais programas de treinamento e desenvolvimento, destacam-se: • CPFL Padrão: é um programa de padronização (Operacional e de Segurança) de procedimentos e

ferramental para o trabalho dos eletricistas. • Corrente Contínua: é um programa de desenvolvimento das lideranças que visa fortalecer as

competências fundamentais de gestão de pessoas. • E-learning: com foco no autodesenvolvimento, a CPFL Piratininga disponibiliza 15 cursos aos seus

colaboradores, através da metodologia de educação à distância, utilizando-se da Intranet e da Internet. Um sistema de avaliação do desempenho em 360 graus, baseado nas competências organizacionais requeridas, é aplicado para todos os colaboradores, anualmente, como ferramenta de gestão da performance na busca permanente da excelência operacional e qualidade dos serviços. Os resultados das ações de Segurança do Trabalho estão refletidos na queda na taxa de freqüência de acidentes com afastamento (TF). Em 2000 foi de 7,76, reduzindo para 4,27 em 2003 e para 0,49 em 2004. Outras relevantes iniciativas neste campo foram: • Certificação do Sistema de Gestão de Risco Ocupacionais e Controle de Perdas com base na OHSAS

18001. • Celebração da Convenção Coletiva de Segurança e Saúde no Trabalho do Setor Elétrico no Estado de São

Paulo. A CPFL Piratininga vem investindo em ações de promoção à saúde, tais como: exames médicos periódicos, fitness center, oficinas de esportes, campanhas de prevenção de doenças e vacinação, ginástica laboral. Os resultados foram significativos no Quadro de Saúde, em especial na redução do sedentarismo e distúrbios osteomusculares. Os colaboradores da CPFL Piratininga são associados aos seguintes sindicatos da sua área de concessão, com os quais são negociados acordos coletivos: (a) Sindicato dos Engenheiros do Estado de São Paulo - SEESP; (b) Sindicato dos Técnicos Industriais de Nível Médio do Estado de São Paulo - SINTEC; (c) Sindicatos dos Trabalhadores nas Indústrias Urbanas de Santos, Baixada Santista, Litoral Sul e Vale

do Ribeira – SINTIUS (d) Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Energia Elétrica de Campinas - STIEEC; e (e) Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Energia Èletrica de São Paulo - STIEESP. A CPFL Piratininga acredita manter um bom relacionamento com os referidos sindicatos, não tendo sido registrado até o momento qualquer movimento de greve. Os colaboradores da CPFL Piratininga possuem um representante no Conselho de Administração da Emissora, eleito pelos próprios colaboradores.

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Em 2003, a CPFL Piratininga recebeu a Certificação SA 8000, que consiste em um “selo de qualidade social” no compromisso com melhores condições de trabalho. A SA 8000 é uma norma internacional baseada nos princípios de onze Convenções da Organização Internacional do Trabalho - OIT, da Convenção das Nações Unidas sobre os Direitos da Criança e da Declaração Universal dos Direitos Humanos. A norma SA 8000 trata das condições no local de trabalho que compreendem desde o veto à utilização de mão-de-obra infantil, ao trabalho forçado, à discriminação, às práticas disciplinares abusivas, bem como visa à garantia da saúde e segurança, liberdade de associação e negociação coletiva, horário de trabalho adequado e remuneração justa.

Em 2004, os colaboradores da CPFL Piratininga ajudaram a situar a holding CPFL Energia entre as melhores empresas para se trabalhar, no Guia Exame, organizado pelas revistas Exame e Você S/A. A CPFL Piratininga oferece plano de benefícios aos seus colaboradores, em que se inclui o patrocínio da Fundação CESP que, em parceria com outras dez empresas do setor elétrico, suplementa os benefícios de aposentadoria e saúde do governo. Em sintonia com as melhores práticas de mercado, através da aplicação da metodologia Hay, a CPFL Piratininga tem uma estrutura de cargos e salários moderna que garante consistência e competitividade. Em conformidade com a legislação brasileira e a sua política de remuneração, a CPFL Piratininga tem um programa anual de participação nos resultados técnicos e financeiros, devidamente negociado com os sindicatos, para todos os colaboradores, exceto gerentes. As metas a serem atingidas são totalmente alinhadas aos objetivos organizacionais. Contratos Relevantes Financeiros (i) Eletrobrás

(a) Contrato de Financiamento RELUZ. Em 03 de julho de 2002, a CPFL Piratininga celebrou com a Eletrobrás um contrato de financiamento no valor de R$ 19,11 milhões, para o financiamento de até 75% do custo total de seu Programa de Melhoria do Sistema de Iluminação Pública – RELUZ, que visa a modernização de 100.000 mil pontos de iluminação pública já existentes e a instalação de 10 mil novos pontos de iluminação pública. Sobre o saldo devedor do financiamento em questão incidem juros de 5% ao ano, devidos mensalmente, exceto durante o prazo da carência de 24 meses, período em que tais montantes foram incorporados ao saldo devedor. Incide, ainda, sobre o saldo devedor corrigido com base na variação pro rata tempore do índice de correção monetária dos recursos RGR, taxa de administração de 1,5% ao ano, devida mensalmente e calculada pro rata tempore. Findo o prazo de carência, a amortização será realizada em 36 parcelas mensais, iguais e sucessivas, vencida a primeira parcela em 31 de dezembro de 2004. Como garantia ao fiel adimplemento de suas obrigações, a CPFL Piratininga vinculou sua receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público à Eletrobrás para recebimento dos valores vencidos e não pagos.

Em 18 de julho de 2005, foi celebrado um Aditivo ao Contrato de Financiamento mencionado acima, por meio do qual as partes resolveram alterar o prazo para a utilização do crédito, extendendo-o até 19 de dezembro de 2006, bem como disposições relativas a juros de mora, utilização dos recursos e à comissão de reserva de crédito. Em 30 de setembro de 2005, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 3,2 milhões.

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(b) Contrato de Financiamento Luz no Campo. Em 02 de dezembro de 2002, a CPFL Piratininga celebrou com a Eletrobrás um contrato no valor de R$ 6,03 milhões para financiamento de até 75% dos custos diretos de seu programa de eletrificação rural, que integra o Programa de Eletrificação Rural “Luz no Campo”, do Ministério das Minas e Energia, para atendimento a 3.000 domicílios. Sobre o saldo devedor do referido financiamento incidem juros de 5% ao ano pagáveis mensalmente, exceto durante o prazo da carência, de 24 meses, período em que tais montantes foram incorporados ao saldo devedor. Incide, ainda, sobre o saldo devedor corrigido com base na variação pro rata tempore do índice de correção monetária dos recursos RGR, taxa de administração de 1,0% ao ano, devida mensalmente e calculada pro rata tempore. Em regra, findo o prazo de carência, a amortização será realizada em 60 parcelas mensais, iguais e sucessivas, a vencer a primeira parcela em 30 de março de 2006. Como garantia ao fiel adimplemento de suas obrigações, a CPFL Piratininga vinculou sua receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público à Eletrobrás para recebimento dos valores vencidos e não pagos. Em 12 de agosto de 2003, foi celebrado um Aditivo ao Contrato de Financiamento mencionado acima, por meio do qual as partes resolveram alterar o valor do desembolso da primeira parcela do contrato que passou de R$1.509.090,00 para R$603.636,00, contudo, não houve alteração no valor total do contrato. Em 30 de setembro de 2005, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 1,6 milhões. (c) Contrato de Financiamento Luz para Todos.

Em 08 de junho de 2004, a CPFL Piratininga celebrou um contrato no valor de R$ 3,50 milhões para financiamento de até 85,00% dos custos diretos das obras de seu Programa de Eletrificação Rural, que integra o Programa de Universalização do Acesso e Uso de Energia Elétrica (Luz para Todos) do Ministério das Minas e Energia. Sobre o saldo devedor do referido financiamento incidem juros de 5% ao ano pagáveis mensalmente, exceto durante o prazo da carência, de 24 meses, período em que tais montantes foram incorporados ao saldo devedor. Incide, ainda, sobre o saldo devedor corrigido com base na variação pro rata tempore do índice de correção monetária dos recursos RGR, taxa de administração de 1,0% ao ano, devida mensalmente e calculada pro rata tempore. Findo o prazo de carência, a amortização será realizada em 120 parcelas mensais, iguais e sucessivas, a vencer a primeira parcela em 30 de março de 2006. Como garantia ao fiel adimplemento de suas obrigações, a CPFL Piratininga vinculou sua receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público à Eletrobrás para recebimento dos valores vencidos e não pagos. Em 15 de Março de 2005, foi celebrado um Aditivo ao Contrato de Financiamento mencionado acima, por meio do qual as partes resolveram substituir os Anexos I e II ao contrato, que tratam de especificações técnicas, e alterar as disposições relativas a multa e outras obrigações. Em 30 de setembro de 2005, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 0,9 milhões.

(ii) Contrato de Cessão de Direitos Creditórios com o Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios CPFL Piratininga (“FIDC”)

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Em 27 de fevereiro de 2004, a CPFL Piratininga firmou um Contrato de Cessão e Aquisição de Direitos Creditórios ("Contrato de Cessão") com o FIDC, por ela constituído nos termos da Resolução do CMN n.° 2.907, de 19 de novembro de 2001 e da Instrução CVM n.° 356, de 17 de dezembro de 2001, no qual a CPFL Piratininga cedeu e transferiu, em caráter irrevogável e irretratável, ao FIDC direitos de crédito oriundos da prestação futura de serviços de distribuição de energia elétrica a seus consumidores (“Direitos de Crédito”), pelo preço de aquisição de R$ 150 milhões (“Preço de Aquisição”). Os Direitos de Créditos cedidos ao FIDC na data de assinatura do Contrato de Cessão serão originados e formalizados no futuro e serão entregues ao FIDC mensalmente, durante o prazo de duração do FIDC de 36 meses, até o pagamento da última parcela de amortização de suas quotas seniores, que deverá ocorrer em 23 de março de 2007. Os Direitos de Crédito serão entregues ao FIDC mensalmente, em quantidade que represente o valor nominal mensal de R$ 4,16 milhões, acrescido de uma variação correspondente à remuneração dos quotistas, equivalente a 112% da Taxa DI, incidente sobre o valor nominal mensal acima referido. Na hipótese dos Direitos de Crédito não serem entregues ao FIDC, nos termos e condições estabelecidos no Contrato de Cessão, ficará a CPFL Piratininga obrigada a restituir ao FIDC, no prazo de 24 horas, o Preço de Aquisição corrigido nos termos do Contrato de Cessão, deduzido do valor dos Direitos de Crédito que eventualmente já tenham sido entregues ao FIDC. (iii) Banco Nacional Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES

(a) Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito N° 02.2.048.3.1. Em 07 de fevereiro de 2002, a CPFL Piratininga firmou com o BNDES um contrato de financiamento, conforme aditado pelo Aditivo n.° 1 de 23 de agosto de 2002, pelo Aditivo n.° 2 de 08 de outubro de 2002 e pelo Aditivo n.° 3 de 4 de agosto de 2003, por meio do qual o BNDES,no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, com base na Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001 e na Resolução n.º 90, de 21 de dezembro de 2001, da CGCE, abriu um crédito no valor de R$ 281.147.670,12 para suprir a insuficiência de recursos da Emissora em decorrência da redução de receita ocorrida durante a vigência do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia e de variações verificadas no exercício de 2001, de valores de certos itens previstos no Contrato de Concessão firmado entre a União e a Emissora. Sobre o saldo devedor do financiamento incidem juros à taxa de 1,0% acima da taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC. Os juros são calculados dia a dia pelo sistema proporcional e exigíveis mensalmente desde 15 de março de 2002, juntamente com as prestações do principal. O principal da dívida decorrente deste contrato será pago, em relação ao montante de R$ 228.710.924,02, em 54 prestações mensais e sucessivas, vencida a primeira em 15 de março de 2002, e, em relação ao montante de R$ 52. 436.746,10, em 9 prestações mensais e sucessivas, vencendo-se a primeira em 15 de setembro de 2006. Para pagamento das referidas parcelas estabeleceu-se um mecanismo de garantia de pagamento, que estipula que toda a receita obtida com a arrecadação da CPFL Piratininga, será transferida para uma conta arrecadadora, até que os valores transferidos perfaçam 5,24% de seu faturamento. Em 30 de setembro de 2005, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 158,9 milhões.

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(b) Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito N° 03.2.839.3.1. Em 23 de dezembro de 2003, a CPFL Piratininga firmou com o BNDES um contrato de financiamento, conforme aditado pelo Aditivo n.° 1 de 20 de setembro de 2004, por meio do qual o BNDES, no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica-CVA, com base na Medida Provisória n.º 127, de 4 de agosto de 2003, abriu um crédito no valor de R$ 81,24 milhões, com data base de 23 de outubro de 2003, para suprir a insuficiência de recursos da CPFL Piratininga em decorrência do adiamento as aplicação do mecanismo de compensação de que trata o art. 1º da Medida Provisória n.º 2.227, de 4 de setembro de 2001, para os reajustes e revisões tarifárias anuais referentes ao período compreendido entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004, com destinação prioritária ao adimplemento de obrigações junto a agentes do setor elétrico, observado o disposto no art. 2º, inciso II, da Resolução CMN n.º 3.119, de 27 de agosto de 2003. Sobre o saldo devedor do financiamento incidem juros à taxa de 1,00% acima da taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC. Os juros são calculados dia a dia pelo sistema proporcional, conforme fórmula estabelecida no contrato, e capitalizados no dia 15 de cada mês desde a liberação dos recursos até o dia 14 de dezembro de 2004 e exigíveis mensalmente desde 15 de dezembro de 2004, juntamente com as prestações do principal. O principal da dívida decorrente deste contrato será pago em 24 prestações mensais e sucessivas, conforme fórmula estabelecida no contrato, vencida a primeira em 15 de dezembro de 2004. Para pagamento das referidas parcelas estabeleceu-se um mecanismo de garantia de pagamento, que estipula que toda a receita obtida com a arrecadação da CPFL Piratininga, será transferida para uma conta arrecadadora, até que os valores transferidos perfaçam 3,04% de seu faturamento. Em 30 de setembro de 2005, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 61,7 milhões

(c) FINAME – Contrato de Abertura de Crédito Mediante Repasse de Empréstimo Contratado com o BNDES através do Banco Citibank S.A. n.º 20933/01.

Em 17 de abril de 2001, a CPFL Piratininga firmou com o Banco Citibank S.A. (“Citibank”), Contrato de Abertura de Crédito mediante repasse de empréstimo contratado com o BNDES - FINAME, por meio do qual o Citibank abriu um crédito no valor de R$ 545 mil, destinados à aquisição de 08 caminhões semi pesado modelo C-2422. Sobre o saldo devedor do financiamento incidem juros à taxa de 3,45% acima da taxa de juros de longo prazo – TJLP, conforme método de cálculo estipulado no contrato. O pagamento dos juros foram feitos trimestralmente durante o período de carência, o qual teve início em 15 de abril de 2001 e findou-se em 15 de abril de 2002, nos dias 15 dos meses de julho e outubro de 2001, e janeiro e abril de 2002, e passaram a ser exigíveis mensalmente a partir do dia 15 de maio de 2002, juntamente com as prestações do principal. Findo o referido prazo de carência, o pagamento do valor principal do saldo devedor deverá se dar em 48 parcelas mensais e consecutivas, vencida a primeira em 15 de maio de 2002. Em 30 de setembro de 2005, o saldo devedor do referido contrato era de R$ 90.000,00.

(d) Contrato de Abertura de Crédito Mediante Repasse de Empréstimo Contratado com o BNDES

através do Unibanco – União de Bancos Brasileiros S.A., Banco Itaú BBA S.A. e Banco Alfa de Investimento S.A.

A CPFL Piratininga celebrou contrato de abertura de crédito, mediante repasse de empréstimo contratado com o BNDES no valor total de R$ 89,38 milhões, do qual já foi liberado à CPFL Piratininga o montante de R$ 33,5 milhões em março de 2005, o saldo remanescente terá liberações trimestrais até o limite do crédito e até dezembro de 2006. Os juros serão pagos trimestralmente, a partir de 15 de abril de 2005 até 15 de janeiro de 2007. A partir de 15 de janeiro de 2007 os pagamentos serão efetuados mensalmente.

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Em 30 de setembro de 2005, o saldo devedor do referido contrato era de R$ 55,6 milhões. Em garantia do pagamento desse empréstimo, a Emissora deu em garantia parcela da receita proveniente da prestação de serviços de energia elétrica, em valor equivalente a 1,3 (um inteiro e três décimos) vezes o valor correspondente da dívida. Como garantia adicional para esse empréstimo, a Companhia conta com fiança da CPFL Energia.

(iv) Cédula de Crédito Bancário n.° OL5.63/01 – Operação de Repasse junto ao Banco Itaú BBA. Em 29 de dezembro de 2005, a CPFL Piratininga contratou um empréstimo junto ao Banco Itaú BBA, que consiste em um repasse nos termos da Resolução CMN n.° 2.770, de 30 de agosto de 2000. O crédito é representado por uma cédula de crédito bancário emitida nos termos da Lei n.° 10.931, de 02 de agosto de 2004. O valor principal do empréstimo é de US$ 127.751.990,80, equivalente, na data de sua emissão, à aproximadamente R$ 300,0 milhões. Sobre este valor principal, incidirão juros de 4,50% ao ano, correspondentes a 0,375% ao mês, os quais são calculados de forma linear com base em um ano de 360 dias. O valor principal e os juros deverão ser integralmente pagos em 24 de fevereiro de 2006, no entanto, estipulou-se na cédula de crédito bancário, que a Companhia deverá usar parte dos recursos obtidos com a Emissão para pagar, antecipada e integralmente, tais valores. Tendo em vista que o valor de principal e juros são idexados à variação cambial, com a finalidade de diminiuir sua exposição às flutuações da moeda, a Companhia contratou uma operação de swap, por força da qual a taxa final de remuneração do repasse passou a ser de 106,5% do CDI. Contratos Relevantes Operacionais (i) Contrato de Concessão As condições para exploração, pela CPFL Piratininga, dos serviços de distribuição de energia elétrica nas áreas de concessão dentro do Estado de São Paulo estão previstas no Contrato de Concessão n.º 009/2002, firmado em 23 de setembro de 2002 com a União, na qualidade de Poder Concedente. O prazo do Contrato de Concessão é de 30 anos, contados a partir da data de assinatura do contrato de concessão da Bandeirante que é de 23 de outubro de 1998, podendo ser prorrogado, mediante requerimento da CPFL Piratininga, a critério do Poder Concedente, que decidirá com base nos princípios de continuidade e qualidade do serviço público. Dentre as obrigações assumidas pela CPFL Piratininga no Contrato de Concessão destacam-se (i) melhorar a qualidade do fornecimento de energia elétrica, de acordo com os critérios, indicadores, fórmulas e parâmetros definidos de qualidade do serviço, nos termos da legislação específica e do Contrato de Concessão, (ii) implantar novas instalações e ampliar e modificar as existentes de modo a garantir o atendimento da atual e futura demanda de seu mercado de energia elétrica, observadas as normas e recomendações dos órgãos competentes, (iii) manter em permanente funcionamento o chamado "Conselho de Consumidores", integrado por representantes das diversas classes de consumidores, de caráter consultivo e voltada para orientação, análise e avaliação dos serviços e da qualidade do atendimento prestados pela CPFL Piratininga, bem como para a formulação de sugestões e propostas de melhoria dos serviços, (iv) manter registro das solicitações e reclamações dos consumidores de energia elétrica, (v) prestar contas aos consumidores, anualmente, da gestão de seus serviços e (vi) implementar medidas que tenham por objetivo a conservação e o combate ao desperdício de energia, devendo elaborar, para cada ano subseqüente, programa de incremento à eficiência no uso e na oferta de energia elétrica, que contemple a aplicação de recursos correspondentes a, no mínimo, 1% da sua receita anual de fornecimento de energia elétrica. Ainda, o Contrato de Concessão prevê a liberdade de escolha do fornecedor pelos consumidores de energia elétrica na área de concessão da CPFL Piratininga, determinando que, ressalvados os contratos de fornecimento vigentes, a concessão da prestação do serviço de distribuição de energia elétrica não conferem à CPFL Piratininga direito de exclusividade sobre tais consumidores.

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(ii) Contratos de Fornecimento de Energia Elétrica Os contratos através dos quais a CPFL Piratininga adquire energia elétrica, além do contrato de Itaipu, são descritos com maiores detalhes a seguir:

(a) Contratos Iniciais Os Contratos Iniciais, celebrados nos termos da Lei do Setor Elétrico e Decreto n.º 2.655, de 2 de julho de 1998, determinou que, o acesso e o uso dos sistemas de transmissão e de distribuição de energia elétrica fossem contratados separadamente da compra e venda de energia e demanda, estabelecendo as condições específicas para o período de 1999 a 2005. Os montantes de energia e demanda de potência definidos para a CPFL Piratininga, referentes ao ano de 2005, estão descritos a seguir: DUKE Energia: 25,75 MW médios Demanda: 463,75 MWh/h FURNAS Energia: 97,25 MW médios Demanda: 1.503,5 MWh/h EMAE Energia: 20,25 MW médios Demanda: 649,5 MWh/h CESP Energia: 86,25 MW médios Demanda: 1.346,25 MWh/h AES-TIETÊ Energia: 33,25 MW médios Demanda: 580,25 MWh/h (b) Contratos Bilaterais Para suprir as necessidades crescentes de energia para atender seus consumidores finais e a redução dos Contratos Iniciais, a CPFL Piratininga estabeleceu contratos bilaterais com diversos fornecedores, dentre os quais, a CPFL Brasil. Nos nove primeiros meses de 2005 o suprimento de energia por esses contratos foi responsável por 13,71% de toda energia adquirida pela CPFL Piratininga.

Seguros A CPFL Piratininga possui cobertura securitária contra os riscos incêndio, raio, explosão e danos elétricos, dentro da apólice da CPFL Energia, garantindo seus prédios, conteúdos, subestações fixas e móveis, bem como equipamentos portáteis/móveis (termovisor, equipamento de vídeo-conferência e notebook). Possui ainda um seguro de responsabilidade civil, que garante o reembolso das despesas com indenizações, por danos materiais, pessoais e morais causados à terceiros, decorrentes das operações de transmissão e distribuição de energia elétrica.

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Marcas e Patentes A CPFL Piratininga, em 07 de outubro de 2005, solicitou ao Instituto Nacional de Propriedade Industrial o registro da marca CPFL Piratininga, as quais se encontram em análise, nas seguintes classes:

• 09 – aparelhos da área de eletricidade; • 11 – aparelhos para iluminação; • 35 – relacionados à importação e exportação de energia; • 37 – serviços de construção e manutenção; e • 39 – distribuição de energia.

Transações com Partes Relacionadas As transações com partes relacionadas são realizadas em condições normais de mercado e apresentaram os seguintes saldos e movimentações acumuladas nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004 e nos períodos encerrados em 30 de setembro dos anos de 2004 e 2005:

ATIVO PASSIVO





2002 2003 2004 2004 2005 2002 2003 2004 2004 2005

Draft I Adiantamento sobre futuro aumento de capital - - - - - 342.910 140.379 - 140.379 -

Juros sobre o Capital Próprio e Dividendos - - - - - - 97.089 - - -

CPFL Paulista

Contrato de Mútuo - - - - - 35.999 9.054 - - - Outras - - 24 4 37 - - 455 - -

Semesa Contrato de Mútuo 24.391 - - - - - 5.735 - - -

CPFL Energia Contrato de Mútuo - - - - - - 101.266 - - -

CPFL Brasil Contrato de Mútuo - - - - - - 31.242 - 25.000 - Suprimento de energia - - - - - - 13.077 11.813 15.037 10.125

CPFL Centrais Elétricas Contrato de Mútuo - - - - 10.768 - - -

CERAN Cia En. Rio das Antas

Suprimento de Energia - - - - - - - 73 - 741 Banco Bradesco S.A.

Aplicações Financeiras - 4.130 3.120 3..200 7.848 - - - - -

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As principais transações com partes relacionadas são as seguintes: (i) CPFL Paulista – Empréstimo obtido através de contrato de mútuo em 01 de outubro de 2002 e com o

último aditivo realizado em 01 de dezembro de 2004; (ii) Semesa – Empréstimo concedido através de contrato de mútuo em 01 de outubro de 2002 e com o

último aditivo realizado em 01 de dezembro de 2004; (iii) CPFL Energia – Empréstimo obtido através de contrato de mútuo em 01 de outubro de 2002 e com

o último aditivo realizado em 01 de dezembro de 2004; (iv) CPFL Brasil – Empréstimo obtido através de contrato de mútuo em 01 de outubro de 2002, com o

último aditivo realizado em 01 de dezembro de 2004 e aquisição de energia elétrica para revenda; (v) CPFL Centrais Elétricas – Empréstimo obtido através de contrato de mútuo em 01 de outubro de

2002 e com o último aditivo realizado 01 de dezembro de 2004; (vi) CPFL Brasil – Contrato de Prestação de Serviços e Outras Avenças celebrado entre a CPFL Brasil e

a Emissora, aprovado pelo ofício n.º 2.305/2004-SFF/ANEEL de 24 de dezembro de 2004, tendo por objeto a prestação de serviços de arrecadação e atendimento comercial; e

(vii) CPFL Paulista – Instrumento Particular de Contrato de Locação celebrado entre a Emissora e a CPFL Paulista, por meio do qual a Companhia alugou o imóvel localizado na Rodovia Campinas Mogi-Mirim, Km 2,5, n.º 1.755, Cidade de Campinas, Estado de São Paulo.

Sobre os contratos de mútuo entre as partes incidem encargos que variam entre 100% e 115% da variação do CDI-CETIP. Em relação ao suprimento de energia, as transações referem-se a operações de compra e venda de energia, negociadas em condições normais de mercado com anuência da ANEEL.

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100%

100%

100%

67,07%

48,72%

65,00%

100% 100%100%

25,01%

60%66,67%100%

100%

100%

67,07%

48,72%

65,00%

100% 100%100%

25,01%

60%66,67%

ESTRUTURA ORGANIZACIONAL

O organograma a seguir mostra a estrutura societária da Companhia e do grupo CPFL na data deste Prospecto:

Após a reestruturação societária descrita na Seção “Reestruturações Societárias em Curso” abaixo, o organograma da estrutura societária da CPFL Piratininga e do grupo CPFL passará a ser conforme demonstrado abaixo:

60%

100%

100%

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As principais atividades do grupo CPFL são: Distribuição. O grupo CPFL distribuiu 12,4% da energia distribuida no país. A CPFL Paulista e CPFL Piratininga distribuíram um volume de 28.758 GWh de energia elétrica (dos quais a CPFL Paulista distribuiu 18.918 GWh e a CPFL Piratininga distribuiu 9.840 GWh) a mais de 4,3 milhões de consumidores no Estado de São Paulo, em 2004. A RGE distribuiu um volume de 6.717 GWh de energia elétrica a mais de 1,1 milhão de consumidores no Estado do Rio Grande do Sul em 2004. Em 30 de setembro de 2005, as receitas por grupo de consumidor foram as seguintes: 34,8% provenientes de consumidores industriais, 18,2% provenientes de consumidores comerciais, 35,5% provenientes de consumidores residenciais, 3,4% provenientes de consumidores rurais e 8,1% provenientes de outros consumidores.

Geração. Até 30 de setembro de 2005, a capacidade instalada da CPFL Geração era de 854 MW, proveniente de 19 PCHs, 1 Usina Térmica e 51,54% da participação na usina hidroelétrica de Serra da Mesa e 65% de participação na usina hidroelétrica de Monte Claro. A CPFL Geração também detém participações em seis instalações hidroelétricas atualmente em construção as quais, quando concluídas, aumentarão a capacidade instalada total da empresa para 1.990 MW. A tabela abaixo indica a evolução da capacidade de geração do grupo CPFL, bem como o crescimento projetado até 2008: Evolução da Potência Instalada

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

(MW)

Em

Projeto/Contrução 245 1189 1178 1178 1136 1036 492 343 --

Em operação 143 801 812 812 854 954 1498 1647 1990

Total 388 1990 1990 1990 1990 1990 1990 1990 1990

Comercialização e Serviços Relacionados a Energia Elétrica. Em 2002, foi criada a CPFL Brasil para gerenciar as operações de comercialização e a prestação de serviços relacionados a energia elétrica. A CPFL Brasil obtém energia elétrica para as operações de distribuição, vende energia elétrica a Consumidores Livres, outras empresas de comercialização e distribuidoras, e presta serviços relacionados a energia elétrica, tais como verificações de equipamentos elétricos e treinamento técnico. Atualmente o grupo CPFL é líder no mercado nacional de comercialização de energia, detendo 24% do mercado nacional (14% em 2003 e 18% em 2004). Em 30 de setembro de 2005, o grupo CPFL possuía em sua base 83 Consumidores Livres (50 Consumidores Livres em 2004 e 14 Consumidores Livres em 2003). A CPFL Brasil conseguiu reter 86% da energia que migrou das distribuidoras do grupo em 2004. Reestruturações Societárias Ocorridas nos Últimos Três Exercícios Sociais Para maiores informações acerca das reestruturações societárias envolvendo a Emissora, ver seções “Histórico da Emissora” e “Atividades da Emissora”.

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Reestruturações Societárias em Curso Em 16 de setembro de 2005, a CPFL Energia, e sua controlada direta CPFL Paulista, em conformidade com o § 4º do artigo 157 da Lei das Sociedades por Ações e com o disposto na Instrução CVM n.º 358, de 03 de janeiro de 2002 (“Instrução CVM n.° 358”), comunicaram aos seus acionistas e ao mercado em geral que, a ANEEL aprovou em reunião de Diretoria, realizada em 05 de setembro de 2005, conforme publicado na Resolução Autorizativa n.º 305, a anuência da prorrogação de prazo para que seja implementada a estruturação societária necessária à segregação da participação acionária detida pela CPFL Paulista nas suas controladas CPFL Piratininga e RGE. Este processo de descruzamento societário deverá ser implementado em etapas, devendo ocorrer até 14 de abril de 2006 a transferência do controle acionário da CPFL Piratininga, e até 14 de março de 2007 da RGE. A transferência do controle acionário da CPFL Piratininga e da RGE para a CPFL Energia, ocorrerá por meio de redução de capital da CPFL Paulista e a concomitante transferência de suas contas representativas dos investimentos nas controladas e dos respectivos ágios para a CPFL Energia. Ao fim deste processo, a CPFL Paulista deverá remanescer exclusivamente com os ativos e passivos relacionados à sua própria concessão de distribuição. Concluído esse processo de descruzamento societário, a CPFL Piratininga e a RGE passarão a ser controladas diretamente pela da CPFL Energia. A CPFL Energia realizou em 23 de novembro de 2005, Assembléia Geral Extraordinária, na qual foi deliberada e aprovada a proposta de reorganização societária que foi implementada em duas etapas distintas e consecutivas, contemplando, num primeiro momento, a incorporação das ações detidas pelos acionistas minoritários da Emissora pela CPFL Paulista e, posteriormente, a incorporação das ações detidas pelos acionistas minoritários da CPFL Paulista pela CPFL Energia. Esta reorganização societária acarretou a transferência da totalidade das ações ordinárias e preferenciais dos acionistas não controladores da CPFL Piratininga ao patrimônio da CPFL Paulista. Assim, os atuais acionistas não controladores da Companhia receberam: (i) 1 (uma) ação ordinária da CPFL Paulista para cada lote de 6,053721422 ações ordinárias da CPFL Piratininga; e (ii) 1 (uma) ação preferencial classe “A” da CPFL Paulista para cada lote de 6,053721422 ações preferenciais da CPFL Piratininga. As relações de troca das ações mencionadas acima foram elaboradas de acordo com laudos de avaliação econômica da Companhia, da CPFL Paulista e da CPFL Energia preparados pelo Banco Pactual S/A. Esta reestruturação societária traz benefícios aos atuais acionistas da Emissora, tendo em vista que os detentores das ações da Companhia passaram a ter os mesmos direitos e vantagens atribuídos aos acionistas da CPFL Energia, negociadas no Novo Mercado da Bovespa e na New York Stock Exchange, incluindo direito de venda em conjunto no caso de alienação do controle da Companhia (tag along), como também posições acionárias com liquidez superior àquelas atualmente apresentadas pelas ações da Emissora e da CPFL Paulista. Os acionistas da Companhia, da CPFL Paulista e da CPFL Energia, que manifestaram sua discordância com a reestruturação proposta tiveram o direito de recesso conforme disposto no Fato Relevante publicado em 25 de outubro de 2005 e de acordo com as disposições da Lei das Sociedades por Ações.

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A CPFL Paulista, como parte do processo de descruzamento societário da atividade de distribuição e a fim de minimizar seus impactos, submeteu à ANEEL através Ofício nº 030/R, de 10 de agosto de 2005, proposta específica com o objetivo de segregação da participação societária por ela detida na CPFL Piratininga. Tal proposta prevê a redução do capital da CPFL Piratininga, no montante de R$ 300 milhões, com fundamento no artigo 173 da Lei das Sociedades por Ações (excesso de capital), sem alteração da quantidade de ações. Em 17 de novembro de 2005, a ANEEL, por meio do Despacho nº 1870, aprovou a redução de capital conforme proposta. Deste modo, em 30 de novembro de 2005, a matéria em questão foi aprovada pelo Conselho de Administração da Emissora. Subsequentemente, em 26 de dezembro de 2005, os acionistas da Companhia aprovaram por unanimidade, em Assembléia Geral Extraordinária, a referida redução de capital nos termos propostos. Conforme disposto no artigo 174 da Lei das Sociedades por Ações, e debiberado pelos acionistas, a efetivação da referida redução de capital somente ocorrerá após 60 (sessenta) dias corridos contados da data de publicação da ata da Assembléia Geral Extraordinária em questão. Este prazo corresponde ao período mínimo exigido para notificação de credores de sua oposição a referida redução de capital. A ata da Assembléia Geral Extraordinária que aprovou a redução de capital da CPFL Piratininga foi publicada em 21 e 23 de janeiro de 2006. Transcorrido o prazo de 60 (sessenta) dias acima mencionado, o capital subscrito e realizado da CPFL Piratininga passará ser de R$ 31.100.604,50, dividido em 53.031.258.899 ações escriturais sem valor nominal. A Emissora, a CPFL Energia e suas controladas, informarão a seus acionistas e ao mercado em geral, a implementação de cada etapa do descruzamento societário. Localização das Usinas e Áreas de Concessão

O mapa abaixo se refere à localização das usinas e áreas de concessão de distribuição do Grupo CPFL:

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PROPRIEDADES, PLANTAS E EQUIPAMENTOS As principais propriedades da Emissora consistem em subestações, redes de distribuição, linhas de transmissão e imóveis técnico-administrativos localizados no Estado de São Paulo. O valor contábil líquido do imobilizado total da Emissora em 30 de setembro de 2005 era de R$ 751,98 milhões. A rede de distribuição da Emissora é responsável, por aproximadamente 99% das receitas totais, sendo que até 30 de setembro de 2005, a Companhia possuía 33 subestações, 94 transformadores de potência e 545 km de linhas de transmissão. Até 30 de setembro de 2005, a CPFL Piratininga possuía, ainda, 31.169 transformadores de distribuição, 20.114 km de redes de distribuição, 397.090 postes instalados para sustentar sua rede de distribuição, 15 imóveis, nos quais funcionam as Estações Avançadas e 17 Agências de Atendimento. Na data deste Prospecto, a Emissora era proprietária dos seguintes imóveis no Estado de São Paulo:

Município Endereço Terreno (m2 ) Área Construída (m2 ) Santos Praça dos Andradas, 25 a 35 3.166,60 2.478,14 Santos Rua Marques de Herval, 116 7.902,00 1.723,03 São Vicente Avenida Motta Lima, 621 1.900,00 724,81 * Vicente de Carvalho Rua Floriano Peixoto, 91 1.500,00 1.170,38 * Itú Estrada Itu - Bauru, Km 12 5.000,00 114,30 Sorocaba Rua Aymbiré, 91 1.200,00 1.205,00 * Em contrução.

A Emissora é também locatária de 6 imóveis, entre eles, o imóvel no qual se encontra sua sede administrativa. A Emissora com objetivo de agregar valor aos seus ativos, investiu aproximadamente R$ 38,2 milhões até setembro do ano de 2005, desenvolvendo um plano de investimento em infra-estrutura, reformando, construindo, modernizando e padronizando suas instalações. Em consonância com a política de expansão e manutenção das redes de distribuição do setor de distribuição de energia elétrica do grupo CPFL, que projeta investimentos de aproximadamente R$1,2 bilhões até 2008, a Companhia continuará a expandir sua rede de transmissão, entre outros ativos, ao mesmo tempo em que continuará a manter, reformar e modernizar seus atuais equipamentos e instalações. De acordo com a lei brasileira, alguns dos imóveis e instalações essenciais que são utilizados para cumprir as obrigações da Emissora nos termos do seu Contrato de Concessão não podem ser transferidos, cedidos, onerados ou vendidos a quaisquer de seus credores sem a prévia aprovação da ANEEL, tampouco podem ser penhorados por seus credores sem a prévia aprovação da ANEEL. Os bens caracterizados como reversíveis não podem ser onerados sob qualquer forma ou ainda ser substituídos, sem aprovação prévia da ANEEL. A atividade de distribuição de energia elétrica exercida pela Companhia está sujeita a abrangente legislação federal e estadual e à supervisão pelas agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas ambientais e de saúde. As questões ambientais envolvendo a Companhia em relação aos seus ativos acima descritos concentram-se, principalmente, no corte e poda de árvores localizadas próximas a sua rede de distribuição de energia elétrica, para os quais são necessárias autorizações especiais.

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COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

Abaixo uma breve descrição da composição do capital social da Emissora, incluindo as disposições referentes

ao seu Estatuto Social e à Lei das Sociedades por Ações. Para maiores detalhes, os potenciais investidores

devem consultar o Estatuto Social da Companhia e a Lei das Sociedades por Ações.

Capital Social

O capital social da Emissora, na data deste prospecto, era de R$ 331.100.604,50, dividido em 53.031.258.899

ações, escriturais sem valor nominal, sendo 29.498.491.328 ações ordinárias e 23.532.767.571 ações

preferenciais sem direito de voto. Após a efetivação da redução de capital deliberada pelos acionistas da

Companhia em 26 de dezembro de 2005, o capital social da Emissora passará a ser de R$ 31.100.604,50, sem

alteração no número de ações.

O quadro abaixo indica a composição acionária da CPFL Piratininga na data deste Prospecto:

Ações Ordinárias Ações Preferenciais Total de Ações

Acionista Quantidade % Quantidade % Quantidade %

CPFL Paulista 29.498.491.328 100,00 23.532.767.571 100,00 53.031.258.899 100,00

Total 29.498.491.328 100,00 23.532.767.571 100,00 53.031.258.899 100,00

Dividendos

Os acionistas de sociedades por ações têm direito de receber como dividendo obrigatório, em cada exercício,

a parcela dos lucros estabelecida no estatuto social. O estatuto social estabelece o dividendo como

porcentagem do lucro apurado no final do exercício social de cada ano.

Nos termos de seu Estatuto Social a Companhia poderá declarar dividendos intermediários à conta de lucros

acumulados ou de reservas de lucros existentes em balanço anual ou semestral, cujos montantes poderão

integrar o cálculo do dividendo obrigatório anual.

De acordo com o estatuto social da Companhia, o dividendo obrigatório é equivalente a 25% (vinte e cinco por

cento) do lucro líquido ajustado, nos termos do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações, ficando estabelecido

que os titulares das ações preferenciais terão direito a um dividendo no mínimo 10% (dez por cento) superior ao

dividendo relativo às ações ordinárias.

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Histórico dos Pagamentos dos Dividendos O quadro abaixo demonstra os valores pagos aos acionistas da CPFL Piratininga, a título de dividendos, para os períodos indicados:

Valor por lote de mil ações

Declarados Aprovação Provento Início do

pagamento Tipo de ação Bruto Líquido

2001 30/04/2002 Dividendo 27/12/2002 Ordinária 0,3261 -

2001 30/04/2002 Dividendo 27/12/2005 Preferencial 0,3587 -

2003 30/04/2002 Dividendo 21/05/2004 Ordinária 1,4222818 -

2003 30/04/2002 Dividendo 21/05/2004 Preferencial 1,5645099 -

2003 30/04/2002 Juros sobre

Capital Próprio 21/05/2004 Ordinária 0,4442932 0,3776492

2003 30/04/2002 Juros sobre

Capital Próprio 21/05/2004 Preferencial 0,4887226 0,4154142

Junho de 2004 28/07/2004 Dividendo 04/08/2004 Ordinária 1,290140769 -

Junho de 2004 28/07/2004 Dividendo 04/08/2004 Preferencial 1,419154846 -

Junho de 2004 28/07/2004 Juros sobre

Capital Próprio 04/08/2004 Ordinária 0,196727047 0,167217990

Junho de 2004 28/07/2004 Juros sobre

Capital Próprio 04/08/2004 Preferencial 0,216399751 0,183939788

Junho de 2005 09/08/2005 Dividendo 09/09/2005 Ordinária 2,177115736 -

Junho de 2005 09/08/2005 Dividendo 09/09/2005 Preferencial 2,394827310 -

Acordo de Acionistas Acordo de Acionistas da CPFL Energia, firmado entre VBC Energia, 521 Participações, Bonaire e a CPFL Energia, na qualidade de interveniente anuente, regula os termos e condições do compartilhamento do controle da CPFL Energia a e de suas subsidiárias, incluindo a Emissora. Nos termos do Acordo de Acionistas, determinados atos exigem a aprovação de, no mínimo, VBC Energia e 521 Participações (pelo menos 70% (setenta por cento) das ações objeto do Acordo de Acionistas), incluindo, dentre outros, eleição do Diretor Presidente e destituição de qualquer diretor (inclusive do Diretor Presidente); definição da política de dividendos; constituição e extinção de controladas; aquisição e venda de investimentos em outras empresas; alteração de contratos de concessão de qualquer controlada, incluindo a Emissora. As disposições contidas no Acordo de Acionistas da CPFL Energia referentes a direitos de voto são aplicáveis à Emissora.

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Principal Acionista CPFL Paulista A CPFL Paulista é uma concessionária de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, que atua na região do interior do Estado de São Paulo, abrangendo 234 municípios, numa área geográfica superior a 90,4 mil km2, correspondente a 37% do território do Estado de São Paulo. A CPFL Paulista atende aproximadamente 3.232 mil clientes, totalizando uma população estimada acima de 9.000 mil habitantes. O mercado de atuação da CPFL Paulista, no interior paulista, abrange uma economia baseada principalmente na indústria, em serviços e na agropecuária.

A CPFL Paulista é, individualmente, a terceira empresa do setor elétrico brasileiro, distribuindo, em 2004, aproximadamente 19,1% de toda a energia elétrica consumida no Estado de São Paulo e 5,3% de toda a eletricidade utilizada no Brasil, tendo distribuído, no ano de 2004, 18.918 GWh.

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

O ano de 2004 foi marcado para a CPFL Paulista pela busca permanente da eficiência nas operações, da rentabilidade empresarial, da modernização e, fundamentalmente, da excelência dos serviços e da qualidade do atendimento aos clientes. Como reconhecimento de seu trabalho a CPFL Paulista recebeu o Prêmio Nacional de Qualidade – PNQ 2005.

Dentre os principais resultados positivos obtidos pela CPFL Paulista durante o ano de 2004 foi o crescimento da receita operacional consolidada, de R$ 9,06 milhões em 2004, sendo 16,8% superior à receita apurada em 2003 e o crescimento de 2,4% e 5,8%, respectivamente, no consumo da energia dos clientes da classe residencial e comercial.

Até 30 de setembro de 2005, a receita líquida da CPFL Paulista foi de R$ 3,08 milhões, contra R$ 2,67 milhões no mesmo período de 2004. Na data deste Prospecto, a participação da CPFL Paulista no capital total da CPFL Piratininga era de 100,00%. CPFL Energia Para maiores informações acerca da CPFL Energia, favor ver o capítulo “Informações Relativas à Garantidora” abaixo.

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INFORMAÇÕES SOBRE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS Os únicos valores mobiliários emitidos pela CPFL Piratininga em circulação no mercado são as ações que compõem o seu capital social.

A CPFL Piratininga solicitou o cancelamento da listagem de suas ações na BOVESPA, tendo em vista a reestruturação societária em andamento na Companhia. Para maiores informações acerca da reestruturação societária da CPFL Piratininga, favor ver seção “Reestruturações Societárias em Curso” acima.

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PRÁTICAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVA

Política de Divulgação de Ato ou Fato Relevante A CPFL Piratininga possui uma política interna para divulgação de ato ou fato relevante ou sobre os procedimentos relativos a manutenção de sigilo acerca de ato ou fato relevante ainda não divulgado ao mercado, em conformidade com a Instrução CVM n.° 358. De acordo com sua política interna, considera-se relevante qualquer decisão de acionista controlador, deliberação da assembléia geral ou dos órgãos de administração da Emissora, ou qualquer outro ato ou fato de caráter político-administrativo, técnico, negocial ou econômico-financeiro ocorrido ou relacionado aos seus negócios que possa influir de modo ponderável:

(i) na cotação dos valores mobilirários emitidos pela CPFL Piratininga ou a eles referenciados;

(ii) na decisão dos investidores de comprar, vender ou manter aqueles valores mobiliários; ou

(iii) na decisão dos investidores de exercer quaisquer direitos inverentes à condição de titular de valores mobiliários emitidos pela CPFL Piratininga ou a eles referenciados.

Cumpre ao Diretor de Relações com Investidores o dever de divulgar e comunicar à CVM e a BOVESPA, qualquer ato ou fato relevante ocorrido ou relacionado aos negócios da CPFL Piratinga, bem como zelar por sua ampla e imediata disseminação, simultaneamente em todos os mercados em que tais valores mobiliários sejam admitidos à negociação. De acordo com a política interna da Companhia, a divulgação de qualquer ato ou fato relevante, deverá ser feita através de publicação nos jornais de grande circulação utilizados habitualmente pela Emissora, podendo ser feita de forma resumida com indicação dos endereços na rede mundial de computadores, onde a informação completa deverá estar disponível a todos os investidores, em teor no mínimo idêntico àquele remetido à CVM e à BOVESPA. Os acionistas controladores, diretores, membros do conselho de administração, do conselho fiscal e quaisquer órgãos com funções técnicas ou consultivas, criados por disposição estatutária, têm o dever, conforme a política interna da Companhia, de comunicar expressamente, por escrito, qualquer ato ou fato relevante de que tenham conehecimento ao Diretor de Relações com Investidores, que, caso seja o caso, promoverá sua divulgação. As divulgações a serem feitas pelo Diretor de Relações com Investidores ocorrerão, sempre que possível, antes do início ou após o encerramento dos negócios nas bolsas de valores e entidades do mercado de balcão organizado em que os valores mobiliários de emissão da Companhia sejam admitidos à negociação. A política interna da CPFL Piratininga prevê a hipótese de que atos ou fatos relevantes podem, excepcionalmente, deixar de ser divulgados se os acionistas controladores ou os administradores entenderem

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que sua revelação porá em risco interesse legítimo da Emissora. Neste sentido, os acionistas controladores, diretores, membros do conselho de administração, do conselho fiscal e quaisquer órgãos com funções técnicas ou consultivas, criados por disposição estatutária, e os empregados da Emissora devem guardar sigilo das informações relativas ato ou fato relevante às quais tenham acesso privilegiado em razão do cargo ou posição que ocupam, até sua divulgação ao mercado, bem como zelar para que subordinados e terceiros de sua confiança também o façam, respondendo solidariamente com estes na hipótese de descumprimento. Na hipótese da informação mantida sob sigilo escapar ao controle ou se ocorrer oscilação atípica na cotação, preço ou quantidade negociada dos valores mobiliários da Emissora ou a eles referenciados, os acionistas controladores e ou administradores deverão, diretamente ou através do Diretor de RI, divulgar imediatamente ao mercado tal ato ou fato relevante. A não observância da política interna de divulgação, poderá configurar transgressão às disposições previstas na Instrução CVM n.° 358, podendo sujeitar o infrator às penas de: (a) advertência; (b) multa; (c) suspensão do exercício do cargo; e (d) inabilitação temporária até o máximo de 20 anos, para exercício do cargo. Código de Ética A CPFL Piratininga, como parte do grupo CPFL, obriga seus empregados a observarem o Código de Ética e Conduta Empresarial criado pela CPFL Energia em 2001. Seus preceitos orientam as ações das empresas do grupo CPFL e de seus colaboradores nos processos de decisão, que sempre devem ser precedidos de uma avaliação dos impactos dos negócios nos diferentes públicos. Para isso, o Código de Ética e Conduta Empresarial explicita os posicionamentos da empresa quanto a:

(i) Transparência e integridade das informações fornecidas pela empresa; (ii) Práticas discriminatórias e respeito à diversidade;

(iii) Trabalho infantil;

(iv) Assédio de qualquer espécie; e

(v) Corrupção e propina.

Regras do Novo Mercado Em 2000 a BOVESPA, com o objetivo de fazer com companhias abertas brasileiras que sigam melhores práticas de governança corporativa, criou o chamado Novo Mercado. O Novo Mercado é destinado à negociação de ações emitidas por companhias que se comprometam voluntariamente a cumprir com práticas de boa governança corporativa e maiores exigências de divulgação de informações em relação àquelas já

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impostas pela legislação brasileira. Em geral, tais regras ampliam os direitos dos acionistas e melhoram a qualidade da informação fornecida aos acionistas. A CPFL Energia, de modo a manter um elevado padrão de governança corporativa, celebrou em 2004 um contrato com a BOVESPA visando cumprir com os requisitos de listagem do Novo Mercado. Dentre os diversos requisitos a serem atendidos pela CPFL Energia encontra-se a obrigação de alinhar seu Estatuto Social às disposições do Novo Mercado. Adicionalmente, a CPFL Energia também se obrigou a alinhar o Estatuto Social de suas controladas diretas ao seu próprio Estatuto Social. Assim, o Estatuto Social da CPFL Piratininga está alinhado com o Estatuto da CPFL Energia e, portanto, com as disposições das Regras do Novo Mercado neste sentido.

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ADMINISTRAÇÃO A Emissora é administrada por um Conselho de Administração, formado por 13 membros, todos acionistas, eleitos e destituíveis por Assembléia Geral, e por uma Diretoria composta por 5 Diretores. Conselho de Administração O Conselho de Administração deverá reunir-se, ordinariamente, pelo menos uma vez a cada três meses e, extraordinariamente, sempre que necessário, por convocação de seu presidente, ou na ausência deste, por qualquer outro conselheiro. Os membros do Conselho de Administração são eleitos pela Assembléia Geral, para um mandato de 1 ano, permitida a reeleição. As obrigações do Conselho de Administração incluem a fixação da política e a orientação geral dos negócios da Emissora, a eleição dos Diretores da Companhia, bem como a fixação de suas atribuições. Na data deste prospecto, o Conselho de Administração da Companhia era formado pelos seguintes membros efetivos, com mandato até a Assembléia Geral Ordinária a ser realizada em abril de 2006:

Nome Posição Data da Posse

Nelson Koichi Shimada Presidente 29/04/2005

Cecília Mendes Garcez Siqueira Vice-Presidente 29/04/2005

Otávio Carneiro de Rezende Membro 29/04/2005

Luiz Maurício Leuzinger Membro 29/04/2005

Luiz Carlos de Freitas Membro 29/04/2005

José Edílson Barros Franco Membro 29/04/2005

Francisco Caprino Neto Membro 29/04/2005

Adézio de Almeida Lima Membro 29/04/2005

Aloísio Macário Ferreira de Souza Membro 29/04/2005

Deli Soares Pereira Membro 29/04/2005

Carlos Alberto Cardoso Moreira Membro 29/04/2005

Martin Roberto Glogwsky Membro 29/04/2005

Robson Durante Membro 29/04/2005

Diretoria A Diretoria da Emissora é composta por 5 (cinco) membros: Diretor Presidente, Diretor Vice-Presidente de Distribuição, Diretor Vice-Presidente de Gestão de Energia, Diretor Vice-Presidente de Estratégia e Regulação, Diretor Vice-Presidente Financeiro e de Relações com Investidores. A Diretoria reúne-se por convocação do Diretor Presidente. Os Diretores são responsáveis pela direção dos negócios e a prática dos atos necessários ao funcionamento regular da Emissora.

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O Estatuto Social da Emissora estabelece as atribuições e poderes dos Diretores. Na data deste prospecto, a Diretoria da Emissora era formada pelos seguintes Diretores, com mandato até a Assembléia Geral Ordinária a ser realizada em abril de 2007:

Nome Cargo Data da Posse

Wilson Pinto Ferreira Junior Diretor Presidente 06/05/2005

Hélio Viana Pereira Diretor Vice-Presidente de Distribuição 06/05/2005

Paulo Cezar Coelho Tavares Diretor Vice-Presidente Gestão de Energia 06/05/2005

Reni Antonio da Silva Diretor Vice-Presidente Estratégia e Regulação 06/05/2005

José Antonio de Almeida Filippo Diretor Vice-Presidente Financeiro e de Relações

com Investidores 06/05/2005

Informações Biográficas A seguir encontram-se as informações biográficas dos atuais membros do Conselho de Administração e da Diretoria da Emissora: Membros do Conselho de Administração Nelson Koichi Shimada. Nascido em 04 de maio de 1953, o Sr. Nelson é formado em Engenharia de Produção, pela Universidade de São Paulo – USP, em 1977, e em Economia, pela Faculdade de Administração de São Paulo, em 1980. De 1980 a 1989, atuou como Diretor da Usina Costa Pinto. Em 1989, acumulou diversas posições dentro do grupo Votorantim. Em 1989 foi Diretor Financeiro da Votorantim Cimentos Ltda., de 1999 a 2002, atuou como Diretor Corporativo Financeiro da S.A Indústrias Votorantim, de 2002 a 2004, Diretor da Hejoassu Adm. S.A., A partir de 2004 é Presidente da VBC Energia e Vice-Presidente da Votorantim Internacional. É membro titular do Conselho de Administração da Emissora e das empresas VBC Participações, CPFL Paulista, CPFL Geração e membro suplente da CPFL Energia e da RGE, e em Reunião do Conselho de Administração realizada em 06 de maio de 2005, foi eleito Presidente do Conselho de Administração da CPFL Piratininga. Cecília Mendes Garcez Siqueira. Nascida em 09 de junho de 1957, formada em 1998 no curso de Educação na Universidade de Brasília, Pós Graduação em Previdência e Gestão em Fundos de Pensão pela Fundação Getulio Vargas, fez MBA na Fundação Getulio Vargas para Formação Geral de Altos Executivos e no IBGC fez curso para Conselheiros Administração. A Sra. Cecília é funcionária do Banco do Brasil desde 1979, exercendo seu ultimo cargo no banco de Coordenadora de Equipe da Diretoria de Infra-Estrutura cedida em 1998 a Associação de Funcionários do Banco do Brasil, ocupou os cargos de Diretora de Relações Funcionais, Previdência e Aposentadoria até 2001 e Diretora de Comunicação e Desenvolvimento até 2004, atualmente está cedida à Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil – PREVI – ocupando o cargo de Diretora de Planejamento, é membro do Conselho de Administração da Companhia e das empresas CPFL Energia, CPFL Paulista e CPFL Geração, eleita em 29 de abril de 2005 e em Reunião do Conselho de Administração realizada em 06 de maio de 2005, foi eleita Vice-presidente do Conselho de Administração da CPFL Piratininga.

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Otávio Carneiro de Rezende: Nascido em 18 de outubro de 1954, formado em Engenharia Econômica pela Cândido Mendes, em 1978. Em 1993, concluiu MBA pela Amana Key. Iniciou sua carreira na área de atendimento ao cliente do grupo Veplan residência. Em 1985, atuou em diversos cargos no Banco Bozano Simonsen, atuando posteriormente no Banco Nacional. Em 1995, foi Diretor Financeiro e Técnico Administrativo da Serra da Mesa. Em 1998, foi Diretor Financeiro da Bandeirante Energia. Em 2000, ocupou o cargo de Diretor Financeiro e Administrativo da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga. Atualmente é Diretor da Votorantim Energia, e membro titular do Conselho de Administração da Emissora e das empresas VBC Participações, VBC Energia, CPFL Energia, CPFL Paulista, CPFL Geração, RGE, BAESA e ENERCAN. Luiz Maurício Leuzinger: Nascido em 05 de fevereiro de 1942, formado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, em 1965. Em 1968, concluiu mestrado pelo Illinois Institute of Technology de Chicago. Ocupou diversos cargos em Furnas Centrais Elétricas e em 1997 foi eleito Diretor Presidente da RGE, cargo que ocupou até fevereiro de 1998. Atualmente é Diretor da Bradespar S/A e da Bradesplan Participações S/A e membro titular do Conselho de Administração da Emissora e das empresas VBC Participações, VBC Energia, CPFL Energia, CPFL Paulista, CPFL Geração e RGE (Presidente do Conselho). Luiz Carlos de Freitas. Nascido em 02 de setembro de 1952, graduado em Ciências Contábeis pelas Faculdades de Ciências, Econômicas e Administrativas de Osasco. Foi funcionário do Banco Bradesco S.A. onde ocupou diversas posições, de 1973 a 2000. Desde 2001 é Superintendente da Bradespar S/A. Atualmente é membro suplente do Conselho de Administração da CPFL Energia e da RGE, membro titular do conselho de administração da Emissora e das empresas VBC Participações, VBC Energia, CPFL Paulista, e CPFL Geração. José Édison Barros Franco Nascido em 04 de março de 1950, formado em Engenharia Mecânica de Produção pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo – USP, em 1974. Concluiu o curso de Extensão em Administração para Graduados (CEAG) na Fundação Getúlio Vargas em 1978 e “Advanced Management Program” na Harvard University em 1998. Exerceu diversos cargos na CNEC Engenharia S.A. Na Camargo Corrêa S.A. exerceu os cargos de: Assessor de Diretoria de 1996 a 1998; Superintendente de Planejamento e Controle de 1998 a 2000; Diretor de Planejamento e Controladoria de 2000 a 2003; Diretor Geral de 2003 a 2004. Atualmente exerce o cargo de Conselheiro da Camargo Corrêa S.A., também participa nos Conselhos de Administração das seguintes empresas: São Paulo Alpargatas S.A. eleito em 26 de abril de 2002, sendo Presidente do Conselho desde 14 de junho de 2004; Santista Têxtil S.A. eleito em 03 de abril de 2003, sendo Presidente do Conselho desde 14 de junho de 2004; Camargo Corrêa Cimentos S.A. desde 14 de junho de 2004 – Presidente do Conselho; Camargo Corrêa Metais S.A. desde 14 de junho de 2004 – Presidente do Conselho; Camargo Corrêa Energia S.A. desde 31 de março de 2004 – Presidente do Conselho; Camargo Corrêa Transportes S.A. desde 31 de março de 2004 – Presidente do Conselho; Usinas Siderúrgicas de Minas Gerais S.A desde 06 de abril de 2004 – Conselheiro Suplente. Em 29 de abril de 2005, foi eleito membro titular do Conselho de Administração da CPFL Piratininga e das empresas VBC Participações, VBC Energia, CPFL Energia, CPFL Paulista e CPFL Geração. Francisco Caprino Neto. Nascido em 30 de abril de 1960, formado em Engenharia Metalúrgica pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, em 1983. Em 1992, concluiu mestrado em engenharia pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. Atualmente é Diretor Superintendente da Camargo Corrêa S.A. e Camargo Corrêa Transportes S.A. Atua como membro titular do Conselho de Administração da Emissora e das empresas VBC Participações, VBC Energia, CPFL Energia, CPFL Paulista, CPFL Geração e RGE, e também da Companhia de Concessões Rodoviárias - CCR.

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Adézio de Almeida Lima. Nascido em 15 de maio de 1955, formado em Ciências Econômicas pela Universidade Federal de Viçosa-MG e Licenciado em Matemática pela Universidade Federal do Espírito Santo. Em 29 de abril de 2005, foi eleito membro titular do Conselho de Administração da CPFL Piratininga e das empresas CPFL Energia, CPFL Paulista, CPFL Geração, Banco Popular do Brasil S.A. e da BB DTVM; é membro do Conselho Curador da Fundação Banco do Brasil - FBB, Diretor Presidente da BB Administração de Consórcios S.A e Diretor Vice-presidente de Crédito, Controladoria e Risco Global do Banco do Brasil S.A. Aloísio Macário Ferreira de Souza. Nascido em 10 de abril de 1960, formado em Ciências Contábeis pela Universidade de Brasília – UNB, em 1984. Em 1992, concluiu especialização em gestão de bancos comercias nos EUA. Em 1978, ingressou no Banco do Brasil, onde ocupou diversas posições. Atuou como consultor dos consórcios vencedores no processo de privatização da COELBA, COSERN e Tele Centro-Oeste Celular. Desde 1999 trabalha na PREVI, onde atua como Gerente da área de Governança Corporativa. É membro titular do Conselho de Administração da CPFL Piratininga e das empresas CPFL Energia, CPFL Paulista, CPFL Geração, RGE e da Semesa. Deli Soares Pereira. Nascido em 21 de outubro de 1949, formado em Ciências Sociais formado pela Universidade de São Paulo – USP, São Paulo – SP em 1977, Bancário aposentado, tendo atuado como Diretor Executivo da Caixa da Assistência dos Funcionários do Banco do Brasil - CASSI (1997), Foi membro do Conselho Deliberativo da Caixa de Assistência dos Funcionários do Banco do Brasil – CASSI (1995), Conselho de Administração da Tigre Tubos e Conexões S.A. (2003), é atual membro do Conselho de Administração da Emissora e das empresas CPFL Energia, CPFL Paulista e CPFL Geração. Carlos Alberto Cardoso Moreira. Nascido em 05 de abril de 1960, graduado em Administração de Empresas pela Universidade Católica de São Paulo. De Maio de 1984 a Abril de 1988 atuou como Analista de Investimentos Sênior no Credibanco, de Maio de 1988 a Maio de 1992 como Vice-Presidente Residente do Citibank, e também atuou como Diretor de Investidores Institucionais no Banco BMC S.A. Desde Junho de 2000 é Diretor Financeiro da Fundação Sistel de Seguridade Social, acumulando o cargo de membro da Comissão Técnica Nacional de Investimentos – CNTI, e do Conselho de Administração do Empreendimento World Trade Center - SP e da Embraer – Empresa Brasileira de Aeronáutica, e também é Diretor da Bonaire. É membro titular do Conselho de Administração da CPFL Piratininga e das empresas CPFL Energia, CPFL Paulista e CPFL Geração. Martin Roberto Glogowsky. Nascido em 14 de novembro de 1953, graduado em Direito pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo - PUC e em Administração de Empresas pela Fundação Getúlio Vargas – FGV. Atua a 27 anos no mercado financeiro, tendo trabalhado em empresas locais e multinacionais. Foi Gerente de Mercado de Capitais do Banco BBA S.A., Diretor Adjunto de Investimentos do Banco Schahin Cury S.A. e Vice Presidente do Banco Citibank S.A. De 1999 a Abril de 2005 foi Diretor de Investimentos e Patrimônio da Fundação CESP, e a partir de Abril de 2005 foi eleito Diretor Presidente. Em 29 de abril de 2005 foi eleito membro titular do Conselho de Administração da Emissora e das empresas CPFL Energia, CPFL Paulista e CPFL Geração. Robson Durante. Nascido em 04 de março de 1961, é graduado em Educação Física pela Escola Superior de Educação Física de Jundiaí - SP e cursando Administração em Recursos Humanos na Faculdade Japi em Jundiaí - SP. Profissionalmente, ingressou em 1982 na Eletropaulo onde atuou nas áreas Comercial e de Recursos Humanos. Atualmente, é funcionário e membro do Conselho de Administração eleito pelos empregados da CPFL Piratininga, como também ocupa a posição de Suplente da Diretoria Executiva do Sindicato dos Eletricitários de São Paulo.

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Membros da Diretoria Wilson Pinto Ferreira Junior. Nascido em 03 de maio de 1959, formado em Engenharia Elétrica em 1981, pela Escola de Engenharia da Universidade Mackenzie, em Administração de Empresas, em 1983, pela Faculdade de Ciências Econômicas, Contábeis e Administrativas da Universidade Mackenzie e mestrado em Energia pela Universidade de São Paulo - USP. Cursou várias especializações, dentre as quais: Engenharia de Segurança do Trabalho (Mackenzie, 1982), Marketing (Fundação Getúlio Vargas, 1988), Administração de Distribuição de Energia Elétrica (Swedish Power Co., Suécia, 1992). Exerceu diversos cargos de confiança na CESP, onde foi Diretor de Distribuição no período de 1995 a 1998. No período de 1998 a 2000, foi Diretor Presidente da RGE e de 2000 a 2001 foi Presidente do Conselho de Administração da Bandeirante Energia S/A. Foi Presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE onde teve uma destacada atuação e Vice-presidente da Associação Brasileira de Infra-Estrutura e Indústria de Base – ABDIB. Atualmente é Presidente do Conselho de Administração da ONS. Em março de 2000 assumiu a posição de Diretor Presidente da CPFL Paulista e, posteriormente, da CPFL Piratininga, da CPFL Geração, da CPFL Brasil, da CPFL Centrais Elétricas, da Semesa. O Sr. Wilson também é Diretor Superintendente da Foz do Chapecó Energia, membro do Conselho de Administração da Semesa e da Foz do Chapecó Energia. Em 28 de agosto de 2002 foi eleito Diretor Presidente da CPFL Energia. Hélio Viana Pereira. Nascido em 09 de fevereiro de 1954, graduado em Engenharia Elétrica pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá - EFEI, em 1976, com especialização em Engenharia da Qualidade Industrial pela Universidade Estadual de Campinas e pós-graduação em Gestão de Negócios de Energia Elétrica pela Fundação Getúlio Vargas e USP. Ao longo de sua vida profissional, atuou: na Eletrobrás, como Engenheiro do Departamento de Eletrificação Rural (1976/1978), na Companhia de Eletricidade de Brasília - CEB, como Engenheiro da Área de Estudos de Redes Subterrâneas e como Gerente da Divisão de Iluminação Pública (1978/1981), na CESP ocupou diversos cargos de confiança na sua área de atuação de Supervisor de Controle Operacional a Gerente de Operação (1981/1999). Na CPFL Paulista, ocupou o cargo de Gerente do Departamento de Planejamento e Modernização, no período de maio a agosto de 2000. Desde setembro de 2000 ocupa o cargo de Diretor Vice-presidente de Distribuição da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga. Em 28 de agosto de 2002 foi eleito Diretor Vice-presidente da CPFL Energia. Paulo Cezar Coelho Tavares. Nascido em 27 de outubro de 1953, formado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Pernambuco, com mestrado em Sistemas de Potência pela Unicamp – Campinas,.e MBA em Finanças, em 1998, pela IBMEC – RJ. Foi Presidente da GCS, comercializadora de energia e gás do Grupo Guaraniana e, posteriormente, ocupou a Vice-presidência de Desenvolvimento Corporativo e Presidente da CELPE, distribuidora de eletricidade de Pernambuco. Também foi membro do Conselho de Administração da Companhia Energética de Alagoas – CEAL, Companhia Energética do Rio Grande do Norte – COSERN e Companhia Energética de Pernambuco – CELPE. Atualmente exerce o cargo de Diretor Vice-presidente de Gestão de Energia da CPFL Paulista, CPFL Geração, CPFL Piratininga, CPFL Brasil e CPFL Centrais Elétricas. Em 28 de agosto de 2002 foi eleito Diretor Vice-presidente de Gestão de Energia da CPFL Energia. Reni Antonio da Silva. Nascido em 07 de maio de 1950, formado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Juiz de Fora – MG em 1974. Em 1997, cursou MBA Executivo no Instituto Superior de Administração da PUC de Curitiba em parceria com a Escola de Administração de Negócios da Universidade do Texas, Austin. Participou de vários cursos de especialização, tais como “Gestão de Empresas de Distribuição” na EDF/França, “Competição no Mundo Globalizado” na Escola de Administração de Negócios da Universidade do Texas, entre outros. Estagiou em diversas empresas distribuidoras de energia elétrica na França, Itália, Inglaterra, Bélgica e Portugal. Participou do Conselho do Mercado Atacadista de Energia - COMAE, foi Diretor Comercial da Escelsa e da Enersul, entre 1998 e 2001, Superintendente Comercial da COPEL entre 1996 e 1998, membro do Núcleo Executivo da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE, membro do Conselho Executivo do MAE (COEX), e do Conselho de Administração do ONS. O Sr. Reni Antonio da Silva é atualmente Diretor Vice-Presidente de Estratégia e Regulação da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, da CPFL Geração, da CPFL Brasil e da CPFL Centrais Elétricas. Em 28 de agosto de 2002 foi eleito Diretor Vice Presidente de Estratégia e Regulação da CPFL Energia.

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José Antonio de Almeida Filippo. Nascido em 27 de outubro de 1960, formado em Engenharia Civil pela Universidade Federal do Rio de Janeiro – RJ, em 1983, com pós graduação em Finanças, pelo Instituto de Administração e Gerência – IAG/PUC-RJ, em 1984, cursou o Programa para Desenvolvimento de Administração pelo IBMEC, em 1990, e o Program for Management Development na Harvard Bussines School – Boston - EUA, em 1999. Atuou em posições executivas nas empresas Ingersoll-Rand; LATASA; GAFISA. É Diretor Vice-presidente Financeiro e de Relações com Investidores da CPFL Paulista, CPFL Piratininga e da CPFL Geração, Diretor Vice-Presidente Financeiro da CPFL Brasil e da CPFL Centrais Elétricas, Diretor Administrativo-financeiro e de Relações com Investidores da Semesa e Diretor Administrativo-financeiro da Foz do Chapecó Energia. Em 30 de junho de 2004 foi eleito Diretor Vice-presidente Financeiro e de Relações com Investidores da CPFL Energia. Conselho Fiscal O Conselho Fiscal da Emissora é permanente, composto de 5 (cinco) membros efetivos e 5 (cinco) suplentes. O Conselho Fiscal é eleito pela Assembléia Geral, sendo permitida a reeleição. Na data deste prospecto, o Conselho Fiscal da Emissora era formada pelos seguintes membros, com mandato até a Assembléia Geral Ordinária a ser realizada em abril de 2006:

Nome Cargo

Inácio Clemente da Silva Membro Titular

Ramón Pérez Arias Filho Membro Titular

José Luis de Castro Neto Membro Titular

Terumi Zukeran Membro Titular

Susana Hanna Stiphan Jabra Membro Titular

Informações Biográficas A seguir encontram-se as informações biográficas dos atuais membros do Conselho Fiscal da Emissora: Inácio Clemente da Silva. Nascido em 04 junho de 1950, formado em Economia pela Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade da Universidade de São Paulo - SP, em 1975, pós-graduado em Administração de Empresas (concentração em administração financeira) pela Escola de Administração de Empresas da Fundação Getúlio Vargas de São Paulo, em 1984. Funcionário da Organização Bradesco de Maio de 1974 até Abril de 2000, quando foi transferido para Bradespar S.A.; onde permanece. Participou como membro efetivo no Conselho de Administração da MRS Logística S.A. e como membro suplente nos Conselhos de Administração das empresas São Paulo Alpargatas S.A., Cia. Siderúrgica Nacional e Mahle Metal Leve S.A. Atualmente é membro titular do Conselho Fiscal da Emissora e das empresas CPFL Energia, CPFL Paulista, CPFL Geração e RGE. Adicionalmente, é membro do Comitê de Auditoria da Companhia Vale do Rio Doce. Ramón Pérez Arias Filho. Nascido em 23 de abril de 1965, formado em Administração de Empresas pela FEA – USP (ênfase em finanças), em 1988, com MBA em Finanças pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais. Atual Diretor Técnico Administrativo, Financeiro e de Relações com Investidores da empresa VBC Energia e VBC Participações; membro do Conselho de Administração da Semesa S.A.; membro titular do Conselho Fiscal da Emissora e das empresas CPFL Energia, CPFL Paulista e CPFL Geração.

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José Luís de Castro Neto. Nascido em 28 de setembro de 1953, é formado em Ciências Contábeis pelo Centro de Ensino Unificado de Brasília, concluiu mestrado e doutorado em Controladoria e Contabilidade na Universidade de São Paulo – USP, Fez estágio no exterior na Universidade de Illinois em Urbana-Champaing, no Banco do Brasil exerceu as funções de Assistente Técnico, Supervisor e Chefe de Equipe de Controladoria, Gerência de Bancos, Gerência de Operações Financeiras, Especialista na redação de Normas Contábeis e Especialista em Operações da Área Internacional. Foi Professor de Graduação de Contabilidade Introdutória e Companhias Abertas na Universidade de Brasília e Professor dos Programas de Pós-Graduação nas disciplinas de Contabilidade Internacional e Teoria da Contabilidade na Fundação de Comércio Álvares Penteado. Atualmente é Professor dos Programas de Pós-Graduação em Contabilidade nas Universidades Regional de Blumenau – FURB, na Universidade Presbiteriana Mackenzie e na Fundação Visconde de Cairu na Bahia. Terumi Zukeran. Nascida em 20 de fevereiro de 1952, formada na área biológica pela Universidade de São Paulo, em 1974. Graduada em Administração com ênfase em Comércio Exterior na Faculdade de Administração e Ciências Contábeis Tibiriçá, em 1984, e Ciências Contábeis pela Universidade de São Paulo, em 2000. A Sra. Terumi é Pós-Graduada em Administração Contábil, Financeira e Economia de Empresas, pela Fundação Getúlio Vargas, em 1989. Atuou em diversas áreas do Banco do Brasil, com foco voltado á Captação e Crédito Internacional, no período de 1971 a 1997. Foi membro suplente dos Conselhos Fiscais da Teka S.A. e do Banco Alfa de Investimento S.A. Atualmente é Pesquisadora do Centro de Estudos em Seguros, Previdência e Atuária CESPA da FIPECAFI - USP. Susana Hanna Stiphan Jabra. Nascida em 26 de agosto de 1957, a Sra. Susana Jabra é graduada em Economia pela Universidade de São Paulo (USP), em 1979, e possui MBA em Finanças pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais, em 1999. Ela atua na área econômico-financeira há mais de 25 anos, principalmente em empresas de médio e grande porte. Foi Diretora da HJN Consultoria e Assessoria (2000 a 2003), foi Gerente de Informação de Mercado e de Planejamento da Agência Estado – Grupo jornal O Estado de São Paulo (1993 a 2000) e economista no Banco Itaú. Atualmente é Gerente de Participações da Fundação Petrobrás de Seguridade Social - PETROS e membro dos seguintes comitês dessa Fundação: Comitê de Investimento, Comitê de Avaliação de Corretoras, Comitê de Avaliação de Negócios e Empresas Imobiliários, e Comitê de Responsabilidade Social. Ela foi membro suplente do Conselho de Administração da Telemig Celular; membro titular do Conselho de Administração da CPFL Energia, da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga e da CPFL Geração, além de membro do Comitê de Remuneração da CPFL Energia. Atualmente, ela é membro suplente do Conselho de Administração da Telenorte Celular e da empresa Newtel, além de membro do Conselho Consultivo do Fundo de Investimentos em Participações Brasil Private Equity do Credit Suisse First Boston e do Comitê de Investimentos do Fundo de Investimentos em Participação, Governança e Gestão. Adicionalmente é membro do Conselho de Administração da Bonaire, membro titular do Conselho Fiscal da CPFL Energia, da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, da CPFL Geração e integrante do Comitê de Auditoria da CPFL Energia.

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Relação Familiar Na data deste Prospecto, não havia nenhuma relação familiar entre os Administradores da Emissora e seus principais acionistas. Ações detidas pelos Administradores Os administradores não detêm participação direta ou indireta no capital social da Emissora, exceto os membros do Conselho de Administração, que detêm participações mínimas necessárias para ocuparem tal cargo, nos termos da Lei das Sociedades por Ações. Política de Divulgação de Informações A CPFL Energia estabeleceu certas Diretrizes de Governança Corporativa, aplicável a todas as empresas do Grupo CPFL, incluindo a Emissora. De acordo com as Diretrizes de Governança Corporativa, a administração e os acionistas adotam os princípios da transparência, da obediência e do cumprimento das leis na divulgação das informações ao mercado. Opções A CPFL Piratininga, nos termos do seu estatuto social, pode conceder opções de ações para seus administradores, funcionários, ou a pessoas naturais que prestem serviços para a Companhia, desde que o plano de opção seja submetido à Assembléia Geral pelo Conselho de Administração, respeitado o limite do capital autorizado. Na data deste prospecto, não havia qualquer plano de opções de compra de ações da Emissora. Remuneração Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os acionistas são responsáveis pela fixação do valor total da remuneração dos membros do Conselho de Administração, Conselho Fiscal e da Diretoria da Emissora. Após os acionistas fixarem o valor total da remuneração cabível, os membros do Conselho de Administração ficam, então, responsáveis pela fixação dos níveis de remuneração individuais. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2004, a remuneração total que a Emissora pagou aos seus Conselheiros e Diretores foi de aproximadamente R$ 2,6 milhões. No período encerrado em 30 de setembro de 2005, a CPFL Piratininga pagou aos seus Conselheiros e Diretores aproximadamente R$ 2,1 milhões.

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PENDÊNCIAS JUDICIAIS E ADMINISTRATIVAS Em 30 de setembro de 2005, a CPFL Piratininga apresentava quadro de processos judiciais e administrativos composto de aproximadamente, 3.650 processos de natureza cível, trabalhista e tributária. O valor somado desses processos, em 30 de setembro de 2005, envolvem um montante aproximado de R$ 165,49 milhões, dos quais R$ 61,94 milhões foram devidamente provisionados pela Companhia. Dentre os principais litígios destacam-se: Legislação do Setor – Diversos Objetos Aproximadamente 1.600 processos são relacionados à legislação do setor elétrico e referem-se à plano de racionamento de energia, manutenção da rede, inadimplência, fraude praticada pelo consumidor, recuperação de créditos, questões tarifárias. Nestes casos, os processos constam com risco “inexistente”, pois não há a possibilidade de desembolso pela Companhia. Em 30 de setembro de 2005, havia 6 autos de infração emitidos pela ANEEL e CSPE contra a Companhia. Destes, pode-se destacar: (a) Auto de Infração n.º AI 007/2005-SFF, por meio do qual a Companhia foi autuada com multa no valor de R$ 4.073.802,00, pela apresentação além do prazo fixado pela ANEEL dos Laudos de Avaliação, nos termos da Resolução ANEEL n.º 493, de 3 de dezembro de 2002 A Emissora protocolou Recurso Administrativo, do qual ainda não obteve decisão. Este fato deveu-se à necessidade de adequação do referido Laudo às determinações constantes da regulamentação publicada à época, próximo à data do reajuste tarifário da Emissora. Devido a complexidade dos trabalhos e a sua absoluta acertividade e elevada qualidade exigidas na elaboração do Laudo de Avaliação, por empresa credenciada pela ANEEL, para a apuração da base de remuneração adequada para a concessionária, foi necessário a utilização de um tempo superior ao fixado. (b) Auto de Infração n.º AI 0207/TN 0947/2005, com multa no montante de R$ 5.161.000,00 referente a cobrança do custo de disponibilidade para unidades consumidoras desligadas temporariamente devido a inadimplência. A CPFL Piratininga protocolou recurso administrativo na Comissão Geral da CSPE, a qual manteve sua decisão, encaminhando para apreciação e deliberação no Conselho Deliberativo da CSPE. A cobrança dos valores mínimos faturáveis referentes ao custo de disponibilidade do sistema elétrico, conforme previsto no art. 48 da Resolução ANEEL n.º 456 no faturamento mensal das unidades consumidoras do Grupo B, mesmo estando a unidade consumidora com fornecimento suspenso por falta de pagamento, deveu-se ao fato de que a legislação aplicável ao assunto não é suficientemente clara, pois não impede explicitamente a cobrança de custo mínimo de disponibilidade no caso de corte do fornecimento por inadimplência e ainda afirma que a inadimplência não acarreta a descontinuidade do fornecimento de energia.

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Majoração Tarifária A Companhia, assim como outras distribuidoras, responde a processos movidos por consumidores industriais em decorrência do aumento ocorrido na tarifa em março de 1986, quando vigorava o “Plano Cruzado”. Apesar de se tratar de reajuste devidamente autorizado pelo Poder Concedente, o Poder Judiciário, inclusive nas altas instâncias, entendeu que a correção nas tarifas desrespeitou a lei então vigente, determinando às concessionárias de distribuição de energia elétrica, que foram as beneficiárias do recebimento, a restituírem os valores devidamente atualizados. Vale ressaltar que o Poder Judiciário, através do STJ, entendeu que os efeitos do reajuste estavam limitados ao período compreendido entre março e novembro de 1986 e que não houve contaminação nas contas de energia elétrica futuras. Em 30 de setembro de 2005, havia 147 processos judiciais dessa natureza em curso, cuja soma dos valores envolvidos é de aproximadamente R$ 12,45 milhões. O valor provisionado para os processos relacionados à majoração tarifária é de R$ 11,08 milhões. Processos Tributários Em relação aos processos de natureza tributária, está em trâmite uma ação referente a contribuição ao PIS e a COFINS com base na Lei 9.718/98, que permite a CPFL Piratininga recolher as aludidas contribuições com base no valor de faturamento mensalmente apurado. Neste caso, em 30 de setembro de 2005, a Emissora provisionou o valor de R$ 19,59 milhões. Outra discussão refere-se a indedutibilidade da contribuição social na base de cálculo do Imposto de Renda. Neste caso, a Companhia está depositando judicialmente o valor discutido nos autos do processo. Em 30 de setembro de 2005, há provisão de R$ 11,21 milhões com relação a esta questão. Processos Trabalhistas A Companhia apresentava, em 30 de setembro de 2005, passivo composto de aproximadamente 1.050 processos trabalhistas em curso, em toda a área de concessão, envolvendo o valor aproximado de R$ 100,19 milhões. Em 30 de setembro de 2005, a CPFL Piratininga provisionou 330 processos com risco de perda provável no valor de R$ 15,62 milhões. Cerca de 620 reclamações trabalhistas foram ajuizadas em face da Bandeirante Energia, sendo que, por força do protocolo de cisão, houve transferência da responsabilidade para a Piratininga, de forma exclusiva, em 380 processos e, de forma compartilhada, em 240 casos na proporção 44-56%. Na maior parte das reclamações trabalhistas, procuram os reclamantes obter indenizações pelos mais diversos motivos, dentre os quais adicional de periculosidade, equiparações salarial, remuneração de horas extras, benefícios decorrentes de incentivo à aposentadoria, entre outros. Também é considerável o número de ações propostas por ex-empregados de empreiteiras e outros prestadores de serviço que buscam a responsabilidade subsidiária da Companhia e também autônomos que pleiteiam o reconhecimento de vínculo empregatício. Processos Cíveis A Companhia apresentava, em 30 de setembro de 2005, passivo composto de aproximadamente 2.430 processos cíveis em curso, em toda a área de concessão, envolvendo o valor aproximado de R$ 24,7 milhões. Em 30 de setembro de 2005, a Companhia provisionou 124 processos com risco de perda provável no valor de R$ 1,9 milhões. Processos Ambientais A Companhia é parte passiva em certos processos administrativos ambientais, a maior parte em relação ao corte e à poda de árvores localizadas próximas a sua rede de distribuição de energia elétrica. O valor envolvido em tais processos, individualmente ou somados, não representam risco à Companhia ou à sua capacidade financeira.

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9. INFORMAÇÕES RELATIVAS À GARANTIDORA

• Introdução • Organização Societária • Investimentos • Informações Financeiras Selecionadas • Breves Discussões das Informações Financeiras Selecionadas

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INFORMAÇÕES RELATIVAS À GARANTIDORA

Introdução A CPFL Energia é uma holding constituída em 20 de março de 1998, que tem como objeto social a promoção de empreendimentos no setor de geração, distribuição, transmissão e comercialização de energia elétrica e atividades correlatas. No entanto, a CPFL Energia não produz nem comercializa bens ou serviços capazes de gerar um fluxo de caixa próprio. Suas receitas são provenientes da distribuição, geração e comercialização energia elétrica no Brasil por parte de suas subsidiárias. A CPFL Energia controla o maior complexo de geração e distribuição de energia elétrica do Brasil com capital totalmente nacional. Os principais objetivos da CPFL Energia são o aumento da capacidade própria de geração de energia, através de investimentos realizados na construção de usinas hidrelétricas, bem como na repotencialização daquelas já existentes, otimização dos investimentos, através de sua correta alocação dentro das necessidades do grupo, integração da estratégia com o controle de resultados do complexo empresarial em que a CPFL Energia atua, o aumento do ganho de produtividade e qualidade na área de distribuição de energia elétrica através da padronização e utilização de melhores práticas nas três controladas da Companhia responsáveis pela distribuição de energia elétrica (CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE) e a concentração, na CPFL Energia, de todo o fluxo de recursos necessários para a concreta realização de todos os objetivos acima descritos. Organização Societária

Capital Social Em 31 de dezembro de 2005, o capital social da CPFL Energia era de R$ 4.107.344 mil distribuído em 453.069.178 ações ordinárias, todas escriturais e sem valor nominal. Todas as ações ordinárias em circulação encontram-se totalmente integralizadas. A tabela abaixo demonstra a distribuição do capital social da CPFL Energia em 31 de dezembro de 2005:

Acionista Ações Ordinárias Quantidade % de Participação

VBC Energia S.A. 184.673.695 38,49

521 Participações S.A. 149.230.369 31,10

Bonaire Participações S.A. 60.713.509 12,65

BNDES Participações S.A. 23.005.251 4,79

Membros da Diretoria 43.378 0,00

Conselho de Administração 21 0,00

Ações em Tesouraria 817 0,00

Outros 62.089.690 12,94

Total 479.756.730 100,00

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Em virtude da migração dos acionistas minoritários da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga para a CPFL Energia, as participações societárias acima indicadas sofrerão alterações. A composição acionária prevista em dezembro de 2005 indicava a VBC com 38,32% do capital social, Previ com 31,11% do capital social, Bonaire com 12,82% do capital e o free float em torno de 17,75% do capital social. Breve Descrição dos Principais Acionistas VBC Energia S.A. A VBC foi constituída em 25 de março de 1997 com o objetivo de participar direta e indiretamente do capital de empresas do Setor Elétrico Brasileiro.

Trata-se é uma sociedade por ações, controlada pela Votorantim Energia Ltda., Bradesplan Participações S.A. e Camargo Corrêa S.A., que tem por objeto (i) participar de empresas do setor energético ou a ele vinculadas que distribuam, comercializem, gerem e operem usinas produtoras e linhas de transmissão de qualquer tipo de energia, podendo promover fusões, incorporações, cisões ou outras formas de associação de empresas; (ii) participar de empresas do setor de saneamento ou a ele vinculadas podendo promover fusões, incorporações, cisões ou outras formas de associação de empresas; (iii) realizar estudos, projetos de construções de usinas produtoras e de linhas de transmissão; (iv) intermediar e operacionalizar negócios no país e no exterior; e (v) prestar consultoria e assessoria de negócios, inclusive para importação e exportação de bens e serviços. 521 Participações

A 521 Participações é uma sociedade por ações, controlada por dois fundos de investimento que têm como quotista a Previ - Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil, que tem por objeto (i) participar no capital de outras sociedades, civis ou comerciais, como acionista, sócia ou quotista e (ii) participar de associações, inclusive sem personalidade jurídica, consórcios, empreendimentos conjuntos (joint ventures) e similares. Bonaire A Bonaire é uma holding, constituída na forma de uma sociedade por ações em 29 de agosto de 1997, controlada pelo Fundo Icatu Energia São Paulo FMIA – CL, tendo por objeto a participação como acionista da CPFL Energia, de forma direta ou indireta, bem como em sociedades em que os acionistas diretos ou indiretos da CPFL venham a participar como quotistas ou acionistas. Sociedades Controladas A Companhia controla três distribuidoras de energia (CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE) uma geradora de energia (CPFL Energia) e uma comercializadora de energia (CPFL Brasil).

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CPFL Geração A CPFL Geração foi criada para atender à exigência de separação das atividades de geração e de distribuição de energia elétrica, imposta pelo Contrato de Concessão da CPFL Paulista. Assim, em 29 de setembro de 2000 foi concluído o processo de desverticalização e restruturação societária, que resultou na cisão do patrimônio da CPFL Paulista, dando origem à CPFL Geração. RGE A RGE atua nas regiões norte e nordeste do Estado do Rio Grande do Sul, atendendo uma área de 90 mil km2, composta por 254 municípios. A população atendida pela RGE é de 3.300 mil habitantes, sendo 1.025 mil clientes. CPFL Brasil A CPFL Brasil foi criada em setembro de 2002, com o objetivo de realizar a comercialização da energia elétrica gerada pela CPFL Geração. A CPFL Brasil obtém energia elétrica para as operações de distribuição, vende energia elétrica a consumidores livres, outras empresas de comercialização e distribuidoras, e presta serviços relacionados à energia elétrica, tais como verificações de equipamentos elétricos e treinamento técnico. CPFL Paulista Para maiores informações sobre a CPFL Paulista, ver Seção “Informações Relativas à Emissora”-“Composição do Capital Social”-“Principal Acionista”. CPFL Piratininga Para maiores informações sobre a CPFL Piratininga, ver Seção “Informações Relativas à Emissora”. Investimentos A CPFL Energia pretende investir ate 2008 aproximadamente R$ 2.6 bilhões para manutenção e expansão de seus negócios, conforme tabela a seguir:

Distribuição Tipo de Investimento 2005 2006 2007 2008 Total

(R$ milhões) Expansão 171 149 156 158 634 Manutenção 164 143 150 151 608 Total 335 292 306 309 1242

Geração Tipo de Investimento 2005 2006 2007 2008 Total

(R$ milhões) Expansão 373 374 311 240 1.298 - Capital 53 104 93 60 310 - Dívida 320 270 218 180 988 Manutenção 15 15 9 10 49 Total 388 389 320 250 1.347

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Informações Financeiras Selecionadas A tabela abaixo apresenta os principais dados financeiros consolidados da CPFL Energia, que devem ser lidos em conjunto com suas demonstrações financeiras completas.

Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de

Períodos Encerrados em 30 de setembro de

2002 2003 2004 2004 2005 (em milhares de reais) Demonstração de Resultados Receita Bruta de Vendas ou Serviços 4.303.844 8.081.706 9.548.670 6.996.464 8.015.802 Deduções da Receita Bruta (998.514) (2.024.637) (2.812.417) (1.803.588) (2.337.062) Receita Líquida de Vendas ou Serviços 3.305.330 6.057.069 6.736.253 5.192.876 5.678.740 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (2.409.468) (4.435.515) (4.966.436) (3.970.612) (3.944.103) Resultado Bruto 895.862 1.621.554 1.769.817 1.222.264 1.734.637 Despesas/Receitas Operacionais (1.684.473) (1.819.919) (1.185.573) (920.397) (747.787) Com Vendas (98.618) (148.408) (195.329) (144.248) (141.303) Gerais e Administrativas (186.242) (279.219) (268.233) (199.636) (192.699) Financeiras (1.165.235) (1.007.337) (683.834) (495.112) (378.374) Outras Receitas Operacionais - - - - - Outras Despesas Operacionais (234.378) (384.955) (38.177) (81.401) (35.411) Resultado da Equivalência Patrimonial - - - - - Resultado Operacional (788.611) (198.365) 584.244 301.867 986.850 Resultado não Operacional 6.272 43.852 (4.415) (8.568) (1.733) Receitas 13.296 53.943 14.935 4.739 7.934 Despesas (7.024) (10.091) (19.350) (13.307) (9.667) Resultado Antes Tributação/ Participações (782.339) (154.513) 579.829 293.299 985.117 Provisão para Imposto de Renda e Contribuição Social - (130.072) (287.377) (201.375) (325.646) IR Diferido 89.974 21.063 34.643 56.464 (44.639) Item extraordinário Líquido de Tributos (20.537) (33.655) (33.655) (24.397) (24.420) Reversão dos Juros sobre Capital Próprio - 659 6.649 3.180 81.256 Lucro/prejuízo do Exercício (696.063) (297.392) 278.919 118.835 640.561 Lucro/prejuízo por Ação (0,20527) (0,07221) 0,61758 0,28853 1,38982

Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de

Períodos Encerrados em 30 de setembro de

2002 2003 2004 2004 2005 (em milhares de reais) Balanço Patrimonial Ativo Ativo total 12.361.861 12.050.445 12.618.121 12.907.099 12.798.195 Ativo Circulante 2.791.608 2.375.678 3.222.665 3.328.772 3.292.504 Disponibilidades 176.659 374.612 817.724 947.760 471.247 Créditos 2.203.017 1.747.760 1.765.674 2.274.591 2.692.165 Estoques 8.451 7.930 7.575 7.752 9.073 Outros 403.481 245.376 631.692 98.669 120.019 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.780.362 2.386.382 2.670.139 2.171.024 2.612.280 Créditos Diversos 1.200.444 1.275.367 1.797.625 2.071.517 2.470.993 Créditos com coligadas e controladas - 7.620 - - - Outros 579.918 1.103.395 872.514 99.507 141.287 Ativo Permanente 7.789.891 7.288.385 6.725.317 7.407.303 6.893.411 Investimentos 2.224.100 2.028.679 2.841.132 1.968.795 2.789.633 Participações em Controladas 1.359.663 1.185.244 2.019.045 1.140.966 1.987.289 Outros Investimentos 864.437 843.435 822.087 827.829 802.344 Imobilizado 3.058.703 3.095.660 3.826.864 5.366.583 4.061.101 Diferido 2.507.088 2.164.046 57.321 71.925 42.677

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Exercícios Encerrados em

31 de dezembro de Períodos Encerrados em

30 de setembro de 2002 2003 2004 2004 2005

Balanço Patrimonial Passivo Passivo Total 12.361.861 12.050.445 12.618.121 12.907.099 12.798.195 Passivo Circulante 4.839.211 2.512.970 2.997.243 3.056.158 3.247.544 Empréstimos e Financiamentos 2.422.347 860.692 904.321 996.316 843.546 Debêntures 929.604 317.180 355.992 388.008 343.513 Fornecedores 865.220 660.989 663.857 663.436 678.778 Impostos, Taxas e Contribuições 218.292 398.920 409.474 478.025 626.396 Dividendos a Pagar 34.127 8.444 158.644 32.585 10.157 Provisões 108.952 8.398 5.284 - 5.069 Dívidas com Pessoas Ligadas 17 15.805 - - - Outros 260.652 242.542 499.671 497.788 740.085 Passivo Exigível a Longo Prazo 5.177.021 5.948.075 5.387.878 6.268.161 4.914.402 Empréstimos e Financiamentos 2.275.878 2.146.116 2.144.341 2.189.610 1.856.044 Debêntures 1.502.927 2.215.383 1.640.705 2.394.353 1.605.342 Provisões 70.140 254.881 304.036 283.896 355.687 Outros 1.012.111 1.331.695 1.298.796 1.400.302 1.097.329 Patrimônio Líquido 2.151.697 3.397.387 4.095.982 3.391.396 4.520.499 Breves Discussões das Informações Financeiras Selecionadas Distribuição Entre 1997 e 2004 a CPFL Piratininga, a CPFL Paulista e a RGE, em conjunto, aumentaram o seu número de clientes em 129%, aumentando em 85% sua participação no mercado nacional no mesmo período:

Aumento na Quantidade de Clientes 1997 2000* 2001 2002 2003 2004 Número de Clientes (milhões) 2,4 2,7 5,0 5,2 5,2 5,5 Porcentagem do Mercado Nacional 6,6 6,6 8,3 11,7 11,9 12,2

* Até 2000 considera apenas CPFL Paulista. Concomitantemente, estas empresas diminuíram seu custo operacional, enquando a produtividade medida pela relação “cliente/colaborador” cresceu 132%:

Eficiência Operacional 1997 2000 2001 2002 2003 2004 Custo Operacional (base 100%) 100 60,8 47,4 51,6 40,8 43,6 Produtividade Cliente/Colaborador 438 936 821 955 993 1018

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A receita bruta das subsidiárias da CPFL Energia que atuam na área da distribuição de energia cresceu 14% no terceiro trimestre de 2005 quando comparado ao terceiro trimestre de 2004, passando de R$ 2.235 milhões em 2004 para R$ 2.559 milhões em 2005. No período de nove meses encerrado em 30 de setembro de 2005, comparado ao mesmo período de 2004, o crescimento foi de 12%, correspondendo a R$ 6.656 milhões em 2004 e R$ 7.443 milhões em 2005. O EBITDA das empresas de distribuição do grupo CPFL, cresceu 103% no terceiro trimestre de 2005 quando comparado ao terceiro trimestre de 2004, passando de R$ 219 milhões em 2004 para R$ 443 milhões em 2005. Para o período de nove meses encerrado em 30 de setembro de 2005, comparado ao mesmo período de 2004, o crescimento foi de 43%, correspondendo a R$ 867 milhões em 2004 e R$ 1.242 milhões em 2005. O lucro líquido da CPFL Energia em relação às atividades de distribuição cresceu 1.026% no terceiro trimestre de 2005 quando comparado ao terceiro trimestre de 2004, saltando de R$ 21 milhões negativos em 2004 para R$ 190 milhões positivos em 2005. Para o período de nove meses encerrado em 30 de setembro de 2005, comparado ao mesmo período de 2004, o crescimento foi de 385%, correspondendo a R$ 103 milhões em 2004 e R$ 501 milhões em 2005. No terceiro trimestre de 2005, as empresas de distribuição do grupo CPFL realizaram 51 mil ligações novas, uma média mensal 14% superior quando comparado às ligações feitas nos primeiros seis primeiros meses de 2005. Adicionalmente, as subsidiárias da CPFL Energia que distribuem energia vêm diminuindo suas perdas comerciais ao longo do tempo, tendo para isso realizado 292 mil inspeções nos nove primeiros meses de 2005. A redução nas perdas comerciais resultou em uma recuperação de receita de R$ 48 milhões no mesmo período. Geração A receita bruta da CPFL Energia em relação à atividade de geração energia, cresceu 42% no terceiro trimestre de 2005 quando comparado ao terceiro trimestre de 2004, sendo R$ 77 milhões em 2004 e R$ 110 milhões em 2005. Para o período de nove meses encerrado em 30 de setembro de 2005, comparado ao mesmo período de 2004, o crescimento foi de 31%, correspondendo a R$ 243 milhões em 2004 e R$ 320 milhões em 2005. O EBITDA consolidado das empresas de geração do grupo CPFL cresceu 36% no terceiro trimestre de 2005 quando comparado ao terceiro trimestre de 2004, correspondendo a R$ 65 milhões em 2004 e R$ 89 milhões em 2005. No período de nove meses encerrado em 30 de setembro de 2005, comparado ao mesmo período de 2004, o crescimento foi de 24%, correspondendo a R$ 208 milhões em 2004 e R$ 258 milhões em 2005. A atual margem do EBITDA das empresas de geração é 90%. O lucro líquido da CPFL Energia em relação às atividades de distribuição cresceu 125% no terceiro trimestre de 2005 quando comparado ao terceiro trimestre de 2004, passando de R$ 14 milhões em 2004 para R$ 32 milhões em 2005. Para o período de nove meses encerrado em 30 de setembro de 2005 comparado ao mesmo período de 2004, o crescimento foi de 66%, correspondendo a R$ 52 milhões em 2004 e R$ 87 milhões em 2005.

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Comercialização As vendas totais de energia das comercializadoras contraladas pela CPFL Energia no terceiro trimestre de 2005 quando comparado ao mesmo período de 2004, cresceram 1,7%, tendo o grupo vendido 9.139 GWH em 2004 e 9.293 GWH em 2005. Na comparação dos resultados dos períodos de nove meses encerrados em 30 de setembro de 2004 e 2005, verifica-se um crescimento de 4,2%, correspondente à venda de 26.718 GWH em 2004 e 27.852 GWH em 2005. O crescimento no montante total de energia vendida deveu-se a um grande aumento nas vendas no mercado livre, correspondente a um crescimento de 85% na comparação do terceiro trimestre de 2005 ao mesmo período de 2004, 1.652 GWH em 2005 comparado a 891 GWH em 2004. Para o período de nove meses encerrado em 30 de setembro de 2005, comparado ao mesmo período de 2004, o crescimento das vendas no mercado livre chegam a 114%, correspondendo a 2.169 GWH em 2004 e 4.643 GWH em 2005. Por sua vez, as vendas de energia nas áreas de concessão das sociedades controladas pela CPFL Energia cresceram 3.1% no terceiro trimestre de 2005 quando comparado ao mesmo período de 2004, correspondentes a 9.215 GWH em 2004 e 9.505 GWH em 2005. O crescimento das vendas na área de concessão para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2005 foi de 5,5% quando comparado ao mesmo período de 2004. Neste período houve um aumento de 93% das vendas referentes à TUSD. A receita bruta da CPFL Energia em relação à atividade de comercialização de energia cresceu 45% no terceiro trimestre de 2005 quando comparado ao terceiro trimestre de 2004, sendo R$ 257 milhões em 2004 e R$ 373 milhões em 2005. Para o período de nove meses encerrado em 30 de setembro de 2005 comparado ao mesmo período de 2004, o crescimento foi de 56%, correspondendo a R$ 649 milhões em 2004 e R$ 1.013 milhões em 2005. O EBITDA consolidado das comercializadoras de energia do grupo CPFL, cresceu 31% no terceiro trimestre de 2005, comparado ao terceiro trimestre de 2004, correspondente a R$ 38 milhões em 2004 e R$ 49 milhões em 2005. No período de nove meses encerrado em 30 de setembro de 2005 comparado ao mesmo período de 2004, o crescimento foi de 44%, correspondendo a R$ 114 milhões em 2004 e R$ 164 milhões em 2005. O lucro líquido da CPFL Energia em relação às atividades de distribuição cresceu 38% no terceiro trimestre de 2005, comparado ao terceiro trimestre de 2004, passando de R$ 25 milhões em 2004 para R$ 34 milhões em 2005. Para o período de nove meses encerrado em 30 de setembro de 2005 comparado ao mesmo período de 2004, o crescimento foi de 48%, correspondendo a R$ 76 milhões em 2004 e R$ 112 milhões em 2005.

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DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS E INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

• Demonstrações Financeiras Relativas ao Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de 2004 e Respectivo

Parecer dos Auditores Independentes





• Demonstrações Financeiras Relativas ao Período de Três Meses Encerrado em 30 de Setembro de 2005

e Respectivo Parecer dos Auditores Independentes



• Demonstrações Financeiras da Garantidora Relativas ao Período de Três Meses Encerrado em 30 de

Setembro de 2005 e Respectivo Parecer dos Auditores Independentes

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

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171

• Demonstrações Financeiras Relativas ao Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de 2004



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SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2004 Legislação Societária

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01927-5 COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ 04.172.213/0001-51 -

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRod. Campinas Mogi-Mirim, Km 2,5 - Parte Jardim Santana 13088-900 Campinas SP6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex19 3756-8832 3756-8033 - -11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail19 3756-8392 - - [email protected]

01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoJosé Antonio de Ameida Filippo Rod. Campinas Mogi-Mirim, Km 2,5 - Parte Jardim Santana4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone13088-900 Campinas SP 19 3756-8832 - -11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail - 19 3756-8392 - - [email protected]

01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR

Exercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social1 - Último 01/01/2004 31/12/20042 - Penúltimo 01/01/2003 31/12/20033 - Antepenúltimo 01/01/2002 31/12/20024 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes 00385-9 José Carlos Amadi 060.494.668-66

01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

Número de Ações (Mil) 1 - 31/12/2004 2 - 31/12/2003 3 - 31/12/2002Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 29.498.491 29.498.491 29.498.4912 - Preferenciais 23.532.768 23.532.768 23.532.7683 - Total 53.031.259 53.031.259 53.031.259Em 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 ConsolidadoPrestação de Serviço Público de Energia Elétrica Não Apresentado

01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS

1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social

01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO

1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação 01 AGO/E 30/04/2004 Dividendo 21/05/2004 ON 0,0014222820

02 AGO/E 30/04/2004 Dividendo 21/05/2004 PN 0,0015645100

03 AGO/E 30/04/2004 Juros Sobre Capital Próprio 21/05/2004 ON 0,0004442930

04 AGO/E 30/04/2004 Juros Sobre Capital Próprio 21/05/2004 PN 0,0004887230

05 RCA 28/07/2004 Dividendo 04/08/2004 ON 0,0012901410

06 RCA 28/07/2004 Dividendo 04/08/2004 PN 0,0014191550

07 RCA 28/07/2004 Juros Sobre Capital Próprio 04/08/2004 ON 0,0001967270

08 RCA 28/07/2004 Juros Sobre Capital Próprio 04/08/2004 PN 0,0002164000

01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

1 - Data 2 - Assinatura23/03/2005

174

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)

Código Descrição 31/12/2004 31/12/2003 31/12/2002

1 Ativo Total 1.769.417 1.576.817 1.603.230

1.01 Ativo Circulante 624.310 577.759 629.885

1.01.01 Disponibilidades 22.358 54.446 50.954

1.01.02 Créditos 564.819 502.669 570.600

1.01.02.01 Consumidores, Conces. e Permission. 423.239 429.469 481.064

1.01.02.02 Devedores Diversos 3.295 5.125 2.921

1.01.02.03 Tributos a Compensar 30.240 66.842 43.374

1.01.02.04 Prov. p/Créditos de Liquidação Duvidosa (13.078) (5.628) (10.493)

1.01.02.05 Diferimento de Custos Tarifários 121.072 6.861 53.734

1.01.02.06 Despesas Pagas Antecipadamente 51 0 0

1.01.03 Estoques 972 1.105 1.019

1.01.04 Outros 36.161 19.539 7.312

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 536.586 388.564 359.310

1.02.01 Créditos Diversos 535.624 386.429 328.871

1.02.01.01 Consumidores e Concessionárias 99.245 114.557 186.640

1.02.01.02 Depósitos Judiciais 59.961 27.642 11.486

1.02.01.03 Créditos Fiscais Diferidos 191.211 34.186 22.000



1.02.01.06 Despesas Pagas Antecipadamente 776 0 0

1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 0 0 24.391

1.02.02.01 Com Coligadas 0 0 24.391

1.02.02.02 Com Controladas 0 0 0

1.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 0

1.02.03 Outros 962 2.135 6.048

1.03 Ativo Permanente 608.521 610.494 614.035

1.03.01 Investimentos 1.156 1.156 1.156

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 1.156 1.156 1.156

1.03.02 Imobilizado 606.609 603.626 611.128

1.03.02.01 Imobilizado 732.851 722.574 718.156

1.03.02.02 (-) Obrig. Esp. Vinculadas à Concessão (126.242) (118.948) (107.028)

1.03.03 Diferido 756 5.712 1.751

175

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)

Código Descrição 31/12/2004 31/12/2003 31/12/20022 Passivo Total 1.769.417 1.576.817 1.603.2302.01 Passivo Circulante 607.687 716.419 696.3512.01.01 Empréstimos e Financiamentos 183.079 45.358 231.9472.01.01.01 Encargos de Dívidas 22.612 1.872 7.4562.01.01.02 Empréstimos e Financiamentos 160.467 43.486 224.4912.01.02 Debêntures 0 0 02.01.03 Fornecedores 191.947 213.321 284.6872.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 90.943 130.951 60.4382.01.05 Dividendos a Pagar 1.445 99.830 13.5152.01.06 Provisões 0 449 4492.01.06.01 Provisões para Contingências 0 449 4492.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 158.065 35.9992.01.08 Outros 140.273 68.445 69.3162.01.08.01 Folha de Pagamento 341 407 3322.01.08.02 Entidade de Previdência Privada 18.902 18.925 15.4112.01.08.03 Taxas Regulamentares 18.325 8.578 12.8462.01.08.04 Participação nos Lucros e Resultados 1.566 2.691 2.6002.01.08.05 Obrigações Estimadas 6.465 5.914 6.4582.01.08.06 Diferimento de Ganhos Tarifários 59.222 346 9102.01.08.07 Outros 35.452 31.584 30.7592.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 621.167 629.908 681.8302.02.01 Empréstimos e Financiamentos 261.962 228.247 190.5422.02.02 Debêntures 0 0 02.02.03 Provisões 89.137 103.035 34.1612.02.03.01 Provisões para Contingências 84.515 57.758 34.1612.02.03.02 Impostos, Taxas e Contribuições 4.622 45.277 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 140.379 342.9102.02.04.01 Adiantamento p/Futuro Aumento de Capital 0 140.379 342.9102.02.05 Outros 270.068 158.247 114.2172.02.05.01 Fornecedores 64.356 0 70.2892.02.05.02 Entidade de Previdência Privada 107.365 65.805 29.4032.02.05.03 Diferimento de Ganhos Tarifários 13.247 78.455 5382.02.05.04 Fundo para Reversão 13.987 13.987 13.9872.02.05.05 Outros 71.113 0 02.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 540.563 230.490 225.0492.05.01 Capital Social Realizado 331.100 180.514 180.5142.05.02 Reservas de Capital 193.217 44.535 44.5352.05.02.01 Doações e Subvenções para Investimentos 44.122 44.122 44.1222.05.02.02 Ágio Incorporação de Soc Controladora 148.682 0 02.05.02.03 Incentivos Fiscais 413 413 4132.05.03 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 10.099 5.441 02.05.04.01 Legal 10.099 5.441 02.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 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 6.147 0 0

176

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)

01/01/2004 01/01/2003 01/01/2002Código Descrição a 31/12/2004 a 31/12/2003 a 31/12/20023.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.519.058 2.234.026 1.920.0633.02 Deduções da Receita Bruta (792.236) (579.472) (449.300)3.02.01 ICMS (443.742) (396.059) (317.717)3.02.02 PIS (41.649) (13.457) (12.916)3.02.03 COFINS (173.678) (68.170) (56.844)3.02.04 Quota p/Reserva Global de Reversão (11.550) (10.608) (16.112)3.02.05 Outras (121.617) (91.178) (45.711)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.726.822 1.654.554 1.470.7633.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.418.798) (1.355.916) (1.236.339)3.04.01 Energia Comprada para Revenda (947.260) (970.491) (894.907)3.04.02 Enc de Uso do Sist de Transm e Distrib (184.019) (152.643) (115.858)3.04.03 Pessoal e Administradores (46.387) (46.422) (50.305)3.04.04 Entidade de Previdência Privada (30.341) (25.707) (26.623)3.04.05 Material (6.213) (4.124) (3.951)3.04.06 Serviços de Terceiros (21.142) (18.872) (12.931)3.04.07 Depreciações e Amortizações (52.154) (53.055) (50.365)3.04.08 Conta de Consumo de Combustível - CCC (80.586) (74.846) (76.166)3.04.09 Conta de Desenvolviment Energético - CDE (46.619) (8.287) 03.04.10 Outras (4.077) (1.469) (5.233)3.05 Resultado Bruto 308.024 298.638 234.4243.06 Despesas/Receitas Operacionais (154.853) (130.515) (277.396)3.06.01 Com Vendas (47.162) (35.666) (44.818)3.06.02 Gerais e Administrativas (67.202) (65.473) (70.821)3.06.03 Financeiras (34.022) (24.851) (154.428)3.06.03.01 Receitas Financeiras 77.959 122.498 267.9133.06.03.02 Despesas Financeiras (111.981) (147.349) (422.341)3.06.03.02.01 Juros sobre o Capital Próprio (10.896) (24.607) 03.06.03.02.02 Outros (101.085) (122.742) (422.341)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais (6.467) (4.525) (7.329)3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 03.07 Resultado Operacional 153.171 168.123 (42.972)3.08 Resultado Não Operacional (2.461) 5.976 4.3003.08.01 Receitas 1.599 7.578 4.4313.08.02 Despesas (4.060) (1.602) (131)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 150.710 174.099 (38.672)3.10 Provisão para IR e Contribuição Social (46.815) (68.249) (957)3.10.01 Imposto de Renda (33.766) (50.087) (703)3.10.02 Contribuiçao Social (13.049) (18.162) (254)3.11 IR Diferido 0 0 03.12 Participações/Contribuições Estatutárias (21.637) (21.637) (21.637)3.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições (21.637) (21.637) (21.637)3.12.02.01 Item Extraordinário Líq. Tributos (21.637) (21.637) (21.637)3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 10.896 24.607 03.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 93.154 108.820 (61.266)

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 53.031.259 53.031.259 53.031.259

LUCRO POR AÇÃO 0,00176 0,00205

PREJUÍZO POR AÇÃO (0,00116)

177

04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)

01/01/2004 01/01/2003 01/01/2002Código Descrição a 31/12/2004 a 31/12/2003 a 31/12/20024.01 Origens 768.082 471.069 811.9544.01.01 Das Operações 230.430 250.267 (33.930)4.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 93.154 108.820 (61.266)4.01.01.02 Vls. que não Repr. Mov. Cap. Circulante 137.276 141.447 27.3364.01.01.02.01 Prov. p/Perdas Recomp. Tarif. Extraord. - RTE 14.838 0 04.01.01.02.02 Atualização Monetária da RTE (25.348) (31.573) (85.265)4.01.01.02.03 PIS/COFINS - Ativo Regulatáorio (899) 0 04.01.01.02.04 Amort. do Ágio e Deprec. do Imobilizado 57.203 57.929 56.0914.01.01.02.05 Var.Monetária e Cambial de L.Prazo (16.640) 5.922 3.5044.01.01.02.06 Perdas (Ganhos) na Baixa de Imobilizado 2.476 (5.659) (3.789)4.01.01.02.07 Real (Provisão) de Cred. Fiscais L.Prazo (48.997) 33.091 (10.173)4.01.01.02.08 Entidade de Previdência Privada 60.466 56.153 56.8454.01.01.02.09 Provisão para Contingências 21.753 23.597 10.2384.01.01.02.10 Compensação Financ. - Reajuste Tarifário 69.744 0 04.01.01.02.11 Outros 2.680 1.987 (115)4.01.02 Dos Acionistas 150.586 0 414.3394.01.02.01 Integralização de Capital 150.586 0 71.4294.01.02.02 Adiantamento p/Futuro Aumento de Capital 0 0 342.9104.01.03 De Terceiros 387.066 220.802 431.5454.01.03.01 Financiamentos Longo Prazo e Debêtures 242.920 41.784 285.2054.01.03.02 Realizáveis L.Prazo Transf. p/Circulante 135.457 128.809 128.3414.01.03.03 Contratos de Mútuo 0 30.287 04.01.03.04 Obrigações Especiais 2.890 11.920 10.4554.01.03.05 Venda de Ativos Permanentes 1.365 7.171 7.5444.01.03.06 Outros 4.434 831 04.02 Aplicações 612.799 543.263 262.9504.02.01 Aumento do Imobilizado 64.217 63.859 43.8444.02.02 Transf.Exigível L. Prazo p/Circulante 268.841 65.371 157.6394.02.03 Dividendos e Juros s/Capital Próprio 82.349 103.379 04.02.04 Transf Ativo Circ. p/Realizável L.Prazo 11.327 31.151 04.02.05 Adições do Diferido 427 3.961 1.7514.02.06 Diferimento de Custos Tarifários 11.953 52.703 28.5594.02.07 Reemb. de Adiant. p/Fut. Aument. de Capital 0 202.531 04.02.08 Ativo Líquido não Circ. Incorporado 135.795 0 04.02.09 Depósitos Vinculados a Litígios 32.319 18.201 5.1564.02.10 Contratos de Mutuo 0 0 24.3914.02.11 Outros 5.571 2.107 1.6104.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante 155.283 (72.194) 549.0044.04 Variação do Ativo Circulante 46.551 (52.126) 258.8594.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 577.759 629.885 371.0264.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 624.310 577.759 629.8854.05 Variação do Passivo Circulante 108.732 (20.068) 290.1454.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício (716.419) (696.351) (986.496)4.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício (607.687) (716.419) (696.351)

178

05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2004 A 31/12/2004 (Reais Mil)

Lucros/ Total Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio

Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 180.514 44.535 0 5.441 0 230.4905.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 150.586 0 0 0 0 150.5865.04 Realização de Reservas 0 148.682 0 0 0 148.6825.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 93.154 93.1545.07 Destinações 0 0 0 4.658 (87.007) (82.349)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 4.658 (4.658) 05.07.02 Dividendos Intercalares 0 0 0 0 (71.453) (71.453)5.07.03 Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 0 (10.896) (10.896)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 331.100 193.217 0 10.099 6.147 540.563



Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 180.514 44.535 0 0 0 225.0495.02 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 0 108.820 108.8205.07 Destinações 0 0 0 5.441 (108.820) (103.379)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 5.441 (5.441) 05.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (78.772) (78.772)5.07.03 Juro sobre o Capital Próprio 0 0 0 0 (24.607) (24.607)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 180.514 44.535 0 5.441 0 230.490



Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 109.085 61.546 0 44.255 0 214.8865.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 71.429 0 0 0 0 71.4295.03.01 Integralização do Capital Social 71.429 0 0 0 0 71.4295.04 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 (61.266) (61.266)5.07 Destinações 0 0 0 0 0 05.08 Outros 0 (17.011) 0 (44.255) 61.266 05.08.01 Comp de Prejuízos - Reservas de Capital 0 (17.011) 0 0 17.011 05.08.02 Comp de Prejuízos - Reserva de Lucro 0 0 0 (44.255) 44.255 05.09 Saldo Final 180.514 44.535 0 0 0 225.049

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09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVA

Aos Acionistas e Administradores da Companhia Piratininga de Força e Luz Campinas - SP

1. Examinamos o balanço patrimonial da Companhia Piratininga de Força e Luz, levantado em 31 de dezembro de2004, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens e aplicaçõesde recursos correspondentes ao exercício findo naquela data, elaborados sob a responsabilidade de suaAdministração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras.

2. Nosso exame foi conduzido de acordo com as normas brasileiras de auditoria e compreendeu: (a) o planejamentodos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controlesinternos da Sociedade; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valorese as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativasadotadas pela Administração da Sociedade, bem como da apresentação das demonstrações financeiras tomadas emconjunto.

3. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras referidas no parágrafo 1 representam adequadamente, em todos osaspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Companhia Piratininga de Força e Luz em 31 de dezembrode 2004, o resultado de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido e as origens e aplicações de seusrecursos referentes ao exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

4. As informações suplementares, elaboradas sob a responsabilidade da Administração da Sociedade, contidas nosAnexos I e II, referentes, respectivamente, às demonstrações dos fluxos de caixa e do valor adicionado para oexercício findo em 31 de dezembro de 2004, são apresentadas com o propósito de permitir análises adicionais e nãosão requeridas como parte das demonstrações financeiras básicas. Essas informações foram por nós examinadas, deacordo com os procedimentos de auditoria mencionados no parágrafo 2 e, em nossa opinião, estão adequadamenteapresentadas, em todos os aspectos relevantes, em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

5. Conforme comentado na nota explicativa 3 - item (e) às demonstrações financeiras, a Sociedade registrou o valorlíquido de R$12.843 mil, no ativo circulante, referente a ressarcimento por mudança de classificação deconsumidores de baixa renda, o qual está pendente de homologação pela ANEEL – Agência Nacional de EnergiaElétrica. Conforme comentado na nota explicativa 3 - itens (b).1 e (b).2, a ANEEL, em caráter provisório, alterouem 18 de outubro de 2004, o percentual relativo à revisão tarifária periódica de 2003 e, ainda, concedeu também emcaráter provisório, reajuste tarifário para aplicação nas tarifas de venda de energia, no período compreendido entre23 de outubro de 2004 a 22 de outubro de 2005. Tendo em vista o caráter provisório desse reajuste e revisão tarifária,os mesmos estão sujeitos a eventuais alterações quando de sua homologação definitiva.

6. As demonstrações financeiras e as informações suplementares contidas nos Anexos I e II em 31 de dezembro de2003, apresentadas para fins comparativos, foram por nós examinadas e nosso parecer, sem ressalvas, emitido em 2de março de 2004, conteve comentário relacionado às transações realizadas no âmbito do Mercado Atacadista deEnergia Elétrica – MAE, cujos montantes poderiam estar sujeitos a modificação em função de ações judiciais quese encontravam em discussão à época. Este assunto encontra-se abordado, quanto a sua atual situação, na notaexplicativa 6 às demonstrações financeiras.

Campinas, 3 de março de 2005.

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU José Carlos Amadi Auditores Independentes Contador CRC nº 2 SP 011609/O-8 CRC nº 1 SP 158025/O-0

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10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO – 2004

1. MENSAGEM DA DIRETORIA EXECUTIVA

No exercício de 2004, a CPFL Piratininga atendeu ao crescimento e à dinâmica do mercado, em consonância com seuplanejamento estratégico. Entre os resultados alcançados, destacam-se a receita operacional bruta, de R$ 2.519 milhões,total 12,8% superior a 2003, e o lucro líquido de R$ 93,1 milhões.

Em 2004, a recuperação econômica do país, que proporcionou melhora na oferta de empregos e no poder aquisitivo dosconsumidores, especialmente no segundo semestre, refletiu-se no crescimento do consumo de energia da classe residencial,que registrou incremento de 2,1% em relação a 2003. O cenário do exercício só não influiu com mais expressão nosresultados da CPFL Piratininga, em decorrência da saída de uma parcela de seus clientes, principalmente industriais, parao mercado livre.

Esse movimento fez reduzir a participação do segmento industrial no perfil de vendas de energia da empresa. De outrolado, entretanto, contribuiu para o crescimento da receita de tarifas sobre o uso do sistema de transmissão e distribuição daCPFL Piratininga, faturada junto a esses clientes, que foram para o mercado livre, mas continuam utilizando a rede elétricada empresa. Essa receita, que foi de R$ 101,3 milhões em 2004 - e praticamente quintuplicou em comparação com 2003– colaborou para manter a margem operacional.

Em 2004, ainda, com a finalidade de racionalizar a estrutura societária e administrativa, foi aprovada a incorporação daDRAFT I Participações S.A. pela CPFL Piratininga, em Assembléia Geral de Acionistas das duas empresas, realizada em30 de novembro.

No âmbito societário, também, a CPFL Piratininga propõe distribuir à totalidade de seus acionistas, na forma de dividendose juros sobre capital próprio, o montante de R$ 82,3 milhões, equivalente a 93% do lucro líquido ajustado.

No campo da gestão, a CPFL Piratininga intensificou a atuação de seu programa de Redução de Perdas Comerciais, comdiversas ações destinadas ao combate às fraudes. Foram constituídas novas equipes, que aumentaram em cerca de 70% asinspeções de combate a fraudes, em relação a 2003. Com esse trabalho foi possível recuperar o montante correspondentea R$ 16,5 milhões em 2004.

A CPFL Piratininga investiu R$ 64,2 milhões em 2004, direcionados, principalmente ao atendimento a clientes, ampliaçãoda capacidade instalada, manutenção do sistema elétrico e modernização do sistema de distribuição, com a conclusão daautomação de 100% das subestações de seu sistema de transmissão.

Como em anos anteriores, em 2004 avaliações externas reconheceram o desempenho da CPFL Piratininga, eleita como aempresa com a “Melhor Gestão Econômico-Financeira” entre as distribuidoras, pela ABRADEE - Associação Brasileiradas Distribuidoras de Energia Elétrica. A empresa também situou-se entre as três melhores do país em avaliação dosclientes da região sudeste, para o Prêmio IASC-Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor, da Agência Nacional deEnergia Elétrica-ANEEL.

A CPFL Piratininga tem convicção de que a excelência nos processos de gestão e os resultados positivos alcançadosdevem-se especialmente à satisfação e à qualificação profissional de seus colaboradores. Por essa razão, continua a investirintensamente em programas de capacitação e desenvolvimento de seus profissionais, por meio de cursos técnicos,seminários, workshops e atividades de especialização. No ano, foram proporcionadas 65 horas de treinamento porcolaborador.

Com orgulho e satisfação pelos objetivos alcançados, a empresa manifesta sua disposição de continuar agindo de formaefetiva para o crescimento sustentável dos seus negócios e das comunidades a que atende e, assim, contribuirdecisivamente para o desenvolvimento do País.

Wilson Ferreira Jr.Diretor-Presidente

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2. PERFIL CORPORATIVO

A CPFL Piratininga é uma empresa distribuidora de energia elétrica, de capital aberto, que atua em 27 municípios dointerior do Estado de São Paulo, abrangendo as regiões da Baixada Santista, Sorocaba e Jundiaí, numa área de concessãode 6.785 Km2. Atende a aproximadamente 1,2 milhão de clientes. O controle da empresa é detido pela Companhia Paulistade Força e Luz, com a participação direta de 97,41% do capital total.

3. EVOLUÇÃO SOCIETÁRIA

O principal evento societário da Companhia Piratininga de Força e Luz (“CPFL Piratininga”), referente ao ano de 2004,ocorreu em novembro com a incorporação da controladora Draft I Participações S.A. e a transferência de seu controleacionário para a Companhia Paulista de Força e Luz (“CPFL Paulista”), simplificando assim a estrutura societária eadministrativa, em alinhamento com os interesses dos acionistas.

4. AMBIENTE REGULATÓRIO

O ano de 2004 foi marcado pela implementação do novo modelo do Setor Elétrico que dispõe sobre a comercialização deenergia elétrica entre concessionários, permissionários e consumidores finais no âmbito do Sistema Interligado Nacional(“SIN”), conforme Lei Nº 10.848, de 15 de março de 2004 e Decreto Nº 5.163, de 30 de julho de 2004.

O Novo Modelo redefine as atribuições e a governança dos diversos agentes institucionais existentes, restituindo aoMinistério das Minas e Energia - MME o papel de Poder Concedente, passando a ANEEL a exercer, exclusivamente, asfunções de regulação, fiscalização e mediação.

Os Decretos de regulamentação editados em 2004 garantem a continuidade dos compromissos assumidos, com destaquepara o Decreto Nº 5.163, de 30 de julho de 2004, que regulamentou o Novo Modelo.

Se de um lado o Novo Modelo trouxe para as Distribuidoras a obrigatoriedade de contratação de cem por cento da energianecessária ao atendimento de seu mercado consumidor, por outro lado, criou mecanismos que permitem gerenciar asprevisões de mercado, tais como a possibilidade de descontratar energia quando da saída de consumidores que optam porser livres, a possibilidade de redução de até 4% ao ano nos contratos de suprimento e por fim a possibilidade de repassepara as tarifas de um montante de energia comprada equivalente a até cento e três por cento da energia consumida por seumercado.

Cabe ressaltar ainda a edição da Portaria Interministerial Nº 361, de 26 de novembro de 2004 que inclui na Conta deCompensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” – CVA, a variação dos custos de aquisição de energia elétricapara contratos bilaterais existentes antes da Lei Nº 10.848 de 15 de março de 2004, que representa importante passo nagarantia da neutralidade tarifária para as Distribuidoras e na consolidação das regras do setor elétrico.

Tarifas de Energia Elétrica

Ajuste da Revisão Tarifária: Em outubro de 2004, no processo de reajuste tarifário anual da empresa, foram executadosajustes da Revisão Tarifária de outubro de 2003, com a fixação de novo valor para a Base de Remuneração Regulatória,alteração da Quota de Reintegração Regulatória de 4,0% para 4,44% e da consideração de um valor adicional à Empresade Referência. Como resultado desse processo, e de acordo com a Resolução Homologatória nº 245, de 18 de outubro de2004, o índice de reposicionamento das tarifas de fornecimento de energia elétrica da CPFL Piratininga, foi alterado de18,08% para 10,86% retroativamente a 23 de outubro de 2003, sendo 10,51% referentes ao processo de revisão tarifáriae 0,35% devido ao ressarcimento de parte dos custos do racionamento. Cabe observar que embora em outubro de 2003, aANEEL tenha fixado um índice de reposicionamento tarifário para a CPFL Piratininga de 18,08%. O aumento autorizadona tarifa foi de 14,68% sendo a diferença provisionada para ser aplicada à partir do reajuste tarifário de 2004. Emdecorrência dessas alterações a empresa procedeu, ainda no terceiro trimestre de 2004 aos ajustes econômicos relativos aesse novo índice de reposicionamento. No entanto, devido à provisoriedade dos valores, o efeito financeiro da diferençaentre o índice de reposicionamento tarifário anterior de 14,68%, que vinha sendo praticado desde outubro/2003, e o atualde 10,51%, fixado em outubro/2004, deverá ser deduzido do Índice de Reajuste Tarifário – IRT de 2005, caso o valor daBase de Remuneração seja considerado definitivo. Os novos valores de receita requerida apresentaram uma participaçãode custos não gerenciáveis (energia comprada, encargos de transmissão e encargos setoriais) em relação aos custos totaisde 73,2% e de custos gerenciáveis (custos operacionais, remuneração do investimento, depreciação e impostos) de 26,8%.

Reajuste Tarifário Anual: Em outubro de 2004 as tarifas de fornecimento de energia elétrica foram reajustadas, com basena Resolução Homologatória ANEEL Nº 246, de 18 de outubro de 2004, em 14,00%, índice assim composto: reajuste anualIRT - 10,51%; diferença financeira dos custos do racionamento – 0,06%, Resolução Nº 152/03 ANEEL, art.13 – 0,14% evalores da Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (“CVA”) de 2004 e da diferida de 2003 – 3,29%.

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Os novos valores da receita anual apresentaram uma participação de custos não gerenciáveis (energia comprada, encargosde transmissão e encargos setoriais) em relação aos custos totais de 72,8% e de custos gerenciáveis (custos operacionais,remuneração do investimento, depreciação e impostos) de 27,2%. As tarifas de compra de energia de Contratos Iniciaistiveram os seus reajustes fixados em: Furnas – 10,31%; Cesp – 9,94%; Tietê – 8,36%; Duke – 8,96% e Emae – 11,51%.A tarifa do contrato com Itaipu Binacional teve uma elevação de 0,27%. As tarifas dos Contratos Bilaterais firmados comCPFL Brasil tiveram reajustes de 11,90%. Em relação aos encargos de transmissão o reajuste total alcançou 5,64%, sendoo maior impacto devido ao reajuste da rede básica vinculada aos contratos iniciais com variação de 31,86%. Em resumo,o reajuste total dos custos não gerenciáveis (Parcela A) constantes do IRT foi de 11,08%, com impacto tarifário de 8,03%.O IGP-M do período tarifário, out/03 a set/04, alcançou o percentual de 11,90%, que, deduzido do Fator X no valor totalde 2,90%, obteve o Índice (IVI – Fator X) de 9,00%, que foi aplicado aos custos gerenciáveis (Parcela B) do IRT, comimpacto tarifário de 2,48%.

AANEEL deu continuidade ao processo de realinhamento tarifário, que consiste na eliminação gradativa, no período de 2003a 2007, dos subsídios cruzados nas tarifas de energia, conforme foi definido no Decreto Nº 4.667 de 04 de abril de 2003.

O reajuste e a revisão tarifária da CPFL Piratininga foram estabelecidos em caráter provisório. Os valores definitivos serãofixados quando da definição do valor da Quota de Reintegração Regulatória e da Base de Remuneração Regulatória, nostermos do disposto na Resolução ANEEL Nº 493, de 03 de setembro de 2002.

5. DESEMPENHO DOS NEGÓCIOS

Mercado de Energia

A quantidade de energia faturada pela CPFL Piratininga em 2004 foi 6,1% inferior a 2003. A variação negativa concentrou-se na classe industrial, devido à tendência verificada no mercado brasileiro de migração de grandes clientes,particularmente integrantes desta classe, para o mercado livre de energia. Dado o peso dessa classe no consumo total daempresa, o índice de redução do consumo total ficou elevado.

A migração de clientes para o mercado livre, ocorrida de forma excepcional em 2004, alterou a participação das classes deconsumo no mercado total da empresa, reduzindo a participação dos clientes industriais e incrementando a participaçãodas demais classes. Se expurgado o efeito da saída de clientes livres, o crescimento seria de 3,7%, o que mostra arecuperação da economia brasileira e, principalmente, do segmento industrial. O número de clientes, demonstrando aexpressividade do mercado atendido, atingiu 1.226 mil, em 2004.

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Classe Residencial

A classe residencial, que representa cerca de 22,2% do mercado total, apresentou crescimento de 2,1% em relação a 2003.

A recuperação econômica do país proporcionou melhora nas condições de emprego e renda, em especial no segundosemestre de 2004. Segundo a Pesquisa Mensal de Emprego (IBGE), a massa salarial cresceu 8,13% no ano. A geração deempregos formais para o conjunto da economia atingiu 1,5 milhão de novas vagas em 2004. O nível de emprego aumentouem todos os grandes setores de atividades: indústria de transformação, comércio, serviços e construção civil.

Em contrapartida, as baixas temperaturas registradas durante todo o ano impediram um desempenho melhor.

Classe Industrial

A classe industrial, que representa cerca de 56,5% do mercado total, apresentou decréscimo de 10,9% em relação a 2003.Expurgando o efeito de calendário e de saída de clientes livres, o crescimento seria de 4,8%.

Por ser um mercado predominantemente exportador, o crescimento apresentado é um pouco menor que o da produçãoindustrial brasileira, dada a maior base de comparação em 2003, quando as exportações já começaram a apresentar níveismais altos. Mesmo assim, o crescimento apresentado pela classe reflete o ritmo crescente da produção industrial no país.Segundo o IBGE, no acumulado de janeiro a dezembro, a produção industrial brasileira apresenta aumento de 8,3%,puxado pela produção de bens de consumo duráveis (22,3%), mas também com uma contribuição importante dos bens decapital (20,4%), em decorrência da ampliação dos investimentos.

No que se refere ao comportamento dos ramos de atividade, o maior crescimento no consumo de energia foi verificado nossetores ligados à produção de veículos, ou seja, borracha (pneus) e material de transporte (autopeças), com altas de 16,1%e 13,0%, respectivamente. Além desses setores, que foram favorecidos pelo aumento das vendas de automóveis tanto parao mercado interno quanto externo, alguns setores tipicamente ligados à economia doméstica apresentaram crescimentosignificativo no consumo de energia: papel e papelão (produção de embalagens), com aumento de 13% e têxtil, comvariação de 7,4%.

Classe Comercial

A classe comercial, que representa cerca de 13,1% do mercado total, apresentou decréscimo de 0,6% em relação a 2003.Expurgando o efeito de calendário e clientes livres, o crescimento seria de 2,1%. Apesar do efeito negativo gerado pelastemperaturas abaixo da média, a recuperação dos índices de comércio nos últimos meses de 2004 garantiu o crescimentoda classe nesse ano.

Segundo o IBGE, as vendas no comércio varejista aumentaram 6,44% em novembro (na comparação com nov/03),alcançando crescimento de 8,98% no acumulado do ano. Essa recuperação do comércio se deve principalmente à melhoranas condições de crédito e nos índices de emprego, que propiciaram aumento das vendas em 2004.

Assim, como na classe residencial, as temperaturas abaixo da média evitaram incremento mais significativo do consumo.

Demais Classes

As demais classes de consumo (Rural, Poderes Públicos, Iluminação Pública e Serviços Públicos) participam com 8,2%do mercado total da CPFL Piratininga. Essas classes apresentaram aumento de 0,4%.

Gestão de Perdas Comerciais

Para o combate às perdas comerciais, em 2004, foram desenvolvidas diversas ações, entre as quais se destacam:envolvimento direto de 95 colaboradores, esclarecimento à população com relação às perdas comerciais, substituição demedidores obsoletos, regularização de ligações clandestinas e realização de 121 mil inspeções de unidades consumidoras,representando aumento de 69% na CPFL Piratininga em relação a 2003, conforme se observa a seguir:

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A intensificação das inspeções proporcionou o aumento de 37% na detecção de fraudes, na área de atuação da CPFL Piratininga.

As medidas tomadas proporcionaram redução das perdas comerciais, em 10% em relação à 2003, atingindo o índice de2,0%, representando uma recuperação de R$ 16,5 milhões na CPFL Piratininga em 2004.

Gestão da Inadimplência

Em 2004 a inadimplência, calculada sobre as contas de energia vencidas a mais de 30 dias, atingiu o índice de 1,76% naCPFL Piratininga, estando entre os mais baixos do setor elétrico. Dentre as ações operacionais que mais contribuíram parao resultado alcançado, destacam-se a intensificação e eficácia dos cortes, atingindo 300 mil clientes inadimplentes, eavanços nos processos de negociação e cobrança dos débitos.

6. INVESTIMENTOS

A CPFL Piratininga realiza constantemente investimentos para adequar o seu sistema elétrico às necessidades dos clientes,com o objetivo de manter a qualidade do serviço prestado. Em 2004, o volume de investimentos foi de R$ 64.217 mil.

Destes investimentos, destaca-se a ligação de 44.878 clientes, a construção de 8 novos alimentadores na região da CPFLPiratininga, destacando-se a região de Sorocaba, com a criação de 5 novos circuitos e a aquisição de uma nova unidade deTransformador Móvel, que opera em diversos níveis de tensão (138/88/69/13,8/11,9 kV – 23 MVA), possibilitando acontinuidade do fornecimento aos clientes quando em situações de emergência.

Já no Plano de Manutenção 2004, que contempla as manutenções preventivas, preditivas e corretivas do Sistema Elétrico,foram investidos R$ 13,9 milhões de forma a manter a continuidade dos serviços e a integridade do sistema de distribuição,além de outros investimentos em infra-estrutura operacional para renovação de frota e edificações.

Porém o grande destaque de 2004 foi a conclusão do projeto de Automação de 100% das Subestações de seu sistema detransmissão. Esses investimentos em automação possibilitaram maior controle da operação dos sistemas de transmissão edistribuição, garantindo aumento na produtividade das equipes, segurança na tomada de decisão e melhora significativa naqualidade de fornecimento aos consumidores. Para o sucesso desse empreendimento foram necessárias, entre outras, asseguintes ações: implantação da automação nas subestações; instalação do sistema de supervisão e controle do SistemaDigital Distribuído de Telecontrole (“SDDT”), já utilizado pela CPFL Paulista; adequação do Sistema deTelecomunicações, ampliando as conexões entre os centros e melhorando a confiabilidade dos canais; unificação epadronização das normas e procedimentos operativos; treinamento dos técnicos de operação na utilização dos novosaplicativos. Essa tecnologia permite expressivos ganhos de eficiência no processo de operação, porque melhora aqualidade, a confiabilidade e a segurança dos serviços.

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7. ANÁLISE DE RESULTADOS

Esta análise e discussão da administração, sobre a situação financeira e o resultado das operações da Sociedade devem serlidos em conjunto com as demonstrações financeiras auditadas.

Receita Bruta

A receita bruta no exercício de 2004 foi de R$ 2.519.058 mil, representado crescimento de 12,8% quando comparado aoexercício anterior. Os principais fatores que contribuíram para a variação ocorrida na receita foram:

(i) Fornecimento faturadoO fornecimento faturado de energia elétrica, em 2004, totalizou R$ 2.403.206 mil, apresentando crescimento de 7,6%quando comparado ao de 2003. Esse aumento deve-se ao efeito combinado dos reajustes tarifários de 2003 e 2004, quedeterminaram aumento nas tarifas de 14,68% e 14,00%, respectivamente, compensados pela redução na quantidade deenergia vendida, na ordem de 6,1%, devido ao movimento de migração de clientes, até então cativos, para o mercado livre.

Entretanto, cabe ressaltar que esses clientes, por continuarem interligados no sistema de distribuição da Sociedade, sãofaturados pelo uso da rede elétrica. Dessa forma, a receita do fornecimento de energia deve ser analisada em conjunto coma receita pela disponibilidade da rede elétrica (TUSD) que, no exercício, totalizou R$ 101.340 mil, aumento significativoquando comparado aos R$ 20.095 mil faturados em 2003.

(ii) Alteração da revisão tarifária de 2003Em outubro de 2003, a ANEEL determinou que a revisão tarifária para a CPFL Piratininga seria de 18,08%. Para mantero princípio da modicidade tarifária e a condição de equilíbrio econômico financeiro do contrato de concessão, o aumentoautorizado na tarifa foi de 14,68%. A diferença entre esses percentuais estava sendo provisionada desde 2003, pororientação da ANEEL, sendo que sua recuperação estava prevista para os três reajustes tarifários anuais seguintes.Entretanto, em outubro de 2004, a ANEEL alterou ainda em caráter provisório a referida revisão tarifária para um

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percentual de 10,51%. A diferença de receita entre o reposicionamento tarifário de 2003, que foi de 14,68%, e o percentualde 10,51%, será compensada financeiramente no reajuste tarifário de outubro de 2005, caso esses percentuais sejamconfirmados como definitivos.

Dessa forma, a Sociedade realizou no exercício os devidos ajustes para refletir o novo percentual. Os principais efeitosdesses ajustes foram: (i) reversão da receita reconhecida em 2003, referente ao diferencial de 18,08% para os 14,68% novalor de R$ 13.798 mil, e (ii) constituição de uma provisão relacionada à diferença negativa entre o percentual de 14,68%para o percentual de 10,51%, no valor de R$ 69.744 mil.

(iii) Provisão para perda de realização de Ativos RegulatóriosCom base no período estabelecido pela ANEEL para recuperação dos ativos regulatórios, através da recomposição tarifáriaextraordinária e através de projeções financeiras realizadas pela Sociedade, foi constituída uma provisão para perda derealização desses ativos no valor de R$ 14.838 mil.

(iv) Subvenção Baixa RendaDevido às mudanças nas diretrizes e critérios para o enquadramento de unidades consumidoras na subclasse residencialbaixa renda e considerando que os subsídios concedidos aos clientes devem ser compensados através da tarifa cobrada aosdemais clientes do mercado, a ANEEL determinou uma nova metodologia a ser aplicada para a apuração destas diferenças.Através dessa metodologia, a Sociedade apurou o montante de R$ 12.843 mil não repassados à tarifa dos demais clientes,registrando essa diferença como uma receita, ainda pendente de homologação pelo órgão regulador, devendo ser ressarcidaatravés de subvenção econômica pela Eletrobrás.

(v) Outras variaçõesAlém dos efeitos descritos anteriormente, ainda existem outras contas com variações significativas, mas que não afetam oresultado da Sociedade, devido a existência de contrapartidas de mesmo valor, como despesas na demonstração doresultado. A natureza destas rubricas e a explicação para essas variações são:

• Energia Livre - Através da Resolução Normativa nº 01/2004, a ANEEL retificou o montante relacionado às transaçõesde Energia Livre, registradas nos exercícios de 2001 e 2002, a ser repassado aos geradores de modo que fosse reduzido,no exercício de 2003, o montante de R$ 54.446 mil. Em junho de 2004, a ANEEL republicou a referida resolução,retificando os valores da Energia Livre, fazendo com que a Sociedade reconhecesse um acréscimo no valor de R$67.536 mil, no resultado de 2004. Esse mesmo efeito pode ser verificado na rubrica “Energia Comprada para Revenda”.

• Encargos Emergenciais - ECE/EAEE: A variação existente deve-se aos aumentos dos encargos ocorridos ao longo doexercício e sua contrapartida está registrada como Deduções da Receita Operacional.


A rubrica deduções da receita operacional no exercício totalizou R$ 792.236 mil, apresentado um aumento de 36,7% emrelação ao exercício anterior, devido basicamente aos seguintes fatores: (i) aumento da receita bruta, conforme descritoacima, (ii) alterações na legislação do PIS e COFINS, que promoveu mudança na base de cálculo, e com a elevação daalíquota da COFINS de 3,0% para 7,6%, e (iii) em conformidade com a interpretação técnica do IBRACON nº 01/2004, aSociedade registrou, no exercício de 2004, os créditos sobre custos operacionais compensados na apuração do PIS eCOFINS, líquidos nas respectivas contas de despesas.

Custo do Serviço de Energia Elétrica

Esse custo é representado pelas rubricas analisadas a seguir:

(i) Energia Elétrica Comprada para Revenda

Os custos com energia elétrica comprada para revenda em 2004, de R$ 947.260 mil, compõem-se da energia elétricacomprada no exercício, líquidos dos efeitos do diferimento de custos tarifários (CVA), dos ajustes da Energia Livrelíquidos dos créditos de PIS e da COFINS, cujas variações são as seguintes:

• Energia elétrica comprada no exercício – A energia adquirida no exercício, no montante de R$ 989.125 mil, 5,9% maiorque o exercício anterior, é representada: (i) pela energia adquirida de Itaipu, no montante de R$ 346.848 mil (R$ 361.583mil em 2003), que representa 35% da quantidade de energia adquirida no exercício, apresentando redução de 4,1% domontante de energia elétrica comprada, quando comparado com 2003, justificado pela queda no preço médio de 1,7%,devido principalmente ao efeito da variação cambial, adicionado à menor quantidade de energia adquirida, da ordem de2,5% e (ii) pela energia adquirida de outras concessionárias e permissionárias, no montante de R$ 642.277 mil

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(R$ 572.683 mil em 2003), representando aumento de 12,2%, comparado com o exercício anterior, que está associadoao reajuste das tarifas aplicadas nas compras de energia, cujo aumento médio no exercício atingiu aproximadamente28,3%, refletindo o repasse dos aumentos nos custos de geração e flutuação do IGP-M, e a substituição da energia doscontratos iniciais por uma energia mais cara, compensada pela menor quantidade de energia adquirida, que no períodoreduziu 12,6%, em função basicamente da diminuição na quantidade de energia fornecida para clientes cativos, e nanegociada na CCEE.

• Diferimento de custos tarifários (CVA) - A variação existente no diferimento (CVA) para a energia comprada pararevenda (débito no resultado de R$ 88.683 mil em 2003 para crédito de R$ 19.739 mil no exercício de 2004), deve-seprincipalmente aos efeitos da variação cambial sobre a energia adquirida de Itaipu. A CVA refletida no resultado de 2003contempla tanto a amortização do ativo constituído em 2002, devido à alta variação cambial do período incidente sobrea energia adquirida de Itaipu, bem como a constituição do passivo em 2003 que sofreu efeito contrário da variaçãocambial após o reajuste tarifário de outubro de 2002. Já a CVA refletida no resultado de 2004 contempla tanto odiferimento apurado ao longo do exercício de 2004, como a amortização da variação cambial, registrados no passivo.

• Energia Livre - A ANEEL retificou o montante de Energia Livre, registrado nos exercícios de 2001 e 2002, a serrepassado aos geradores de modo que fosse estornado, no exercício de 2003, o montante de R$ 52.458 mil. Em junhode 2004, a ANEEL republicou a referida resolução, retificando os valores da Energia Livre, fazendo com que aSociedade reconhecesse uma despesa no valor de R$ 67.536 mil, no resultado de 2004.

• Créditos de PIS e da COFINS – O custo com energia elétrica, no exercício de 2004, está deduzido do crédito de R$ 89.662 mil, obtido na apuração do PIS e da COFINS, conforme foi determinado pela legislação fiscal.

(ii) Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição

Os custos decorrentes de encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição foram de R$ 201.663 mil para oexercício de 2004, representando um acréscimo de 23,2% comparados com os custos de 2003. Esse aumento refleteprincipalmente o reajuste aplicado nas tarifas.

Despesa Operacional

As despesas operacionais em 2004 totalizaram R$ 408.350 mil, apresentando um acréscimo de 20,7% quando comparadoa 2003. As principais variações estão descritas a seguir:

(i) Pessoal, Material, Serviço de Terceiros e Outros

Essas despesas, em 2004, totalizaram R$ 193.601 mil, valor superior em 12,8% quando comparado ao exercício anterior.A estabilidade dessas despesas, comparadas com a inflação do período, de 12,4%, medida pelo IGP-M, demonstra oresultado do programa de controle de custos e sinergias operacionais existente entre as empresas do segmento dedistribuição.

(ii) Entidade de Previdência Privada

Os custos desta rubrica referem-se aos gastos com os benefícios concedidos aos empregados patrocinado pela Sociedade.O reconhecimento das despesas é realizado a partir de cálculo preparado por atuários externos, com base em premissassalariais, tábua de mortalidade, expectativa de inflação e outras condições estimadas.

(iii) Conta de Consumo de Combustível - CCC

Os custos desta rubrica referem-se aos custos com combustível para operação das usinas termelétricas, rateados entre asconcessionárias distribuidoras de energia elétrica. No exercício, esses valores totalizaram R$ 80.586 mil, representandoaumento de 7,7%, comparado ao exercício anterior. Essa variação deve-se ao efeito combinado do aumento dascontribuições ocorridas no exercício, líquido dos efeitos do diferimento e amortização dos custos tarifários (CVA) de formaa adequar a despesa aos valores estimados na composição de sua tarifa.

(iv) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE

Os custos desta rubrica referem-se às contribuições realizadas pelos distribuidores de energia elétrica, com o objetivo decustear os projetos voltados ao desenvolvimento e incentivo a fontes alternativas de energia. No exercício, esses valorestotalizaram R$ 46.619 mil apresentado um acréscimo de R$ 38.332 mil em relação ao exercício anterior. Tal variaçãodeve-se ao efeito combinado do aumento das contribuições ocorridas no exercício de 2004 e aos efeitos do diferimento(CVA) de parte relevante do custo de 2003 os quais foram amortizados em 2004.

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Resultado do Serviço

O resultado do serviço apurado no exercício foi positivo, no montante de R$ 187.193 mil, apresentando decréscimo de3,0% quando comparado ao resultado do serviço de 2003. Esta redução deve-se principalmente aos efeitos da alteração narevisão tarifária de 2003, ajustada em 2004.


O resultado financeiro no exercício apresentou uma despesa liquida no montante de R$ 34.022 mil. Desconsiderando oefeito dos Juros sobre Capital Próprio pago aos acionistas, o resultado financeiro apresenta despesa de R$ 23.126 mil, comevolução negativa de R$ 22.882 mil, comparada à despesa de 2003. A evolução negativa no resultado financeiro deve-seprimordialmente à redução nas receitas financeiras, compensada parcialmente pela redução nas despesas financeiras. A explicação para ambas reduções são as seguintes:

• Redução nas receitas financeiras em R$ 44.539 mil, basicamente em função da compensação dos créditos do IRPJ eCSLL, reduzindo a receita de atualizações monetárias da ordem de R$ 12.222 mil, da redução dos juros sobre contratode mútuos em R$ 7.501 mil, e pela remuneração dos ativos regulatórios de R$ 25.035 mil, decorrente da redução dataxa SELIC e realização desses ativos.

• Redução das despesas financeiras em R$ 21.657 mil, devido basicamente à redução dos encargos de dívidas nomontante de R$14.432 mil e pelo crédito de PIS e da COFINS de R$ 3.367 mil, bem como redução dos encargos,explicada principalmente pela queda da SELIC e CDI, indexadores importantes das dívidas.

Resultado não Operacional

O resultado não operacional apurado no exercício foi uma despesa líquida no montante de R$ 2.461 mil, contra umareceita líquida de R$ 5.976 mil verificada em 2003. Essa variação é decorrente da redução de ganhos na alienação de ativoimobilizado.

Contribuição Social e Imposto de Renda

No exercício, foram registradas provisões de contribuição social e imposto de renda representadas por uma despesa de R$ 46.815 mil, apresentando decréscimo de 31,4%, comparada a despesa de 2003. A principal razão para o decréscimo dosimpostos está relacionada à redução do lucro tributário, devido aos efeitos descritos acima.

Lucro Líquido do Exercício

O lucro líquido do exercício foi de R$ 93.154 mil, apresentando uma queda de 14,4%, comparado ao lucro líquido doexercício anterior. Essa redução deve-se principalmente a redução verificada no Resultado do Serviço e ao aumento dasdespesas financeiras do período.

Capacidade de Geração de Caixa

A geração operacional de caixa medida pelo EBITDA em 2004 totalizou R$ 272.276 mil, que comparado ao EBITDA doexercício de 2003, apresentou uma redução de 3,6%.

O principal fator que contribuiu para esse decréscimo foi a revisão do reajuste tarifário de 2003, de modo que o resultadode 2004 foi ajustado negativamente através do estorno de uma receita reconhecida em 2003 e a necessidade de constituiçãode uma provisão para a compensação financeira do cliente. Estes efeitos foram parcialmente compensados através docrescimento das vendas com o aumento do consumo e a retomada da economia e a contenção dos custos e despesasoperacionais gerenciáveis, devido ao programa de controle de custos e sinergias operacionais existente entre as diversasempresas do grupo, que mantiveram as despesas consistentes com a inflação obtida no período.

O EBITDA foi calculado a partir do lucro líquido do exercício, excluídos os efeitos do resultado financeiro, Imposto deRenda, Contribuição Social, depreciação, amortização e as despesas referentes à Entidade de Previdência Privada(incluindo o efeito do Item Extraordinário, líquido dos efeitos de impostos).

O EBITDA é uma medida prática para aferir a performance operacional, e pode ser definido e calculado de diversasmaneiras.

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8. ENDIVIDAMENTO

Em 31 de dezembro de 2004, a dívida total de empréstimos e financiamentos da CPFL Piratininga era de R$ 445.041 mil,dos quais R$ 183.079 mil têm vencimentos no curto prazo, representando aumento de R$ 137.721 mil (curto prazo). A posição de longo prazo chegou a R$ 261.962 mil em 2004, representando um aumento de R$ 33.715 mil.

Verificou-se em 2004 aumento do endividamento, da ordem de 62,7%, passando de R$ 273.605 mil, em 2003, para R$ 445.041 mil em 2004, justificado principalmente pela liberação de recursos do BNDES, no montante de R$ 44.491 mil,correspondente a 50% do valor homologado pela ANEEL, referente a CVA e Reajuste Tarifário, bem como liberação dosrecursos do Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios (“FIDC”), no montante de R$ 200.000 mil.

9. ATENDIMENTO AO CLIENTE

Para atendimento aos seus clientes a CPFL Piratininga mantém uma estrutura sustentada basicamente por um Call Centercom funcionamento diário e ininterrupto, 17 Agências de Atendimento e o Site www.cpfl.com.br.

Em 2004 foram realizados 3.246.540 atendimentos, número 6% superior ao ano de 2003, decorrente da intensificação dasações dos programas de redução de inadimplência e perdas comerciais. Desse total de atendimentos 59% foi realizado viaCall Center, 26% via Site, e 15% através das Agências.

Vale destacar a grande evolução do número de atendimentos eletrônicos via Site, correspondendo a 26% do total, queproporcionam maior comodidade e agilidade aos clientes, além de redução de custos para a CPFL Piratininga.

Especificamente para os clientes ligados em alta tensão, a CPFL Piratininga dispõe de uma atendimento diferenciado, comum Contact Center próprio, suportado por uma equipe altamente capacitada, bem como uma equipe de gerentes denegócios, distribuídos de forma regionalizada pela área de concessão. Em 2004 foram realizados 44.565 atendimentos declientes de alta tensão.

10. QUALIDADE DOS SERVIÇOS PRESTADOS

Como decorrência da eficiência na gestão operacional e dos investimentos realizados, a CPFL Piratininga manteve os seusindicadores de qualidade do fornecimento de energia elétrica aos seus clientes em nível de excelência. Isso reflete as açõesde inspeção e manutenção preventiva das redes e linhas de distribuição, a flexibilidade operacional do sistema elétrico e aorganização da logística de serviços de atendimento a emergências.

A CPFL Piratininga manteve-se situada entre as melhores distribuidoras de energia do setor elétrico nacional em qualidadede fornecimento.

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Assim como nos indicadores técnicos de qualidade, a CPFL Piratininga desenvolve gestão eficaz nos processos comerciais,para proporcionar o melhor atendimento aos seus clientes em 2004, por meio de:

Serviços de Ligação Nova de Clientes em Baixa Tensão: 44 mil serviços realizados, com tempo médio para cada ligaçãode 0,9 dia;

Religação de Clientes em Baixa Tensão: Os clientes desligados por falta de pagamento tiveram um tempo médio dereligação de 8 horas;

Elaboração de Estudos e Projetos: Trata-se de análise e estudo técnico do sistema elétrico, para atendimento àssolicitações de ligações novas ou aumentos de carga pelos clientes. Ao longo de 2004, foram realizados 9.212 estudos eprojetos para novas ligações ou aumento de carga, com tempo médio de retorno ao cliente solicitante de 5 dias;

Quantidade de Obras: Foram realizadas 1.612 obras, com um tempo médio de execução de 46 dias.

Qualidade de Faturamento: Foram emitidas cerca de 14,7 milhões de contas para os clientes em 2004, sendo que houvenecessidade de refaturamento de apenas 2,9 contas a cada 10.000 emitidas.

11. SATISFAÇÃO DOS CLIENTES

Em 2004, A CPFL Piratininga se classificou entre as três melhores empresas avaliadas pelos clientes da região Sudeste doBrasil, entre as distribuidoras com mais de 400 mil clientes, em consulta realizada para o Prêmio IASC – Índice Aneel deSatisfação do Consumidor, da Agência Nacional de Energia Elétrica.

12. PROGRAMA DE EFICI NCIA ENERGÉTICA, PESQUISA E DESENVOLVIMENTO

O Programa de “Eficiência Energética e de Pesquisa e Desenvolvimento da CPFL Piratininga” advém de determinaçãoprevista no contrato de concessão, estabelecendo que as distribuidoras de energia devem destinar 1% de sua receitaoperacional líquida, em projetos dessa natureza.

Programa de Eficiência EnergéticaNa CPFL Piratininga existem 110 projetos com o objetivo principal de promover o uso eficiente da energia elétrica,destacando-se: Eficiência Energética na Iluminação Pública e em Praças Públicas; Diagnósticos Energéticos eImplementações Industriais e Comercias; Diagnósticos Energéticos e Implementações em Serviços Públicos de Água eEsgoto, Delegacias de Polícia e Hospitais; programas Educativos de Eficiência Energética e Meio Ambiente; CPFL nasEscolas; além do curso de Gestão Energética Industrial.

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Pesquisa e Desenvolvimento

Os objetivos dos Programas de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D da CPFL Piratininga abrangem seis aspectos:Manutenção do status quo tecnológico da empresa, Aumento da Receita, Rentabilização dos Ativos, Redução do CustoOperacional, Imagem Institucional e Minimização de Riscos.

Os projetos utilizam ferramentas científicas de ponta e têm como principal meta implementar Pesquisa Tecnológica, queresulta em produtos aplicáveis internamente e disponibilizáveis para venda de produtos e serviços. Isso contribui parareduzir o gap tecnológico do Brasil e fomenta serviços e indústria de base tecnológica no país, cooperando no aumento darelação Número de patentes/PIB no Brasil, buscando elevá-la a índices mais próximos aos dos países mais desenvolvidos.

13. GESTÃO DE RECURSOS HUMANOS

A política de Recursos Humanos da CPFL Piratininga está alicerçada nos princípios da ética e transparência, produtividade,realização pessoal e profissional, responsabilidade social e igualdade de oportunidades.

Em 2004, objetivo principal da gestão de Recursos Humanos foi prover, desenvolver e reter profissionais, com níveisadequados de competência e desempenho, melhorando ainda mais o clima organizacional, pois a CPFL Piratiningaacredita, convictamente, que existe uma conexão direta entre o clima e os resultados do negócio.

O orgulho profissional e a satisfação dos colaboradores quanto às práticas de gestão de pessoas foram avaliados por meio deampla pesquisa de Clima Organizacional, conduzida em parceria com a Consultoria Hay Group. Com a adesão de 97% doscolaboradores e gestores, o resultado apresentou índice geral de favorabilidade de 76%, o maior observado desde 1999. Aempresa saltou 22 pontos percentuais em relação à última pesquisa e passou a integrar o seleto grupo de companhias quepossuem os melhores resultados do mercado Hay, ou seja, a CPFL Piratininga tornou-se benchmark em clima organizacional.

Em 2004, os colaboradores da CPFL Piratininga ajudaram a situar a holding CPFL Energia entre as melhoresempresas para se trabalhar, no Guia Exame, organizado pelas revistas Exame e Você S/A.

A complexidade e a dinâmica dos processos de gestão e de distribuição e transmissão de energia elétrica exigem, cada vezmais, um alto grau de qualificação técnica e gerencial, na busca permanente da excelência e do crescimento empresarial.

Com esse foco, a CPFL Piratininga investiu intensamente em programas de capacitação e desenvolvimento de seusprofissionais, por meio de cursos técnicos, seminários, workshops e atividades de especialização. Ao todo foramproporcionados cerca de 66 Hht aos colaboradores, em 2.004.

A rotatividade de pessoal com índice de 6,52%, manteve o equilíbrio entre retenção e renovação de profissionais. Em 2003o índice foi de 11,21%. O quadro de pessoal encerrou o exercício com 1.055 colaboradores, em comparação aos 1.012colaboradores em 2003.

Os colaboradores da CPFL Piratininga têm o seguinte perfil:

• Idade média de 38 anos• Tempo médio de empresa de 12,3 anos

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A produtividade da CPFL Piratininga, medida pelo o índice de clientes por colaborador (quadro próprio), continuouevoluindo, evidenciando a eficiência operacional da companhia.

Segurança no Trabalho

Devido à natureza de suas operações, a CPFL Piratininga realiza uma série de ações preventivas focadas em três pilaresestratégicos voltadas para a segurança no trabalho dos nossos colaboradores.

Estas consistem na Habilitação, de forma a tornar as pessoas aptas para a execução de suas atividades através de amploprograma de treinamento, normatização, padronização de atividades, materiais e equipamentos; Conscientização, parainternalizar nos colaboradores os valores e práticas consistentes com os programas definidos, para que a cultura da segurançafaça parte da vida de todos; e Supervisão, que visa a garantir que todas as metodologias, políticas e ações estão sendocumpridas, bem como criar oportunidades de melhoria que possam contribuir para o aprimoramento de nossos trabalhos.

Destaque em 2004, onde a companhia teve apenas um acidente com afastamento, de baixa gravidade.

14. SUSTENTABILIDADE E RESPONSABILIDADE CORPORATIVA

A CPFL Piratininga estimula seus colaboradores a se conscientizarem de que cada um deles é responsável pelodesenvolvimento e pela sustentabilidade dos negócios. Dessa forma, empenha-se em fazer com que cada colaboradorconsidere sempre os impactos econômicos, sociais e ambientais de todas as suas ações nos públicos com que se relaciona.

Em acordo com esse princípio, o alinhamento da CPFL Piratininga ao compromisso com os critérios de excelência estáassegurado pelo Sistema de Gestão Integrado – SGI, que abrange a Gestão da Qualidade, da ResponsabilidadeCorporativa, a Gestão Ambiental e a Gestão da Saúde, Segurança do Trabalho e Qualidade de Vida. A CPFLPiratininga é certificada pelos padrões normativos ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001 e SA 8000 para os seguintesescopos, válidos para toda a sua área de concessão:

• ISO 9001: 00 - Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica;

• ISO 14001: 96 - Convivência da Rede de Distribuição Urbana de Energia Elétrica com o Meio Ambiente;

• OHSAS 18001: 99 - Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica;

• SA 8000: 01 - Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica.

A empresa também possui certificação ISO 9001:00 para os processos:• Coleta de Informações, Processamento e Apuração dos Indicadores Técnicos e Comerciais da Qualidade do

Fornecimento de Energia Elétrica;• Serviço de Teleatendimento para Consumidores de Energia Elétrica;• Operação do Sistema de Transmissão de Energia Elétrica.

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Responsabilidade na Prática

Entre as ações realizadas em 2004, com o objetivo de incorporar as questões relacionadas à Sustentabilidade e àResponsabilidade Corporativa nas atividades cotidianas da empresa e das comunidades próximas, destacam-se:

• Implantação do Programa de Valorização da Diversidade• Lançamento do Programa CPFL de Estímulo ao Voluntariado Cidadão• Adesão ao Global Compact• Realização de Encontros com Fornecedores• Lançamento de novo Programa Cultural, com o tema “Sociedade Contemporânea: Vida, Perigos e Oportunidades”• Revisão do Código de Ética e de Conduta Empresarial.

Gestão Ambiental

Além de cumprir a legislação e normas ambientais vigentes, a CPFL Piratininga, por meio de Política Ambientalconsistente, considera as questões ambientais desde as fases de projeto, até a construção e operação dos seusempreendimentos.

Para tanto, em 2004, deu continuidade às negociações junto ao órgão ambiental competente, com o objetivo de procederao Licenciamento Ambiental de suas atividades, que englobam principalmente Roçadas e Aceiros sob Linhas deDistribuição e Transmissão de Energia Elétrica; a Construção de Novas Linhas de Transmissão e Subestações, além deatividades como Destinação de Resíduos, entre outras. As providências relativas ao Licenciamento irão nortear as açõesambientais da CPFL Piratininga.

Em paralelo ao processo de regularização ambiental em curso, destacam-se os seguintes programas ambientais emdesenvolvimento:

Programa de Arborização Urbana: Doação de aproximadamente 5.716 mudas de árvores, adequadas à convivênciaharmoniosa com as redes elétricas, aos municípios da área de concessão da CPFL Piratininga;

Programa de Gerenciamento e Destino Final de Resíduos: A CPFL Piratininga mantém, em parceria com a CPFLPaulista, um programa de gerenciamento e destinação final para os resíduos considerados perigosos, gerados a partir dosseus processos produtivos. Os resíduos de lâmpadas de iluminação pública (vapor de mercúrio e sódio) foram destinados,juntamente com os resíduos de lâmpadas da CPFL Paulista, a um processo de descontaminação e reciclagem, no períodoentre outubro e dezembro de 2004.

15. RECONHECIMENTOS E PREMIAÇÕES

As empresas do grupo CPFL Energia buscam sempre a comparação com as melhores práticas deGestão Integrada existentes em suas áreas de atuação. Os expressivos resultados obtidos podemser notados nos rigorosos processos de avaliação pelos quais passaram a holding CPFL Energiae suas empresas controladas para concorrer a diversos prêmios.

Entre os reconhecimentos mais significativos recebidos pela CPFL Piratininga, em 2004, está o Prêmio de GestãoEconômico-Financeira, concedido pela ABRADEE.

16. ATENDIMENTO À INSTRUÇÃO CVM Nº 381/2003

Informações sobre a prestação de outros serviços que não sejam de auditoria externa, pelo auditor independente.

A Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes foi contratada pela Companhia Piratininga de Força e Luz em 2004para a prestação de serviços de auditoria externa relacionados aos exames das demonstrações financeiras da Sociedade.Esta empresa de auditoria não prestou serviços não relacionados à auditoria externa cujos honorários fossem superiores a5% do total de honorários referentes a este serviço, no exercício de 2004.

Para evitar a existência de conflito de interesses, perda de independência ou objetividade de seus auditores independentes,a Companhia Piratininga de Força e Luz pauta-se no Código de Ética e de Conduta Empresarial firmado pelo Grupo CPFL,através dos quais desenvolve seus instrumentos de gestão empresarial.

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17. INFORMAÇÕES CORPORATIVAS

Razão Social: COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ

Tipo de Empresa: Capital Aberto

Natureza do Controle Acionário: Privado Nacional

CNPJ: 04.172.213/0001-51

Endereço: Rodovia Campinas Mogi-Mirim, Km 2,5, Jardim Santana - Campinas - S.P.

Diretor de Relações com Investidores: José Antonio de Almeida Filippo

Auditoria Independente: Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes

Banco Depositário (sistema de ações escriturais): Banco Bradesco S.A.

Serviços aos Acionistas: Departamento de Ações e Custódia do Banco Bradesco S.A.

Fone(s): (55 11) 3684-9441/3684-4522

18. BALANÇO SOCIAL

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AGRADECIMENTOS

O desempenho superior da CPFL Piratininga em todos os campos de atividades é decorrente, diretamente, do compromissode seus acionistas com o desenvolvimento do país, da confiança que eles depositaram durante o ano todo na DiretoriaExecutiva e no apoio incondicional que eles sempre manifestaram aos Diretores nos momentos decisivos da organização.

A CPFL Piratininga agradece a seus Executivos e Gestores pelo empenho e dedicação com que colocaram em prática - emuitas vezes até superaram - as metas estabelecidas pelo planejamento estratégico, e pela motivação e envolvimento quetransmitiram às suas equipes em relação aos objetivos da companhia.

Os Colaboradores merecem, também, agradecimentos pelo comprometimento que sempre demonstraram frente àrealização e a superação de expectativas da companhia e pelo constante esforço que dedicaram ao aprimoramento de suaspróprias habilidades.

A CPFL Piratininga agradece, ainda, às Autoridades constituídas dos Poderes Executivo, Legislativo e Judiciário e àsAgências Reguladoras pelo respeito que sempre dedicaram às questões de ordem pública referentes à atuação daCompanhia.

A CPFL Piratininga também é grata às empresas, clientes e comunidades que recebem seus serviços de distribuição deenergia, pelos reconhecimentos que têm atribuído a todas essas atividades. Agradece, ainda, o envolvimento e oalinhamento dos fornecedores aos princípios e práticas da companhia.

Esses reconhecimentos são fontes de incentivo para que a CPFL Piratininga siga firmemente em seu propósito de inovar eaprimorar sempre as suas atividades. Essa é a forma como a CPFL pode retribuir a forte confiança que a sociedade brasileiratem depositado em sua capacidade de gerir e prover serviços com qualidade, essenciais para o desenvolvimento do país.

11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS

COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZNOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

EM 31 DE DEZEMBRO DE 2004 E DE 2003

(Valores expressos em milhares de Reais, exceto quando indicado de outro modo)

( 1 ) CONTEXTO OPERACIONAL

A Companhia Piratininga de Força e Luz (“CPFL Piratininga” ou “Sociedade”) é uma sociedade por ações de capitalaberto, de direito privado, que tem por objetivo principal a prestação de serviços públicos de distribuição e comercializaçãode energia elétrica, em qualquer de suas formas, sendo tais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de EnergiaElétrica – “ANEEL”, vinculada ao Ministério de Minas e Energia. Adicionalmente, a Sociedade está autorizada aparticipar, individual ou consorciadamente, de empreendimentos que visem a outras formas de energia, de tecnologias ede serviços, inclusive exploração de atividades derivadas, direta ou indiretamente, da utilização dos bens, direitos etecnologias de que é detentora, bem como participar do capital de outras sociedades.

A Sociedade detém os direitos de concessão para efetuar a prestação dos serviços públicos de distribuição ecomercialização de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, que se encerra em outubro de 2028, podendo este serprorrogado por igual período. A área de operação da Sociedade compreende 27 municípios nas regiões da Baixada Santista,Sorocaba, Jundiaí, Indaiatuba, Salto e Itú, atendendo a, aproximadamente, 1,2 milhões de clientes (informações nãoexaminadas pelos auditores independentes).

( 2 ) APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

As demonstrações financeiras foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, segundo o Manualde Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, conforme definido pela ANEEL e normas complementareseditadas pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”).

Com o objetivo de aprimorar as informações prestadas ao mercado, estão sendo apresentadas, como informaçõessuplementares, as demonstrações do Fluxo de Caixa e do Valor Adicionado para os exercícios de 2004 e 2003,respectivamente, nos ANEXOS I e II.

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As Demonstrações dos Fluxos de Caixa foram elaboradas de acordo com os critérios estabelecidos pelo FAS 95 – Statementof Cash Flows, no que se refere ao formato de apresentação, de modo a adequá-las à apresentação da empresa holding doGrupo, CPFL Energia S.A., no contexto do registro das demonstrações financeiras daquela empresa na SEC – Securitiesand Exchange Commission, nos Estados Unidos da América, ocorrido durante 2004. Desta forma, foram realizadas certasreclassificações na Demonstração do Fluxo de Caixa de 2003 visto que, àquela época, o registro da CPFL Energia na SECnão havia sido efetivado. O mesmo procedimento foi adotado com relação às Demonstrações das Origens e Aplicações deRecursos de 2003, em função de certas reclassificações também processadas à época do registro da CPFL Energia na SEC.

Conforme determinações da Interpretação Técnica do IBRACON nº 1, de 22 de junho de 2004, a Sociedade contabilizou,para o exercício de 2004, os créditos sobre custos e despesas operacionais compensados na apuração do PIS e COFINS,líquidos nas respectivas contas de custos e despesas.

Sumário das Principais Práticas Contábeis

a) Disponibilidades - Incluem as aplicações financeiras de curto prazo, que estão registradas ao custo acrescido derendimentos auferidos até a data dos balanços.

b) Consumidores, Concessionárias e Permissionárias - Inclui o fornecimento de energia elétrica a consumidores finais,faturado e não faturado, registrado de acordo com o regime de competência, valores faturados e a faturar a outrasconcessionárias pelo suprimento de energia elétrica, conforme informações disponibilizadas pela Câmara deComercialização de Energia Elétrica (“CCEE”), antigo Mercado Atacadista de Energia (“MAE”) e saldos relacionadosa ativos regulatórios de diversas naturezas (vide nota 3).

c) Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - Constituída com base nos valores a receber dos clientes da classeresidencial vencidos há mais de 90 dias, da classe comercial vencidos há mais de 180 dias e para os saldos dos clientesdas demais classes vencidos há mais de 360 dias, inclusive clientes da classe poder público, conforme definido noManual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica. Considera também uma análise individual do saldodos maiores clientes, incluindo parcelamentos de débitos, de forma que se obtenha um julgamento adequado doscréditos considerados de difícil recebimento, baseando-se na experiência da Administração em relação às perdasefetivas.

d) Estoque - Os materiais em almoxarifado, classificados no ativo circulante, e aqueles destinados à construção,classificados no imobilizado, estão registrados pelo custo médio de aquisição.

e) Imobilizado - Registrado ao custo de aquisição ou construção, corrigido monetariamente até 31 de dezembro de 1995,deduzido da depreciação calculada pelo método linear, a taxas anuais variáveis de 2% a 20%, de acordo com a naturezado bem, em função do disposto nas instruções do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.

Os juros e demais encargos financeiros e efeitos inflacionários relacionados aos financiamentos obtidos de terceirosaplicados nas imobilizações em curso, foram capitalizados durante o período de imobilização, até dezembro de 1995. Mesmo procedimento foi adotado para os juros computados sobre o capital próprio que financiaram as imobilizações,os quais foram capitalizados até março de 2000.Até março de 2002, foram capitalizados gastos administrativos por meio do rateio de 10% dos gastos com pessoal eserviços de terceiros envolvidos nas imobilizações. A Sociedade optou pela descontinuidade deste procedimento atéque se tenham concluído estudos técnicos que permitam a alocação mais adequada desses custos.

f) Atualizações de Direitos e Obrigações - Os direitos e obrigações sujeitos a reajustes pelos efeitos da inflação ouvariação cambial, por força contratual ou dispositivos legais, estão atualizados até a data dos balanços.

g) Imposto de Renda e Contribuição Social – Calculados conforme legislação vigente na data dos balanços. Conformedisposições da Deliberação CVM nº 273, de 20 de agosto de 1998, e Instrução CVM nº 371, de 27 de junho de 2002,a Sociedade registrou em suas demonstrações financeiras os créditos fiscais relacionados ao imposto de renda econtribuição social sobre prejuízos fiscais, base negativa da contribuição social e diferenças temporárias, suportadospor expectativa de geração futura de imposto de renda e contribuição social a pagar, em período não superior a 10 anos.

h) Planos de Aposentadoria e Pensão – Em atendimento às determinações da Deliberação CVM nº 371, de 13 dedezembro de 2000, a Sociedade optou por reconhecer a parcela de obrigações atuariais excedentes em relação aosativos do plano em 31 de dezembro de 2001, por um período de cinco anos a partir de janeiro de 2002 (vide nota 15).

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i) Provisões para Contingências - As provisões para contingências são constituídas mediante avaliações dos riscos deperdas em processos cuja probabilidade de êxito é remota e quantificadas com base em fundamentos econômicos e empareceres jurídicos sobre os processos existentes e outros fatos contingenciais conhecidos na data dos balanços.

j) Resultado – As receitas e despesas são reconhecidas pelo regime de competência.

A receita de distribuição de energia elétrica é reconhecida com base nas tarifas regulamentadas pela ANEEL, nomomento em que a energia é disponibilizada. A receita não faturada, relativa ao ciclo de faturamento mensal, éprovisionada considerando-se o faturamento do mês anterior. Historicamente, a diferença entre a receita não faturadaestimada e o consumo real, a qual é reconhecida no mês subseqüente, não tem sido relevante.

k) Estimativas – A preparação de demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasilrequer que a Administração da Sociedade se baseie em estimativas para o registro de certas transações que afetam seusativos, passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas demonstraçõesfinanceiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodossubseqüentes, podem diferir dessas estimativas.

l) Lucro líquido por Ação – É determinado considerando-se a quantidade de ações em circulação na data dos balanços.

( 3 ) ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOS

O sumário dos ativos e passivos regulatórios registrados pela Sociedade é como segue:

a) Racionamento:

No final de 2001, em decorrência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica que vigorou entrejunho de 2001 e fevereiro de 2002, foi celebrado um acordo entre os geradores e os distribuidores de energia e o GovernoFederal, denominado “Acordo Geral do Setor Elétrico”, que instituiu um reajuste tarifário extraordinário de 2,9% nastarifas de fornecimento de energia elétrica a consumidores rurais e residenciais (exceto aqueles considerados como de“baixa renda”) e de 7,9% para todos os demais consumidores, como mecanismo de reposição de perdas incorridas pelasempresas do setor elétrico com o Programa de Racionamento.

O referido reajuste está sendo utilizado para compensação dos seguintes ativos regulatórios registrados pela Sociedade:

• Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE) – Corresponde à perda de receita incorrida durante o período deracionamento. Este ativo foi determinado a partir da comparação da receita de venda de energia efetivamente verificadano período compreendido entre 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002 e a receita projetada para esse períododesconsiderando a ocorrência do Programa de Racionamento de Energia. Sua atualização monetária é realizada combase na variação da taxa SELIC, acrescida de um spread de 1% a.a. aplicado sobre 90% do saldo devedor. Este ativo

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é amortizado através da receita oriunda do reajuste tarifário extraordinário, deduzido da parcela de Energia Livrerepassada aos geradores.

A movimentação da RTE, desde sua homologação até 31 de dezembro de 2004, é demonstrada a seguir:

Periodicamente são preparadas projeções de resultados da Sociedade considerando o crescimento do seu mercado, asexpectativas de inflação, juros e aspectos regulatórios. Baseando-se nesses estudos a Administração da Sociedadeconstituiu, em 2004, uma provisão para perdas na realização deste ativo no valor de R$ 14.838.

• Energia Livre – Corresponde à energia produzida e disponibilizada ao mercado consumidor durante o período deracionamento pelos produtores independentes e auto-produtores de energia. As concessionárias de distribuiçãoarrecadam os recursos obtidos do consumidor através do reajuste tarifário extraordinário e os repassam aos geradores,de forma que foram constituídos um ativo e um passivo, sendo este último deduzido dos efeitos de Pis e Cofins. Estesvalores são atualizados com base na variação da taxa SELIC, acrescida de um spread de 1% a.a. aplicado sobre 90%do saldo devedor do passivo.

Através da Resolução Normativa nº 1, de 12 de janeiro de 2004, a ANEEL retificou o montante relacionado àstransações de Energia Livre, registradas nos exercícios de 2001 e 2002, a ser repassado aos geradores, de modo quefoi estornado, no exercício de 2003, o montante de R$ 52.458. Em junho de 2004, a ANEEL republicou a referidaresolução, retificando os valores da Energia Livre, fazendo com que a Sociedade reconhecesse um valor adicional deR$ 67.536, no resultado de 2004.

A ANEEL, através da Resolução Normativa nº 45, de 03 de março de 2004, fixou para a Sociedade o percentual de11,3200% a ser aplicado sobre o montante arrecadado mensalmente a título de Recomposição Tarifária Extraordinária,para repasse às empresas geradoras. Em 16 de julho de 2004 referido percentual foi alterado para 33,8332% através derepublicação da referida resolução no Diário Oficial.

A movimentação dos saldos de Energia Livre, desde sua homologação até 31 de dezembro de 2004, é demonstrada aseguir:

A diferença existente entre o valor amortizado do ativo e o valor repassado aos geradores deve-se às determinações demedidas judiciais em vigor obtidas por certas empresas do setor, que questionam os valores homologados pela ANEEL.Devido a estas liminares, a Sociedade é impedida de realizar o referido repasse de Energia Livre.

• Parcela “A” – Corresponde à variação dos custos não gerenciáveis representativos da Parcela “A” dos contratos deconcessão, ocorrida entre 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001. Estes valores são atualizados com base na variaçãoda taxa SELIC.

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A movimentação do saldo da Parcela “A”, desde sua homologação até 31 de dezembro de 2004, é demonstrada aseguir:

O prazo estipulado para realização dos ativos regulatórios relacionados à RTE e Energia Livre é de 61 meses, contados apartir de 01 de janeiro de 2002, conforme republicação da Resolução Normativa nº 1, de 12 de janeiro de 2004 – ANEEL.Após a recuperação destes ativos, também através do mecanismo de RTE, dar-se-á a realização dos valores relacionados àParcela “A”.

O ICMS incidente sobre o Reajuste Tarifário Extraordinário correspondente às receitas a serem faturadas, somente é devidopor ocasião da emissão da respectiva fatura de energia elétrica a consumidores. A Sociedade, nesse sentido, atua como merarepassadora do referido tributo entre os consumidores e a Receita Estadual e, portanto, não efetua o registro antecipado dareferida obrigação.

Está apresentada no quadro a seguir a movimentação dos principais ativos e passivos regulatórios oriundos doracionamento ocorrida nos exercícios de 2003 e 2004:

• PERCEE – A Sociedade incorreu em gastos com a implantação do programa de racionamento que estão sendorecuperados através da tarifa. Estes gastos, denominados “PERCEE – Programa Emergencial de Redução do Consumode Energia Elétrica”, estão registrados no Ativo na rubrica “Outros Créditos” (vide nota 10).

b) Revisão e Reajuste Tarifário:

b.1) Revisão Tarifária Periódica de 2003

Em 22 de outubro de 2003, através da Resolução nº 565, a ANEEL determinou que o reajuste tarifário para a CPFLPiratininga seria de 18,08%, em caráter provisório. Para manter o princípio da modicidade tarifária e a condição deequilíbrio econômico financeiro do contrato de concessão, o aumento autorizado na tarifa foi de 14,68%. A diferença entreestes percentuais estava sendo provisionada desde 2003, conforme orientado pelo Oficio Circular nº 267, de 16 defevereiro de 2004 – SFF/ANEEL, sendo que sua recuperação estava prevista para os três reajustes tarifários anuaisseguintes.

Entretanto, em 18 de outubro de 2004, através da Resolução Homologatória nº 245, a ANEEL alterou, ainda em caráterprovisório a referida revisão tarifária para um percentual de 10,51%. A diferença de receita entre o reposicionamentotarifário de 2003 que foi de 14,68% e o percentual de 10,51%, será compensada financeiramente no reajuste tarifário deoutubro de 2005. Este percentual de 10,51% foi aplicado considerando os efeitos do disposto no Art. 1º da ResoluçãoANEEL nº 336, de 16 de agosto de 2001, relativo à Cisão da Bandeirante Energia, prevalecendo o menor índice dereposicionamento tarifário entre as empresas, ou seja o da Bandeirante.

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Dessa forma, a Sociedade realizou os devidos ajustes para refletir o novo percentual definido. Os efeitos destes ajustes noresultado de 2004 foram: (i) reversão de ativo regulatório referente ao diferencial de 18,08% para os 14,68% no valor deR$ 13.798, referente à contabilização efetuada ainda em 2003, e (ii) constituição de um passivo regulatório relacionado àdiferença negativa entre o percentual de 14,68% para o percentual de 10,51% no valor de R$ 69.744, que atualizadomonetariamente totalizou o montante de R$ 71.113 em 31 de dezembro de 2004 (vide nota 20).

b.2) Reajuste Tarifário de 2004

A ANEEL através da Resolução Homologatória nº 246, de 18 de outubro de 2004, homologou de forma provisória, oreajuste das tarifas de fornecimento de energia elétrica em 14,00%, sendo composto de (i) 10,51% devido ao reajustetarifário anual, (ii) 3,29% relativos aos componentes financeiros da CVA de outubro de 2003 a setembro de 2004 e 50%dos valores de CVA apurados no período de outubro de 2002 a setembro de 2003, conforme estabelecido através da PortariaInterministerial nº 116, de 4 de abril de 2003, e (iii) 0,14% devido a aplicação da Resolução ANEEL nº 152, de 3 de abrilde 2003, que alterou a metodologia de cálculo da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (“TUSD”), e (iv) 0,06% devidoa outros componentes tarifários financeiros externos ao reajuste anual. Este reajuste vigorará para o período de 23 deoutubro de 2004 a 22 de outubro de 2005.

O valor definitivo dos referidos reajustes será estabelecido quando da definição do valor da Quota de Reintegração Regulatóriae da Base de Remuneração Regulatória, nos termos do disposto na Resolução ANEEL nº 493, de 3 de setembro de 2002.

A movimentação dos ajustes no resultado de 2004, referentes ao processo de Revisão Tarifária Ordinária da Sociedade e oajuste referente a alteração de cálculo da metodologia da TUSD, estabelecida através da Resolução ANEEL nº 152, de 3de abril de 2003, é como segue:

c) Diferimento de Custos e Ganhos Tarifários (CVA) e Portarias 116 e 361:

Refere-se a mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis incorridos pelasconcessionárias de distribuição de energia elétrica. Esta variação é apurada através da diferença entre os gastos efetivamenteincorridos e os gastos estimados no momento da constituição da tarifa nos reajustes tarifários anuais. São consideradoscustos não gerenciáveis as despesas descritas na nota 9. Estes custos estão pendentes de homologação pela ANEEL.

d) Ativo Regulatório decorrente da Majoração de PIS e COFINS

AANEEL, através do Ofício nº 1.631/04, manifesta-se favorável ao entendimento de que o repasse às tarifas das alteraçõesna legislação de PIS e COFINS é um direito líquido e certo das concessionárias. Tais valores serão submetidos àhomologação pela ANEEL e repassados às tarifas após regulamentação por aquele órgão. Os valores foram atualizadosmonetariamente pelo IGP-M e serão incorporados às tarifas em prazo ainda a ser definido, após validação da ANEEL.

A ANEEL, através do Ofício Circular nº 302, de 25 de fevereiro de 2005, determinou o critério de contabilização para oreferido ativo, na conta de “Despesas Pagas Antecipadamente”, em contrapartida às respectivas contas de “Deduções daReceita Operacional”.

O valor líquido apurado até 31 de dezembro de 2004 de PIS e COFINS foi de R$ 776, em contrapartida às contas deresultado operacional no valor credor de R$ 899 e resultado financeiro no valor devedor de R$ 123.

e) Subvenção de Baixa Renda

A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 e posterior divulgação do decreto nº 4.336, de 15 de agosto de 2002, estabeleceramnovas diretrizes e critérios para o enquadramento de unidades consumidoras na subclasse residencial baixa renda. Deacordo com esta legislação, enquadram-se neste novo critério as unidades consumidoras atendidas por circuito monofásico

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e com consumo mensal médio nos últimos 12 meses inferior a 80kWh e as unidades consumidoras com consumo mensalmédio nos últimos 12 meses entre 80 e 220kWh, desde que atendidos alguns requisitos específicos, tais como o registroem Programas Sociais do Governo Federal.

Considerando que os subsídios concedidos aos consumidores deveriam ser compensados no âmbito da própriaconcessionária, através da tarifa cobrada aos demais consumidores do mercado atendido, e que a introdução deste novocritério impacta os níveis tarifários em vigor, além do princípio de modicidade tarifária ao restante do mercado, a ANEELdeterminou, através da Resolução Normativa nº 89, de 25 de outubro de 2004, uma nova metodologia de apuração para oreferido subsídio, que passou a ser aplicada mensalmente a partir de maio de 2002 até a próxima revisão tarifária.

Os valores apurados através desta nova metodologia, após homologação da ANEEL, deverão seguir os seguintes critériospara a liquidação:

• Para os meses em que foram apuradas perdas para a concessionária, os valores deverão ser ressarcidos através deconcessão de subvenção econômica pela Eletrobrás, através de recursos da RGR ou da CDE.

• Para os meses em que foram apurados ganhos para a concessionária, os valores deverão ser ressarcidos ao consumidoratravés da redução dos reajustes tarifários.

O resultado da apuração, ainda pendente de homologação pela ANEEL, e sujeita a fiscalização, gerou uma receita noexercício de 2004 no valor de R$ 12.843.

( 4 ) INCORPORAÇÃO DA DRAFT I PARTICIPAÇÕES S.A.

Com a finalidade de racionalização das atividades da DRAFT I Participações S.A. (DRAFT I) e da Sociedade, foi aprovadapela Assembléia Geral de Acionistas das referidas empresas, realizada em 30 de novembro de 2004, a incorporação daDRAFT I pela Sociedade. Permitir-se-á, assim, uma reestruturação societária e administrativa, bem como um alinhamentode interesses dos acionistas.

A ANEEL, através da Resolução Autorizativa nº 332, de 13 de setembro de 2004, anuiu a proposta de incorporação daDRAFT I pela Sociedade, com a conseqüente transferência do controle acionário da Sociedade para a Companhia Paulistade Força e Luz (CPFL Paulista).

O acervo líquido contábil da DRAFT I, determinado por Laudo de Avaliação, foi incorporado, em 30 de setembro de 2004,pela Sociedade, após a aplicação dos conceitos das Instruções CVM nº 319, de 03 de dezembro de 1999 e CVM nº 349,de 06 de março de 2001.

Os efeitos contábeis relacionados à incorporação são:

• Provisão de 100% do ágio correspondente à participação societária da DRAFT I no patrimônio da CPFL Piratininga.

• Constituição de Reserva de Capital na Sociedade no valor de R$ 148.682, que representa o benefício fiscal obtidoatravés da dedutibilidade do ágio oriundo da aquisição da CPFL Piratininga, cuja contrapartida é o Ativo Realizável aLongo Prazo – Créditos Fiscais Diferidos.

• Aumento de capital social da Sociedade no valor de R$ 150.586.

Com a incorporação, a participação societária da DRAFT I no Patrimônio da Sociedade foi extinta e as ações anteriormentedetidas pela DRAFT I foram atribuídas à CPFL Paulista, sem que ocorresse qualquer alteração no número de ações emcirculação.

( 5 ) DISPONIBILIDADES

O saldo em 31 de dezembro de 2004 é composto de R$ 19.236 (R$ 50.316 em 2003) referente a saldos bancários e R$ 3.122 (R$ 4.130 em 2003) referente a aplicações financeiras.

As aplicações financeiras correspondem a operações realizadas junto a instituições financeiras nacionais, remuneradas nasua maior parte, conforme variação do CDI, em condições e taxas normais de mercado e estão disponíveis para seremutilizadas nas operações da Sociedade.

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( 6 ) CONSUMIDORES , CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS

O saldo é oriundo, principalmente, das atividades de fornecimento de energia elétrica, cuja composição em 31 de dezembrode 2004 é como segue:

Operações Realizadas no Âmbito da CCEE

Os valores referem-se à contabilização da CCEE (antigo MAE) relativos ao período de setembro de 2000 a dezembro de2004. O saldo a receber em 31 de dezembro de 2004, decorrente da venda de energia, no valor de R$ 14.007, é assimcomposto:

• Ajustes Judiciais – São ajustes de contabilização realizados pela CCEE, para contemplar determinações judiciais(liminares) referentes aos processos de contabilização do período compreendido entre setembro de 2000 a dezembrode 2002. Os valores dos ajustes judiciais totalizam um saldo credor de R$ 1.584. A realização deste valor depende dadefinição dos processos judiciais em andamento. A administração acredita que o desfecho destas discussões, que sãomovidas por outros agentes do setor, não produzirá efeitos negativos para a Sociedade e, portanto, não constituiuprovisão para perdas sobre este valor.

• Registro Escritural Provisório – Mecanismo de ajuste de contabilização adotado pela CCEE, através do qual foramrealizadas as contabilizações e liquidações referentes ao período de setembro de 2000 a dezembro de 2002. A CCEE,com base na resolução ANEEL nº 763, de 20 de dezembro de 2002, aplicou rateio proporcional entre os AgentesCredores Líquidos no período, dos valores excluídos dos ajustes judiciais dos Agentes Devedores. A Sociedade, por seclassificar como Agente Credor Líquido, não será afetada pelo desfecho dos processos judiciais em andamento e, destaforma, considera remoto o risco de não realização destes créditos. Em 31 de dezembro de 2004 estes valores totalizamR$ 7.291.

• Outros – Valores divulgados pela CCEE, ainda pendentes de recebimento que estão sendo negociados bilateralmente.Incluem também estimativa preparada pela Sociedade referente a períodos ainda não disponibilizados pela CCEE. Em31 de dezembro de 2004 esses valores totalizam R$ 5.132. A Sociedade entende não haver riscos significativos narealização desses ativos.

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Concessionárias e Permissionárias

Refere-se a saldos a receber relacionados a diversas transações que estão sendo compensados através de encontro de contascom valores a pagar.

( 7 ) TRIBUTOS A COMPENSAR

O saldo em 31 de dezembro de 2004 é composto como segue:

Os saldos a compensar relativos a PIS e COFINS de longo prazo são oriundos da constituição do passivo regulatórioocasionado pela revisão tarifária periódica de 2003, conforme mencionado na Nota 3, item b.1.

( 8 ) PROVISÃO PARA CRÉDITOS DE LIQUIDAÇÃO DUVIDOSA

Foi constituída “Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa”, registrada no ativo circulante, de acordo com as normasda ANEEL e com base em análise individualizada de consumidores em atraso, incluindo parcelamentos a curto e longoprazos, em montante considerado pela Administração como suficiente para fazer frente a perdas com valores a receber.

A movimentação da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa ao longo do exercício de 2004 é como segue:

( 9 ) DIFERIMENTO DE CUSTOS E GANHOS TARIFÁRIOS

A composição do saldo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela “A” – (“CVA”), é como segue:

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A movimentação dos saldos de diferimento e amortização de custos e ganhos tarifários, bem como a atualização pelaSELIC, é demonstrada abaixo:

A Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, em conjunto com as Portarias Interministeriais n.º 296, de 15 de agosto de 2001, e n.º25, de 18 de fevereiro de 2002, e com a Resolução ANEEL n.º 90, de 14 de janeiro de 2002, constituíram um mecanismode compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis incorridas pelas concessionárias de distribuição deenergia elétrica. Esses custos são representados principalmente por: (i) tarifa de repasse de potência de Itaipu Binacional,(ii) tarifa de transporte de energia elétrica provenientes de Itaipu Binacional, (iii) quota de recolhimento à Conta de Consumode Combustíveis – CCC, (iv) encargos de conexão, (v) quotas de recolhimento a CDE – Conta de DesenvolvimentoEnergético, (vi) tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da rede básica, (vii) compensação financeira pelautilização dos recursos hídricos, (viii) energia comprada estabelecida nos contratos iniciais, (ix) quota de reserva global dereversão – RGR, (x) Taxa de Fiscalização de Serviço de Energia Elétrica – TFSEE e (xi) encargos de serviço do sistema.

Os custos pagos a maior ou a menor relativos aos itens listados acima, são contemplados no cálculo da recomposiçãotarifária da Sociedade. Os valores considerados na CVA são atualizados monetariamente com base na taxa SELIC.

(a) Parcela “A”:

Em 31 de dezembro de 2004 o saldo registrado representa os custos incorridos no período de 1º de janeiro a 25 de outubrode 2001, os quais foram homologados pela ANEEL, conforme Resolução n.º 482 de 29 de agosto de 2002. A recuperaçãodesses valores dar-se-á através do mecanismo da Recomposição Tarifária Extraordinária, a iniciar-se após o prazoestipulado pela ANEEL para recuperação dos ativos relacionados à perda de receita no período de racionamento e energialivre, conforme Resolução Normativa nº 1, de 12 de janeiro de 2004, republicada em 1 de junho de 2004.

(b) Portaria 116

Através da Portaria Interministerial n.º 116, de 4 de abril de 2003, a recuperação do saldo da CVA referente ao período dedoze meses que antecedeu o reajuste tarifário de outubro de 2003 ficou adiada por doze meses. O saldo da CVA, cujacompensação foi adiada nos termos da citada Portaria, deverá ser compensado nas tarifas de fornecimento de energiaelétrica das concessionárias nos vinte e quatro meses subseqüentes ao reajuste tarifário anual que ocorrer em 2004 e 2005.

A insuficiência de recursos gerada pela Portaria n.º 116, de 4 de abril de 2003, foi sanada através de financiamento obtidojunto ao BNDES, conforme contrato assinado em 23 de dezembro de 2003, no valor de R$ 86.275 (vide nota 14).

(c) Portaria 361

Através da Portaria Interministerial nº 361, de 26 de novembro de 2004, foi criada a CVA destinada a registrar as variaçõesocorridas entre o custo estimado aplicado às tarifas e o gasto efetivamente incorrido referente aos contratos bilaterais deaquisição de energia elétrica não previstos no momento da definição da tarifa.

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( 10 ) OUTROS CRÉDITOS

Parcelamento de Débitos de Consumidores: Refere-se à negociação de créditos vencidos junto a consumidores,principalmente órgãos públicos. A classificação entre curto/longo prazos segue os vencimentos previstos nos acordosassinados.

PERCEE – Programa emergencial de redução no consumo de energia elétrica: Refere-se aos custos incorridos naimplementação do programa de racionamento de energia elétrica (nota 3).

Serviços Prestados a Terceiros: Compreendem basicamente os serviços prestados a consumidores.

Outros: Compreende basicamente o montante a receber decorrente de alienações de bens.

( 11 ) CRÉDITOS FISCAIS DIFERIDOS

Os créditos fiscais diferidos são decorrentes de prejuízos fiscais, bases negativas de contribuição social e de diferençastemporariamente indedutíveis, que não possuem prazo de prescrição para sua recuperação, e estão registrados emconsonância com as disposições da Deliberação CVM nº 273, de 20 de agosto de 1998, e da Instrução CVM nº 371, de 27de junho de 2002. Esses créditos estão registrados no Ativo Realizável a Longo Prazo, considerando a expectativa de suarealização, determinada com base nas projeções de resultados futuros da Sociedade, no limite de 30% para compensaçãoanual dos lucros tributáveis, exceto para os créditos decorrentes de diferenças temporariamente indedutíveis, que serãointegralmente recuperados no momento da realização do principal. Adicionalmente, foram registrados os créditosreferentes ao benefício fiscal do ágio incorporado da DRAFT I que será realizado de forma proporcional à amortização doágio incorporado que o originou, de acordo com a rentabilidade prevista durante o prazo remanescente da concessão,conforme determinações da ANEEL. Durante 2004 esta razão de amortização foi de 0,41%.

11.1. Composição dos créditos de imposto de renda e contribuição social

A Sociedade avalia que os benefícios fiscais acima sejam recuperados com base na estimativa futura de imposto de rendae contribuição social a pagar, considerando um cenário de crescimento no mercado de energia elétrica e acordos de comprae venda de energia.

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A expectativa de recuperação dos créditos fiscais diferidos decorrentes de diferenças temporárias, que está baseada nasprojeções de resultados preparadas pela Sociedade, é como segue:

A referida expectativa está sujeita a alterações, uma vez que os resultados finais, quando de sua efetiva realização emperíodos subseqüentes, podem diferir daqueles considerados nas projeções. Conservadoramente, a Sociedade decidiu pormanter tais créditos no longo prazo.

A projeção de resultados futuros que orientou a realização dos créditos fiscais diferidos da Sociedade foi aprovada peloConselho de Administração em reunião realizada em 23 de fevereiro de 2005.

11.2. Diferenças temporárias

11.3. Reconciliação dos montantes de imposto de renda e contribuição social registrados nos resultados dosexercícios de 2004 e 2003

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( 12 ) IMOBILIZADO

Em 31 de dezembro de 2004, a composição do imobilizado é como segue:

De acordo com os artigos n.ºs 63 e 64 do Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizadosna distribuição e comercialização de energia elétrica são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados,cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador.

A Resolução ANEEL n.º 20, de 03 de fevereiro de 1999, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do ServiçoPúblico de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quandodestinados à alienação, determinando ainda que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada eutilizado somente para aplicação na concessão.

A taxa de depreciação média dos ativos é de aproximadamente 4,8 % a.a.

As Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica representam os valores da União,dos Estados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno esubvenções destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição. O vencimentodessas obrigações é estabelecido pelo Órgão Regulador, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão. Referidos saldos nãoestão sujeitos à atualização e à depreciação.

Extinta a concessão, a totalidade dos bens vinculados ao serviço será revertida à União, procedendo-se aos levantamentos,avaliações e determinação do montante da indenização devida à concessionária pelo valor residual contábil.

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( 13) FORNECEDORES

( 14 ) ENCARGOS DE DÍVIDAS, EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

Em 31 de dezembro de 2004, os saldos de principal e encargos do endividamento da Sociedade, tem a composição abaixodemonstrada:

BNDES – Investimento – Esta rubrica compreende contrato de abertura de crédito, mediante repasse de empréstimocontratado com o BNDES no valor de R$ 545, com amortização em 48 parcelas mensais a partir de 15 de maio de 2002,representado por notas promissórias. Este valor está sendo atualizado pela TJLP acrescido de juros de 9,45% a.a.

BNDES – Ativo Regulatório – Refere-se a 90% do valor homologado pela ANEEL dos montantes relacionados àRecomposição Tarifária Extraordinária relativa ao período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002 (período deracionamento) e de Parcela “A”. A composição dos valores disponibilizados e os respectivos prazos de amortização sãocomo segue:

• R$ 228.711 referentes a RTE, com amortização em 54 parcelas mensais, a partir de 15 de março de 2002;

• R$ 52.437 referentes à Parcela “A”, com amortização em 9 parcelas mensais, a partir de 15 de setembro de 2006.

Esses valores são corrigidos pela SELIC, acrescida de juros de 1% a.a. e são garantidos pela vinculação de receitaspróprias.

BNDES – CVA Portaria 116 – Financiamento concedido pelo Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social(“BNDES”), em atendimento ao que dispõe a Lei n.º 10.762, de 11 de novembro de 2003, que instituiu o ProgramaEmergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica. Este programa édestinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação do mecanismo de compensação de quetrata o art. 1º da Medida Provisória nº 2.227, de 04 de setembro de 2001, para os reajustes e revisões tarifárias anuaisreferentes ao período compreendido entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004. Este financiamento tem como destinaçãoprioritária o adimplemento de obrigações junto a agentes do setor elétrico.

Até dezembro de 2004, o BNDES liberou o montante de R$ 86.275, correspondente a 100% do valor homologado pelaANEEL, com amortização prevista em 24 parcelas mensais, a partir de 15 de dezembro de 2004. Estes valores sãocorrigidos pela SELIC, acrescidos de juros de 1% a.a. e são garantidos pela vinculação de receitas próprias.

Fundo de Investimento em Direitos Creditórios – FIDC - Através de aprovação em reunião do Conselho deAdministração, realizada em 28 de janeiro de 2004, e com anuência da ANEEL, obtida em ofício datado de 25 de junhode 2003, a Sociedade lançou um Fundo de Investimento em Direitos Creditórios – FIDC para captação de R$ 150 milhõesem março de 2004 e R$ 50 milhões em agosto de 2004. O FIDC é administrado pelo Banco Votorantim. A estruturaconsiste na captação de recursos com liquidação vinculada ao recebimento de faturamento da Sociedade, com amortizaçõesmensais, num período de 36 meses. Esta operação tem juros de 115% da variação do CDI - Certificado do Depósito

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Interbancário e tem como garantia a arrecadação de recebíveis da Sociedade. Como condição para funcionamento dofundo, estipulada contratualmente, a Sociedade adquiriu parte de suas cotas, cujo valor em 31 de dezembro de 2004 é deR$ 13.335. Tal saldo encontra-se reduzindo o valor do passivo de R$ 171.438, perfazendo um saldo passivo líquido de R$ 158.103.

Outros - Refere-se aos contratos de financiamento do Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente - “ReLuz”,Programa de Conservação e Eficientização do Uso de Energia Elétrica e Programa Nacional de Eletrificação Rural – Luzno Campo para a modernização de infra-estrutura de iluminação pública, beneficiando municípios da área de concessão,como segue:

• Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente - “ReLuz”: linha de crédito no valor de até R$ 19.117, tendo sidoliberado o valor de R$ 4.057. O principal está sendo amortizado em 36 parcelas mensais a partir de 30 de dezembro de2004, garantido pela vinculação de receitas próprias e representado por notas promissórias.

• Programa de Conservação do Uso de Energia: linha de crédito no valor de até R$ 2.800, tendo sido vertido à Sociedadeo valor total de R$ 1.099, sendo amortizado em 36 parcelas mensais a partir de 30 de janeiro de 2002, garantido pelavinculação de receitas próprias e representado por notas promissórias.

• Programa Nacional de Eletrificação Rural – Luz no Campo: linha de crédito no valor de até R$ 6.036, tendo sidoliberado o valor de R$ 1.050, sendo amortizado em 60 parcelas mensais a partir de 31 de março de 2006, garantido pelavinculação de receitas próprias e representado por notas promissórias.

• Programa Luz Para Todos – linha de crédito no valor R$ 3.537, tendo sido liberado o valor de R$ 354, sendo amortizadoem 120 parcelas mensais a partir de 30 de agosto de 2006, garantido pela vinculação de receitas próprias e representadopor notas promissórias.

Sobre estes valores incidem juros de 5% a.a. e comissão.

O saldo do principal de longo prazo dos empréstimos e financiamentos tem vencimentos assim programados:

As variações nos principais índices utilizados para atualização de empréstimos e financiamentos estão abaixodemonstradas:

(15) ENTIDADE DE PREVIDÊNCIA PRIVADA

A Piratininga, no contexto do processo de cisão da Bandeirante Energia S.A (empresa predecessora da Piratininga),assumiu a responsabilidade pelas obrigações atuariais correspondentes aos empregados aposentados naquela empresa atéa data da efetivação da cisão, assim como pelas obrigações correspondentes aos empregados ativos transferidos para aSociedade.

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Em 02 de abril de 1998 a Secretaria de Previdência Complementar – SPC, aprovou a reestruturação do plano previdenciáriomantido anteriormente pela Bandeirante, dando origem a um “Plano de Benefícios Suplementar Proporcional Saldado –BSPS”, e um “Plano de Benefícios Misto”, similar ao da controladora CPFL Paulista, com as seguintes características:

a) Plano de Benefício Definido (“BD”) – vigente até 31.03.98 – plano de benefício saldado, que concede um BenefícioSuplementar Proporcional Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia reversível em pensão aos participantes inscritosaté 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passado acumulado até areferida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pelacobertura das insuficiências atuariais desse Plano é da Sociedade.

b)Plano de Benefício Definido – vigente após 31.03.98 – plano do tipo BD, que concede renda vitalícia reversível empensão, relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998 na base de 70% da médiasalarial mensal real referente aos últimos 36 meses de atividade. No caso de morte em atividade e entrada em invalidez,os benefícios incorporam todo o tempo de serviço passado (inclusive o acumulado até 31.03.98) e, portanto, não incluemapenas o tempo de serviço passado acumulado após 31.03.98. A responsabilidade pela cobertura das insuficiênciasatuariais desse Plano é paritária entre a Sociedade e os participantes.

c) Plano de Contribuição Definida – implantado junto com o Plano BD vigente após 31.03.98, é um plano previdenciárioque, até a concessão da renda vitalícia, reversível ou não em pensão, é do tipo contribuição definida, não gerandoqualquer responsabilidade atuarial para a Sociedade. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível ou não empensão, é que o plano previdenciário passa a ser do tipo Benefício Definido e, portanto, passa a gerar responsabilidadeatuarial para a Sociedade.

Deliberação CVM nº 371 - Contabilização dos Planos de Pensão

A Deliberação CVM Nº 371, de 13 de dezembro de 2000, estabeleceu práticas contábeis na forma de computar, registrare apresentar os efeitos dos benefícios pós-emprego no Brasil. De acordo com esta Deliberação, a Sociedade optou porregistrar no resultado os efeitos iniciais da mudança de prática contábil na forma de computar, registrar e apresentar osefeitos dos benefícios pós-emprego sobre as quais é responsável, como um item extraordinário, líquido dos efeitos dosimpostos, pelo período de cinco anos, iniciando-se no exercício findo em 31 de dezembro de 2002.

A Sociedade adotou o método do crédito unitário projetado na avaliação atuarial, conforme facultado pela InterpretaçãoTécnica nº 01, de 21 de dezembro de 2001, do IBRACON, ratificada pela CVM através do Ofício Circular nº 01/2002.

Os valores reconhecidos no balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2004, conforme laudo preparado por atuárioexterno, estão assim apresentados:

Devido às perdas atuariais apuradas em 2004 não excederem a 10% das obrigações relativas aos Planos, não seráreconhecida, no resultado futuro, a amortização das mesmas. O aumento do passivo na adoção da Deliberação CVM 371,de 13 de dezembro de 2000, refere-se ao déficit do plano apurado em 31 de dezembro de 2001, o qual foi diferido e vemsendo amortizado em 5 anos. Conforme facultado pelo Ofício-Circular CVM/SNC/SEP 01/2004, essa amortização foiclassificada na demonstração do resultado dos exercícios de 2004 e 2003 como item extraordinário, pelo valor líquido dosefeitos fiscais correspondendo ao valor de R$ 21.637.

As movimentações ocorridas no passivo líquido são as seguintes:

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As despesas e receitas são como segue:

As principais premissas consideradas no cálculo atuarial na data do balanço foram:

Ate dezembro de 2003, o atuário adotava a Tábua de Mortalidade UP 94 para determinação do Passivo Atuarial daSociedade. A partir de 2004, baseado em estudos desenvolvidos pela Fundação CESP abrangendo especificamente apopulação alvo do referido Plano de Pensão, que apresenta uma nova realidade de vida para essa população, foi realizadoum “agravamento” de 3 (três) anos na Tábua Biométrica de Mortalidade Geral, que passou a ser adotada a partir desteexercício.

Ainda em 2004, a Fundação CESP desenvolveu estudos suportados por empresa independente, definindo a Taxa deRendimento Nominal esperada sobre os Ativos dos Planos da Sociedade, de 12,82% para o ano de 2005, estudo este quedeverá ser revisto anualmente.

Nos saldos contábeis da Sociedade relacionados à Previdência Privada existem ainda R$ 1.008 (R$ 989 em 2003)referentes a outras contribuições.

(16 ) TAXAS REGULAMENTARES

Reserva Global de Reversão – RGR: Contribuição destinada ao fundo de reserva gerenciado pela Eletrobrás, o qual serárevertido à concessionária quando da expiração de suas concessões, na forma de reembolso pelo valor do ativo permanentelíquido registrado nos livros. Em 3 de janeiro de 1996, o Decreto n∞. 1.771 instituiu a taxa de RGR de 2,5% sobre oimobilizado em serviço, limitada a 3,0% do total da receita operacional bruta, deduzida do ICMS.

Conta de Consumo de Combustível – CCC: Contribuição efetuada pela Sociedade destinada a financiar o custo docombustível utilizado no processo de operação de energia termelétrica no sistema energético brasileiro.

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE: Contribuição criada pela Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, parapromover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gásnatural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelo Sistema Elétrico Interligado e promover a universalização doserviço de energia elétrica em todo o território nacional.

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( 17 ) TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS

Os valores registrados no longo prazo referem-se aos impostos diferidos incidentes sobre: i) Recomposição TarifáriaExtraordinária - RTE, ii) Ativo Regulatório referente PIS e COFINS e iii) Diferencial de Reajuste Tarifário, os quais sãoconsiderados devidos pela Sociedade na medida da realização do valor do ativo principal.

Os efeitos tributários sobre o Diferencial de Reajuste Tarifário de 2003, no valor de R$ 28.388 foram revertidos pelaSociedade em setembro de 2004, em função do evento mencionado na nota 3 item “b”, reduzindo os impostos diferidoscorrespondentes.

Adicionalmente, a provisão para perdas sobre a RTE registrada em dezembro de 2004 ocasionou a redução dos impostosdiferidos respectivos.

( 18 ) PARTICIPAÇÃO NOS LUCROS E RESULTADOS

Em conformidade com o Acordo Coletivo de Trabalho, a participação dos empregados nos lucros e resultados referente aoexercício de 2004 está vinculada a resultados financeiros e técnicos empresariais e regionais. Para este exercício o valormédio de referência foi de R$ 3 por empregado. Com base no citado acordo a Sociedade provisionou o montante de R$3.757 (R$ 3.245 em 2003).

( 19 ) PROVISÃO PARA CONTINGÊNCIAS

Em 31 de dezembro de 2004, o saldo das provisões é como segue:

As provisões para contingências foram constituídas com base em avaliação dos riscos de perdas em processos cujaprobabilidade de perda é considerada provável na opinião dos assessores legais e da Administração da Sociedade.

O sumário dos principais assuntos pendentes relacionados a litígios, processos judiciais e autos de infração é como segue:

Trabalhistas - As principais causas trabalhistas relacionam-se às reivindicações de ex-funcionários e de sindicatos para opagamento de ajustes salariais (horas extras, equiparação salarial, verbas rescisórias e outras reivindicações).

Nos termos do protocolo de cisão da Bandeirante, a Sociedade é responsável pelas obrigações correspondentes aos riscoscontingentes dos empregados locados nas respectivas regiões por ela assumidas, enquanto que as ações corporativas,anteriores à data da efetivação da cisão, em 1º de outubro de 2001, são assumidas na proporção percentual doscontroladores antes da referida cisão (56% para a Bandeirante e 44% para a CPFL Piratininga).

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Danos Pessoais - Referem-se principalmente a pleitos de indenizações. Tais processos incluem questionamentosrelacionados a acidentes ocorridos na rede elétrica, danos a consumidores, acidentes com veículos, entre outros.

Majoração Tarifária - Referem-se a questionamentos de consumidores industriais, relativos a pedidos de restituição dosvalores pagos a título de majoração tarifária, em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE nºs 38 e 45, de 27 defevereiro e 4 de março de 1986, respectivamente, quando estava vigente o congelamento de preços do “Plano Cruzado”.

Energia Comprada - Em decorrência da perda de consumidores livres, a Sociedade solicitou a redução na demanda depotência nos contratos iniciais, sendo parcialmente atendida pela ANEEL, conforme Resolução nº 552, de 21 de outubrode 2003. A Sociedade impetrou ação judicial, motivada pela não concordância com os montantes físicos determinados namencionada Resolução, alegando divergência nos cálculos, e efetuando depósitos judiciais mensais dos valoresdivergentes.

Em função de indeferimento de Mandado de Segurança em 02 de junho de 2004, foi autorizada à parte contrária olevantamento de parte dos depósitos judiciais. A Sociedade efetuou a baixa dos mesmos, em contrapartida à conta deProvisões para Contingências, no valor de R$ 29.090.

PIS e COFINS – A Sociedade obteve liminares em 15 de julho de 2002 e 12 de agosto de 2002, respectivamente, visandoeximir o recolhimento da COFINS e do PIS incidente sobre a base de cálculo que contempla as receitas financeiras,previstas na Medida Provisória nº 1.724, de 29 de outubro de 1998, posteriormente convertida na Lei n.º 9.718, de 27 denovembro de 1998.

Através da DRAFT I, a Sociedade incorporou parcelas de contingências referentes a liminares, nos valores de R$ 740 eR$ 3.844 relativos a PIS e COFINS, respectivamente.

Imposto de Renda - Refere-se a liminar obtida visando a dedutibilidade fiscal da CSLL no cálculo do IRPJ.

Perdas Possíveis – A Sociedade é parte de outros processos nos quais a Administração, suportada por seus consultoresjurídicos, acredita que as chances de êxito são possíveis, devido a uma base sólida de defesa para os mesmos. Estasquestões não apresentam, ainda, tendência nas decisões por parte dos tribunais ou qualquer outra decisão de processossimilares consideradas como prováveis ou remotas. As reclamações relacionadas a perdas possíveis em 31 de dezembro de2004 estavam assim representadas: i) processos trabalhistas no montante de R$ 30.808, ii) processos cíveis, principalmentereferentes a danos pessoais, no montante de R$ 13.703.

A Administração da Sociedade, baseada na opinião de seus assessores legais, entende não haver riscos contingentessignificativos que não estejam cobertos por provisões suficientes em suas demonstrações financeiras ou que possamresultar em impacto significativo sobre seus resultados futuros.

(20) OUTRAS CONTAS A PAGAR

Consumidores e Concessionários: Referem-se a obrigações relativas a contas pagas em duplicidade e ajustes defaturamento a serem compensados ou restituídos a consumidores. As obrigações com concessionários estão relacionadas adiversas transações envolvendo valores a pagar que estão sendo compensados através de encontro de contas com valoresa receber.

214

Adiantamentos: Referem-se a adiantamentos realizados por consumidores para execução de obras e serviços.

Juros sobre Empréstimo Compulsório: Referem-se a valores a repassar a consumidores industriais, oriundos daEletrobrás.

Encargos de Capacidade Emergencial: Refere-se a encargo tarifário cobrado do consumidor, a ser repassado para aComercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE.

Encargos de Aquisição de Energia Emergencial: Refere-se a encargo tarifário cobrado do consumidor, a ser repassadopara a Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE.

Compensação Financeira – Revisão Tarifária 2003: Corresponde ao valor a ser compensado financeiramente no reajustetarifário anual, que ocorrerá em outubro de 2005, relativo a diferença de receita entre o reposicionamento tarifário de 2003de 14,68% para 10,51% (vide nota 3).

( 21 ) PATRIMÔNIO LÍQUIDO

A participação dos acionistas no Patrimônio da Sociedade em 31 de dezembro de 2004 está assim distribuída:

21.1 – Integralização do Capital Social – Incorporação da DRAFT I

Em 30 de novembro de 2004 foram aprovados, na Assembléia Geral Extraordinária da Sociedade, a incorporação daDRAFT I e o aumento de capital de R$ 150.586, sem a emissão de novas ações (vide nota 4).

21.2 - Reserva de Capital

A composição da Reserva de Capital é como segue:

Benefício Fiscal do Ágio Incorporado – Refere-se ao crédito fiscal relativo ao benefício fiscal obtido através dadedutibilidade do ágio oriundo da aquisição da CPFL Piratininga, registrado após a incorporação da controlada DRAFT I.A parcela de reserva realizada em decorrência da amortização do ágio de incorporação poderá ser capitalizada anualmenteao término de cada exercício social.

21.3 – Juros sobre o Capital Próprio e Dividendos Intermediários pagos

O Conselho de Administração aprovou, em reunião realizada em 15 de julho de 2004, a declaração de juros sobre o capitalpróprio com base no balanço levantado em 30 de junho de 2004, no montante de R$10.896, em conformidade com o artigo9º da Lei 9.249, de 26 de dezembro de 1995 e Instrução CVM nº 358, de 3 de janeiro de 2002 e Estatuto Social, sendoatribuído, para cada lote de mil ações existentes em 08 de julho de 2004, o valor bruto de R$ 0,19672705 para as açõesordinárias e R$ 0,21639975 para as ações preferenciais.

Em conformidade com o artigo 201 da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976 e parágrafo 1º do artigo 32 do EstatutoSocial, o Conselho de Administração aprovou a distribuição de parte do lucro líquido apurado na data-base de 30 de junhode 2004, na forma de dividendos intermediários, no valor de R$ 71.453, sendo atribuído para cada lote de mil açõesexistentes em 08 de julho de 2004, o valor bruto de R$ 1,290140769 para as ações ordinárias e R$ 1,419154846 para asações preferenciais.

A partir de 04 de agosto de 2004 deu-se início aos pagamentos dos dividendos e juros sobre o capital próprio descritosanteriormente.

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21.4 - Destinação do Lucro Líquido do Exercício

O saldo remanescente dos lucros acumulados, no valor de R$ 6.147, refere-se a valor não distribuído, em vista do valorfracionário gerado (R$ 0,110992859 para as ações ON e R$ 0,122092145 para as ações PN, por lote de mil ações). A Sociedade procederá à distribuição deste valor futuramente.

O Estatuto Social da Sociedade, em seu artigo 30, determina o pagamento de dividendos mínimos obrigatórios de 25% dolucro líquido ajustado na forma da lei aos titulares de suas ações. Os detentores das ações preferenciais tem o direito adividendos 10% maiores que os atribuídos às ações ordinárias.

(22) RECEITA OPERACIONAL

(a) Encargos Emergenciais

• Encargo de Capacidade Emergencial – ECE: Referem-se aos custos de natureza operacional, tributária eadministrativa incorridos pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial - CBEE na contratação decapacidade de geração ou de potência, que serão rateados pelos consumidores finais de energia elétrica, de formaproporcional ao consumo individual verificado. Esses valores são registrados como uma dedução da receita operacionalno mesmo período e, conseqüentemente, os resultados da Sociedade não são afetados.

• Encargo de Aquisição de Energia Emergencial – EAEE: Refere-se ao encargo tarifário cobrado do consumidor, a serrepassado para a Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, conforme Resolução ANEEL nº728/2003, que estabelece o valor de R$ 0,004681/kWh, com vigência para o período de 1 a 31 de janeiro de 2004.

(b) Receita pela disponibilidade da rede elétrica – Referem-se às tarifas cobradas pelo uso do sistema de distribuiçãoe transmissão da concessionária ou permissionária de serviço público de energia elétrica, em atendimento ao disposto noDecreto n.º 4562, de 31 de dezembro de 2002.

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( 23 ) CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA

( 24 ) DESPESAS OPERACIONAIS

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( 25 ) RESULTADO FINANCEIRO

( 26 ) RESULTADO NÃO OPERACIONAL

( 27 ) TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

As transações com partes relacionadas são realizadas em condições normais de mercado e apresentaram os seguintes saldose movimentações acumuladas em 2004 e 2003:

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Contrato de Mútuo – Referem-se a operações de mútuo entre as empresas do grupo, com atualização de 100% e 115%da variação do CDI-CETIP.

Suprimento de Energia – Referem-se a operações de compra e venda de energia, negociadas em condições normais demercado com anuência da ANEEL.

( 28 ) SEGUROS

A Sociedade mantém contratos de seguros com cobertura determinada por orientação de especialistas, levando em conta anatureza e o grau de risco por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seusativos e responsabilidades. As principais coberturas de seguros são:

( 29 ) INSTRUMENTOS FINANCEIROS E RISCOS OPERACIONAIS

29.1 - CONSIDERAÇÕES SOBRE RISCOS

Os negócios da Sociedade compreendem principalmente o fornecimento de energia a consumidores finais, comoconcessionária de serviços públicos, cujas atividades e tarifas são reguladas pela ANEEL. Os principais fatores de risco demercado que afetam seus negócios são como segue:

Risco na Compra de energia de Itaipú

A Sociedade está exposta, em suas atividades operacionais, à variação cambial na compra de energia elétrica de Itaipú. O mecanismo de compensação - CVA protege a empresa de eventuais perdas, conforme comentado na nota 9.

Risco de Crédito

O risco surge da possibilidade da Sociedade vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valoresfaturados a seus clientes. Este risco é avaliado pela Sociedade como baixo, tendo em vista a pulverização do número declientes e das políticas de cobrança e de corte de fornecimento para consumidores inadimplentes.

Risco de Taxa de Juros

Esse risco é oriundo da possibilidade da Sociedade vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros queaumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados. Parcela relevante dos empréstimosda Sociedade denominados em moeda local tem como contrapartida ativos regulatórios atualizados pela variação da taxaSELIC.

Risco quanto à Escassez de Energia

A energia vendida pela Sociedade basicamente é gerada por usinas hidrelétricas. Um período prolongado de escassez dechuvas pode reduzir o volume de água dos reservatórios das usinas e resultar em perdas em função do aumento de custosna aquisição de energia ou redução de receitas com adoção de um novo programa de racionamento, como o verificado em2001. Devido ao nível atual dos reservatórios, o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, não prevê para o ano de2005 um novo programa de racionamento.

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29.2 - VALORIZAÇÃO DOS INSTRUMENTOS FINANCEIROS

A Sociedade mantém políticas e estratégias operacionais e financeiras visando liquidez, segurança e rentabilidade de seusativos. Desta forma possui procedimentos de controle e acompanhamento das transações e saldos dos instrumentosfinanceiros, com o objetivo de monitorar os riscos e taxas vigentes em relação às praticadas no mercado.

Os principais instrumentos financeiros ativos e passivos da Sociedade em 31 de dezembro de 2004 são descritos a seguir,bem como os critérios para sua valorização e avaliação nas demonstrações financeiras:

a) Disponibilidades – Compreendem caixa, contas bancárias e aplicações financeiras. O valor de mercado desses ativosaproxima-se dos valores demonstrados nos balanços patrimoniais.

b) Ativos e Passivos Regulatórios – São compostos, basicamente, pela Recomposição Tarifária Extraordinária, EnergiaLivre, Parcela A, PERCEE, CVA, Passivo relativo a Compensação Financeira, Subvenção Baixa Renda e AtivoRegulatório de PIS e COFINS. Esses créditos e débitos decorrem dos efeitos do plano de racionamento de 2001 e outrosvalores relacionados ao diferimento de custos e receitas tarifárias. Esses valores são avaliados conforme critériosdefinidos pela ANEEL, de acordo com as características descritas nas notas 3 e 9.

c) Empréstimos e Financiamentos – Estão avaliados conforme os critérios estipulados em contratos, de acordo com ascaracterísticas definidas na nota 14.

Os valores contábeis e de mercado dos instrumentos financeiros da Sociedade em 31 de dezembro de 2004, são comosegue:

A estimativa do valor de mercado dos instrumentos financeiros da Sociedade foi elaborada com base em modelos dedesconto de fluxos futuros a valor presente, comparação com transações semelhantes contratadas em datas próximas aoencerramento de exercício e comparações com parâmetros médios de mercado. Para operações sem similar no mercado,principalmente relacionadas com o programa emergencial de racionamento de energia elétrica, a Sociedade assumiu que ovalor de mercado é representado pelo respectivo valor contábil.

( 30 ) FATOS RELEVANTES

a) Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Comercialização de Energia Elétrica e Outorga de Concessões

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

• regras gerais de comercialização de energia elétrica;

• comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada (incluindo as regras sobre informações e declarações de necessidades de energia elétrica, leilões para compra de energia elétrica, contratos de compra e venda de energia elétrica e repasse às tarifas dos consumidores);

• comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Livre;

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

• outorgas de concessão.

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Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE

Em 9 de agosto de 2004, o Governo Federal promulgou o Decreto nº 5.175, que constituiu o Comitê de Monitoramentodo Setor Elétrico - CMSE, que é presidido e coordenado pelo MME e composto por representantes da ANEEL, daAgência Nacional do Petróleo, da CCEE, da EPE e do ONS. As principais atribuições do CMSE são (i) acompanharas atividades do setor energético, (ii) avaliar as condições de abastecimento e atendimento ao mercado de energiaelétrica e (iii) elaborar propostas de ações preventivas ou saneadoras visando à manutenção ou restauração dasegurança no abastecimento e no atendimento eletroenergético, encaminhado-as ao CNPE.

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

Através do Decreto nº 5.177, de 12 de agosto de 2004, foi autorizada a criação da CCEE, em substituição ao MAE.

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

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

Empresa de Pesquisa Energética – EPE

Em 16 de agosto de 2004 através do Decreto nº 5.184, o Governo Federal criou a Empresa de Pesquisa Energética –EPE e aprova o seu estatuto social. A EPE é uma empresa pública federal, responsável pela condução de estudos epesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, incluindo as indústrias de energia elétrica,petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis, bem como na área de eficiênciaenergética. Os estudos e pesquisas desenvolvidos pela EPE subsidiarão a formulação, o planejamento e aimplementação de ações do MME no âmbito da política energética nacional.

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA

O Decreto nº 5.025, de 30 de março de 2004, regulamenta o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de EnergiaElétrica – PROINFA, primeira etapa, criado pela Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com o objetivo de aumentar aparticipação da energia elétrica por empreendimentos de Produtores Independentes Autônomos, concebidos com baseem fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, no Sistema Interligado Nacional e que estabelece comocompetência da ANEEL a regulamentação dos procedimentos para o rateio da energia e dos custos concernentes aoPrograma.

Em função do 1º Leilão de Energia de Geração Existente no aAmbiente de Contratação Regulada, a ANEEL, atravésda Resolução Normativa nº 111, de 16 de novembro de 2004, estabelece as quotas anuais provisórias de energiareferentes ao PROINFA para as distribuidoras que operam no Sistema Interligado Nacional – SIN, para o período de2006 em diante.

Através da Resolução Normativa nº 127, de 6 de dezembro de 2004, a ANEEL estabeleceu os procedimentos para orateio do custo do PROINFA, bem como a definição das quotas de energia elétrica.

Em função das recentes promulgações de leis e seus respectivos aditivos e de sua abrangência e complexidade, alémda necessidade de normas complementares a serem regulamentadas pela ANEEL, a Sociedade está avaliando osimpactos desta nova regulamentação sobre suas operações.

b) Leilão de Compra e Venda de Energia (informação não examinada pelos Auditores Independentes)

A CCEE, por intermediação da ANEEL, realizou, em 07 de dezembro de 2004, o primeiro leilão de energia elétricaconforme determinação do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e Resolução Normativa nº 110, de 3 de novembrode 2004, da ANEEL, para as concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuiçãode energia elétrica do Sistema Interligado Nacional, para garantir o atendimento da totalidade de seu mercado.

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A Sociedade como concessionária de serviço público de distribuição energia elétrica, participou do leilão na qualidadede compradora de energia e adquiriu energia através de contratos com período de suprimento de 8 anos e início em2005, 2006 e 2007. A tabela abaixo demonstra os valores acumulados de energia e preço médio de compra dosreferidos contratos para os anos de 2005, 2006 e 2007:

As empresas fornecedoras de energia no leilão são: CEEE, CEMIG, CESP, CHESF, COPEL GERAÇÃO, DUKE,ELETRONORTE, EMAE, ESCELSA,FURNAS, LIGHT e TRACTEBEL.

( 31 ) EVENTO SUBSEQUENTE

Empréstimo BNDES – FINEM

Através da reunião do Conselho de Administração realizada em 02 de fevereiro de 2005, foi aprovada a abertura de créditopara financiamento mediante repasse no valor de R$ 89.382, correspondente a uma parcela significativa do programa deinvestimento da Sociedade na expansão e modernização do Sistema Elétrico (FINEM), para o período de 2004 a 2006,através do BNDES. O início da liberação dos recursos está previsto para o primeiro semestre de 2005.

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DIRETORIA

WILSON P. FERREIRA JUNIOR Diretor Presidente

RENI ANTONIO DA SILVA JOSÉ ANTONIO DE ALMEIDA FILIPPODiretor Vice-presidente de Diretor Vice-presidente, Financeiro

Estratégia e Regulação e de Relações com Investidores

PAULO CEZAR COELHO TAVARES HÉLIO VIANA PEREIRADiretor Vice-presidente de Diretor Vice-presidente de

Gestão de Energia Distribuição

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

CARLOS ERMÍRIO DE MORAES Presidente

JOILSON RODRIGUES FERREIRAVice-presidente

CONSELHEIROS

OTÁVIO CARNEIRO DE REZENDE LUIZ MAURÍCIO LEUZINGER

MÁRIO DA SILVEIRA TEIXEIRA JÚNIOR CID ALVIM LOPES DE RESENDE

FRANCISCO CAPRINO NETO CARLOS ALBERTO CARDOSO MOREIRA

SUSANA HANNA STIPHAN JABRA ALOÍSIO MACÁRIO FERREIRA DE SOUZA

DELI SOARES PEREIRA ROSA MARIA SAID

ROBSON DURANTE

DIRETORIA DE CONTABILIDADE

ANTÔNIO CARLOS BASSALODiretor de ContabilidadeCRC. 1SP085.131/O-8

SÉRGIO LUIZ FELICEGerente de Contabilidade

CRC. 1SP192.767/O-6


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01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRod. Campinas Mogi-Mirim, Km 2,5 - Parte Jardim Santana 13088-900 Campinas SP6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex19 3756-8832 3756-8833 - -11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail19 3756-8392 - - [email protected]


1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoNilo Marcos Migroni Cecco Rod. Campinas Mogi-Mirim, Km 2,5 - Parte Jardim Santana4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone13088-900 Campinas SP 19 3756-8832 - -11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail - 19 3756-8392 - - [email protected]


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 Auditores Independentes 00385-9 José Carlos Amadi 060.494.668-66


Número de Ações (Mil) 1 - 31/12/2003 2 - 31/12/2002 3 - 31/12/2001Do Capital Integralizado

1 - Ordinárias 29.498.491 29.498.491 15.559.0672 - Preferenciais 23.532.768 23.532.768 23.532.7683 - Total 53.031.259 53.031.259 39.091.835Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 0


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 ConsolidadoPrestação de Serviço Público de Energia Elétrica Não Apresentado




1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação 01 AGO 30/04/2002 Dividendo 27/12/2002 ON 0,3261000000

02 AGO 30/04/2002 Dividendo 27/12/2002 PN 0,3587000000

03 RCA 29/12/2003 Juros Sobre Capital Próprio ON 0,3776492000

04 RCA 29/12/2003 Juros Sobre Capital Próprio PN 0,4154142000



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1 Ativo Total 1.576.817 1.603.230 1.349.395

1.01 Ativo Circulante 577.759 629.885 371.026

1.01.01 Disponibilidades 54.446 50.954 10.324

1.01.02 Créditos 497.544 567.679 336.078


1.01.02.02 Coligadas, Controladas e Controladora 0 0 0

1.01.02.03 Devedores Diversos 0 0 0


1.01.02.05 Provisão Créditos Liquidação Duvidosa (5.628) (10.493) (4.531)


1.01.03 Estoques 1.105 1.019 2.048

1.01.04 Outros 24.664 10.233 22.576

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 388.564 359.310 339.628

1.02.01 Créditos Diversos 386.429 328.871 331.692


1.02.01.02 Depósitos Judiciais 27.642 11.486 6.330

1.02.01.03 Créditos Fiscais Diferidos 34.186 22.000 11.827



1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 0 24.391 0

1.02.02.01 Com Coligadas 0 24.391 0



1.02.03 Outros 2.135 6.048 7.936

1.03 Ativo Permanente 610.494 614.035 638.741

1.03.01 Investimentos 1.156 1.156 1.156



1.03.01.03 Outros Investimentos 1.156 1.156 1.156

1.03.02 Imobilizado 603.626 611.128 637.585

1.03.02.01 Imobilizado 722.574 718.156 734.158

1.03.02.02 (-) Obrig Esp. Vinculadas à Concessão (118.948) (107.028) (96.573)

1.03.03 Diferido 5.712 1.751 0

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Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20012 Passivo Total 1.576.817 1.603.230 1.349.3952.01 Passivo Circulante 716.419 696.351 986.4962.01.01 Empréstimos e Financiamentos 45.358 231.947 559.1012.01.01.01 Encargos de Dívidas 1.872 7.456 1.2612.01.01.02 Empréstimos e Financiamentos 43.486 224.491 557.8402.01.02 Debêntures 0 0 02.01.03 Fornecedores 213.321 284.687 221.8812.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 130.951 60.438 81.5162.01.05 Dividendos a Pagar 99.830 13.515 13.5152.01.06 Provisões 449 449 1.6652.01.06.01 Provisões para Contingências 449 449 1.6652.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 158.065 35.999 02.01.08 Outros 68.445 69.316 108.8182.01.08.01 Folha de Pagamento 407 332 5392.01.08.02 Entidade de Previdência Privada 18.925 15.411 10.2682.01.08.03 Taxas Regulamentares 8.578 12.846 10.5862.01.08.04 Participação nos Lucros e Resultados 2.691 2.600 2.4202.01.08.05 Obrigações Estimadas 5.914 6.458 3.5362.01.08.06 Diferimento de Ganhos Tarifários 346 910 20.4542.01.08.07 Outros 31.584 30.759 61.0152.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 629.908 681.830 148.0132.02.01 Empréstimos e Financiamentos 228.247 190.542 2.6082.02.02 Debêntures 0 0 02.02.03 Provisões 103.035 34.161 23.9232.02.03.01 Provisões para Contingências 57.758 34.161 23.9232.02.03.02 Impostos, Taxas e Contribuições 45.277 0 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 140.379 342.910 02.02.04.01 Adiantamento p/Futuro Aumento de Capital 140.379 342.910 02.02.05 Outros 158.247 114.217 121.4822.02.05.01 Fornecedores 0 70.289 96.6862.02.05.02 Entidade de Previdência Privada 65.805 29.403 02.02.05.03 Diferimento de Ganhos Tarifários 78.455 538 10.8092.02.05.04 Fundo para Reversão 13.987 13.987 13.9872.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 230.490 225.049 214.8862.05.01 Capital Social Realizado 180.514 180.514 109.0852.05.02 Reservas de Capital 44.535 44.535 61.5462.05.02.01 Doações e Subvenções para Investimentos 44.122 44.122 61.1332.05.02.02 Incentivos Fiscais 413 413 4132.05.03 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 5.441 0 44.2552.05.04.01 Legal 5.441 0 3.7102.05.04.02 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 40.5452.05.04.06 Especial p/Dividendos Não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0

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01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/10/2001 a Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20013.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.234.026 1.920.063 661.0303.02 Deduções da Receita Bruta (579.472) (449.300) (83.159)3.02.01 ICMS (396.059) (317.717) (61.080)3.02.02 PIS (13.457) (12.916) (3.592)3.02.03 COFINS (68.170) (56.844) (16.579)3.02.04 Quota p/Reserva Global de Reversão (10.608) (16.112) (1.907)3.02.05 Outras (91.178) (45.711) (1)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.654.554 1.470.763 577.8713.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.355.916) (1.236.339) (377.542)3.04.01 Energia Comprada para Revenda (970.491) (894.907) (283.717)3.04.02 Enc. de Uso do Sist. de Transm. e Distrib. (152.643) (115.858) (25.280)3.04.03 Pessoal e Administradores (46.422) (50.305) (8.126)3.04.04 Entidade de Previdência Privada (25.707) (26.623) (3.295)3.04.05 Material (4.124) (3.951) (792)3.04.06 Serviços de Terceiros (18.872) (12.931) (1.614)3.04.07 Depreciações e Amortizações (53.055) (50.365) (11.581)3.04.08 Cota Consumo de Combustível - CCC (83.133) (76.166) (41.026)3.04.09 Outras (1.469) (5.233) (2.111)3.05 Resultado Bruto 298.638 234.424 200.3293.06 Despesas/Receitas Operacionais (130.515) (277.396) 34.3293.06.01 Com Vendas (26.171) (44.818) (6.648)3.06.02 Gerais e Administrativas (74.968) (70.821) (21.910)3.06.03 Financeiras (24.851) (154.428) 65.2923.06.03.01 Receitas Financeiras 122.498 267.913 95.6753.06.03.02 Despesas Financeiras (147.349) (422.341) (30.383)3.06.03.02.01 Juros sobre o Capital Próprio (24.607) 0 03.06.03.02.02 Outros (122.742) (422.341) (30.383)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais (4.525) (7.329) (2.405)3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 03.07 Resultado Operacional 168.123 (42.972) 234.6583.08 Resultado Não Operacional 5.976 4.300 (146.993)3.08.01 Receitas 7.578 4.431 03.08.02 Despesas (1.602) (131) (146.993)3.08.02.01 Item Extraordinário 0 0 (146.500)3.08.02.02 Despesa não Operacional (1.602) (131) (493)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 174.099 (38.672) 87.6653.10 Provisão para IR e Contribuição Social (68.249) (957) (30.760)3.10.01 Imposto de Renda (50.087) (703) (22.619)3.10.02 Contribuiçao Social (18.162) (254) (8.141)3.11 IR Diferido 0 0 03.12 Participações/Contribuições Estatutárias (21.637) (21.637) 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições (21.637) (21.637) 03.12.02.01 Item Extraordinário Líq. Tributos (21.637) (21.637) 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 24.607 0 03.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 108.820 (61.266) 56.905

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 53.031.259 53.031.259 39.091.835LUCRO POR AÇÃO 0,00205PREJUÍZO POR AÇÃO (0,00116)

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01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/10/2001 a Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20014.01 Origens 471.069 811.954 (46.429)4.01.01 Das Operações 257.438 (26.386) (58.067)4.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 108.820 (61.266) 56.9054.01.01.02 Vls. que não Repr. Mov. Cap. Circulante 148.618 34.880 (114.972)4.01.02 Dos Acionistas 0 414.339 04.01.03 De Terceiros 213.631 424.001 11.6384.02 Aplicações 543.263 262.950 106.1624.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (72.194) 549.004 (152.591)4.04 Variação do Ativo Circulante (52.126) 258.859 (104.430)4.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 629.885 371.026 475.4564.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 577.759 629.885 371.0264.05 Variação do Passivo Circulante (20.068) 290.145 (48.161)4.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício (696.351) (986.496) (938.335)4.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício (716.419) (696.351) (986.496)



Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 180.514 44.535 0 0 0 225.0495.02 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 0 108.820 108.8205.07 Destinações 0 0 0 5.441 (108.820) (103.379)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 5.441 (5.441) 05.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (78.772) (78.772)5.07.03 Juro sobre o Capital Próprio 0 0 0 0 (24.607) (24.607)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 180.514 44.535 0 5.441 0 230.490



Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 109.085 61.546 0 44.255 0 214.8865.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 71.429 0 0 0 0 71.4295.03.01 Integralização do Capital Social 71.429 0 0 0 0 71.4295.04 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 (61.266) (61.266)5.07 Destinações 0 0 0 0 0 05.08 Outros 0 (17.011) 0 (44.255) 61.266 05.08.01 Comp de Prejuízos - Reservas de Capital 0 (17.011) 0 0 17.011 05.08.02 Comp de Prejuízos - Reserva de Lucro 0 0 0 (44.255) 44.255 05.09 Saldo Final 180.514 44.535 0 0 0 225.049

232


Lucros/ Total

Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio

Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido

5.01 Saldo Inicial 109.085 61.546 0 865 0 171.496

5.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 0

5.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 0

5.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 0

5.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 0

5.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 56.905 56.905

5.07 Destinações 0 0 0 43.390 (56.905) (13.515)

5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 2.845 (2.845) 0

5.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (13.515) (13.515)

5.07.03 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 40.545 (40.545) 0

5.08 Outros 0 0 0 0 0 0

5.09 Saldo Final 109.085 61.546 0 44.255 0 214.886


PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

Aos Acionistas e Administradores da

Companhia Piratininga de Força e Luz

Campinas - SP

1. Examinamos os balanços patrimoniais da Companhia Piratininga de Força e Luz, levantados em 31 de dezembro de

2003 e 2002, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens e

aplicações de recursos correspondentes aos exercícios findos naquelas datas, elaborados sob a responsabilidade de sua

Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras.

2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas brasileiras de auditoria e compreenderam: (a) o

planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de

controles internos da Sociedade; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os

valores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais

representativas adotadas pela Administração da Sociedade, bem como da apresentação das demonstrações financeiras

tomadas em conjunto.

3. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras referidas no parágrafo 1 acima representam adequadamente, em todos

os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Companhia Piratininga de Força e Luz em 31 de dezembro

de 2003 e 2002, o resultado de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido e as origens e aplicações de seus

recursos referentes aos exercícios findos naquelas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

4. As informações suplementares contidas nos Anexos I e II, referentes, respectivamente, às demonstrações dos fluxos de

caixa e do valor adicionado para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2003 e 2002, são apresentadas com o

propósito de permitir análises adicionais e não são requeridas como parte das demonstrações financeiras básicas. Essas

informações foram por nós examinadas, de acordo com os procedimentos de auditoria mencionados no parágrafo 2 e,

em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os aspectos relevantes, em relação às demonstrações

financeiras tomadas em conjunto.

233

5. Conforme descrito na nota explicativa nº. 5 às demonstrações financeiras, a Sociedade, ao longo do ano 2002 e duranteo primeiro semestre de 2003, ajustou os montantes referentes às transações de compra e venda de energia realizadasno âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, registrados no período de 1º. de setembro de 2000 a 31de dezembro de 2002. Esses montantes, após os ajustes, totalizaram R$ 125.010 mil (vendas) e R$ 44.864 mil(compras e encargos de serviço do sistema), tendo sido liquidado, até 31 de dezembro de 2003, o montante líquido deR$ 63.010 mil (valor recebido). A Sociedade celebrou acordo com parte de seus devedores para o recebimento doscréditos remanescentes. O montante renegociado foi de R$ 3.205 mil, representando 19 % do total líquido a receberde R$ 17.136 mil, correspondente às operações realizadas até 31 de dezembro de 2002. Esses valores foramregistrados com base em cálculos preparados e divulgados pelo MAE e com base em estimativas da Sociedade e podemestar sujeitos a modificações dependendo de decisão de processos judiciais em andamento movidos por empresas dosetor, relativos, em sua maioria, à interpretação das regras do mercado em vigor para aquele período.

Campinas, 2 de março de 2004

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU José Carlos AmadiAuditores Independentes ContadorCRC nº 2 SP 011609/O-8 CRC nº 1 SP 158025/O-0


COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO – 2003

MENSAGEM DA DIRETORIA

O contexto vivido pelo País, a partir de 2002, com as naturais incertezas decorrentes da transição política no âmbito doGoverno Federal e da perspectiva de mudanças estruturais no modelo institucional do setor elétrico, levou a CPFLPiratininga, conforme diretrizes estabelecidas por sua holding de controle, a CPFL Energia, ao estabelecimento de umaagenda corporativa capaz de enfrentar e superar os seus principais desafios estratégicos.

Dentre esses desafios destaca-se a finalização do processo de integração da Companhia ao Grupo CPFL, a obtenção de umresultado justo e equilibrado no processo de Revisão Tarifária e assegurar os investimentos necessários para a expansão dosistema elétrico, visando atender o crescimento do mercado consumidor, manter e melhorar a qualidade dos serviçosprestados e, ao mesmo tempo, otimizar os custos operacionais.

A estratégia adotada permite ao final de 2003, resultados amplamente favoráveis. A CPFL Piratininga obtevereposicionamento tarifário de 18,08%, que permitiu manter os seus programas de investimentos, a qualidade dos serviçosprestados aos consumidores, assegurando, ainda, a sustentabilidade dos seus negócios.

Este fato se deve, fundamentalmente, ao modelo de gestão adotado pela CPFL Energia em suas controladas, direcionadopara a unificação de padrões construtivos e para o compartilhamento das melhores práticas de gestão e operação,assegurando custos de operação e manutenção hoje considerados referência no setor, mesmo quando comparadosinternacionalmente.

O mercado consumidor também apresentou comportamento significativamente melhor em 2003, demonstrando a suapotencialidade. Enquanto o PIB brasileiro apresentou um decréscimo de 0,2%, as vendas de energia na área de concessãoda CPFL Piratininga cresceram 5%, índice superior à média brasileira, de 3,7%, no mesmo período.

Respondendo ao desafio de atender esse crescimento de mercado a CPFL Piratininga investiu R$ 63,8 milhõesdirecionados primordialmente ao atendimento a clientes, suporte ao crescimento de mercado, manutenção do sistemaelétrico e modernização do sistema de distribuição.

Os esforços realizados pela CPFL Piratininga podem ser observados na melhora do Lucro Líquido do Exercício da ordemde R$ 108,8 milhões, que apresentou um incremento de 277,6% em relação a 2002. Tal recuperação de resultado sejustifica principalmente pelo incremento da Receita Operacional, combinada à redução da despesa financeira em funçãodo equacionamento de dívidas de curto prazo.

234

A atuação da CPFL Piratininga reflete um compromisso amplo e envolve a gestão permanente dos impactos e dosresultados dos seus negócios em seus públicos de interesse - acionistas, clientes, colaboradores, fornecedores, governo,meio ambiente e na sociedade em geral, pois está igualmente vinculada ao esforço para incorporar na sua culturaorganizacional um senso de cidadania empresarial fundamentado na ética, na transparência e nos valores que orientam assuas relações com esses públicos. Devem-se, também, ao compromisso permanente com a qualidade dos serviços prestadospara a população.

Em 2003, a CPFL Piratininga concluiu a implantação do Sistema de Gestão Integrado - SGI, que abrange a Gestão daQualidade, Meio Ambiente, da Saúde e Segurança do Trabalho e da Responsabilidade Social.

Essas ações, em 2003, foram refletidas nos indicadores de qualidade dos serviços prestados pela empresa. Os índices quemedem a continuidade de fornecimento de energia para os consumidores continuaram melhorando. O índice de duraçãodas interrupções - DEC, em 2003, atingiu 6,65 horas, contra 7,68 verificados em 2002. O índice que mede a freqüência deinterrupções foi reduzido de 5,92h para 5,40h e o índice de qualidade do faturamento, que mede o número de contasrefaturadas para cada grupo de 10 mil contas emitidas, alcançou recorde histórico, atingindo 1,7, uma redução de 84,4%diante daquele apurado em 2001, primeiro ano de atuação da empresa.

A eficiência operacional da CPFL Piratininga pode ser expressa pelo índice de produtividade do quadro de pessoal, quecresceu 25%, passando de 939 consumidores por empregado, em 2002, para 1.178 em 2003.

O empenho realizado pela CPFL Piratininga vem sendo reconhecido pela sociedade brasileira. Neste início de 2004, aCPFL Piratininga foi finalista do Prêmio IASC - Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor, instituído pela agênciareguladora, para distribuidoras com mais de 400 mil clientes, que atuam na região sudeste do Brasil.

O reconhecimento obtido pela CPFL Piratininga demonstra o claro compromisso de aprimorar cada vez mais sua atuaçãoe contribui para o fortalecimento do Grupo CPFL. Indica, sobretudo, a realização dos compromissos dos seus acionistas,da sua administração e dos seus colaboradores com o crescimento da empresa e com o desenvolvimento do Brasil.

Wilson Ferreira Jr.Diretor-Presidente

1. HIGHLIGHTS SOCIETÁRIOS

Os principais eventos societários da Companhia Piratininga de Força e Luz (“CPFL Piratininga”) são os seguintes:

Datas Eventos

Setembro/1998 A CPFL Paulista, através de sua controlada Draft I Participações S.A. (“Draft I”), emconsórcio com a Energia Paulista Ltda. – ENERPAULO (empresa controlada pelaEletricidade de Portugal – EDP), adquiriu o controle acionário da Empresa Bandeirante deEnergia – EBE (“EBE”). A participação da CPFL Paulista correspondia a 32,94% do capitalvotante e 13,11% de seu capital total;

Novembro/2000 Em Leilão de Oferta Pública de Compra de Ações Ordinárias e Preferenciais da EBE, aCPFL Paulista, por meio de sua controlada Draft I, elevou sua participação indireta nocapital social para 43,01% das ações ordinárias e 41,73% das ações preferenciais da EBE,correspondente a 42,24% do capital total;

Outubro/2001 Cisão parcial da Empresa Bandeirante de Energia S.A. (“Bandeirante”), nova razão social daEBE, controlada em conjunto com a ENERPAULO. A parcela cindida da Bandeirante foiincorporada à Companhia Piratininga de Força e Luz (“CPFL Piratininga”). A partir dessaoperação, a CPFL Paulista passou a deter, através de sua controlada Draft I, 96,48% docapital total da Piratininga, mediante permuta de ações com a ENERPAULO. A CPFLPiratininga é uma concessionária distribuidora de energia elétrica, com cerca de 1,2 milhõesde consumidores, e atua nas regiões da Baixada Santista, Sorocaba e Jundiaí.

235

2. DESEMPENHO OPERACIONAL/COMERCIAL

2.1. Evolução da Base dos Ativos Elétricos

Em 2003, a CPFL Piratininga ampliou da seguinte forma sua base de ativos elétricos:

Descrição Unidade 2003 2002Subestações unidade 34 34Capacidade Instalada MVA 2.455 2.455Linhas de Transmissão Km 580 580Rede de Distribuição Km 17.396 17.360Transformadores de Distribuição unidade 29.661 28.129

2.2. Qualidade dos Serviços Prestados

O órgão regulador (ANEEL) utiliza dois índices principais para a verificação da qualidade dos serviços prestados pelasconcessionárias de energia elétrica: o DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor e o FEC - FreqüênciaEquivalente de Interrupção por Consumidor. Outro indicador de qualidade é o TMA (Tempo Médio de Atendimento), quemostra o tempo médio em que são atendidas as solicitações e reclamações dos clientes.

Em 2003, os indicadores de qualidade de fornecimento DEC e FEC apresentaram resultados melhores que aquelesverificados nos anos anteriores, devido a uma forte gestão operacional que colocou a empresa em uma posição de destaqueno setor elétrico nacional com relação a qualidade de fornecimento.

INDICADOR 2000 2001 2002 2003DEC 9,01 8,10 7,68 6,65FEC 8,91 8,59 5,92 5,40TMA 78 68 72

Assim como nos indicadores técnicos de qualidade, a CPFL Piratininga tem uma gestão eficaz nos processos comerciais,proporcionando um excelente nível de atendimento aos seus clientes, tais como:

• Ligação Nova de Clientes de Baixa Tensão (atendidos até 220 Volts)No ano de 2003 a quantidade de ligações executadas em baixa tensão foi da ordem de 54 mil ligações, com tempo médiopara cada ligação de 0,8 dia, tempo este abaixo do padrão estabelecido pelo órgão regulador que é de 2 dias.

• Religação de Clientes em Baixa TensãoAs religações executadas em 2003, de clientes desligados por falta de pagamento, foram da ordem de 210 mil, com tempomédio de 8 horas, para um padrão estabelecido pelo órgão regulador de 24 horas.

• Elaboração de Estudos e ProjetosTrata-se de análise e estudo técnico do sistema elétrico, para atendimento às solicitações de ligações novas ou aumentosde carga pelos clientes. Ao longo do ano de 2003, foram realizados mais de 9.500 estudos e projetos para novas ligaçõesou aumento de carga, com um tempo médio de retorno ao cliente solicitante, de 6 dias, para um padrão estabelecido peloórgão regulador de 15 dias.

• Tempo para Início de ObrasÉ o tempo médio que a empresa leva para iniciar as obras quando solicitadas pelos clientes. No ano de 2003, foramrealizadas mais de 1.800 obras com um tempo médio de início de execução de 12 dias, para um padrão estabelecido peloórgão regulador de 15 dias.

2.3. Atendimento ao Cliente

Além de garantir a funcionalidade de seus canais de atendimento - Call Center, Agências, Agências Eletrônicas, Internet,Rede Fácil, e Convênios com Imobiliárias Credenciadas, com o propósito de promover a satisfação de seus clientes aempresa criou canais exclusivos para atendimento dos Procons.

236

Abaixo, pode ser visto o comportamento dos canais de atendimento e a evolução dos canais via Internet (Site, Rede Fácile Imobiliárias):

CANAIS DE ATENDIMENTO AO CLIENTE (%)

2002 2003Call Center 73,3 68,7Agência 20,7 15,0Imobiliárias - 0,5Site 4,0 14,0Rede Fácil - 0,2Comunicação Escrita 1,2 0,7Comunicação Eletrônica 0,8 0,9

O tempo médio de atendimento aos clientes, em 2003, realizado através de ligações telefônicas ao Call Center, correspondea 3:39 minutos com um tempo de espera de 0:23 minutos. Em 2002, o tempo médio de atendimento era de 5:28 minutos,com um tempo de espera de 0:46 minutos.

A CPFL Piratininga tem realizado um volume crescente de atendimento através do site na internet, buscando, cada vezmais agilizar e melhorar a qualidade de seus serviços, cujo volume de acessos pode ser notado, conforme gráfico abaixo(crescimento de 487,62% de 2002 para 2003):

2002 2003Atendimento ao cliente – Via Internet 104.117 507.697

2.4. Inadimplência e Refaturamento de Contas

Grandes esforços foram realizados, de forma a obter melhoria na performance dos indicadores de desempenho comercial,com a redução da Inadimplência e do Refaturamento de Contas, conforme se pode verificar nos gráficos a seguir:

QUALIDADE DE FATURAMENTO( nº contas refaturadas a cada 10.000 emitidas )

2001 2002 2003QUALIDADE DE FATURAMENTO 10,9 3,6 1,7

ÍNDICE DE INADIMPLÊNCIA(percentual do faturamento)

2001 2002 2003ÍNDICE DE INADIMPLÊNCIA 3,16 2,89 2,01

2.5. Projeto de Redução de Perdas Comerciais

Estabelecido como programa prioritário, a partir de setembro de 2003 onde foram constituídas equipes com 40 pessoasvisando o combate à fraude, que possibilitou a execução de 71,5 mil inspeções durante o ano.

O número de fraudes detectadas foi duas vezes e meia superior ao verificado no ano de 2002 e o número de unidadesconsumidoras com perdas praticamente dobrou em relação ao ano anterior. Com a criação dessas equipes foi possívelrecuperar um montante correspondente a R$ 9,7 milhões no ano de 2003. Essas ações também possibilitaram uma reduçãode 10% no índice anual de perdas comerciais, comparativamente a 2002.

ÍNDICE DE PERDAS

2002 2003% 2,42 2,22

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RECUPERAÇÃO DE CONSUMO IRREGULAR

2002 2003R$ MIL 2.343 6.042

ÍNDICE DE IRREGULARIDADE X INSPEÇÕES

% 2002 2003Índice de Consumidores Irregulares 5,2 9,7Ucs com Perdas 2,5 6,2

3. INVESTIMENTOS

A CPFL Piratininga realiza constantemente investimentos visando a adequação de sua infra-estrutura às necessidades dosclientes, mantendo o nível de qualidade do serviço prestado. Em 2003, o volume de investimentos foi de R$ 63.859 mil.

Os investimentos realizados pela CPFL Piratininga são classificados de acordo com a sua destinação, visando oatendimento a clientes, suporte ao crescimento de mercado, manutenção do sistema elétrico, modernização do sistema dedistribuição e demandas regulatórias. Além disto foram realizados investimentos de suporte operacional em infra-estrutura,informática e telecomunicações.

Além desses investimentos, importantes ações e estudos de engenharia foram realizados, medidas que irão garantirresultados positivos no controle e operação da rede elétrica.

4. MODERNIZAÇÃO TECNOLÓGICA

• Automação do Sistema Elétrico

A CPFL Piratininga, em 2003, continuou investindo em automação, supervisão e controle do seu sistema elétrico,abrangendo todas as principais subestações de seu sistema de transmissão e dos circuitos de rede de distribuição.

Estes investimentos possibilitaram um maior controle da operação dos sistemas de transmissão e distribuição,garantindo um aumento na produtividade das equipes, segurança na tomada de decisão e melhora significativa naqualidade de fornecimento aos consumidores.

• Centralização da Operação do Sistema de Transmissão

A CPFL Piratininga, na busca pela modernização, maior eficiência e segurança em seus processos, promoveu acentralização da operação do sistema elétrico de transmissão, anteriormente executadas nos Centros de Operação deSorocaba e Santos, no COS - Centro de Operação do Sistema, localizado em Campinas.

Essa ação otimiza a utilização dos recursos humanos e de infra-estrutura, permitindo maior controle e padronização doprocesso de operação, resultando na melhoria da qualidade e confiabilidade no atendimento aos clientes.

Para o sucesso desse empreendimento foram necessárias, entre outras, as seguintes ações:

• Substituição do sistema de supervisão e controle pelo SDDT - Sistema Digital Distribuído de Telecontrole, jáutilizado pela CPFL Paulista;

• Adequação do Sistema de Telecomunicações, ampliando as conexões entre os centros e melhorando aconfiabilidade dos canais;

• Unificação e padronização das normas e procedimentos operativos;

• Treinamento dos técnicos de operação na utilização dos novos aplicativos.

• Modernização dos Centros de Operação da Distribuição

No ano de 2003 os Centros de Operação da Distribuição de Sorocaba e Santos foram totalmente modernizados, a partirda implantação de nova tecnologia de supervisão e controle para a Rede de Distribuição, englobando novosequipamentos e softwares, recursos de comunicação e mobiliários.

Essa tecnologia permite expressivos ganhos de eficiência no processo de operação, melhorando a qualidade,confiabilidade e segurança.

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5. PROGRAMA DE EFICI NCIA ENERGÉTICA, PESQUISA E DESENVOLVIMENTO

O Programa de “Eficiência Energética e de Pesquisa e Desenvolvimento da CPFL Piratininga” advém de determinaçãoprevista no contrato de concessão, estabelecendo que as distribuidoras de energia devem destinar 1% de sua receitaoperacional líquida em projetos dessa natureza.

5.1. Programa de Eficiência Energética

Na CPFL Piratininga existem 25 projetos com o enfoque principal de promover o uso eficiente da energia elétrica juntoaos consumidores, reduzir as perdas técnicas e comerciais, oferecer produtos e serviços para satisfação e fidelização emelhorar a imagem da CPFL Piratininga junto a seus clientes, destacando-se:

• Eficiência Energética na Iluminação Pública;

• Diagnósticos Energéticos e Implementações Industriais, em Serviços Públicos e em Hospitais;

• Programas Educativos de Eficiência Energética e Meio Ambiente: CPFL nas Escolas, Agentes

• Mirins de Combate ao Desperdício de Energia e Curso para Clientes Baixa Renda;

• Curso para Capacitação de Profissionais do PROCON e Curso de Gestão Energética Industrial.

5.2. Pesquisa e Desenvolvimento

O enfoque principal do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D da CPFL Piratininga baseia-se em seisaspectos: Manutenção do “status quo” tecnológico da empresa; Aumento da Receita; Rentabilização dos Ativos; Reduçãodo Custo Operacional; Imagem Institucional e Minimização de Riscos.

Os projetos, embora apliquem ferramentas científicas de ponta, têm como principal meta implementar pesquisa tecnológicaque resulta em produtos aplicáveis internamente e disponibilizáveis para venda de produtos e serviços. Isto reduz o “gap”tecnológico do Brasil e fomenta serviços e indústria de base tecnológica no país, cooperando no aumento da relaçãonúmero de patentes/PIB no Brasil, buscando elevá-la a índices mais próximos a dos países de primeiro mundo.

6. LOGÍSTICA DE SUPRIMENTOS

No período de 2002 a 2003, foram realizadas ações visando o aumento do giro dos estoques, redução e otimização dossaldos dos estoques totais de materiais e equipamentos, obtendo ganhos de escala na cadeia de suprimentos e aumento donível de atendimento sem descontinuidade de fornecimento.

Destacamos as seguintes melhorias: (a) implantação do novo modelo de planejamento e suprimento de materiais atravésdo estabelecimento de estoques mínimos no Centro de Distribuição e do controle da carteira de obras da área técnica; (b) a unificação dos Centros de Distribuição das empresas CPFL Paulista e CPFL Piratininga e; (c) o estabelecimento dealianças estratégicas com fornecedores.

LOGÍSTICA DE SUPRIMENTOS

AGO/2002 DEZ/2003Estoque (R$ mil) 13.200 10.100Giro 4,03 5,08

7. TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA

Em 2003, conforme está definido na sétima subcláusula da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 009/02 da CPFLPiratininga, a ANEEL procedeu à Primeira Revisão Tarifária Periódica, em que foram definidos os novos valores de receitarequerida para cobertura dos custos não gerenciáveis, de energia comprada e de encargos setoriais, que representam cercade 70,6% dos custos totais, e dos custos gerenciáveis, custos operacionais, remuneração do investimento, depreciação eimpostos, que representam 29,4% dos custos totais. Como resultado do processo de Revisão Tarifária, o reposicionamentotarifário para a CPFL Piratininga foi de 18,08%. A ANEEL diferiu parte desse reajuste, aplicando-o em duas etapas:14,68% a partir de 23 de outubro de 2003 e, o restante, nos reajustes tarifários anuais de 2004 a 2006, correspondendo aparcelas anuais de R$ 71.087 mil (preços da data da Revisão Tarifária). Também foi somado ao reajuste 0,34%,correspondente ao ressarcimento de custos financeiros de períodos anteriores, agora reconhecidos pela ANEEL.

239

O repasse às tarifas do saldo da conta de compensação de variações de valores da parcela A - CVA foi adiado por 12 meses,conforme disposto no Artigo 1º da Portaria Interministerial nº 116 de 04 de abril de 2003. Em contrapartida, foi concedidoum financiamento pelo BNDES, igual ao saldo da CVA.

Cabe ressaltar que, no processo de Revisão Tarifária, as tarifas foram definidas em caráter provisório, conforme ResoluçãoANEEL nº 565, de 22 de outubro de 2003, tendo em vista os ajustes decorrentes da utilização de valores provisórios deBase de Remuneração, Quota de Depreciação e Fator X, que devem ser objeto de Audiência Pública a ser conduzida pelaANEEL antes da data do próximo reajuste tarifário.

Em conjunto com a Revisão Tarifária, a ANEEL iniciou o processo de realinhamento tarifário, que consiste na eliminaçãogradativa, no período de 2003 a 2007, dos subsídios cruzados nas tarifas de energia, conforme foi definido no Decreto nº 4.667 de 04 de abril de 2003.

Além do realinhamento tarifário decorrente da tarifa de energia, as tarifas de fornecimento para os consumidores cativosforam segregadas em: tarifa de uso do sistema de distribuição - TUSD e tarifa de energia - TE.

8. DESEMPENHO DO MERCADO

Mercado Total

O volume de energia faturada na CPFL Piratininga registrou, em 2003, crescimento de 5,0% em relação a 2002. As classesmais representativas e que apresentaram maior crescimento são a residencial, industrial e comercial que, juntas,representam cerca de 92,3% do mercado, e cresceram, respectivamente, 5,1%, 4,8% e 5,4%.

Classe Residencial

A classe residencial, que representa cerca de 20,4% do mercado da CPFL Piratininga, apresentou um crescimento de 5,1%em 2003, em relação a 2002. O consumo da classe residencial, que depende da renda real (poder de compra), foi afetadonegativamente pelo aumento da inflação e pela elevação da taxa básica de juros, implicando num crescimento de apenas2,6%. Os demais 2,5% do crescimento referem-se a recuperação do impacto do racionamento.

Classe Industrial

A classe industrial apresentou um crescimento de 4,8% em relação a 2002. Apesar da estagnação da economia interna, oconsumo da classe industrial foi beneficiado pelo aumento das exportações, tanto de produtos manufaturados(metalúrgicos, mecânicos), quanto de commodities agrícolas - e do setor químico (fertilizantes). No entanto, expurgandoo efeito das energias interruptíveis, saída de grandes clientes livres (migrando em sua maioria para a CPFL Brasil), e ajustesde calendário de A1 e A4, o crescimento ficaria em 0,5%.

Classe Comercial

O desempenho do consumo comercial, de 5,4% superior ao de 2002, também foi impactado pela retração do mercadointerno. De fato, expurgando o crescimento vegetativo do consumo, a venda de energia especial, o período de racionamentode 2002 e o ajuste de faturamento do subgrupo A4, a classe comercial apresentaria uma retração no consumo, em 2003, daordem de 0,3%.

240

Demais Classes

As demais classes de consumo (Rural, Poderes Públicos, Iluminação Pública e Serviços Públicos) participaram com 7,6%do mercado total da CPFL Piratininga, em 2003. Essas classes apresentaram crescimento de 5,5%

VENDA DE ENERGIA (%)

GWh R$Residencial 20,00 32,00Industrial 60,00 44,00Comercial 12,00 17,00Rural 2,00 1,00Outros 6,00 6,00

EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE CLIENTES (participação em milhares por segmento)

2001 2002 2003Residencial 995 1.072 1.065Comercial 89 81 77Industrial 9 9 9Rural 6 7 7Outros 6 6 6

9. ANÁLISE DE RESULTADOS

• Sumário Executivo: Houve uma recuperação significativa no resultado de 2003, em relação a 2002, passando de umprejuízo de R$ 61.266 mil, em 2002, para um resultado positivo de R$ 108.820 mil, em 2003. Tal recuperação sejustifica principalmente pelo esforço operacional, no que se refere a manutenção, investimentos e gestão dosorçamentos, aliados a melhora na Receita Operacional e do Resultado Financeiro;

• Receita Operacional Líquida: O incremento de R$ 183.791 mil, ou 12,50%, se justifica pelo aumento de R$ 354.241mil, ou 19,38%, no fornecimento de energia elétrica, devido ao crescimento de mercado aliado ao reajuste tarifário, ede R$ 17.106 mil, ou 572,30%, de receitas decorrentes da disponibilização do sistema de distribuição. Emcontrapartida, houve redução de R$ 60.385 mil, ou 80,96%, nas receitas de suprimento de energia elétrica e aumentode R$ 130.172 mil, ou 28,97%, das deduções à receita operacional, principalmente ICMS, COFINS e EncargosTarifários, decorrentes da Resolução ANEEL nº 71/2002;

• Custo com Energia Elétrica: Compõe esse item a energia comprada para revenda, bem como os encargos do uso dosistema de transmissão. Verificou-se nesse exercício o aumento de R$ 112.369 mil, ou 11,12%, ocasionadoprincipalmente pelo aumento tarifário médio concedido aos supridores de energia;

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• Despesa Operacional: No período foi apurada uma redução das despesas operacionais, da ordem de R$ 17.304 mil,ou 14,07%. Entre as despesas operacionais que sofreram maior redução em 2003, destaca-se a rubrica Serviço deTerceiros, reduzida em R$ 14.193 mil;

• Resultado Financeiro: Houve significativa melhora no Resultado Financeiro de 2003, de R$ 129.577 mil, ou 83,91%,no período, principalmente a redução do endividamento aliada à retração dos principais indicadores econômico-financeiros que atualizam o passivo da empresa;

• Lucro/Prejuízo Líquido: Considerando a evolução dos itens de resultado mencionados anteriormente, o resultado doperíodo apresentou Lucro Líquido de R$ 108.820 mil que, se comparado ao Prejuízo de R$ 61.266 mil registrado em2002, representou significativa recuperação de R$ 170.086 mil, ou 277,62%.

10. GERAÇÃO DE CAIXA

A geração de caixa da empresa é baseada nos recursos provenientes de fornecimento de energia elétrica. Algumas outrasfontes, suprimentos de energia, empréstimos e financiamentos - inclusive os recursos liberados pelo BNDES (ResoluçãoANEEL nº 116/2003 - recuperação da CVA), complementaram as necessidades de recursos para pagamento doscompromissos do ano, que se encerrou sem dívidas de curto prazo. O caixa de R$ 54 milhões, no final do ano, representavariação positiva de 7%.

11. ENDIVIDAMENTO

Em 31 de dezembro de 2003, a dívida total de empréstimos e financiamentos da CPFL Piratininga era de R$ 273.605 mil,dos quais R$ 45.358 mil têm vencimentos no curto prazo, representando uma redução de R$ 186.589 mil (curto prazo). A posição de longo prazo chegou a _R$ 228.247 mil em 2003, representando um aumento de R$ 37.705 mil.

Apesar da liberação de recursos do BNDES, no montante de R$ 41.784 mil, correspondente a 50% do valor homologadopela ANEEL, referente ao CVA e Reajuste Tarifário, verificou-se em 2003 uma redução do endividamento líquido, daordem de 41,0%, passando de R$ 371.535 mil, em 2002, para R$ 219.159 mil em 2003, justificada principalmente pelaquitação de empréstimos de curto prazo captados para cobertura do fluxo de caixa operacional.

12. GESTÃO DE RECURSOS HUMANOS

Com a convicção de que existe uma relação direta entre clima organizacional e resultados do negócio, a CPFL Piratiningavem colocando a gestão de pessoas como uma de suas principais prioridades, empreendendo iniciativas em sintonia comas melhores práticas de mercado e sustentadas pelos valores corporativos. Tudo para que o Grupo CPFL seja cada vez maisreconhecido como um excelente lugar para se trabalhar.

Para corresponder a todos esses desafios, a CPFL Piratininga investiu na capacitação e aprimoramento profissional, pormeio de cursos técnicos, seminários, workshops e especializações. Ao todo foram realizadas 51.649 mil horas detreinamentos, com 5.218 participações, o que representou uma média de 48,36 hht (homens-horas de treinamento).

O auto desenvolvimento tem sido destaque na CPFL Piratininga, como relevante alternativa de capacitação profissional,em que se destacam três iniciativas:

• Usina do Conhecimento: com base no conceito de e-learning, 15 cursos tornaram-se disponíveis, em 2003, a todos oscolaboradores.

• Biblioteca: houve continuidade na renovação do acervo, o que tornou a biblioteca um espaço estimulante para leiturase pesquisas, que também atende às regiões descentralizadas, por meio de sistema on-line.

• Convênios: firmados com as principais instituições de ensino médio, superior e de pós-graduação na área de concessão,proporcionam descontos nas mensalidades dos colaboradores e de seus dependentes.

Deve-se ressaltar, ainda, no campo do desenvolvimento profissional, o programa “Corrente Contínua”. Inspirado noconceito de educação continuada, foi concebido com o objetivo de capacitar os líderes nas competências essenciais degestão de pessoas, e realizado com a oferta de 25 módulos em 2003.

A CPFL Piratininga consolidou, em 2003, seu programa “Valor Pessoal”, sistema de avaliação de desempenho em 360º,que se tornou uma ferramenta de gestão essencial para o fortalecimento das competências técnicas, administrativas egerenciais, na busca permanente da excelência operacional e da qualidade dos serviços.

242

Como aconteceu em 2002, a revitalização do quadro de pessoal continuou ocorrendo em 2003, com taxa de “turn over” de11,21%. O tempo médio de empresa foi de 13 anos e a idade média do quadro de pessoal foi de 40 anos. Ao final de 2003,a empresa contava com 1.012 colaboradores, atingindo índices de produtividade superiores a 2002. Cada colaboradorrepresentou 10,35 GWh de energia vendida e 1.178 clientes.

PRODUTIVIDADE DO QUADRO DE PESSOAL(Clientes por Colaborador)

2001 2002 2003880 939 1.178

Continuamente atenta à qualidade de vida e ao bem-estar dos colaboradores, a CPFL Piratininga investe em ações depromoção à saúde, tais como: Exames Médicos Periódicos, Fitness Center, Oficinas de Esporte, Campanhas de Prevençãode Doenças e Vacinação, Ginástica Laboral. Os resultados são significativos no Quadro de Saúde, em especial na reduçãodo sedentarismo e distúrbios osteomusculares.

Prioridade número um da CPFL Piratininga no campo da gestão de pessoas, o tema da prevenção de acidentes motivoudiversas realizações em 2003. Destacam-se a Certificação do sistema de Gestão de Riscos Ocupacionais e Controle dePerdas, pela norma OHSAS 18001 (Occupational Health and Safety Assessment Series); o Programa Segurança ao SeuLado (segurança em serviços durante a época das chuvas, EPI-Equipamentos de Proteção Individual, Trabalhos em Alturacom nfase na Utilização de Escadas e o tema da ergonomia, voltado às condições de trabalho em escritórios); a criaçãodo curso “AArte de Dirigir Defensivamente”, disponível para todos os colaboradores na intranet; a criação de três brigadasde emergência; a realização de três SIPATs (Semanas Internas de Prevenção de Acidentes) e 10 mil horas de treinamentos,voltados à segurança no trabalho.

Foi também realizada ampla avaliação dos riscos associados ao trabalho pelo sistema de Gestão de Riscos Ocupacionais eControle de Perdas, disponível na Intranet, em que todas as medidas preventivas e corretivas necessárias foramimplementadas. Vários trabalhos foram desenvolvidos a partir dessa avaliação, tais como:

• Projeto “Vôo Seguro”, direcionado aos alunos de escolas de primeiro grau;

• Padronização de sinalizações nas subestações;

• Padronização do sistema de armazenamento de postes;

• Desenvolvimento e aprimoramento de ferramentas e EPIs.

Inspirado no conceito do “tripartismo”, foi celebrada em outubro de 2003 a Convenção Coletiva de Segurança e Saúde noTrabalho do Setor Elétrico no Estado de São Paulo. Além da CPFL Piratininga, outras cinco empresas de São Paulo foramsignatárias do documento, que prevê melhorias associadas à segurança e saúde dos trabalhadores do setor elétrico.

Essas e outras medidas resultaram na diminuição da taxa de freqüência de acidentes, de 4,30 em 2002, para 4,27 em 2003.

Também houve redução nos acidentes com veículos: de 3,78 em 2002, para 1,19 em 2003, em relação aos acidentes deresponsabilidade do condutor. Considerando o total de acidentes, a redução foi de 6,01, em 2002, para 5,51 no total dosacidentes.

Em 2003, a CPFL Piratininga recebeu a Certificação SA 8000, considerada como uma espécie de “selo de qualidade social”no compromisso com melhores condições de trabalho. A SA 8000 é uma norma internacional, baseada nos princípios deonze Convenções da Organização Internacional do Trabalho - OIT, da Convenção das Nações Unidas sobre os Direitos daCriança e da Declaração Universal dos Direitos Humanos.

Estreitar as relações com os Sindicatos, desenvolver Responsabilidade Social Corporativa junto à cadeia de fornecedorese promover o Projeto Aprender estão entre as iniciativas implementadas, que contribuíram decisivamente para aCertificação.

Um Acordo Coletivo foi concretizado para o período 2003-2005, após muitas negociações, que exigiram muita dedicaçãoe habilidades para lidar com conflitos e garantir um clima favorável ao diálogo e ao entendimento com os nove Sindicatos(CUT e CGT), que atuam na área de concessão da CPFL Piratininga. Para a realização desses objetivos, concorreram atransparência, o respeito, a ética e o equilíbrio entre a reivindicação das entidades, as possibilidades da empresa e o bem-estar dos colaboradores.

243

13. RESPONSABILIDADE SOCIAL E MEIO AMBIENTE

13.1. Sustentabilidade e Responsabilidade Corporativa

A visão de que cada profissional e cada equipe é responsável pelo desenvolvimento sustentável dos negócios vem setornando realidade palpável nas diversas atividades das empresas do Grupo CPFL.

Há quatro anos iniciou-se a introdução dessa visão de sustentabilidade e responsabilidade corporativa ao sistema deplanejamento e gestão das empresas CPFL Energia. Dia após dia tal visão, vem sendo incorporada pelas equipes detrabalho em todos os níveis.

Trata-se de uma idéia que detém uma abrangência notável, por envolver a forma de pensar, planejar, decidir e executar asações das empresas, à luz da capacidade de cada um e de cada área de contribuir para a sustentabilidade das mesmas, apartir de dois pressupostos básicos: excelência e qualidade.

São três os pontos de partida para que a responsabilidade corporativa permeie toda a atividade: o campo da governançacorporativa; o campo da qualidade das decisões, dos processos internos de trabalho e das suas conseqüentes ações; e agestão dos relacionamentos com os clientes, com as comunidades, com os governos e a sociedade.

A implementação de práticas avançadas de governança corporativa, em curso em 2003, aconteceu com a preocupação deaprofundar e ampliar a transparência dos processos de decisão e de comando do Grupo CPFL.

Ao mesmo tempo, com a consciência de que manter o desenvolvimento sustentável das empresas requer práticas eficientesem todas as esferas das atividades, foi consolidado nas empresas o Sistema de Gestão Integrado, com a certificação dosprincipais processos negociais, nas áreas de Qualidade, Meio Ambiente, Saúde e Segurança do Trabalho eResponsabilidade Social. Isso contribuiu para reafirmar a diretriz empresarial de que qualquer decisão e ação sempre leveem conta todos os impactos que possam provocar nos públicos de interesse das empresas: acionistas, colaboradores,comunidades, sociedade e meio ambiente.

Por fim, a preocupação em desenvolver, junto à comunidade, programas culturais, sociais e de saúde, de carátertransformador, reflete a contribuição que as empresas podem proporcionar aos públicos externos, em suas áreas deabrangência.

13.2. Meio Ambiente

Além de cumprir a legislação e normas ambientais vigentes, a CPFL Piratininga, por meio de sua Política Ambientalconsistente, considera as questões ambientais desde as fases de projeto, até a construção e operação dos seusempreendimentos.

Para tanto, em 2003, deu continuidade às negociações junto ao órgão ambiental competente, com o objetivo de procederao Licenciamento Ambiental de suas atividades, que englobam principalmente Roçadas e Aceiros sob Linhas deDistribuição e Transmissão de Energia Elétrica; a Construção de Novas Linhas de Transmissão e Subestações, além deatividades como Destinação de Resíduos, entre outras. As providências relativas ao Licenciamento irão nortear as açõesambientais da CPFL Piratininga.

Independentes desse processo de regularização ambiental em curso, destacam-se os seguintes programas ambientais emdesenvolvimento:

• Programa de Arborização Urbana: Em continuidade ao programa, em 2003 as atividades envolveram 26% dosmunicípios da área de concessão da CPFL Piratininga, por meio da doação de mais de 28.600 mudas de árvoresadequadas à convivência harmoniosa com as redes elétricas;

• Programa de Gerenciamento e Destino Final de Resíduos: A CPFL Piratininga mantém, em parceria com a CPFLPaulista, um programa de gerenciamento e destino final para os resíduos considerados perigosos, gerados a partir dosseus processos produtivos. As lâmpadas de iluminação pública (vapor de mercúrio e sódio) foram destinadas,juntamente com as lâmpadas da CPFL Paulista, a um processo de descontaminação e reciclagem. Em 2003 não foramdestinados equipamentos com PCB (óleo Ascarel).

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14. CERTIFICAÇÕES E PROCESSOS - SISTEMA DE GESTÃO INTEGRADO – SGI

Como nas demais distribuidoras do Grupo, o Sistema de Gestão Integrado da CPFL Piratininga - nos campos da Qualidade,Meio Ambiente, Saúde e Segurança do Trabalho e Responsabilidade Social - está certificado nos quatro padrõesnormativos, ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001 e SA 8000, para os seguintes escopos, em toda a sua área de concessão:

• ISO 9001: 00 - Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica;

• ISO 14001: 96 - Convivência da Rede de Distribuição Urbana de Energia Elétrica com o Meio Ambiente;

• OHSAS 18001: 99 - Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica;

• SA 8000: 01 - Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica.

15. RECONHECIMENTO

Ao participar de rigorosos processos de avaliação, mais do que reconhecimento, as empresas do Grupo CPFL buscamcomparação com as melhores práticas de gestão integrada, nas diversas áreas de atuação. Os resultados alcançadosrepresentam o reconhecimento às diretrizes de excelência empresarial, que determinam a atuação integrada.

Em 2003, a CPFL Piratininga recebeu o:

• Troféu ABS de Segurança 2003, conferido pela Agência Brasil de Segurança no Trabalho - Grupo C3.

ATENDIMENTO À INSTRUÇÃO CVM Nº 381/2003

Informações sobre a prestação de outros serviços que não sejam de auditoria externa, pelo auditor independente.

A Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes foi contratada pela Companhia Piratininga de Força e Luz em 2003para a prestação de serviços de auditoria externa relacionados aos exames das demonstrações financeiras da Sociedade.Esta empresa de auditoria não prestou serviços não relacionados à auditoria externa cujos honorários fossem superiores a5% do total de honorários referentes a estes serviços, no exercício de 2003.

Para evitar a existência de conflito de interesses, perda de independência ou objetividade de seus auditores independentes,a Companhia Piratininga de Força e Luz pauta-se no Código de Ética e de Conduta Empresarial firmado pelo Grupo CPFL,através dos quais desenvolve seus instrumentos de gestão empresarial.

INFORMAÇÕES CORPORATIVAS

Razão Social: COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZTipo de Empresa: Capital AbertoNatureza do Controle Acionário: Privado NacionalCNPJ: 04.172.213/0001-51Endereço: Rodovia Campinas Mogi-Mirim, Km 2,5, Jardim Santana - Campinas - S.P.Diretor de Relações com Investidores: Nilo Marcos Mingroni CeccoBanco Depositário (responsável pelo sistema de ações escriturais): Banco Bradesco S.A.Serviços aos Acionistas: Departamento de Ações e Custódia do Banco Bradesco S.A./ Fone(s): (55 11) 3684-9441/3684-4522Auditoria Independente: Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes.

246

AGRADECIMENTOS

Os resultados obtidos pela CPFL Piratininga somente foram possíveis graças ao apoio incondicional e à confiança dosSenhores Acionistas que, nos momentos decisivos, no decorrer de 2003, demonstraram de forma efetiva o compromissocom a sustentabilidade da companhia e com o desenvolvimento do Brasil.

A CPFL Piratininga também agradece aos seus colaboradores, aos seus fornecedores e parceiros, aos seus clientes e àsautoridades governamentais brasileiras, dos poderes Executivo, Legislativo e Judiciário, bem como às comunidades emque atua e à sociedade brasileira, reafirmando o seu compromisso de contribuir para o desenvolvimento econômico esocial do País.


COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZNOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

EM 31 DE DEZEMBRO DE 2003 E DE 2002(Valores expressos em milhares de Reais, exceto quando indicado de outro modo)


A Companhia Piratininga de Força e Luz (“Piratininga” ou “Sociedade”) é uma sociedade por ações, de capital aberto,de direito privado, que tem por objetivo principal a prestação de serviços públicos de distribuição e comercialização deenergia elétrica, em qualquer de suas formas, sendo tais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de EnergiaElétrica – ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia. Adicionalmente, a Sociedade está autorizada aparticipar, individual ou consorciadamente, de empreendimentos que visem a outras formas de energia, de tecnologiase de serviços, inclusive exploração de atividades derivadas, direta ou indiretamente, da utilização dos bens, direitos etecnologias de que é detentora, bem como participar do capital de outras sociedades.

( 2 ) DA CONCESSÃO

A Sociedade detém os direitos de concessão para efetuar a prestação dos serviços públicos de distribuição ecomercialização de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, contados desde 23 de outubro de 1998, portanto até 2028,podendo este ser prorrogado por igual período, e atua em 27 municípios nas regiões da Baixada Santista, Sorocaba,Jundiaí, Indaiatuba, Salto e Itú, atendendo a, aproximadamente, 1,2 milhões de clientes (1,2 milhões em 2002).


As demonstrações financeiras são apresentadas em milhares de reais e foram elaboradas de acordo com as práticascontábeis adotadas no Brasil, normas complementares editadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL epela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”), que não prevêem o reconhecimento dos efeitos inflacionários a partirde 1º de janeiro de 1996. Tais demonstrações estão também em consonância com a legislação específica aplicável aempresas concessionárias de energia elétrica.

Com o objetivo de aprimorar as informações prestadas ao mercado, estão sendo apresentadas, como informaçõessuplementares, as demonstrações do Fluxo de Caixa e do Valor Adicionado, para os exercícios de 2003 e 2002,respectivamente, no ANEXO I e ANEXO II.

Sumário das Principais Práticas Contábeis:

a) Disponibilidades - Incluem as aplicações financeiras, que estão registradas ao custo, acrescido de rendimentosproporcionais auferidos até a data dos balanços.

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b) Consumidores e Concessionárias - Inclui o fornecimento faturado de energia a consumidores finais, bem como as

receitas decorrentes de energia elétrica por estes consumida mas ainda não faturada, contabilizado em consonância

com o regime de competência. Inclui os valores faturados e a faturar a outras concessionárias pelo suprimento de

energia elétrica, conforme determinado por informações disponibilizadas pelo Mercado Atacadista de Energia

(“MAE”).

c) Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - Constituída com base nos valores a receber dos clientes da

classe residencial vencidos há mais de 90 dias, da classe comercial vencidos há mais de 180 dias e para os saldos

dos clientes das demais classes vencidos há mais de 360 dias, inclusive clientes da classe poder público, conforme

definido no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico. Considera também uma análise individual do saldo de cada

cliente, de forma que se obtenha um julgamento adequado dos créditos considerados de difícil recebimento,

baseando-se na experiência da administração em relação às perdas efetivas.

d) Estoque - Os materiais em almoxarifado, classificados no ativo circulante, e aqueles destinados à construção,

classificados no imobilizado, estão registrados pelo custo médio de aquisição.

e) Imobilizado - Registrado ao custo de aquisição ou construção, deduzido da depreciação calculada pelo método

linear, a taxas variáveis de 2% a 20%, de acordo com a natureza do bem. Em função do disposto nas instruções do

Manual de Contabilidade e do Plano de Contas do Serviço Público de Energia Elétrica, os juros e demais encargos

financeiros e efeitos inflacionários relacionados aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados nas

imobilizações em curso, estão registrados neste subgrupo como custo. A Sociedade optou, em 2002, pela

descontinuidade da apropriação, às imobilizações em curso, do rateio de 10% dos gastos administrativos com

pessoal e serviço de terceiro até que se tenha concluído os estudos técnicos que permitam a alocação adequada

desses custos.

f) Diferido – O saldo está relacionado a custos de projetos, estudos, pesquisa e desenvolvimento a serem aplicados

no serviço público de energia elétrica.

g) Atualizações de Direitos e Obrigações - Os direitos e obrigações sujeitos a reajustes pelos efeitos da inflação ou

variação cambial, por força contratual ou dispositivos legais, estão atualizados até a data dos balanços.

h) Imposto de Renda e Contribuição Social – Calculados conforme legislação vigente na data dos balanços.

Conforme disposições da Deliberação CVM nº 273/1998 e Instrução CVM nº 371/2002, a Sociedade registrou em

suas demonstrações financeiras os efeitos do imposto de renda e contribuição social sobre prejuízos fiscais, base

negativa da contribuição social e diferenças temporárias.

i) Planos de Aposentadoria e Pensão – Em atendimento às determinações da Deliberação nº 371 da CVM/2000, a

Sociedade optou, no exercício de 2001, por reconhecer a parcela de obrigações atuariais excedentes em relação aos

ativos dos planos, debitando o resultado do exercício em 5 anos a partir de janeiro de 2002 (vide nota 15).

j) Provisões para Contingências - As provisões para contingências são constituídas mediante avaliações de seus

riscos (prováveis) e quantificadas com base em fundamentos econômicos e em pareceres jurídicos sobre os

processos e outros fatos contingenciais conhecidos na data dos balanços.

k) Resultado – As receitas e despesas são reconhecidas pelo regime de competência.

l) Estimativas – A preparação de demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil

requer que a Administração da Sociedade se baseie em estimativas para o registro de certas transações que afetam

seus ativos, passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas

demonstrações financeiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização

em períodos subseqüentes, podem diferir dessas estimativas.

m) Lucro ou Prejuízo por Ação – Determinado considerando-se a quantidade de ações em circulação na data dos

balanços.

248

Certas transações nas demonstrações dos resultados, das origens e aplicações de recursos e do fluxo de caixa para oexercício de 2002 foram reclassificadas de forma a permitir melhor comparação com essas mesmas demonstrações parao exercício de 2003. Referidas reclassificações compreenderam basicamente o seguinte:

a) Demonstração do resultado: as despesas incorridas com entidade de previdência privada passaram a ser apresentadasna demonstração do resultado no grupo de custos operacionais em conta específica. A amortização das perdasiniciais pela adoção da Deliberação CVM nº 371 passou a ser apresentada como “item extraordinário”, pelo valorlíquido dos efeitos fiscais correspondentes.

b) Demonstração das origens e aplicações de recursos: as despesas com entidade de previdência privada, com aprovisão para contingências e com encargos e atualizações monetárias de contratos de mútuo, passaram a sertratadas como itens de resultado que não afetam o capital circulante líquido.

c) Demonstração do fluxo de caixa: as despesas com entidade de previdência privada, com a provisão paracontingências e as variações monetárias e cambiais, principalmente, relacionadas a contratos de mútuo,recomposição tarifária extraordinária e diferimentos de custos ou ganhos tarifários passaram a ser tratadas comoitens que não afetam o caixa, para fins de determinação do resultado líquido ajustado. Passaram a ser apresentados,de forma segregada, os valores de empréstimos e financiamentos obtidos e os encargos e valores de principal pagosno subitem “fluxo de caixa de financiamentos”.

( 4 ) PROGRAMA EMERGENCIAL DE REDUÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA

Histórico:

Durante o período compreendido entre junho de 2001 e fevereiro de 2002, as Regiões Sudeste, Centro-Oeste, Nordestee Norte do país passaram por uma situação hidrológica crítica que comprometeu a capacidade de geração de energiaelétrica. Esse fato requereu a adoção de medidas emergenciais para redução do consumo de energia. Para tanto, foicriado pelo Governo Federal o Programa Emergencial de Redução de Energia Elétrica, que impôs metas de redução deconsumo da ordem de 20% para as classes residencial (consumo superior a 100 KWh) e comercial, de 15% a 25% paraa classe industrial, de 10% para a rural e de 10% a 35% para serviços públicos, tomando como base a média de consumoverificada no período de maio a julho de 2000.

Acordo geral do setor elétrico:

O Programa Emergencial de Redução de Energia Elétrica afetou significativamente as operações da Sociedade, bemcomo de outras empresas geradoras e distribuidoras de energia nas Regiões Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e Norte,posto que a grande parte da aquisição de energia pelas empresas distribuidoras está baseada em contratos com asempresas geradoras, que garantem o despacho da energia em volumes pré-determinados. Esses contratos previam apossibilidade de ocorrência de situação hidrológica crítica, o que resultaria na necessidade de os geradorescompensarem as empresas distribuidoras por perdas incorridas em decorrência dessa situação. Tendo em vista asramificações operacionais, financeiras e jurídicas decorrentes dos contratos, foi celebrado um acordo entre os geradorese distribuidores de energia no final de 2001. Esse acordo determinou a necessidade de aumento tarifário extraordinárioàs distribuidoras, cujas principais determinações são como segue:

- Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE, através de aumento extraordinário de 2,9% das tarifas defornecimento de energia elétrica a consumidores rurais e residenciais (exceto aqueles considerados como de “baixarenda”) e de 7,9% para todos os demais consumidores, vigorando por prazo que foi definido posteriormente pelaANEEL, para que as distribuidoras de energia elétrica pudessem recuperar as perdas incorridas durante o períodode redução do consumo de energia.

- Definição de mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis pelas empresasconcessionárias de distribuição de energia elétrica que passaram a ser computados no cálculo do reajuste tarifáriodos exercícios subseqüentes (mecanismo denominado Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A –CVA).

249

- Aprovação de programa de apoio emergencial e excepcional às concessionárias de serviços públicos de distribuiçãode energia elétrica, por meio de recursos disponibilizados pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico eSocial (“BNDES”). O crédito posto à disposição das concessionárias foi destinado para suprir parte dasinsuficiências de recursos decorrentes da redução de receita ocorrida durante a vigência do Programa deRacionamento, com destinação prioritária ao adimplemento de obrigações assumidas junto a agentes do setorelétrico. Esse apoio foi viabilizado através da concessão de empréstimos, no valor de até 90% das perdasrelacionadas ao programa de redução de energia (vide tópicos “Perdas de receita com o racionamento” e“Compensação de variação de valores de itens da Parcela A” abaixo). Sobre os empréstimos obtidos incidem jurosde 1% a.a., a título de spread, acima da taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no SistemaEspecial de Liquidação e de Custódia – SELIC. Esses empréstimos são garantidos pelos recebíveis decorrentes doaumento extraordinário acima descrito. O valor total obtido pela Sociedade foi de R$281.148 e, até 31 de dezembrode 2003, a Sociedade efetuou o pagamento de R$ 82.515 do valor principal. O referido empréstimo está registradona rubrica de Empréstimos e Financiamentos (vide nota n.º 14).

Conforme preconizado na Resolução ANEEL n.º 249/2002, a parcela dos custos com a compra de energia no âmbitodo MAE (denominada “energia livre” - vide definição em tópico especifico abaixo), realizados durante o racionamento,decorrentes da redução da geração de energia elétrica nas usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia(MRE) e consideradas nos contratos iniciais e equivalentes, vem sendo repassada aos consumidores, através da RTE.

Os principais efeitos contábeis, decorrentes do quadro emergencial instalado por conta do referido programa deracionamento de energia, podem ser resumidos como segue:

• Perdas de Receita com o Racionamento: correspondem às perdas de receitas determinadas com base nacomparação das receitas de venda de energia efetivamente verificadas no período compreendido entre 1º de junhode 2001 e 28 de fevereiro de 2002 (data do efetivo encerramento do programa de racionamento) e as receitasprojetadas para esse período, ajustadas por certos fatores, desconsiderando-se a ocorrência do plano deracionamento. O resultado foi integralmente registrado pela Sociedade como receita do exercício de 2001 (para operíodo de 1º de junho a 31 de dezembro de 2001) e 2002 (para o período de 1º de janeiro a 28 de fevereiro de 2002)e seu saldo vem sendo atualizado pela SELIC, acrescido de juros de 1% a.a., sendo realizado por meio de aumentoextraordinário das tarifas de fornecimento de energia, autorizado pela ANEEL a partir de dezembro de 2001 (RTE).O ICMS incidente sobre a recomposição tarifária extraordinária, correspondente às receitas a serem faturadas,somente é devido por ocasião da emissão da respectiva fatura de energia elétrica a consumidores. A Sociedade, nessesentido, atua como mera repassadora do referido tributo entre os consumidores e a Receita Estadual e, portanto, nãoefetuou registro antecipado da referida obrigação.

A ANEEL homologou o valor de R$254.123 referente à perda de receita da Piratininga (valor a preços de 28 defevereiro de 2002).

• Energia Livre: Conforme determinado pela ANEEL, a energia produzida e disponibilizada ao mercado consumidorpelos produtores independentes e auto-produtores de energia, denominada “energia livre”, está sendo repassada aosgeradores pelos distribuidores, sendo que os recursos para tal são provenientes das tarifas cobradas dosconsumidores.

Durante 2004, a ANEEL retificou o montante relacionado às transações de compra de energia livre no MAE, pelaSociedade, anteriormente fixado em R$99.711 para o valor de R$47.253 (valores a preço de 28 de fevereiro de2002).

A atualização monetária do saldo de energia livre vem sendo apurada, a partir de fevereiro de 2003, com base nataxa SELIC, acrescida de juros de 1% a.a. Também a partir desta data, sua realização vem sendo efetuada por meiodo aumento extraordinário das tarifas de fornecimento de energia (RTE).

• Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela “A” de Longo Prazo: Corresponde à variação dosvalores financeiros dos custos não gerenciáveis representativos da Parcela “A” do contrato de concessão, ocorridaentre 1º de janeiro de 2001 e 25 de outubro de 2001, e deverá ser ressarcida às distribuidoras através de mecanismoda RTE. O saldo de Parcela “A” de Longo Prazo foi homologado pela ANEEL no montante de R$58.263 (valor apreço de 28 de fevereiro de 2002) e vem sendo remunerado pela taxa SELIC.

250

Os valores relacionados aos efeitos acima descritos, bem como suas respectivas movimentações ocorridas até 31 de dezembro de 2003, estão apresentados no quadro a seguir:

Os saldos a receber relacionados à Recomposição Tarifária Extraordinária e Energia Livre estão classificados na conta“Consumidores e Concessionárias”; o saldo a pagar relacionado à energia livre está classificado na conta “Fornecedores”(vide notas 7 e 13), e os saldos relacionados à Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela “A” de LongoPrazo estão classificados na conta “Diferimento de Custos e Ganhos Tarifários” (vide nota 9).

Através da Resolução Normativa n.º 1, de 12 de janeiro de 2004, a ANEEL redefiniu o prazo estipulado para realizaçãodos ativos regulatórios relacionado à RTE e energia livre, passando o mesmo a ser de 51 meses, contados a partir de 01 de janeiro de 2002.

Após a recuperação destes ativos, também através do mecanismo de Recomposição Tarifária Extraordinária, dar-se-á arealização dos valores relacionados à Parcela “A”, conforme definido na mesma Resolução Normativa n.º 1 da ANEEL.

Periodicamente, são preparadas projeções de resultados da Sociedade considerando o crescimento de seu mercado, levandoem consideração expectativas de inflação, juros e aspectos regulatórios. A Administração baseia-se nesses estudos paradeterminação da classificação desses ativos entre o curto e longo prazos e da necessidade de provisão para perdas, casohaja risco na sua realização. Até 31 de dezembro de 2003, a Administração não identificou a necessidade de constituiçãode provisão relevante para os valores registrados.

Durante o período em que vigorou o racionamento, foi instituído o mecanismo de bônus e sobretaxa para controle dasmetas. Os recursos arrecadados através da sobretaxa destinaram-se a custear os bônus, o que gerou para a Sociedade umsaldo líquido a receber de R$1.250, registrado no Ativo Circulante. Esse valor foi homologado pela ANEEL para fins derepasse à Sociedade pelo Ministério de Minas e Energia.

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Para a implementação dos procedimentos necessários à gestão do Programa de Racionamento, a Sociedade incorreu emgastos totais no valor de R$ 6.276. A ANEEL homologou esses gastos, os quais estão sendo recuperados nas tarifas defornecimento de energia elétrica a partir de outubro de 2003, data do reajuste tarifário anual. Em 31 de dezembro de 2003,a Sociedade apresenta um saldo a recuperar relacionado a esses gastos no valor de R$4.868, registrado no Ativo Circulante.

( 5 ) OPERAÇÕES REALIZADAS NO ÂMBITO DO MAE

O saldo da conta de “Consumidores e Concessionárias” e de “Fornecedores” inclui o registro dos valores referentes àcomercialização de energia no curto prazo, relativos ao período de setembro de 2000 a dezembro de 2003, com base emcálculos preparados e divulgados pelo MAE e com base em estimativas preparadas pela Sociedade, quando estes não estãodisponíveis. A composição desses valores e sua liquidação financeira, incluindo os saldos registrados no passivocirculante, estão resumidas da seguinte forma:

a) Operações no MAE

b) Liquidação Financeira efetuada nos exercícios de 2002 e 2003

O quadro abaixo demonstra os montantes liquidados até 31 de dezembro de 2003:

O saldo a pagar de R$1.673 em 31 de dezembro de 2003 (R$29.964 em 2002), classificado na conta “Fornecedores”, écomposto de R$1.373 relacionados a Encargos de Serviço do Sistema e R$300, relacionados a aquisição de energia noMAE (vide nota 13).

O saldo a receber, decorrente de vendas de energia, está classificado na conta “Consumidores e Concessionárias” , no valorde R$ 23.487 (R$111.725 em 2002, vide nota 7). O referido saldo é assim composto: R$8.930 de “Registro EscrituralProvisório” tratando-se de créditos pendentes de homologação final pelo MAE e os restantes R$14.557 correspondentes avalores faturados e pendentes de recebimento. Até 31 de dezembro de 2003, encontra-se renegociada bilateralmente a parcelade R$3.205 do total faturado pendente. A Sociedade entende não haver riscos significativos de realização destes saldos.

Os valores da energia no curto prazo e da energia livre (vide nota 4) podem estar sujeitos a modificação dependendo dedecisão dos processos judiciais em andamento, movidos por determinadas empresas do setor, relativos, em sua maioria, àinterpretação das regras vigentes no mercado durante o período do racionamento.

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( 7 ) CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIAS

A rubrica, no curto prazo, é oriunda, principalmente, das atividades de fornecimento de energia elétrica, cuja composiçãoem 31 de dezembro de 2003 e 2002 é como segue :

Diferencial – Reajuste Tarifário de 2003: Através da Resolução nº 565, de 22 de outubro de 2003, a ANEEL fixou oreposicionamento tarifário da Piratininga em 18,08%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica.Com o objetivo de amenizar o impacto do índice nas tarifas dos consumidores, sem retirar o direito contratual daconcessionária de manter seu equilíbrio econômico-financeiro, a ANEEL determinou a aplicação do índice dereposicionamento em etapas. Dessa forma, procedeu-se conforme segue:

a) Durante o primeiro ano de vigência da revisão tarifária de 2003, compreendido entre outubro de 2003 e outubro de2004, as tarifas de fornecimento de energia da Sociedade contemplarão reajuste de 14,68%, correspondente ao Índicede Reajuste Tarifário anual (IRT).

b) Nos reajustes anuais a serem homologados para os anos seguintes até a próxima revisão tarifária periódica, seráacrescida à Parcela B de cada ano o valor correspondente à diferença verificada entre o reposicionamento tarifário e oÍndice de Reajuste Tarifário.

c) O valor correspondente à diferença anual verificada entre o reposicionamento tarifário e o Índice de Reajuste Tarifário,cuja a estimativa total é de R$71.149 vem sendo apropriado à receita operacional, em contrapartida à conta“Consumidores e Concessionárias”, considerando o cálculo “pró rata dia” para o período de 12 meses, contados a partirde outubro de 2003, perfazendo R$13.798 em 31 de dezembro de 2003.

d) A reversão do ativo contabilizado dar-se-á a partir do momento em que a diferença mencionada no tópico b) acimafor efetivamente cobrada dos consumidores, o que ocorrerá a partir de outubro de 2004.

Recomposição Tarifária Extraordinária – O saldo de curto prazo de R$73.489 (R$99.141em 2002), bem como o saldode longo prazo, de R$114.557 (R$113.688 em 2002), referem-se às perdas de receita com o racionamento a ser repassadaaos consumidores finais conforme mencionado na nota 4.

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Energia Livre – Refere-se ao saldo que será recebido pelas distribuidoras e repassado aos geradores (vide nota 4). Em 31de dezembro de 2002, a Sociedade possuía saldo de R$72.952 registrado no longo prazo.


O saldo de tributos a compensar no longo prazo, no valor de R$5.534 (R$4.744 em 2002), refere-se, basicamente, a ICMSa compensar relacionado a aquisição de ativos.

( 9 ) DIFERIMENTO DE CUSTOS E GANHOS TARIFÁRIOS

A Lei 10.438/2002, em conjunto com as Portarias Interministeriais n.º 296/2001 e n.º 25/2002, e com a Resolução ANEELn.º 90/2002, criou mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis incorridas pelasconcessionárias de distribuição de energia elétrica. Esses custos são representados principalmente por: tarifa de repasse depotência proveniente de Itaipu Binacional, tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional, quotade recolhimento à conta de consumo de combustíveis – CCC, tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes darede básica, compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos, energia comprada estabelecida nos contratosiniciais, quota de reserva global de reversão – RGR, taxa de fiscalização de serviço de energia elétrica – TFSEE, encargosde conexão e quotas de recolhimento a CDE – Conta de Desenvolvimento Energético.

9.1 – Parcela “A”:

O valor homologado pela ANEEL, relativo às variações de valores financeiros de itens da Parcela A, no período de 1º dejaneiro de 2001 a 25 de outubro de 2001, totalizou em 31 de dezembro de 2003 R$88.205 (R$103.463 em 2002). A recuperação desse custo se dará através do mecanismo da Recomposição Tarifária Extraordinária, a iniciar-se após oprazo estipulado pela ANEEL para recuperação dos ativos relacionados à perda de receita no período de racionamento eenergia livre.

9.2 – Portaria Interministerial n.º 116/2003:

Através da Portaria Interministerial nº 116/2003, ficou adiada por doze meses a compensação do saldo acumulado da Contade Compensação de Variação de Itens da Parcela “A” – CVA para os reajustes tarifários anuais que ocorrem em outubrode 2003 e 2004.

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O saldo da CVA , cuja compensação foi adiada nos termos da citada Portaria, acrescido do saldo da CVA apurado nos dozemeses subseqüentes, deverá ser compensado nas tarifas de fornecimento de energia elétrica das concessionárias nos vintee quatro meses subseqüentes ao reajuste tarifário anual que ocorrer entre 23 de outubro de 2004 e 22 de outubro de 2005.

Em conseqüência, estão registrados no Realizável e Exigível a Longo Prazo os montantes de R$116.305 e R$78.455,respectivamente, na rubrica “Diferimento de Custos e Ganhos Tarifários”, perfazendo, até a presente data, um valor líquidode R$37.850.

A insuficiência de recursos gerada pela Portaria n.º 116/2003 foi sanada através de financiamento obtido junto ao BNDES,conforme comentado na nota 14.


( 11 ) CRÉDITOS FISCAIS

Os créditos fiscais diferidos decorrentes de prejuízos fiscais, de bases negativas de contribuição social e diferençastemporariamente indedutíveis, os quais não possuem prazo de prescrição para sua recuperação, foram registrados emconsonância com as disposições da Deliberação CVM nº 273/1998 e da Instrução CVM nº 371/2002. Esses créditos estãoregistrados no Ativo Realizável a Longo Prazo, considerando a expectativa de sua realização, determinada com base nasprojeções de resultados futuros e no limite de 30% para compensação anual com lucros tributáveis.

Efeitos Tributários sobre a Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE - Durante 2003, a Sociedade reavaliou osaspectos fiscais relacionados à tributação da receita registrada em 2001 e 2002 decorrente da Recomposição TarifáriaExtraordinária – RTE. Dessa forma, a partir do terceiro trimestre de 2003, a Sociedade passou a tributar referida receitaquando efetivamente recebida. Nesse contexto, as declarações de impostos referentes aos exercícios de 2002 e 2001 foramretificadas, e os devidos ajustes contábeis foram processados.

Em 31 de dezembro de 2003, os principais efeitos decorrentes da mudança acima mencionada correspondem a um saldode créditos tributários diferidos no valor de R$7.046, e a um saldo de obrigações de longo prazo no valor de R$34.114(vide nota n.º 17). A mudança em tal procedimento fiscal não resultou em qualquer efeito relevante no resultado doexercício de 2003.

a) Composição dos saldos

A composição dos créditos de imposto de renda e contribuição social diferidos, para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2003 e 2002, é como segue:

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b) Composição dos efeitos no resultado do exercício

A composição dos efeitos no resultado, relativos ao imposto de renda e contribuição social para os exercícios findos, em31 de dezembro de 2003 e 2002 é como segue:

c) Expectativa de recuperação

A expectativa de recuperação dos créditos fiscais diferidos, decorrentes de prejuízos fiscais e bases negativas, está baseadanas projeções de resultados preparadas pela Sociedade e indica sua realização substancialmente no decorrer do exercíciode 2004. Em relação às despesas temporariamente indedutíveis a perspectiva da Administração da Sociedade é a de que asua realização ocorrerá nos próximos 10 anos.

( 12 ) IMOBILIZADO

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De acordo com os artigos n.ºs 63 e 64 do Decreto n.º 41.019/1957, os bens e instalações utilizados na distribuição ecomercialização de energia elétrica são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dadosem garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução ANEEL n.º 20/99,regulamenta 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 que oproduto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada, para aplicação na concessão.

Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica representam os valores da União,dos Estados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno esubvenções destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição. O vencimentodessas obrigações é estabelecido pelo Órgão Regulador, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão. Este valor não ésujeito à atualização, juros e depreciação.

A taxa de depreciação média dos ativos é de aproximadamente 4,6% ao ano (4,6 % em 2002).

( 13 ) FORNECEDORES

Repasse de Energia Livre aos Geradores

A ANEEL, através da Resolução nº 89/2003, fixou para a Sociedade o percentual de 31,12% a ser aplicado sobre omontante arrecadado mensalmente a título de Recomposição Tarifária Extraordinária, para repasse às empresas geradoras.

Os valores registrados no Exigível a Longo Prazo em 2002, no montante de R$ 70.289, referem-se a energia livre,classificados em 2003 integralmente no Circulante.

( 14 ) ENCARGOS DE DÍVIDAS, EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

Instituições Financeiras - Referem-se a empréstimos obtidos junto a instituições financeiras (Banco do Brasil), paracobertura do fluxo de caixa operacional, representados por notas promissórias. Estes empréstimos são atualizados pelavariação diária do CDI e garantidos pelos créditos em conta corrente.

BNDES – CVA e Reajuste Tarifário – Financiamento concedido pelo Banco Nacional do Desenvolvimento Econômicoe Social (“BNDES”), em atendimento ao que dispõe a Lei n.º 10.762/2003, que instituiu o Programa Emergencial eExcepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica. Este programa é destinado a suprir ainsuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação do mecanismo de compensação de que trata o art. 1º daMedida Provisória nº 2.227, de 04 de setembro de 2001, para os reajustes e revisões tarifárias anuais referentes ao períodocompreendido entre 08 de abril de 2003 e 07 de abril de 2004. Este financiamento tem como destinação prioritária oadimplemento de obrigações junto a agentes do setor elétrico.

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Em 24 de dezembro de 2003, o BNDES liberou o montante de R$41.784, correspondente a 50% do valor homologado pelaANEEL, com amortização prevista em 24 parcelas mensais, a partir de 15 de dezembro de 2004. Estes valores sãocorrigidos pela SELIC, acrescidos de juros de 1% a.a. e garantidos pela vinculação de receitas próprias. Do saldo restante,30% deverão ser liberados em 180 dias a contar de 11 de novembro de 2003 e 20% em 270 dias a contar da mesma data.

BNDES – Ativo Regulatório – Refere-se a 90% do valor homologado pela ANEEL dos montantes relacionados àRecomposição Tarifária Extraordinária relativa ao período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002 (período deracionamento) e de Parcela “A”. A composição dos valores disponibilizados e os respectivos prazos de amortização é comosegue:

- R$228.711 referentes a RTE, com amortização em 54 parcelas mensais, a partir de 15 de março de 2002;

- R$52.437 referentes a Parcela “A” , com amortização em 9 parcelas mensais, a partir de 15 de setembro de 2006.

Esses valores são corrigidos pela SELIC, acrescida de juros de 1% a.a. e garantidos pela vinculação de receitas próprias.

Nesta rubrica também está contido um contrato de abertura de crédito, mediante repasse de empréstimo contratado com oBNDES no valor de R$545, a ser amortizado em 48 parcelas mensais a partir de 15 de maio de 2002, representado pornotas promissórias.

Outros - Refere-se aos contratos de financiamento do Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente - “ReLuz” ePrograma de Conservação e Eficientização do Uso de Energia Elétrica para a modernização de infra-estrutura deiluminação pública, beneficiando municípios da área de concessão, como segue:

- Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente - “ReLuz”: linha de crédito no valor de até R$19.117, tendo sidoliberado o valor de R$4.057. O principal será amortizado em 36 parcelas mensais a partir de 30 de janeiro 2005,garantido pela vinculação de receitas próprias e representado por notas promissórias.

- Programa de Conservação do Uso de Energia: linha de crédito no valor de até R$2.800, tendo sido vertido à Sociedadeo valor total de R$1.562, sendo amortizado em 36 parcelas mensais a partir de 30 de janeiro de 2002, garantido pelavinculação de receitas próprias e representado por notas promissórias.

Composição do Saldo por Indexador - %

Programa de Amortização - de Longo Prazo

(15) ENTIDADE DE PREVID NCIA PRIVADA

A Piratininga, no contexto do processo de cisão da Bandeirante Energia S.A (empresa predecessora da Piratininga),assumiu a responsabilidade pelas obrigações atuariais correspondentes aos empregados aposentados naquela empresa atéa data da efetivação da cisão, assim como pelas obrigações correspondentes aos empregados ativos transferidos para aPiratininga.

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Em 02 de abril de 1998 a Secretaria de Previdência Complementar – SPC, aprovou a reestruturação do planoprevidenciário mantido anteriormente pela Bandeirante, dando origem a um “Plano de Benefícios SuplementarProporcional Saldado – BSPS”, e um “Plano de Benefícios Misto”, similar ao da controladora (CPFL Paulista), com asseguintes características:

a) Plano de Benefício Definido (“BD”) – vigente até 31.03.98 – plano de benefício saldado, que concede um BenefícioSuplementar Proporcional Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia reversível em pensão, aos participantesinscritos até 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passado acumuladoaté a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pelacobertura das insuficiências atuariais desse Plano é da Piratininga.

b) Plano de Benefício Definido – vigente após 31.03.98 – plano do tipo BD, que concede renda vitalícia reversível empensão, relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998 na base de 70% da médiasalarial mensal real, referente aos últimos 36 meses de atividade. No caso de morte em atividade e entrada eminvalidez, os benefícios incorporam todo o tempo de serviço passado (inclusive o acumulado até 31.03.98) e, portanto,não incluem apenas o tempo de serviço passado acumulado após 31.03.98. A responsabilidade pela cobertura dasinsuficiências atuariais desse Plano é paritária entre a Piratininga e os participantes.

c) Plano de Contribuição Definida – implantado junto com o Plano BD vigente após 31.03.98, é um plano previdenciário,que até a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, é do tipo contribuição definida, não gerandoqualquer responsabilidade atuarial para a Piratininga. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não)em pensão, é que o plano previdenciário passa a ser do tipo Benefício Definido e, portanto, passa a gerarresponsabilidade atuarial para a Sociedade.

Os valores reconhecidos no balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2003, conforme laudo preparado por atuárioexterno, estão assim apresentados:

As perdas atuariais referentes aos Planos que excederam a 10% das obrigações atuariais, no montante de R$ 9.348, serãoreconhecidos no resultado a partir de 2004, pelo período médio de serviço futuro dos participantes.

O aumento do passivo na adoção da CVM 371 refere-se ao déficit do plano apurado em 31 de dezembro de 2001, o qualfoi diferido e vem sendo amortizado em 5 anos. Conforme facultado pelo Ofício-Circular CVM/SNC/SEP 01/2004, essaamortização foi classificada na demonstração do resultado dos exercícios de 2003 e 2002 como item extraordinário, pelovalor líquido dos efeitos fiscais correspondentes.

As movimentações ocorridas no passivo líquido são as seguintes:

Nos saldos contábeis da Sociedade relacionados à Previdência Privada existem ainda R$ 989, referentes a outrascontribuições.

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A estimativa do atuário externo para as despesas e receitas a serem reconhecidas no exercício de 2004 é como segue:

As principais premissas consideradas no cálculo atuarial na data do balanço foram:

( 16 ) TAXAS REGULAMENTARES

A Reserva Global de Reversão - RGR é um fundo de reserva gerenciado pela Eletrobrás, como órgão do GovernoFederal, designado para prover fundos para pagamentos aos concessionários, até a expiração de suas concessões, data emque a Sociedade será reembolsada pelo valor do ativo permanente líquido, registrado nos livros. Em 03 de janeiro de 1996,o Decreto n∞. 1.771 instituiu a taxa de RGR de 2,5% do imobilizado em serviço, limitado a 3,0% do total da receitaoperacional bruta, deduzida do ICMS.

A Conta Consumo de Combustível - CCC é uma contribuição feita pela Sociedade para financiar o custo do combustívelutilizado nos processos de operações de energia termelétrica no sistema energético brasileiro.

A Conta de Desenvolvimento Energético - CDE foi criada pela Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, para promover acompetitividade da energia produzida a partir de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural ecarvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos Sistemas Elétricos Interligados e promover a universalização do serviçode energia elétrica em todo o território nacional.

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Efeitos Tributários sobre a Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE: Os tributos a recolher classificados nolongo prazo estão relacionados aos efeitos apurados em decorrência da alteração do regime de tributação das receitasoriginárias da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE (Vide nota 11).

( 18 ) PARTICIPAÇÕES NOS LUCROS E RESULTADOS

Em conformidade com o Acordo Coletivo de Trabalho, a participação dos empregados nos lucros e resultados referente aoexercício de 2003 está condicionada a resultados financeiros e técnicos, empresariais e regionais, limitada a um dispêndioequivalente a 130% de uma folha nominal do mês de dezembro de 2003. Com base no citado acordo a Sociedadeprovisionou o montante de R$2.691 (R$2.600 em 2002).

( 19 ) PROVISÃO PARA CONTINGÊNCIAS (CURTO E LONGO PRAZO)

As provisões para contingências foram atualizadas com base em avaliação dos riscos iminentes de perdas em processoscuja probabilidade de êxito é remota na opinião dos assessores legais da Sociedade.

Trabalhistas - referem-se a ações ajuizadas e correspondentes valores considerados para os fatos geradores posteriores a1º de janeiro de 1998, conforme Protocolo de Cisão Parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. (sociedadeantecessora da Bandeirante). Nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da Bandeirante, cada sociedade resultante da cisãoé responsável pelas obrigações correspondentes aos riscos contingentes dos empregados locados nas respectivas regiõesassumidas por cada empresa, enquanto que as ações corporativas, anteriores à data da efetivação da cisão, 1º de outubrode 2001, são assumidas na proporção percentual dos controladores antes da referida cisão (56% para a Bandeirante e 44%para a Piratininga).

Danos Pessoais - referem-se a pleitos de indenizações não cobertos por apólices de seguros, com perdas consideradasprováveis.

Majoração Tarifária - referem-se a questionamentos de vários consumidores industriais, relativos aos pedidos derestituição dos valores pagos a título de majoração tarifária, em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE nºs 38 e45, de 1986 - Plano Cruzado, quando estava vigente o congelamento de preços.

261

Energia Comprada: Em decorrência da perda de consumidores livres, a Sociedade solicitou redução na demanda depotência nos contratos iniciais, sendo parcialmente atendida pela ANEEL, conforme Resolução nº 552/2003. A Sociedadeimpetrou ação judicial, motivada pela sua não concordância com os montantes físicos determinados na mencionadaResolução, alegando divergência nos cálculos, e efetuando depósitos judiciais mensais dos valores divergentes.

Contribuição para Financiamento da Seguridade Social - COFINS e Programa de Integração Social – PIS – ASociedade contesta as majorações do PIS e COFINS e obteve liminares em 15 de julho de 2002 e 12 de agosto de 2002,respectivamente, visando eximir o recolhimento da COFINS e do PIS incidente sobre a base de cálculo que contempla asreceitas financeiras, prevista na Medida Provisória nº 1.724/1998, posteriormente convertida na Lei n.º 9.718/1998, e nocaso do PIS permitindo o recolhimento baseado no faturamento.

Tendo em vista as incertezas quanto ao desfecho dessas questões, a Sociedade vem provisionando os valores para os quaisdeixou de efetuar o pagamento.

A Administração da Sociedade, baseada na opinião de seus assessores legais, entende não haver riscos significativosfuturos que não estejam cobertos por provisões suficientes em suas demonstrações financeiras ou que possam resultar emimpacto significativo no seu fluxo de caixa.

( 20 ) OUTRAS CONTAS A PAGAR

Consumidores e Concessionários: As obrigações com consumidores são relativas a contas pagas em duplicidade e/ouajustes de faturamento. As obrigações com concessionários estão relacionadas a diversas transações envolvendo valores apagar que estão sendo compensados através de encontro de contas com valores a receber.

Adiantamentos: Referem-se a adiantamentos realizados pelos consumidores para execução de obras.

Juros sobre Empréstimo Compulsório: Repasse de recursos oriundos da Eletrobrás aos consumidores industriais.

Encargos de Capacidade Emergencial: Refere-se ao encargo tarifário cobrado do consumidor, a ser repassado para aComercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE.


A participação dos acionistas no Patrimônio da Sociedade em 31 de dezembro de 2003 está assim composta:

21.1 - Reservas de Capital

262

21.2 - Juros sobre o Capital Próprio

Em reunião do Conselho de Administração, realizada em 29 de dezembro de 2003, foi aprovada a declaração de jurossobre o capital próprio, no montante de R$24.607, para pagamento no decorrer do ano de 2004, estando de conformidadecom o artigo 9º da Lei 9249/95 e Instrução CVM n.º 358/2002.

Para as ações existentes em 30 de dezembro de 2003, serão atribuídas as seguintes importâncias, por lote de mil ações:

Valor LíquidoValor Bruto de IRRF (15%)

Ações Ordinárias 0,4442932 0,3776492Ações Preferenciais 0,4887226 0,4154142

21.3 - Destinação do Lucro do Exercício

2003Lucro Líquido do Período 108.820Constituição de Reserva Legal (5.441)Juros sobre o Capital Próprio (24.607)Lucro Líquido Ajustado 78.772Dividendos a Distribuir (78.772)

-

A Sociedade está propondo à Assembléia Geral Ordinária a distribuição do lucro líquido de 2003, na forma de dividendos,no valor de R$ 78.772, para as ações existentes em 30 de dezembro de 2003 e serão atribuídas as seguintes importâncias,por lote de mil ações:

Tipo de Ações R$Ações Ordinárias 1,4222818Ações Preferenciais 1,5645099

O Estatuto Social da Sociedade, em seu artigo 30 determina o pagamento de dividendos mínimos obrigatórios de 25% dolucro líquido ajustado na forma da lei aos titulares de suas ações. As ações preferenciais dão direito a dividendos 10%maiores que os atribuídos às ações ordinárias.

( 22 ) RECEITA OPERACIONAL

(*) não Auditado

Diferencial – Reajuste Tarifário de 2003: Através da Resolução nº 565, a ANEEL fixou o reposicionamento tarifário daPiratininga em 18,08%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica. Com o objetivo de amenizar oimpacto dos índices nas tarifas dos consumidores, sem retirar o direito contratual da concessionária de manter seu equilíbrioeconômico-financeiro, a ANEEL determinou a aplicação dos índices de reposicionamento em etapas (vide nota 7).

263

Encargos de Capacidade Emergencial: Referem-se aos custos de natureza operacional, tributária e administrativaincorridos pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial - CBEE na contratação de capacidade de geração oude potência, que serão rateados pelos consumidores finais de energia elétrica, de forma proporcional ao consumo individualverificado. O encargo tarifário cobrado do consumidor, a título de “encargo de capacidade emergencial” até a data de 26 de junho de 2002 foi de R$0,0049/KWh e de R$ 0,0057/KWh a partir daquela data.

Energia Livre: Refere-se ao ajuste efetuado atendendo à Resolução Normativa ANEEL n.º 1, de 12 de janeiro de 2004, queretificou o montante homologado pela Resolução ANEEL n.º 483, de 29 de agosto de 2002, para o valor de R$ 47.253 , referenteà venda de energia no MAE no período de racionamento de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002 (vide nota 4).

Outras Receitas Operacionais - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição CUSD - Refere-se a tarifas cobradas pelouso dos sistema de distribuição e transmissão de concessionária ou permissionária de serviço público de energia elétricaem atendimento ao disposto no Decreto nº 4562/2002.

( 23 ) CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA

(*) não Auditado


264


( 26 ) SEGUROS

A Sociedade mantém contratos de seguros com cobertura determinada por orientação de especialistas, levando em conta anatureza e o grau de risco por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seusativos e/ou responsabilidades. As principais coberturas de seguros são:

( 27 ) CONTROLADORA, COLIGADAS E EMPRESAS LIGADAS

As transações com partes relacionadas são realizadas em condições normais de mercado e apresentaram os seguintes saldose movimentações acumuladas em 2003 e 2002.

A natureza e composição das principais transações com partes relacionadas, é como segue:

265

DRAFT I – Adiantamento para Futuro Aumento de Capital – AFAC e Provisão de Juros sobre Capital Próprio.

CPFL – Empréstimo obtido através de contrato de mútuo em 01 de outubro de 2002 e com o último aditivo realizado em 8 de maio de 2003.

CPFL Geração de Energia S.A. – Empréstimo obtido através de contrato de mútuo, quitado em março de 2002.

Semesa S.A. – Empréstimo concedido através de contrato de mútuo em 01 de outubro de 2002 e com o último aditivorealizado em 8 de maio de 2003.

CPFL Energia S.A. – Empréstimo obtido através de contrato de mútuo em 01 de outubro de 2002 e com o último aditivorealizado em 8 de maio de 2003.

CPFL Comercialização Brasil S.A. – Empréstimo obtido através de contrato de mútuo em 01 de outubro de 2002, com oúltimo aditivo realizado em 8 de maio de 2003 e aquisição de energia elétrica para revenda.

CPFL Centrais Elétricas S.A. – Empréstimo obtido através de contrato de mútuo em 01 de outubro de 2002 e com o últimoaditivo realizado em 8 de maio de 2003.

Sobre os contratos de mútuo entre as partes incidem encargos que variam entre 100% e 115% da variação do CDI-CETIP.

( 28 ) INSTRUMENTOS FINANCEIROS E RISCOS OPERACIONAIS


Os negócios da Sociedade compreendem principalmente o fornecimento de energia a consumidores finais, sendoconcessionária de serviços públicos, cujas atividades e tarifas são reguladas pela ANEEL. Os principais fatores de risco demercado que afetam seus negócios são como segue:

Compra de Energia de Itaipú

A Sociedade está exposta em suas atividades operacionais, à variação cambial na compra de energia elétrica de Itaipú. O mecanismo de compensação - CVA protege a empresa de eventuais perdas, conforme comentado nas notas 4 e 9.

Risco de Crédito

O risco surge da possibilidade da Sociedade vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valoresfaturados a seus clientes. Este risco é avaliado pela Sociedade como baixo, tendo em vista a pulverização do número declientes e da política de cobrança e corte de fornecimento para consumidores inadimplentes.


A energia vendida pela Sociedade basicamente é gerada por usinas hidrelétricas. Um período prolongado de escassez dechuva pode reduzir o volume de água dos reservatórios das usinas e resultar em perdas em função do aumento de custosna aquisição de energia ou redução de receitas com adoção de um novo programa de racionamento, como o verificado em2001. Devido ao nível atual dos reservatórios, o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, não prevê para ospróximos anos um novo programa de racionamento.



Os principais instrumentos financeiros ativos e passivos da Sociedade, em 31 de dezembro de 2003 são descritos a seguir,bem como os critérios para sua valorização e avaliação nas demonstrações financeiras:


266

b) Ativos e Passivos Regulatórios: São compostos, basicamente, pela Recomposição Tarifária Extraordinária, EnergiaLivre, Parcela A, Diferencial de Reajustes Tarifários e CVA. Esses créditos e débitos decorrem dos efeitos do plano deracionamento de 2001 e outros valores relacionados ao diferimento de custos e receitas tarifárias. Esses valores sãoavaliados conforme critérios definidos pela ANEEL, de acordo com as características descritas nas notas 4, 7 e 9.

c) Empréstimos e Financiamentos – Estão avaliados conforme os critérios estipulados em contratos, de acordo com ascaracterísticas definidas na nota n° 14.

( 29 ) FATOS RELEVANTES

a) Revisão Tarifária

Em cumprimento ao disposto no Contrato de Concessão do Serviço de Distribuição de Energia Elétrica nº 009/2002,celebrado entre a Piratininga e a União em 23 de setembro de 2002, a ANEEL realizou em 2003 a primeira revisãoperiódica tarifária da Sociedade.

Conforme dispõe o inciso IV do art 1º da Resolução ANEEL nº 336, de 16 de agosto de 2001, que aprovou a cisão daBandeirante, quando da primeira revisão tarifária da Piratininga e da Bandeirante, seria aplicado às tarifas de fornecimentoo menor índice de reposicionamento tarifário apurado entre as duas concessionárias. Nesta revisão, o reposicionamento daPiratininga foi de 19,58% e o da Bandeirante, de 18,08%.

Portanto, em 22 de outubro de 2003, através da Resolução nº 565, a ANEEL fixou o reposicionamento tarifário daPiratininga em 18,08%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica. Com o objetivo de amenizar oimpacto dos índices nas tarifas dos consumidores, sem retirar o direito contratual da concessionária de manter seuequilíbrio econômico-financeiro, a ANEEL determinou a aplicação em etapas dos índices de reposicionamento.

Desta forma a Sociedade reajustou suas tarifas, a partir de 23 de outubro de 2003, em 14,68%. A diferença de 3,4% emrelação ao reposicionamento tarifário total será aplicada de forma escalonada, em três parcelas anuais, de 2004 a 2006 (videnota 7). Em 2007, será realizada nova revisão tarifária.

b) Suprimento

A ANEEL autorizou, em 22 de outubro de 2003, os reajustes das tarifas de parte dos supridores de energia da Sociedade,com vigência para o período de 23 de outubro de 2003 a 22 de outubro de 2004, o que representa um aumento médio deaproximadamente 22,18% no custo da energia comprada, em comparação ao mesmo período 2002/2003.

c) Novo Modelo do Setor Elétrico

O Governo Federal, através das Medidas Provisórias n.ºs 144 e 145/2003, divulgou um projeto do novo modelo do setorelétrico brasileiro.

Três novas estruturas estão sendo criadas dentro no novo modelo: i) a Empresa de Pesquisas Energéticas – EPE,encarregada de fazer estudos do planejamento da expansão e transmissão de energia; ii) a Câmara de Comercialização deEnergia Elétrica – CCEE, encarregada da definição de normas para comercialização de energia, e iii) o Comitê deMonitoramento do Setor Elétrico – CMSE, encarregado do monitoramento permanente da segurança de suprimento.

Com a criação dessa nova estrutura, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE passará a suceder oMercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE. Nessa nova estrutura, o Presidente do Conselho de Administração daCCEE, terá poder de veto, e será indicado pelo Governo Federal.

O novo modelo, além da criação das novas instituições citadas, também redefine as atribuições dos diversos agentesinstitucionais existentes, restituindo ao Ministério das Minas e Energia o papel de Poder Concedente, passando a ANEELa exercer, exclusivamente, a função reguladora, fiscalizadora e mediadora. O Operador Nacional do Sistema – ONS passaa ter 3 diretores indicados pelo Poder Executivo, dos 5 que compõem sua estrutura.

As principais alterações previstas são:

- Definição de dois ambientes de contratação de energia:

i) o regulado, onde todas as compras de energia serão feitas por meio de licitação, através de “pool”, pelo critério demenor tarifa;

267

ii) o livre, onde se inscrevem todos os consumidores livres e os comercializadores com capacidade de negociar seuscontratos de suprimento;

- As distribuidoras deverão contratar 100% da sua carga;

- Ênfase no planejamento governamental centralizado e determinativo para as novas obras do setor;

- Firme controle governamental sobre o mercado e sua regulamentação;

- Limitação ao “self-dealing”, com proibição de uma geradora vender energia diretamente a uma distribuidora do mesmogrupo econômico;

- Novas licitações dos empreendimentos de geração de energia pelo critério de menor tarifa;

- Contratos de suprimento de longo prazo definidos em processos de licitação;

- Concessão de licença prévia ambiental como pré-requisito para as licitações das novas usinas hidrelétricas e linhas detransmissão;

- Obrigatoriedade de incorporação das redes particulares existentes na área de concessão;

- Definição de instrumentos mais eficazes na legislação destinados ao combate à inadimplência dos consumidores.

As propostas de alteração do modelo do setor elétrico deverão impactar os negócios da Sociedade, porém ainda não épossível quantificar seus possíveis efeitos.

a) Fundo de Investimento em Direitos Creditórios – FIDC

Através de aprovação em reunião do Conselho de Administração, realizada em 28 de janeiro de 2004, e com anuência daANEEL, obtida em ofício datado de 25 de junho de 2003, a Piratininga lançou um Fundo de Investimento em DireitosCreditórios – FIDC para captação na ordem de R$ 150 milhões, cujo montante ingressou em março/2004.

O FIDC será administrado pelo Banco Votorantim, cuja estrutura consiste na captação de recursos com liquidaçãovinculada ao recebimento de faturamento da Piratininga e terá 36 meses de prazo total, com 36 amortizações mensais. A remuneração da operação terá uma taxa de 107% do Certificado do Depósito Interfinanceiro – CDI.

268

ANEXO I

269

ANEXO II

270

DIRETORIA

WILSON P. FERREIRA JUNIOR Diretor – Presidente

NILO MARCOS MINGRONI CECCO RENI ANTONIO DA SILVADiretor Vice-Presidente Financeiro e de Diretor Vice-Presidente de Estratégia e Regulação

Relações com Investidores

PAULO CEZAR COELHO TAVARES HÉLIO VIANA PEREIRADiretor Vice-Presidente de Gestão de Energia Diretor Vice-Presidente de Distribuição


CARLOS ERMÍRIO DE MORAES Presidente

LUIZ CARLOS SIQUEIRA AGUIARVice-Presidente

CONSELHEIROS

OTÁVIO CARNEIRO DE REZENDE MÁRIO DA SILVEIRA TEIXEIRA JÚNIOR

LUIZ MAURÍCIO LEUZINGER FRANCISCO CAPRINO NETO

CID ALVIM LOPES DE RESENDE ALOÍSIO MACÁRIO FERREIRA DE SOUZA

ROSA MARIA SAID JOILSON RODRIGUES FERREIRA

MARTIN ROBERTO GLOGOWSKY ROBSON DURANTE

SUZANA HANNA STIPHAN JABRA

CONTABILIDADE


SÉRGIO LUIZ FELICEGerente de Contabilidade

CRC. 1SP192.767/O-6

271




272

273








01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRua Ramos Batista, 444 Vila Olímpia 04552-020 São Paulo SP6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex19 3756-8832 3756-8833 - -11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail- - - - [email protected]


1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoLauro Henrique Campos Resende Rua Ramos Batista, 444 Vila Olímpia4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone04552-020 São Paulo SP 19 3756-8032 3756-8033 -11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail - - - - - [email protected]


Exercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social1 - Último 01/01/2002 31/12/20022 - Penúltimo 01/01/2001 31/12/20013 - Antepenúltimo 01/01/2000 31/12/20004 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes 00385-9 Maurício Pires de Andrade Rezende 603.835.426-34


Número de Ações (Mil) 1 - 31/12/2002 2 - 31/12/2001 3 - 31/12/2000Do Capital Integralizado

1 - Ordinárias 29.498.491 15.559,067 1002 - Preferenciais 23.532.768 23.532.768 03 - Total 53.031.259 39.091.835 100Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 0


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 ConsolidadoPrestação de Serviço Público de Energia Elétrica Não Apresentado




1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação



274



1 Ativo Total 1.603.230 1.349.395 10

1.01 Ativo Circulante 629.885 371.026 10

1.01.01 Disponibilidades 50.954 10.324 10

1.01.02 Créditos 524.178 337.891 0

1.01.02.01 Consumidores e Concessionárias 481.064 318.264 0

1.01.02.02 Prov. p/Créd. Liquidação Duvidosa (10.493) (4.531) 0

1.01.02.03 Tributos a Compensar 43.374 1.582 0

1.01.02.04 Outros Créditos 10.233 22.576 0

1.01.03 Estoques 1.019 2.048 0

1.01.04 Outros 53.734 20.763 0

1.01.04.01 Diferimento de Custos Tarifários 53.734 20.763 0

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 359.310 339.628 0

1.02.01 Créditos Diversos 219.432 247.584 0

1.02.01.01 Consumidores e Concessionárias 186.640 224.305 0

1.02.01.02 Tributos a Compensar 4.744 3.516 0

1.02.01.03 Imp. de Renda e Contrib. Social Diferidos 22.000 11.827 0

1.02.01.04 Outros Créditos 6.048 7.936 0

1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 24.391 0 0

1.02.02.01 Com Coligadas 24.391 0 0



1.02.03 Outros 115.487 92.044 0

1.02.03.01 Depósitos Judiciais 11.486 6.330 0

1.02.03.02 Diferimento de Custos Tarifários 104.001 85.714 0

1.03 Ativo Permanente 614.035 638.741 0

1.03.01 Investimentos 1.156 1.156 0



1.03.01.03 Outros Investimentos 1.156 1.156 0

1.03.02 Imobilizado 611.128 637.585 0

1.03.02.01 Imobilizado 718.156 734.158 0

1.03.02.02 (-) Obrig Esp. Vinculadas à Concessão (107.028) (96.573) 0

1.03.03 Diferido 1.751 0 0

275



2 Passivo Total 1.603.230 1.349.395 10

2.01 Passivo Circulante 696.351 986.496 0

2.01.01 Empréstimos e Financiamentos 231.947 559.101 0

2.01.02 Debêntures 0 0 0

2.01.03 Fornecedores 284.687 221.881 0

2.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 60.438 81.516 0

2.01.05 Dividendos a Pagar 13.515 13.515 0

2.01.06 Provisões 449 1.665 0

2.01.06.01 Provisões para Contingências 449 1.665 0

2.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 35.999 0 0

2.01.08 Outros 69.316 108.818 0

2.01.08.01 Folha de Pagamento 332 539 0

2.01.08.02 Entidade de Previdência Privada 15.411 10.268 0

2.01.08.03 Taxas Regulamentares 12.846 10.586 0

2.01.08.04 Obrigações Estimadas 6.458 5.956 0

2.01.08.05 Diferimento de Custos Tarifários 910 20.454 0

2.01.08.06 Outros 33.359 61.015 0

2.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 681.830 148.013 0

2.02.01 Empréstimos e Financiamentos 190.542 2.608 0

2.02.02 Debêntures 0 0 0

2.02.03 Provisões 34.161 23.923 0

2.02.03.01 Provisões para Contingências 34.161 23.923 0

2.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 342.910 0 0

2.02.04.01 Adiantamento p/Futuro Aumento de Capital 342.910 0 0

2.02.05 Outros 114.217 121.482 0

2.02.05.01 Fornecedores 70.289 96.686 0

2.02.05.02 Entidade de Previdência Privada 29.403 0 0

2.02.05.03 Diferimento de Custos Tarifários 538 10.809 0

2.02.05.04 Fundo para Reversão 13.987 13.987 0

2.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 0

2.05 Patrimônio Líquido 225.049 214.886 10

2.05.01 Capital Social Realizado 180.514 109.085 10

2.05.02 Reservas de Capital 44.535 61.546 0

2.05.02.01 Doações e Subvenções para Investimentos 44.122 61.133 0

2.05.02.02 Incentivos Fiscais 413 413 0

2.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 0

2.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 0

2.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 0

2.05.04 Reservas de Lucro 0 44.255 0

2.05.04.01 Legal 0 3.710 0

2.05.04.02 Estatutária 0 0 0

2.05.04.03 Para Contingências 0 0 0

2.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 0

2.05.04.05 Retenção de Lucros 0 40.545 0

2.05.04.06 Especial p/Dividendos Não Distribuídos 0 0 0

2.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 0

2.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0

276


01/01/2002 01/10/2001 20/11/2000

Código Descrição a 31/12/2002 a 31/12/2001 a 31/12/2000

3.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 1.920.063 661.030 0

3.02 Deduções da Receita Bruta (449.300) (83.159) 0

3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.470.763 577.871 0

3.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.252.805) (377.542) 0

3.05 Resultado Bruto 217.958 200.329 0

3.06 Despesas/Receitas Operacionais (293.714) 34.329 0

3.06.01 Com Vendas (52.681) (6.648) 0

3.06.02 Gerais e Administrativas (79.274) (21.910) 0

3.06.03 Financeiras (154.428) 65.292 0

3.06.03.01 Receitas Financeiras 267.913 95.675 0

3.06.03.02 Despesas Financeiras (422.341) (30.383) 0

3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0

3.06.05 Outras Despesas Operacionais (7.331) (2.405) 0

3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0

3.07 Resultado Operacional (75.756) 234.658 0

3.08 Resultado Não Operacional 4.300 (146.993) 0

3.08.01 Receitas 4.431 0 0

3.08.02 Despesas (131) (146.993) 0

3.08.02.01 Item Extraordinário 0 (146.500) 0

3.08.02.02 Despesa não Operacional (131) (493) 0

3.09 Resultado Antes Tributação/Participações (71.456) 87.665 0

3.10 Provisão para IR e Contribuição Social 10.190 (30.760) 0

3.11 IR Diferido 0 0 0

3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 0

3.12.01 Participações 0 0 0

3.12.02 Contribuições 0 0 0

3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 0

3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício (61.266) 56.905 0

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 53.031.259 39.091.835 100

LUCRO POR AÇÃO 0,00146 0,00000

PREJUÍZO POR AÇÃO (0,00116)

277


01/01/2002 01/10/2001 20/11/2000

Código Descrição a 31/12/2002 a 31/12/2001 a 31/12/2000

4.01 Origens 867.743 11.638 10

4.01.01 Das Operações 0 0 0

4.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0

4.01.01.02 Vls. que não Repr. Mov. Cap. Circulante 0 0 0

4.01.02 Dos Acionistas 414.339 0 0

4.01.02.01 Integralização de Capital Social 71.429 0 0

4.01.02.02 Adiant p/Futuro Aumento de Capital 342.910 0 0

4.01.03 De Terceiros 453.404 11.638 0

4.01.03.01 Empréstimos e Financiamentos 285.205 181 0

4.01.03.02 Obrigações Vinculadas à Concessão 10.455 1.929 0

4.01.03.03 Entidade de Previdência Privada 29.403 9.528 0

4.01.03.04 Programa Emerg. de Red. Cons E.Elétrica 2.270 0 0

4.01.03.05 Transf. p/Circulante - RTE 95.533 0 0

4.01.03.06 Transf. p/Circulante - Energia Livre 30.538 0 0

4.02 Aplicações 318.739 164.229 0

4.02.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 61.266 (56.905) 0

4.02.02 Depreciações e Amortizações (56.091) (17.725) 0

4.02.03 Recomposição Tarifária Extraordinária 85.265 123.956 0

4.02.04 Variação Monetária-Emprést/Fin. L. Prazo (3.504) (37) 0

4.02.05 Bens e Direitos do Ativo Perm. Baixados (3.755) (370) 0

4.02.06 Programas Emerg. Red. Cons.E. Elétrica 0 5.250 0

4.02.07 Imposto de Renda/Contrib. Soc. Diferidos 10.173 258 0

4.02.08 Provisão para Contingências (10.238) (23) 0

4.02.09 Tributos Incidentes s/Energia Livre 115 3.663 0

4.02.10 No Realizável a Longo Prazo 59.716 76.489 0

4.02.11 No Permanente 45.595 15.895 0

4.02.12 Transf. do Exígivel para Circulante 130.197 263 0

4.02.13 Dividendos Propostos 0 13.515 0

4.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante 549.004 (152.591) 10

4.04 Variação do Ativo Circulante 258.859 (104.430) 10

4.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 371.026 475.456 0

4.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 629.885 371.026 10

4.05 Variação do Passivo Circulante 290.145 (48.161) 0

4.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício (986.496) (938.335) 0

4.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício (696.351) (986.496) 0

278


Lucros/ Total



5.01 Saldo Inicial 109.085 61.546 0 44.255 0 214.886


5.03 Aumento/Redução do Capital Social 71.429 0 0 0 0 71.429

5.03.01 Integralização do Capital Social 71.429 0 0 0 0 71.429



5.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 (61.266) (61.266)

5.07 Destinações 0 0 0 0 0 0

5.08 Outros 0 (17.011) 0 (44.255) 61.266 0

5.08.01 Comp. de Prejuízos - Reservas de Capital 0 (17.011) 0 0 17.011 0

5.08.02 Comp. de Prejuízos - Reserva de Lucros 0 0 0 (44.255) 44.255 0

5.09 Saldo Final 180.514 44.535 0 0 0 225.049


Lucros/ Total



5.01 Saldo Inicial 109.085 61.546 0 865 0 171.496





5.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 56.905 56.905

5.07 Destinações 0 0 0 43.390 (56.905) (13.515)

5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 2.845 (2.845) 0

5.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (13.515) (13.515)

5.07.03 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 40.545 (40.545) 0

5.08 Outros 0 0 0 0 0 0

5.09 Saldo Final 109.085 61.546 0 44.255 0 214.886


Lucros/ Total



5.01 Saldo Inicial 10 0 0 0 0 10





5.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 0 0

5.07 Destinações 0 0 0 0 0 0

5.08 Outros 0 0 0 0 0 0

5.09 Saldo Final 10 0 0 0 0 10

279


PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

Aos Acionistas e Administradores daCompanhia Piratininga de Força e LuzSão Paulo - SP

1. Examinamos o balanço patrimonial da Companhia Piratininga de Força e Luz, levantado em 31 de dezembro de 2002,e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens e aplicações de recursoscorrespondentes ao exercício findo naquela data, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossaresponsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras.

2. Nosso exame foi conduzido de acordo com as normas brasileiras de auditoria e compreendeu: (a) o planejamento dostrabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de 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 asinformações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadaspela Administração 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 osaspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Companhia Piratininga de Força e Luz em 31 de dezembrode 2002, o resultado de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido e as origens e aplicações de seusrecursos referentes ao exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

4. As informações suplementares contidas nos Anexos I e II, referentes, respectivamente, às demonstrações dos fluxos decaixa e do valor adicionado para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, são apresentadas com o propósito depermitir análises adicionais e não são requeridas como parte das demonstrações financeiras básicas. Essas informaçõesforam por nós examinadas de acordo com os procedimentos de auditoria mencionados no parágrafo 2 e, em nossaopinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os aspectos relevantes, em relação às demonstrações financeirastomadas em conjunto.

5. Conforme detalhado nas notas explicativas nºs. 4, 7 e 13 às demonstrações financeiras em 31 de dezembro de 2002, aSociedade tem registrado, no ativo circulante, valores a receber no montante de R$ 109.348 mil, e no passivocirculante, valores a pagar no montante de R$ 29.964 mil, relativos a transações de venda e compra de energiarealizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, com base em cálculos preparados e divulgadospelo MAE. Esses valores podem estar sujeitos a modificação dependendo de decisão de processos judiciais emandamento movidos por empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercado em vigor.

A liquidação financeira desses valores, programada para 22 de novembro de 2002, foi postergada em razão de novoacordo entre as empresas do setor e o governo. Durante 2003 e até a data deste parecer, a Sociedade recebeu o montantelíquido de R$ 25.045 mil relacionado a esses ativos e passivos. O sucesso dessa negociação e liquidação depende dacapacidade financeira das empresas do setor em honrar seus compromissos.

6. Em 21 de dezembro de 2001, foi editada a Medida Provisória nº. 14, convertida na Lei nº. 10.438, de 26 de abril de2002, disciplinando, entre outros assuntos, a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro das empresasdistribuidoras de energia elétrica, garantido nos contratos de concessão. As informações detalhadas e os impactossobre a situação patrimonial e financeira e no resultado das operações relativos ao Acordo Geral do Setor Elétrico estãodivulgados nas notas explicativas nº. 3 e 4 às demonstrações financeiras.

7. As demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2001, bem como as informaçõessuplementares contidas no Anexo II, preparadas para o exercício findo naquela data, apresentadas para fins decomparação, foram examinadas por outros auditores independentes que emitiram parecer de auditoria, em 25 de marçode 2002, sem ressalvas e contendo parágrafo de ênfase relacionado ao fato de que (i) a Sociedade registrou em suasdemonstrações financeiras em 31 de dezembro de 2001 ativos e passivos relacionados à comercialização de energialivre, com base em dados preliminares fornecidos pelo Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE; e (ii) adicionalmente, registrou contas a receber relacionadas à recomposição tarifária para o período de racionamento,bem como diferimento relativo à variação de valores da Parcela “A” (CVA) decorrentes da aplicação da MedidaProvisória 14, Resolução 90 da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e Resolução 91 da Câmara de Gestãoda Crise de Energia Elétrica - GCE. Informações sobre a realização desses ativos e liquidação dos passivos após 31 dedezembro de 2001 estão detalhadas nas notas explicativas nº. 3 e 4 às demonstrações financeiras.

São Paulo, 20 de março de 2003

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU Maurício Pires de Andrade ResendeAuditores Independentes ContadorCRC nº 2 SP 011609/O-8 CRC nº 1 MG 049699/S-9

280


MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO

A Companhia Piratininga de Força e Luz, atendendo as regiões de Sorocaba, Jundiaí e Baixada Santista, no Estado de São Paulo, vem obtendo resultados operacionais expressivos.

Hoje, a CPFL Piratininga já possui indicadores de qualidade de fornecimento de energia elétrica que a colocam entre asmelhores distribuidoras de energia elétrica do País.

Esses resultados são conseqüência de um trabalho profundo de reformulação interna, com ênfase na reorganização dalogística de operações, na melhoria da qualidade dos serviços prestados para a população, em investimentos maciços namodernização do sistema elétrico e na redução dos seus custos operacionais.

Entretanto, a queda nas vendas de energia, conseqüência do programa de racionamento que vigorou de 2001 até o iníciode 2002, ainda se fez sentir nos resultados alcançados pela empresa no ano passado.

Esses resultados apontam para a necessidade de mudanças estruturais que permitam melhorar a atratividade do negócio dedistribuição do setor elétrico, assegurando os recursos necessários para a ampliação da oferta de energia, exigida pelocrescimento do Brasil.

1. DESTAQUES DO ANO

A CPFL Piratininga é uma concessionária de serviços públicos de distribuição e comercialização de energia elétrica. Atuaem regiões do interior paulista e da Baixada Santista, abrangendo 27 cidades, numa área geográfica de 6.785 km2,correspondente a 2,81% do território do Estado de São Paulo. A CPFL Piratininga atende a uma população de cerca de 3 milhões de habitantes, totalizando aproximadamente 1.170 mil clientes. O mercado de atuação da CPFL Piratiningaabrange uma economia baseada principalmente na indústria, em serviços e na agropecuária e, na Baixada Santista, no turismo, na indústria de borracha e na indústria metalúrgica.

A CPFL Piratininga é a oitava empresa do setor elétrico brasileiro, distribuindo aproximadamente 11,7% de toda a energiaelétrica consumida no Estado de São Paulo e 3,1% de toda a eletricidade utilizada no Brasil. Em 2002, distribuiu 10.061GWh.

2. HISTÓRICO E ORGANIZAÇÃO SOCIETÁRIA

A história da CPFL Piratininga tem início em 7 de abril de 1899 com a fundação da Light. Estatizada pela União em 12 dejaneiro de 1979, a empresa foi repassada ao Governo do Estado de São Paulo em 31 de março de 1981, surgindo aEletropaulo.

Em setembro de 1998, com o propósito de consolidar sua posição no setor elétrico nacional, a CPFL Paulista – porintermédio de sua controlada a Draft I, em consórcio com a Energia Paulista Ltda. (Enerpaulo), sociedade controlada pelaElectricidade de Portugal (EDP) – adquiriu o controle acionário da Empresa Bandeirante de Energia (EBE), companhiaoriunda da cisão da Eletropaulo. Antes dessa operação, sua participação no capital total da companhia já era de 13%.

Por meio da Draft I, em outubro de 2000, a CPFL Paulista elevou sua participação indireta no capital social da Bandeirantepara 43,01% das ações ordinárias e 41,73% das ações preferenciais. Sua participação acionária no capital social total daempresa chegou a 42,24%.

Em outubro de 2001, foi realizada a cisão parcial da Bandeirante. A parcela cindida, equivalente a 46,64% da distribuidora,foi incorporada à CPFL Piratininga, controlada pela CPFL Paulista, que detinha 96,48% do seu capital total. Após aefetivação da cisão, os controladores da antiga Bandeirante (Draft I e Enerpaulo) permutaram a totalidade de suas ações.Com isso, a Draft I passou a participar somente do capital social da CPFL Piratininga.

281

3. ESTRATÉGIAS CORPORATIVAS

Agilidade, flexibilidade, qualidade, confiabilidade e responsabilidade social. Esses são os diferenciais competitivos daCPFL Piratininga.

Nessa direção, a empresa tem investindo permanentemente na modernização de seus sistemas de gestão e operação, naorganização de sua logística de operações e de atendimento aos clientes, na capacitação do seu quadro de profissionais, naampliação do sistema elétrico e na padronização e certificação de qualidade dos seus principais processos de trabalho.

4. GESTÃO OPERACIONAL

Evolução da Base dos Ativos Elétricos

Em 2002 a CPFL Piratininga ampliou sua base de ativos elétricos:

Qualidade dos Serviços Prestados

A ANEEL utiliza dois índices principais para a verificação da qualidade dos serviços prestados pelas concessionárias deenergia elétrica: o DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor e o FEC - Freqüência Equivalente deInterrupção por Consumidor. Outro indicador de qualidade de relevância é o TMA – Tempo Médio de Atendimento, quemostra o tempo médio em que são atendidas as solicitações e reclamações dos clientes.

A CPFL Piratininga vem melhorando sensivelmente seus indicadores de qualidade. No quadro a seguir apresentamos estaevolução:

282

Programa de Certificações

A partir das diretrizes estratégicas, definidas pela CPFL Energia, consolidadas na Política da Qualidade da CPFL, que têmpor objetivo padronizar, entre as suas distribuidoras, as melhores práticas de gestão e operação, a CPFL Piratininga iniciouo processo de obtenção de certificações de qualidade para os seus principais processos de trabalho.

Nessa direção, em 2002 a CPFL Piratininga inicialmente obteve a certificação pela Norma SA 8000:2001 – Gestão deResponsabilidade Social para o processo de Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica.

Coroando todo o esforço desenvolvido, em janeiro de 2003, a CPFL Piratininga implantou o Sistema de Gestão Integrado,abrangendo a Gestão da Responsabilidade Social, a de Qualidade, a de Meio Ambiente e a de Saúde e Segurança doTrabalho, com a obtenção das certificações série ISO 9001:2000 (Qualidade), OHSAS 18001:99 (Processo de Distribuiçãoe Comercialização de Energia Elétrica), ISO 14001:1996 ( Meio Ambiente - Convivência da Rede de Distribuição Urbanacom o Meio Ambiente) , certificações válidas para todas as unidades da empresa.

Atendimento ao Cliente

Para cumprir sua missão de promover a satisfação de seus clientes, a CPFL Piratininga garantiu a funcionalidade dediversos canais de atendimento. São eles: Call Center, Agências, Internet e Agências Eletrônicas.

A empresa criou canais exclusivos com agentes do Poder Judiciário e dos Procons.

Com os investimentos na modernização do Call Center e das Agências de Atendimento, com a melhoria significativa dosindicadores de qualidade de faturamento de energia elétrica, ainda aliado à melhoria do processo do atendimento prestado,a CPFL Piratininga alcançou Índice de Aprovação do Cliente (IAC) medido pelo Instituto Vox Populi, de 76,2%.

5. DESEMPENHO COMERCIAL

O mercado de atuação da CPFL Piratininga abrange área de 6,8 mil km2, com uma população de aproximadamente 3 milhões habitantes e densidade demográfica de 437,3 habitantes/km2.

O mercado de energia elétrica da CPFL Piratininga, em 2002, foi afetado pelos impactos do racionamento de energiaelétrica e, em seguida, pela redução do nível de atividade econômica em suas áreas de atuação.

Embora a maior parte dos 1,2 milhão de clientes da CPFL Piratininga seja de consumidores residenciais, a parcela maissignificativa do faturamento da empresa vem dos clientes industriais, que responderam por 45,7% da receita de venda deenergia em 2002.

No segmento industrial, destacaram-se, em 2002, a indústria metalúrgica, que representa 35% do consumo do segmento,a mecânica, que respondeu por cerca de 7%, os setores de alimentos e bebidas, que representaram 8% e químico, com 17%.

O fraco desempenho da economia ao longo de 2002 e os efeitos pós-racionamento influenciaram o consumo de energiado segmento industrial, que sofreu um leve acréscimo de 0,1%, quando comparado ao ano 2001.

Por sua vez, os clientes comerciais foram responsáveis em 2002 por 17% do faturamento geral com a venda de energia.

Todas as incertezas e desconfianças geradas pelo cenário externo e pelo racionamento de energia fizeram com que oconsumo global de energia na área da CPFL Piratininga, em 2002, ficasse aquém das expectativas iniciais. A leverecuperação ocorrida no segundo semestre deveu-se ao setor industrial, por conta do aumento das exportações que foramestimuladas pela desvalorização cambial.

No entanto, a redução no consumo de energia verificada nos segmentos Residencial e Comercial fizeram com que as vendasde energia em 2002 atingissem um resultado final inferior em 1% àquele verificado em 2001. Esse resultado, se comparadoao ano 2000, anterior ao racionamento, mostra uma queda de 6% no consumo de energia elétrica na área da CPFL Piratininga.A evolução anual do mercado de energia elétrica da CPFL Piratininga é apresentada no gráfico a seguir:

283

O gráfico a seguir indica a participação de cada categoria de clientes nas vendas e na receita com a venda de energia obtidaspela CPFL Piratininga em 2002:

Grandes esforços foram realizados de forma a obter expressiva melhoria na performance dos indicadores de desempenhocomercial, reduzindo a Inadimplência e o Refaturamento de Contas, conforme pode ser verificado nos gráficos a seguir:

6. EVOLUÇÃO DAS TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA

As tarifas de energia elétrica da CPFL Piratininga foram reajustadas em 19,28% no dia 23 de outubro de 2002. Deste total,14,60% corresponderam à variação dos custos não-gerenciáveis pela empresa, 2,41% representam os custos gerenciáveise 2,27% expressam a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA). Os custos gerenciáveisvariaram de acordo com o IGP-M do período de outubro de 2001 a setembro de 2002, alcançando 13,32%; e os custos não-gerenciáveis variaram 18,04%, correspondendo às seguintes despesas:

• Energia comprada (Cesp, Emae, Furnas, Tietê, Duke e Itaipu), aumento de 18,86%;• Rede básica, conexões e transporte de energia de Itaipu, aumento de 27,90%;• Encargos setoriais - Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), Reserva Global de Reversão (RGR) e Taxa de

Fiscalização da Aneel, redução de 1,33%.

Em 2002 houve a concatenação das datas de reajuste dos itens conexão, Taxa de Fiscalização e RGR com a data de reajustedas tarifas da CPFL Piratininga. Os demais itens da Parcela A, cujas datas de reajuste não foram concatenadas à data doreajuste (energia comprada de Itaipu, transporte de Itaipu, CCC e Rede Básica), foram considerados na Conta deCompensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA). Esta conta é destinada a registrar as variações ocorridasno período entre reajustes tarifários anuais.

O saldo da CVA é definido como a soma das diferenças (positivas ou negativas) entre o valor do item na data do últimoreajuste tarifário da concessionária e o seu valor na data do pagamento, acrescida da respectiva remuneração financeira, deacordo com a Portaria Interministerial nº 296, de 25 de outubro de 2001.

284

7. IMPACTOS FINANCEIROS DO PROGRAMA DE RACIONAMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA

A Lei nº 10.438, de 26/04/02, concretizou os instrumentos legais de implementação do chamado Acordo Geral do SetorElétrico, através da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE, que tem por propósito fazer frente a esses impactos,bem como aos montantes referentes à Parcela A até 25/10/01 e também à energia livre. A RTE consiste em reajustes de2,9% para as classes Residencial (exceto baixa renda), e de 7,9% para as classes Industrial, Comercial e demais. Estesreajuste foram, concedidos a partir de 27 de dezembro de 2001 e terão vigência de 63 meses para a CPFL Piratininga.

Através do financiamento do BNDES, as concessionárias tiveram a reposição parcial das insuficiências de caixa geradaspelas perdas. Os recursos foram originados a partir de emissão de títulos pela União, através do BNDES, abrangendo 90%do montante definido no Acordo do Setor e sua liberação ocorreu em três etapas, com prazo de amortização equivalenteao período de vigência da Recomposição Tarifária Extraordinária, mencionada acima.

8. ANÁLISE FINANCEIRA

Os resultados de operação e condição financeira da CPFL Piratininga, conforme relatados nas Demonstrações Financeiras,foram afetados não só pela inflação, como também pelos reflexos Programa de Racionamento de Energia Elétrica,instituído pelo Governo Federal, o qual extinguiu-se em 28 de fevereiro de 2002.

A CPFL Piratininga teve seu resultado operacional impactado pelas constantes desvalorizações do real, em função dascompras de energia de Itaipu, em dólar, e outros indicadores que sofrem influência da alta da moeda norte-americana.

A companhia manteve seu endividamento em dólar protegido por swap cambial para CDI, durante todo o ano, o queminimizou perdas decorrentes da variação cambial.

A seguir apresentamos os principais dados econômico-financeiros:

APRESENTAÇÃO (1)

285

A CPFL Piratininga é uma sociedade de capital aberto, de direito privado e suas receitas são provenientes da prestação deserviços públicos de distribuição e comercialização de energia elétrica. A demonstração do resultado apresentada noexercício de 2001 inclui as transações da companhia realizadas entre 1º de outubro a 31 de dezembro de 2001, nãoapresentando comparabilidade com o presente exercício. Os principais fatos ocorridos neste exercício descrevemos a seguir:

Receita Operacional

No ano de 2002, a receita operacional atingiu o montante de R$1.920.063 mil, sendo que R$1.902.111 mil referem-sediretamente à comercialização de energia e elétrica e R$17.952 mil são provenientes das demais receitas.

Neste exercício, o registro relativo ao reconhecimento da RTE corresponde ao valor homologado pela Aneel para os mesesde janeiro e fevereiro e demais ajustes, representando a esse título um aumento de receita de R$52.491 mil. Emcontrapartida, foi registrado no exercício, amortização de RTE no valor de 80.758 mil, reduzindo a receita. No ano de 2001foram registradas receitas de RTE no valor de R$ 201.632 mil.

Em 2002, mesmo com o fim do programa de racionamento, os resultados das concessionárias distribuidoras de energiaelétrica continuam refletindo a influência da forte redução no consumo de energia, o qual foi mantido em patamaresreduzidos, equivalentes aproximadamente aos níveis de 3 a 4 anos atrás.


No ano de 2002, as deduções da receita bruta atingiram o montante de R$449.300 mil, representando 23,40% dessareceita.


No ano de 2002, o custo do serviço de energia elétrica atingiu o montante de R$1.252.805 mil, representando 85,18% dareceita operacional líquida. O custo com energia elétrica no montante chegou a R$ 1.010.765 mil e representou 80,68% dototal do custo do serviço de energia elétrica. Esta despesa foi reduzida, comparativamente ao ano anterior, pelo diferimentode alguns itens mna conta de compensação de variação dos itens da Parcela ª

Despesas Financeiras

No ano de 2002, o resultado financeiro líquido atingiu R$154.428 mil, representando 10,50% da receita operacional líquida.

As despesas financeiras líquidas, ocorrida no ano de 2002, foram afetadas principalmente pela variação dos principaisindicadores econômico-financeiros sobre os passivos da companhia e pela necessidade de capital de giro, oriunda dasperdas provocadas pelo racionamento de energia.

Imposto de Renda e Contribuição Social

Foram constituídos créditos de R$ 10.190 mil sobre o prejuízo fiscal e a base negativa de contribuição social.

Outros Eventos Relevantes

Aumento de Capital

Conforme determinação da Aneel, prevista na Resolução n.º 336 de 16 de agosto de 2001, no Art. 1º e seu parágrafo V, oacionista controlador Draft I Participações S.A. deliberou neste exercício o aumento do capital social para R$ 180.514 mil,que cumprido o período legal de exercício de direito de preferência e o leilão de sobras, resultou em um aumento de capitalsubscrito de R$ 71.339 mil, com emissão de 13.939.423.862 ações ordinárias.

Adicionalmente, aprovou-se a integralização em espécie de R$ 90 mil relativos a ações ordinárias , correspondentes àparcela do capital subscrito remanescente, em conformidade com o previsto na Ata da Assembléia Geral de Constituiçãoda Companhia, realizada em 20 de novembro de 2000.

9. GERAÇÃO DE CAIXA

As principais fontes de liquidez da companhia consistem-se historicamente no caixa gerado das operações e empréstimosde curto e longo prazo. Espera-se que tais fontes possam suprir as obrigações correntes de caixa, que incluem capital degiro, despesas de capital, repactuação de dívidas e pagamentos de dividendos e proventos, nos próximos 12 meses.

Em 31 de dezembro de 2002, as disponibilidades e aplicações de curto prazo somaram R$ 50.954 mil, um incremento deR$ 40.630 mil em relação aos R$ 10.324 mil registrado em 31 de dezembro de 2001.

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10. FINANCIAMENTOS

Em 03 de julho de 2002, a CPFL Piratininga celebrou com a Eletrobrás um contrato no valor de R$ 19.116.805,50 parafinanciamento de seu Programa de Melhoria do Sistema de Iluminação Pública visando a modernização de 100.000 milpontos de iluminação pública já existentes e instalação de 10.000 novos pontos de iluminação pública. Sobre o referidoempréstimo incidirão juros de 5% ao ano, pagáveis mensalmente, exceto durante o prazo da carência, de 24 meses, em quetais montantes serão incorporados ao saldo devedor. Incide, ainda, sobre o saldo devedor corrigido, taxa de administraçãode 1,5% ao ano, devida mensalmente e calculada pro rata temporis. A amortização será realizada em 36 parcelas mensais,iguais e sucessivas. Em 31 de dezembro de 2002, o saldo devedor deste contrato era de R$ 4.057 mil.

Em 07 de fevereiro de 2002, a CPFL Piratininga assumiu junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico eSocial - BNDES, no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio Financeiro às Concessionárias de ServiçosPúblicos de Distribuição de Energia Elétrica (RTE e Parcela A), com base na Medida Provisória nº 14, de 21 de dezembrode 2001 e na Resolução nº 90, de 21 de dezembro de 2001, da Câmara de Gestão da Crise Energia Elétrica - GCE, umcrédito de R$281.147.670,10 para suprir a insuficiência de recursos da Concessionária em decorrência da redução dereceita ocorrida durante a vigência do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia. Sobre o valor doempréstimo incidirão juros à taxa de 1,00% acima da taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no SistemaEspecial de Liquidação e de Custódia – SELIC. Os juros serão calculados dia a dia pelo sistema proporcional e pagos apartir de 15 de março de 2002 juntamente com as prestações do principal. Em 31 de dezembro de 2002, o saldo devedordo referido empréstimo era de R$ 238.714 mil.

Em 13 de dezembro de 2002 a CPFL Piratininga efetuou a liquidação da dívida de curto prazo contratada junto aos BancosVotorantim/BBA e Banco do Brasil, no valor de US$ 155 milhões, ao custo de 9% aa mais variação cambial. A CPFLPiratininga não sofreu o impacto cambial na liquidação, já que a mesma possuía “hedge’ para amortização de principal epagamento de juros.

Em 31 de dezembro de 2002, a dívida decorrente de empréstimos e financiamentos da CPFL Piratininga era de R$ 422.489mil, dos quais R$231.947 mil foram de vencimentos no curto prazo, representando uma redução de R$ 327.154mil emrelação à dívida de 31 de dezembro de 2001. A posição de longo prazo chegou a R$ 190.542 mil em 2002, representadoum aumento de R$ 187.934 mil em relação a 2001. Verificou-se em 2002 um endividamento líquido de R$ 139.220 mil.

11. MERCADO DE CAPITAIS

A Comissão de Valores Mobiliários - CVM concedeu em 18 de abril de 2002, o registro de companhia aberta para a CPFL -Piratininga para negociação das ações de sua emissão em bolsas de valores.

A partir de 30 de abril de 2002, iniciaram-se na Bolsa de Valores de São Paulo “BOVESPA” os negócios com as ações daCPFL Piratininga, sendo que em 25 de junho de 2002 ocorreu a primeira negociação.

A Empresa possui ações ordinárias e preferenciais negociadas na BOVESPA, sob os códigos CPFP3 e CPFP4. Em 31 dedezembro de 2002, 969 acionistas eram detentores de ações ordinárias.

A tabela a seguir apresenta, para os períodos indicados, os preços máximos, médios e mínimos de cotação das açõesordinárias no fechamento da BOVESPA:

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12. INVESTIMENTOS

A CPFL Piratininga realiza investimentos, visando a adequação de sua infra-estrutura às necessidades de seus clientes,mantendo o nível de qualidade do serviço prestado. Em 2002, o volume de investimentos foi de R$ 43.844 mil.

Os investimentos realizados pela CPFL Piratininga são classificados de acordo com a sua destinação, visando oatendimento a clientes, suporte ao crescimento de mercado, manutenção do sistema elétrico, modernização do sistema dedistribuição e demandas regulatórias. Além disto realizamos investimentos de suporte operacional em infra-estrutura,informática e telecomunicações.

Além desses investimentos, importantes ações e estudos de engenharia foram realizados, medidas que irão garantirresultados positivos no controle e operação da rede elétrica.

As principais iniciativas foram (i) início da implementação do projeto CPFL Padrão, que visa a uniformização dosprocedimentos operacionais (ii) unificação dos padrões de rede de distribuição na CPFL Piratininga, tendo como resultadoa redução de itens e aumento do giro do estoque, reduzindo os custos de aquisição através de ganhos de escala.

13. RECURSOS HUMANOS

Para corresponder aos desafios relacionados ao aumento da eficiência operacional e da produtividade do quadro de pessoale da ampliação dos níveis de qualidade dos serviços, a CPFL Piratininga investiu na capacitação e aprimoramentoprofissional dos seus colaboradores, por meio de cursos técnicos, seminários, workshops e atividades de especialização.

Ao todo foram 55.800 horas de treinamento e 8.806 participações, o que representou uma média 46 horas de treinamentopor colaborador. Outro ponto importante do ano foi a finalização dos estudos para a implantação do programa CPFLPadrão no âmbito da CPFL Piratininga.

Em outra ação de relevância, a empresa inovou ao investir no autodesenvolvimento dos profissionais de suas empresas,com o lançamento do projeto de e-learning “Usina do Conhecimento. Também vale ser ressaltado o programa“Fortalecendo seu Valor”, concebido com o objetivo de capacitar os colaboradores nas competências essenciais daorganização. Cerca de 64% dos colaboradores concluíram o programa, representando 15.240 horas de treinamentos.

No campo da saúde, a CPFL Piratininga reforçou sua preocupação com a qualidade de vida dos colaboradores e de suasfamílias, com a realização de campanhas de conscientização voltadas para temas como alimentação saudável, prevençãode doenças relacionadas à mulher, tabagismo, sedentarismo, saúde bucal, Aids e DST. Os treinamentos voltados àprevenção de acidentes também foram intensificados, alcançando o índice de 9.800 horas de atividades, o que representouuma média de 8,6 horas de treinamento por colaborador ao longo do ano.

O quadro de pessoal da CPFL Piratininga apresentou em 2002 turn over de 6,80%. O tempo médio de empresa foi de 12 anos e a idade média das pessoas foi de 41 anos. A empresa encerrou o ano com 1.139 colaboradores efetivos. Os índices de produtividade superaram os de 2001, com 8,77 GWh de energia vendida e 1.031 clientes por colaborador.

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14. PROGRAMA CPFL DE SUSTENTABILIDADE E RESPONSABILIDADE CORPORATIVA

Em 2002, a CPFL Piratininga aprofundou o processo de mudança cultural interna, iniciado em dezembro de 2001 com oobjetivo de incorporar a ética e os demais princípios contemporâneos relacionados à responsabilidade e à sustentabilidadecorporativa, nos processos decisórios de planejamento e gestão empresarial.

Nessa direção, a partir da divulgação do seu novo Código de Ética e de Conduta Empresarial, aprovado pelo Conselho deAdministração da empresa, foi realizada em toda a organização, em 2002, uma profunda reflexão sobre ética e cidadania,conduzida pela direção da empresa, com o objetivo de incorporar nos processos de planejamento e gestão empresarial umareflexão de natureza ética, que considere os impactos destas decisões na sociedade e junto a todos os públicos com os quaisse relaciona.

Deve ser ressaltada, em 2002, a obtenção da certificação em Gestão de Responsabilidade Social segundo a Norma SA8000:2001. Também em 2002 a CPFL Piratininga manteve os seus investimentos em Programas Sociais, ações nas áreasde apoio à cultura, arte, educação, meio ambiente e iniciativas relacionadas à liderança e influência social, a partir dos quaisa CPFL Piratininga busca mobilizar as comunidades em que atua com o objetivo de estimular o processo de transformaçãosocial do Brasil.

Meio Ambiente

A CPFL Piratininga, em 2002, além de cumprir a legislação e normas ambientais em vigor no País, desenvolveu todas asações previstas em sua política ambiental, que leva em consideração os impactos produzidos pela empresa nas fases deprojeto, construção e operação dos seus empreendimentos.

Para tanto, a companhia iniciou em 2002 as tratativas oficiais para obter o licenciamento ambiental de suas atividades, queenglobam principalmente roçadas e aceiros sob linhas de distribuição e transmissão e construção de novas linhas detransmissão e subestações, além da destinação de resíduos.

Além do processo de regularização ambiental em curso, vários programas ambientais foram desenvolvidos em 2002:

• Programa de Arborização Urbana: doação de mais 26 mil mudas de árvores adequadas à convivência harmoniosa comas redes elétricas. Com a ampliação, o programa alcançou 33% dos municípios da área de concessão da empresa. Paradar sustentabilidade ao Programa, a CPFL Piratininga mantém viveiros próprios de produção de mudas de árvoresadequadas à arborização urbana.

• Programa de Gerenciamento e Destino Final de Resíduos: a CPFL Piratininga mantém um programa de gerenciamentoe destino final para os resíduos gerados a partir de seus processos produtivos que são considerados perigosos. Na relaçãoestão incluídos o óleo ascarel, as lâmpadas de mercúrio e o vapor de sódio. Em 2002, foram descartadas com segurançaambiental 3,6 toneladas de óleo ascarel e respectivos recipientes. Cerca de 33 mil lâmpadas a vapor de mercúrio e desódio, entre outras, foram submetidas a processo de descontaminação e reciclagem.

• Programa de Coleta Seletiva: implantado no ano passado na sede da empresa, em Campinas, como programa-piloto, seráestendido às demais unidades em 2003.

Certificação Ambiental: em 2002 a CPFL Piratininga iniciou o processo visando a obtenção da Certificação Ambiental ISO14.001:1996, para o processo “Convivência da Rede de Distribuição de Energia Elétrica Urbana com o Meio Ambiente”,que foi obtida em janeiro de 2003.

15. MODERNIZAÇÃO TECNOLÓGICA

Foi procedida ainda a modernização dos sistemas utilizados pela CPFL Piratininga, com a realização de “upgrade” dosoftware de gestão empresarial R/3 da SAP, que obteve reflexos positivos para as operações da empresa, possibilitando aotimização da gestão das empresas coligadas.

Concluído o programa de automação das 20 Subestações da Região Oeste, que possibilita o monitoramento e controleoperacional remoto pelo Centro de Operação.

Em 2002 foi implantado o sistema SAP-BW, que automatiza a montagem de relatórios de gestão, permitindo a gestãomultiempresas do Grupo CPFL.

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16. PROGRAMA DE EFICI NCIA ENERGÉTICA PESQUISA E DESENVOLVIMENTO

O Programa de Eficiência Energética e de Pesquisa e Desenvolvimento, advindo de determinação contratual estabelecidano contrato de concessão, estabelece que a CPFL deve destinar 1% de sua receita operacional líquida em projetos dessanatureza. Na área de eficiência energética existem atualmente 58 projetos que tem como enfoque principal a promoção douso eficiente da energia elétrica junto aos consumidores, reduzir as perdas técnicas e comerciais da CPFL Piratininga, alémde outros 29 projetos na área pesquisa e desenvolvimento.

Pesquisa e Desenvolvimento

O enfoque principal do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D da CPFL Piratininga baseia-se em seis aspectos:Manutenção do status quo tecnológico da empresa; Aumento da Receita; Rentabilização dos Ativos; Redução do CustoOperacional; Imagem Institucional; e Minimização de Riscos.

Os projetos, embora apliquem ferramentas científicas de ponta, têm como principal meta implementar PesquisaTecnológica que resulta em produtos aplicáveis internamente e disponibilizáveis para venda de produtos e serviços. Istoreduz o gap tecnológico do Brasil e fomenta serviços e indústria de base tecnológica no País, cooperando no aumento darelação Número de patentes/PIB no Brasil, buscando elevá-la a índices mais próximos à dos países de primeiro mundo.

Eficiência Energética

Na área de eficiência energética existem atualmente 58 projetos desenvolvidos, destacando-se:

• Projetos de Eficiência Energética na Iluminação Pública

• Estudos e Diagnósticos Energéticos Industriais

• Projetos de Eficiência Energética em Prédios Públicos

• Programas Educativos de Eficiência Energética e Meio Ambiente - CPFL nas Escolas e Agente Mirim de Combate ao Desperdício de Energia

• Projetos de Eficientização em Instalações Industriais

• Programa de Gestão Energética Municipal

• Projetos de Eficiência Energética em Hospitais.

ATENDIMENTO À INSTRUÇÃO CVM Nº 381/2003

Informações sobre a prestação de outros serviços que não sejam de auditoria externa, pelo auditor independente

Com o objetivo de atender a Instrução CVM nº 381/03, a CPFL Piratininga informa que a empresa de auditoria DeloitteTouche Tohmatsu Auditores Independentes não prestou serviços não relacionados a auditoria externa em patamaressuperiores a 5% do total de honorários referentes a esses serviços no exercício de 2002.

AGRADECIMENTOS

Todos os resultados obtidos pela CPFL Piratininga no ano de 2002 não poderiam ter sido alcançados sem a confiança e o

apoio, mais uma vez renovados, dos Senhores Acionistas, verdadeiros protagonistas de uma trajetória empresarial de

sucesso que prosseguirá com força nos próximos anos. Merecem um agradecimento especial todos nossos clientes, razão

de existir da CPFL Piratininga. Ao cumprimentar a equipe de colaboradores de nossas empresas por sua competência e

dedicação profissional, reiteramos o compromisso empresarial de continuar a colaborar com o progresso e com o

desenvolvimento do Brasil, condição fundamental para a melhoria da qualidade de vida de sua população.

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COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZNOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRASEM 31 DE DEZEMBRO DE 2002 E 2001 (Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)


A Companhia Piratininga de Força e Luz ( “Piratininga” ou “Companhia”), é uma sociedade de capital aberto, de direitoprivado e, tem como objetivo a prestação de serviços públicos de distribuição e comercialização de energia elétrica. O início de suas operações comerciais regulares se deu em 01 de outubro de 2001, a partir da incorporação de parcela dopatrimônio líquido cindido da Bandeirante Energia S.A. (“Bandeirante”) levantado em 30 de setembro de 2001. A anuênciada Agência Nacional de Energia Elétrica – (“ANEEL”), foi obtida através da Resolução n.º 336, de 16 de agosto de 2001.

A Companhia pode participar, individual ou consorciadamente, de empreendimentos que visem a outras formas de energia,de tecnologias e de serviços, inclusive exploração de atividades derivadas, direta ou indiretamente, da utilização dos bens,direitos e tecnologias de que é detentora, bem como participar do capital de outras sociedades.

( 2 ) DA CONCESSÃO

A Companhia detém os direitos da concessão para efetuar a prestação dos serviços públicos de distribuição ecomercialização de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, contados desde 23 de outubro de 1998, portanto até 2028,podendo este ser prorrogado por igual período, e atua em 27 municípios nas regiões da Baixada Santista, Sorocaba, Jundiaí,Indaiatuba, Salto e Itú, atendendo a, aproximadamente, 1, 2 milhões de clientes (1,1 milhões em 2001).

O contrato de concessão da Companhia foi assinado com sua predecessora Bandeirante, tendo sido aditado através docontrato n.º 009/2002, de 26 de setembro de 2002.

( 3 ) PROGRAMA EMERGENCIAL DE REDUÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA

Histórico:

Durante o período compreendido entre junho de 2001 e fevereiro de 2002, as Regiões Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste eNorte do país passaram por uma situação hidrológica crítica que comprometeu a capacidade de geração de energia elétrica.Esse fato requereu a adoção de medidas emergenciais para redução do consumo de energia. Para tanto, foi criado peloGoverno Federal o Programa Emergencial de Redução de Energia Elétrica, gerenciado pela Câmara de Gestão da Crise deEnergia Elétrica - “GCE”, que impôs metas de redução de consumo da ordem de 20% para as classes residencial (consumosuperior a 100 KWh) e comercial, de 15% a 25% para a classe industrial, de 10% para a rural e de 10% a 35% para serviçospúblicos, tomando como base a média de consumo verificada no período de maio a julho de 2000.

A partir de janeiro de 2002, a GCE revisou as metas de consumo previamente estabelecidas, as quais passaram acontemplar as seguintes alterações:

- suspensão das metas estabelecidas para a classe de Iluminação Pública;- redução de 5% sobre a base estabelecida no final de novembro de 2001 para as classes Residencial e Comercial; e- redução entre 5% e 10% sobre a meta estabelecida para a classe Industrial.

Acordo geral do setor elétrico:

O Programa Emergencial de Redução de Energia Elétrica afetou significativamente as operações da Companhia, bem comode outras empresas geradoras e distribuidoras de energia nas Regiões Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e Norte, posto quea grande parte da aquisição de energia pelas empresas distribuidoras está baseada em contratos com as empresas geradoras,que garantem o despacho da energia em volumes pré-determinados. Esses contratos previam a possibilidade de ocorrênciade situação hidrológica crítica, o que resultaria na necessidade de os geradores compensarem as empresas distribuidoraspor perdas incorridas em decorrência dessa situação. Tendo em vista as ramificações operacionais, financeiras e jurídicasdecorrentes dos contratos, chegou-se a um impasse no setor elétrico brasileiro, que somente foi solucionado através de umacordo entre os geradores e distribuidores de energia no final de 2001. Esse acordo, aprovado pela GCE e pela ANEEL,determinou a necessidade de aumento tarifário extraordinário às distribuidoras, o que foi aprovado através da MedidaProvisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, cujas principaisdeterminações são como segue:

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- Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE, através de aumento extraordinário de 2,9% das tarifas defornecimento de energia elétrica a consumidores rurais e residenciais (exceto aqueles considerados como de “baixarenda”) e de 7,9% para todos os demais consumidores, vigorando por prazo que foi definido posteriormente pelaANEEL, para que as distribuidoras de energia elétrica pudessem recuperar as perdas incorridas durante o período deredução do consumo de energia.

- Os compromissos de compra de energia junto às empresas geradoras tiveram de ser honrados pelas distribuidorasna sua totalidade, sendo aplicado a eles os seguintes fatores redutores, em decorrência de perdas de energia noprocesso, a saber:junho a dezembro/2001 - 6,42%janeiro e fevereiro/2002 - 0,67%

- Definição de mecanismo de compensação das variações ocorridas nos itens não gerenciáveis pelas empresasconcessionárias de distribuição de energia elétrica, apurados entre 1º de janeiro de 2001 e 25 de outubro de 2001.Referido mecanismo foi inicialmente criado pela Medida Provisória n.º 2227, de 4 de setembro de 2001, em conjuntocom as Portarias Interministeriais n.º 296, de 25 de outubro de 2001 e n.º 25, de 24 de janeiro de 2002, para os custosincorridos a partir de 26 de outubro de 2001 e que seriam computados no cálculo do reajuste tarifário do exercíciosubseqüente (mecanismo denominado Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA).

- Aprovação de programa de apoio emergencial e excepcional às concessionárias de serviços públicos de distribuiçãode energia elétrica, por meio de recursos disponibilizados pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico eSocial (“BNDES”). O crédito posto à disposição das concessionárias foi destinado para suprir parte dasinsuficiências de recursos decorrentes da redução de receita ocorrida durante a vigência do Programa deRacionamento, com destinação prioritária ao adimplemento de obrigações assumidas junto a agentes do setorelétrico. Esse apoio foi viabilizado através da concessão de empréstimos, no valor de até 90% das perdasrelacionadas ao programa de redução de energia (vide tópicos “Perdas de receita com o racionamento” e“Compensação de variação de valores de itens da Parcela A” abaixo). Sobre os empréstimos obtidos incidem jurosde 1% a.a., a título de spread, acima da taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especialde Liquidação e de Custódia – SELIC. Esses empréstimos são garantidos pelos recebíveis decorrentes do aumentoextraordinário acima descrito. O valor total obtido pela Companhia ao longo de 2002 foi de R$ 281.148, tendo sidorealizados pagamentos ao BNDES no valor de R$64.712 durante o mesmo período. O referido empréstimo estáregistrado na rubrica Empréstimos e Financiamentos, (vide nota explicativa n.º 14).

Conforme preconizado na Resolução ANEEL n.º 249, de 6 de maio de 2002, a parcela dos custos com a compra de energiano âmbito do MAE (denominada “energia livre”), realizados durante o racionamento, decorrentes da redução da geraçãode energia elétrica nas usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e consideradas nos contratosiniciais e equivalentes, será repassada aos consumidores, através da RTE.

Os principais efeitos contábeis, decorrentes do quadro emergencial instalado por conta do racionamento de energia, quedesencadeou as regulamentações acima mencionadas (Lei 10.438 e Resolução ANEEL 249), podem ser resumidos como segue:

- Perdas de receita com o racionamento:

Conforme determinado pela Lei 10.438, a Companhia efetuou a apuração das perdas de receitas determinadascom base na comparação das receitas de venda de energia efetivamente verificadas no período compreendidoentre 1º de junho de 2001 e 28 de fevereiro de 2002, data do efetivo encerramento do Programa deRacionamento, e as receitas projetadas para esse período, ajustadas por certos fatores, desconsiderando-se aocorrência do plano de racionamento.

Os valores oriundos das perdas de receitas acima descritas, foram integralmente registrados pela Companhiacomo receita do exercício de 2001, no que se refere ao período de junho a dezembro de 2001 e em 2002 para osmeses de janeiro e fevereiro. Em 29 de agosto de 2002, a ANEEL homologou os referidos valores através dasResoluções n.º 480 e n.º 481, o que gerou ajustes contábeis (decorrentes das diferenças em relação aos valoresanteriormente estimados), que foram registrados no resultado do exercício de 2002.

Conforme a Resolução n.º 369, de 3 de julho de 2002, a ANEEL determinou que a remuneração do saldo dasperdas de receita estaria vinculada à correção dos contratos obtidos junto ao BNDES para suprimento das perdascom racionamento, isto é, sobre o referido saldo deve incidir juros de 1% a.a., a título de spread, acima da taxamédia ajustada dos financiamentos diários apurados no SELIC.

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- Energia livre:

Conforme determinado pela Resolução ANEEL n.° 249, a energia produzida e disponibilizada ao mercadoconsumidor pelos produtores independentes e auto-produtores de energia, denominada “energia livre”, serárepassada aos geradores pelos distribuidores, sendo que os recursos para tal irão compor a base de cálculo daRecomposição Tarifária Extraordinária – RTE .

A homologação do saldo de energia livre ocorreu através da Resolução ANEEL n.º 483, de 29 de agosto de 2002.Nenhuma atualização monetária sobre referido saldo foi considerada até 31 de dezembro de 2002, emdecorrência do estabelecido pela Resolução ANEEL n.º 36, de 29 de janeiro de 2003, a qual determina que aremuneração do saldo de energia livre seja realizada conforme o fluxo de liquidações dos saldos em aberto juntoao MAE, a partir da data da primeira liquidação, que ocorreu em 30 de dezembro de 2002.

- Compensação de variação de valores de itens da Parcela A – longo prazo:

Conforme determinado através da Lei 10.438, a variação dos valores financeiros dos custos não gerenciáveisrepresentativos da Parcela ”A “do contrato de concessão, ocorrida entre 1º de janeiro de 2001 a 25 de outubro de2001 (portanto anteriormente à vigência do mecanismo da CVA), deverá ser ressarcida às distribuidoras atravésdos aumentos tarifários concedidos por ocasião da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE.

O saldo de Parcela A – Longo Prazo foi homologado pela ANEEL em 29 de agosto de 2002, e vem sendoremunerado pela Taxa SELIC, conforme definido na Resolução ANEEL n.º 90, de 18 de fevereiro de 2002.

Os valores relacionados aos efeitos acima descritos, bem como suas respectivas atualizações ocorridas até 31 de dezembrode 2002, estão apresentados no quadro a seguir:

Conforme definido pela Resolução n.° 484 de 29 de agosto de 2002, os valores acima mencionados deverão serrecuperados em um prazo total de 63 meses, contados a partir de 1º de janeiro de 2002, período durante o qual vigorarão,para a Concessionária, os aumentos tarifários extraordinários de 2,9% e 7,9% (RTE), previstos na Lei n.° 10.438. A Companhia estima que este prazo será suficiente para a realização desses ativos.

Mecanismo de bônus e sobretaxa

Durante o período em que vigorou o racionamento, foi instituído um mecanismo de concessão de bônus para osconsumidores que reduzissem o consumo de energia além das metas estipuladas pela ANEEL e pela GCE. Para osconsumidores que não atendessem às metas, haveria a cobrança de tarifas adicionais (sobretaxa). Os recursos arrecadadosatravés da sobretaxa destinaram-se a custear os bônus, o que gerou, no caso da Companhia, um saldo líquido a receber novalor de R$9.045, com base no mês de maio de 2002, cujo repasse de recursos foi homologado pela ANEEL através doDespacho n.º 600, de 27 de setembro de 2002. Devido às movimentações ocorridas posteriormente, a Companhia apresentaem 31 de dezembro de 2002, um saldo a receber no montante líquido de R$1.421, registrado como programa emergencialde redução do consumo de energia.

Custos com Implementação do Programa de Racionamento

Para a implementação dos procedimentos necessários à gestão do Programa de Racionamento, a Piratininga efetuou gastostotais no valor de R$ 6.276, registrados no Ativo Circulante e Realizável a Longo Prazo na conta do programa emergencialde redução do consumo de energia, os quais serão ressarcidos através do próximo reajuste tarifário, a ser concedido a partirde outubro de 2003.

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Encerramento do Programa de Racionamento

O Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica foi oficialmente encerrado através da Resolução daGCE n.º 117, de 19 de fevereiro de 2002, e em 06 de junho de 2002, por meio do Decreto 4.261, foi extinta a GCE. Dessaforma, a partir de 1º março de 2002, o consumo na área de concessão da Companhia voltou a ser regido pelas condiçõesnormais de mercado, sem nenhuma interferência do Programa de Racionamento instituído pelo Governo Federal.

Item Extraordinário – Estimativas de Recebíveis Apurados de Acordo com o Anexo V – Contratos Iniciais

A demonstração do resultado para o período de três meses findo em 31 de dezembro de 2001, inclui despesa extraordináriano valor de R$146.500, relacionada a baixa de recebíveis registrados por ocasião da parcela cindida da Bandeirante. Estevalor havia sido calculado de acordo com a metodologia definida nos contratos de suprimento de energia, que foisubstituída pelos parâmetros do Acordo Geral do Setor.

( 4 ) OPERAÇÕES REALIZADAS NO ÂMBITO DO MAE

O saldo da conta de consumidores e concessionárias inclui o registro dos valores referentes à comercialização de energiano curto prazo, relativos ao período de setembro de 2000 a dezembro de 2002, com base em cálculos preparados edivulgados pelo MAE. A liquidação financeira desses valores, incluindo os saldos registrados no passivo circulante (videnota explicativa n°.13) estava programada para 22 de novembro de 2002, mas foi postergada em razão de novo acordorealizado entre as empresas do setor e o Governo. O quadro abaixo apresenta o resumo das operações realizadas no âmbitodo MAE:

O quadro acima representa as informações disponibilizadas pelo MAE, por período de competência, tendo a Companhia,durante o ano de 2002, efetuado ajustes no resultado por conta de exercícios anteriores (anos de 2000 e 2001), referentesa estimativas anteriormente constituídas.

De acordo com o estabelecido no novo acordo, 50% do saldo líquido a receber, correspondente ao período acumulado atésetembro de 2002 deveria ser liquidado até 31 de dezembro de 2002 e o saldo remanescente, liquidado após a conclusãodos trabalhos de auditoria a ser contratada pelo MAE, para essa finalidade. O quadro abaixo demonstra os montantespagos/recebidos na liquidação anteriormente mencionada, bem como o saldo remanescente não liquidado, o qual de acordocom as regras desse mercado, deverá ser negociado bilateralmente entre as empresas do setor.

b) Liquidação Financeira de 30/12/2002

295

Os valores de vendas (R$41.948) e compras (R$22.290) até setembro de 2001, anterior à data da cisão, estão sendoliquidados diretamente pela Bandeirante, e em 30 de dezembro de 2002 o valor líquido recebido pela Bandeirante foi deR$4.166, sendo composto por compras no valor R$11.145 e vendas no valor R$15.311. Os mencionados montantes estãosendo objeto de encontro de contas, em 2003, entre a Companhia e a Bandeirante. No período de janeiro a março de 2003foi também recebido pela Bandeirante o valor de R$3.977 relativo a inadimplentes.

No ano de 2003 (até a data da emissão do parecer da auditoria), a Companhia recebeu R$7.822 e o saldo remanescente deR$3.304 (descontados os recebimentos pela Bandeirante), vem sendo negociado bilateralmente com as empresas devedoras.

Relativamente às transações ocorridas nos meses de outubro a dezembro de 2002, a Companhia recebeu nos meses de janeiroa março de 2003, o valor líquido de R$9.081, sendo composto por compras no valor de R$726 e vendas no valor de R$9.807.

Os valores da energia no curto prazo e da energia livre podem estar sujeitos a modificações dependendo de decisão dosprocessos judiciais em andamento, movidos por determinadas empresas do setor, relativos a interpretação das regras domercado em vigor ou negociações envolvendo o BNDES. Também podem haver alterações nestes montantes, em função daauditoria que está em curso nos processos de contabilização e liquidação financeira das transações de compra e venda no MAE.


As demonstrações financeiras foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e normascomplementares editadas pela CVM, que não prevêem o reconhecimento dos efeitos inflacionários a partir de 1º de janeirode 1996. Tais demonstrações estão também em consonância com a legislação específica aplicável às empresasconcessionárias de energia elétrica.

As demonstrações do resultado e das origens e aplicações de recursos para o período de três meses findo em 31 de dezembrode 2001, apresentadas para fins de comparação, incluem as transações da Companhia realizadas entre 1º de outubro a 31 dedezembro de 2001, tendo em vista o processo de cisão da Bandeirante Energia S.A., ocorrido em 1º de outubro de 2001.

Através da Resolução ANEEL n.º 444 de 26 de outubro de 2001, foi instituído o “Manual de Contabilidade” que promoveua revisão de normas e procedimentos contidos no Plano de Contas do Serviço Público de Energia Elétrica. Este manualcontém o Plano de Contas, as instruções contábeis e o roteiro para divulgação de informações econômicas e financeiras,resultando em alterações nas práticas contábeis e de divulgação, até então aplicáveis, às empresas do setor. As normascontidas no referido Manual são de aplicação compulsória a partir de 1º de janeiro de 2002, sendo que os principaisprocedimentos alterados são os seguintes:

296

Em atendimento ao “Manual de Contabilidade da ANEEL”, aplicado no exercício de 2002, foram promovidasreclassificações nas demonstrações contábeis do exercício de 2001, a fim de permitir a comparabilidade das informações,sendo:

- Ativo imobilizado líquido das obrigações especiais vinculadas à concessão (classificadas no passivo exigível de longoprazo em 2001);

- Encargos setoriais (RGR, CCC e Taxa de Fiscalização) agrupados no item Taxas Regulamentares (classificados em2001 no passivo circulante – outras obrigações);

- Dívidas com entidade de previdência privada agrupadas no item Entidade de Previdência Privada (classificadas em2001 no passivo circulante – empréstimos e financiamentos);

- Classificação das despesas operacionais em custo com energia elétrica, custo com operação, despesas com vendas edespesas gerais e administrativas (dispêndios demonstrados em 2001, de forma não segregada por custo e despesa), e

- Reclassificação do Fundo para Reversão da rubrica Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão para o Exigível aLongo Prazo.

Sumário das Principais Práticas Contábeis

a) Disponibilidades – Incluem as aplicações financeiras que estão registradas ao custo, acrescidas de rendimentosproporcionais auferidos até a data dos balanços.

b) Consumidores e Concessionárias – Inclui o fornecimento faturado de energia a consumidores finais, bem como asreceitas decorrentes de energia elétrica consumida mas ainda não faturada aos mesmos, contabilizados em consonânciacom o regime de competência. Inclui os valores faturados e a faturar a outras concessionárias pelo suprimento deenergia elétrica, conforme determinado por informações disponibilizadas pelo Mercado Atacadista de Energia(“MAE”).

c) Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - constituída com base nos valores em aberto para os clientes daclasse residencial vencidos há mais de 90 dias, da classe comercial vencidos há mais de 180 dias e para os saldos dosclientes das demais classes vencidos há mais de 360 dias, inclusive clientes da classe poder público, conforme definidono Manual de Contabilidade do Setor Elétrico. Considera também, para fins da referida provisão, uma análiseindividual de cada saldo, de forma que se obtenha um julgamento adequado dos créditos considerados de difícilrecebimento, baseando-se na experiência da administração em relação às perdas efetivas.

d) Estoque - Os materiais em almoxarifado, classificados no ativo circulante, e aqueles destinados à construção,classificados no imobilizado, estão registrados pelo custo médio de aquisição.

e) Imobilizado - Registrado ao custo de aquisição ou construção, deduzido da depreciação calculada pelo método linear,a taxas variáveis de 2% a 20%, de acordo com a natureza do bem. Em função do disposto nas instruções do Manualde Contabilidade e do Plano de Contas do Serviço Público de Energia Elétrica, os juros e demais encargos financeirose efeitos inflacionários relacionados aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados nas imobilizaçõesem curso, estão registrados neste subgrupo como custo. A Companhia optou, neste exercício, pela descontinuidade daapropriação às imobilizações em curso, do rateio de 10% dos gastos administrativos com pessoal e serviço de terceiroaté que se tenham concluído os estudos técnicos que permitam a alocação adequada desses custos.

f) Atualizações de Direitos e Obrigações - Os direitos e obrigações sujeitos a reajustes pelos efeitos da inflação, ouvariação cambial, por força contratual ou dispositivos legais, estão atualizados até a data dos balanços.

g) Imposto de Renda e Contribuição Social – Calculados conforme alíquotas vigentes à data dos balanços. Conformedisposições da Deliberação CVM nº 273/98 e Instrução CVM nº 371/02, a Companhia registrou em suasdemonstrações financeiras os efeitos do Imposto de Renda e Contribuição Social sobre prejuízos fiscais, base negativada Contribuição Social e diferenças intertemporais.

h) Planos de Aposentadoria e Pensão – Em atendimento a determinações da Deliberação nº 371 da CVM, de 13 dedezembro de 2000, a Companhia optou, no exercício de 2001, por reconhecer a parcela de obrigações atuariaisexcedentes em relação aos ativos do plano, debitando o resultado do exercício em 5 anos a partir de janeiro de 2002(vide nota explicativa n°. 15).

297

i) Provisões para Contingências - As provisões para contingências são constituídas mediante avaliações de seus riscos(prováveis) e quantificadas com base em fundamentos econômicos e em pareceres jurídicos sobre os processos e outrosfatos contingenciais conhecidos na data do balanço.

j) Resultado – As receitas e despesas são reconhecidas pelo regime de competência.

k) Estimativas – A preparação de demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasilrequer que a Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro de certas transações que afetamseus ativos, passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas demonstraçõesfinanceiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodossubsequentes, podem diferir dessas estimativas.

l) Lucro ou Prejuízo por Ação – Determinado considerando-se a quantidade de ações em circulação à data do balanço.


( 7 ) CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIAS

Composição:

A rubrica no curto prazo é oriunda, principalmente, das atividades de fornecimento de energia elétrica, cujacomposição em 31 de dezembro é como segue :

Consumidores – corresponde aos saldos a receber de fornecimento de energia elétrica - faturada e não faturada.

Recomposição Tarifária Extraordinária – refere-se ao saldo a receber, correspondente ao ressarcimento das perdasincorridas pela Companhia no contexto do Programa de Redução de Consumo de Energia Elétrica, conforme mencionadona nota explicativa n.º 3.

Através das Resoluções n.ºs 480 e 481, de 29 de agosto de 2002, a ANEEL homologou e divulgou o fator de perda a serconsiderado na metodologia de cálculo da recomposição tarifária extraordinária no montante de R$254.123, na data basede 28 de fevereiro de 2002.Vide Nota Explicativa n.º 3.

298

Energia Livre – Através da Resolução n.º 483, de 29 de agosto de 2002, a ANEEL homologou o montante de R$99.711,relativo a compra de energia no MAE, à titulo de ressarcimento de energia livre aos geradores no período de racionamento.A Companhia mantém registrado o valor a receber de R$103.489, onde está computado o valor homologado pela ANEEL,acrescido dos efeitos do PIS e da COFINS (a incorrer por decorrência do repasse), na importância de R$3.778. Vide NotaExplicativa n.º 3.

Concessionárias – Refere-se principalmente à comercialização de energia de curto prazo, junto a diversos revendedores econcessionárias, negociada, em quase sua totalidade no âmbito do Mercado Atacadista de Energia – MAE. Vide NotaExplicativa n.º 4.

Alteração de receitas decorrentes da aplicação dos novos critérios de classificação de unidades consumidoras nasubclasse residencial Baixa Renda:

Na Companhia, o critério utilizado para enquadramento dos consumidores na categoria Baixa Renda, obtido através demedida judicial, válido a partir de 19 de agosto de 2002, obedece as seguintes diretrizes:

- Consumo mensal inferior a 80 kWh, calculado com base na média móvel dos últimos doze meses, não podendoapresentar dois registros de consumo superior a 120 kWh, no período de análise;

- Carga de 6 kW;

- Área construída de até 72 metros quadrados;

- Renda familiar comprovada, não superior a três salários mínimos.

A Lei n°. 10.438 alterou os critérios de classificação dos consumidores da subclasse residencial baixa renda que sãobeneficiados por uma tarifa social escalonada inferior à tarifa cobrada aos demais consumidores residenciais. As Resoluções ANEEL n°s. 246 e 485, de 30 de abril de 2002 e 29 de agosto de 2002, estabelecem as seguintes diretrizespara a classificação da unidade consumidora residencial na Subclasse Residencial Baixa Renda:

(i) unidade consumidora com consumo mensal entre 80 e 220 kWh;

(ii) unidade consumidora que seja atendida por circuito monofásico;

(iii) unidade consumidora cujo responsável seja inscrito no Cadastramento Único para Programas Sociais do GovernoFederal ou seja beneficiário dos programas “Bolsa Escola” ou “Bolsa Alimentação”, e

(iv) unidade consumidora cujo responsável possua renda mensal per capita máxima equivalente a meio salário mínimodefinido pelo Governo Federal.

Para fazer jus ao benefício da tarifa social da Subclasse Residencial Baixa Renda, o responsável pela unidade consumidoradeverá comprovar, junto à concessionária de energia, o atendimento de todas as condições acima descritas.

A Resolução ANEEL n.º 514, de 17 de setembro de 2002, estabelece os procedimentos contábeis e os critérios decompensação nas tarifas de fornecimento, dos efeitos das novas condições de enquadramento como Residencial BaixaRenda. Determina que as empresas que tiverem ganho de receita em função desses novos critérios, comparativamente àsituação anterior, deverão contabilizar esse ganho em conta redutora de receita em contrapartida de Credores Diversos –Consumidores. O saldo registrado, apurado de abril de 2002 até março de 2003, será compensado quando do cálculo doÍndice de Reajuste Tarifário Anual – IRT, ou da Revisão Tarifária Periódica ( art 3º e 4º).

As empresas que tiverem perda de receita, terão o direito à sua recuperação, através de subvenção econômica custeada porrecursos financeiros oriundos do Tesouro, conforme dispõe a Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002.

A Resolução ANEEL n.º 609, de 05 de novembro de 2002, estipulou o prazo máximo para cadastramento dos clientes até31 de março 2003. A partir dessa data, a Companhia estima que o número de consumidores classificados na SubclasseResidencial Baixa Renda será menor.

A Resolução ANEEL n° 41, de 31 de janeiro de 2003, estabelece a metodologia para cálculo da diferença de receita dasconcessionárias de distribuição de energia elétrica em virtude desta nova classificação, sendo que a Companhia estáadaptando os seus sistemas de informação para obtenção dos valores resultantes da nova classificação.

299


( 9 ) IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÂO SOCIAL DIFERIDOS

Em atendimento às disposições da Deliberação CVM n∞. 273/98 e da Instrução CVM n∞. 371/02, foram registradoscréditos fiscais diferidos decorrentes de prejuízos fiscais, de bases negativas de contribuição social e diferençastemporárias, os quais não possuem prazo de prescrição para sua recuperação. Esses créditos estão registrados no ativorealizável a longo prazo, considerando a expectativa de realização determinada com base nas projeções de resultadosfuturos da Companhia e no limite de 30% para compensação anual dos lucros tributáveis.


A composição dos créditos de imposto de renda e contribuição social diferidos por natureza, em 31 de dezembro, é comosegue:

b) Composição dos efeitos no resultado do exercício

A composição dos efeitos no resultado, relativos ao imposto de renda e contribuição social para o exercício findo em 31 de dezembro é como segue:

300


A expectativa de recuperação dos ativos fiscais diferidos, correspondentes aos prejuízos fiscais e base negativa decontribuição social, conforme estimativa baseada na projeção de resultados futuros, é de que esses créditos serãorecuperados no exercício de 2003. Quanto às provisões intertemporais estima-se a sua realização para um período deaproximadamente 10 anos.

( 10 ) DIFERIMENTO DE CUSTOS TARIFÁRIOS

A composição do saldo da Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela A – CVA é como segue:

A Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, em conjunto com as Portarias Interministeriais n.º 296, de 25 de outubro de 2001 en.º 25, de 24 de janeiro de 2002, e Resolução n.º 90, de 18 de fevereiro de 2002, da ANEEL criaram mecanismo decompensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis incorridos pelas empresas concessionárias dedistribuição de energia elétrica e que compõem a base de cálculo do reajuste anual das tarifas, a saber:

I - tarifa de repasse de potência proveniente de Itaipu Binacional;

II - tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional;

III - quota de recolhimento à conta de consumo de combustíveis – CCC;

IV - tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da rede básica;

V - compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos;

VI - energia comprada estabelecida nos contratos iniciais;

VII - quota de reserva global de reversão – RGR;

VIII - taxa de fiscalização de serviço de energia elétrica – TFSEE; e

IX - encargos de conexão.

As variações dos custos não gerenciáveis ocorridos entre o período de 26 de outubro de 2001 a 23 de setembro de 2002,integrantes do mecanismo da CVA, foram repassadas no reajuste tarifário anual de 2002, e serão amortizadas até outubrode 2003. O valor registrado até 23 de setembro de 2002, totalizou R$31.307.

301

O valor homologado pela ANEEL, conforme Resolução n.º 482 de 29 de agosto de 2002, relativo às variações de valoresfinanceiros de itens da Parcela A, no período de 1º de janeiro de 2001 a 25 de outubro de 2001, totalizou R$58.263. A recuperação desse custo se dará através do mecanismo da RTE – Recomposição Tarifária Extraordinária, comomencionado na nota explicativa n.º 3.

Com base na Resolução ANEEL n.º 339, de 25 de junho de 2002, esses custos estão registrados nesta rubrica no Ativo ouPassivo Circulante e Realizável ou Exigível a Longo Prazo, sendo atualizados pela taxa de juros SELIC.


( 12 ) IMOBILIZADO

302

De acordo com os artigos n.ºs 63 e 64 do Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizadosna distribuição e comercialização de energia elétrica são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados,cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução ANEELn.º 20/99, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendoautorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando aindaque o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada, para aplicação na concessão.

Em 2002 procedeu-se à reclassificação contábil do saldo constante em 31 de dezembro de 2001, da conta Imobilizado emServiço – Máquinas e Equipamentos – atividade de Comercialização, para a atividade de Distribuição, para fins deadequação ao estabelecido pelo Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia.

Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica - São obrigações vinculadas àconcessão do serviço público de energia elétrica e representam os valores da União, dos Estados, dos Municípios e dosconsumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor do doador e as subvenções destinadasa investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição. O vencimento dessas obrigações éestabelecido pelo Órgão Regulador, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão.

A taxa de depreciação média dos ativos é de aproximadamente 4,6% ao ano (4,5 % em 2001).

( 13 ) FORNECEDORES

( 14 ) EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E ENCARGOS DE DÍVIDAS

Moeda Estrangeira – os contratos de empréstimos, abaixo descritos, foram liquidados nos seus respectivos vencimentos:

Banco do Brasil: US$51,670,000.00 com vencimento para 16 de dezembro de 2002;Votorantim Bank: US$51,670,000.00 com vencimento para 16 de dezembro de 2002;Banco BBA Creditanstalt: US$51,660,000.00 com vencimento para 16 de dezembro de 2002.

303

Para as operações de empréstimos do Banco do Brasil, Votorantim Bank e Banco BBA Creditanstalt, foi adotado a comprade forward (hedge sobre dólar), que proporcionou uma redução do valor total da obrigação na data do pagamento deR$640.666 para R$488.156, tendo sido obtido um ganho de R$152.510, o qual foi registrado em contrapartida às receitasfinanceiras.

Estes empréstimos foram quitados, no montante mencionado, utilizando-se parcelas de valores oriundos de recursosaportados pelos acionistas controladores, referentes à integralização de capital no valor de R$71.339 e de adiantamentopara futuro aumento de capital no montante de R$342.910, complementados com recursos próprios da Companhia.

Moeda Nacional:

Eletrobrás – refere-se aos contratos de financiamento do Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente - “ReLuz”e Programa de Conservação e Eficientização do Uso de Energia Elétrica para a modernização de infra-estrutura deiluminação pública, beneficiando municípios da área de concessão, como segue:

- Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente - “ReLuz”: linha de crédito no valor de até R$19.117, tendo sidoliberado o valor de R$4.057. O principal será amortizado em 36 parcelas mensais a partir de 30 de janeiro 2005,garantido pela vinculação de receitas próprias e notas promissórias.

- Programa de Conservação do Uso de Energia: linha de crédito no valor de até R$2.800, tendo sido vertido àCompanhia o valor total de R$1.562, a ser amortizado em 36 parcelas mensais a partir de 30 de janeiro de 2002,garantido pela vinculação de receitas próprias e notas promissórias.

Contas Garantidas - referem-se a empréstimos obtidos junto a instituições financeiras, para cobertura do fluxo de caixaoperacional, garantidos por notas promissórias.

BNDES – refere-se a 90% do valor homologado pela ANEEL dos montantes devidos a título de Recomposição TarifáriaExtraordinária relativa ao período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, e de Parcela A. Vide abaixo acomposição dos valores disponibilizados e os respectivos prazos de amortização:

- R$228.711 referente a RTE, com prazo de amortização de 54 parcelas mensais, a partir de 15 de março de 2002;

- R$52.437 referente a Parcela “A” , com prazo de amortização em 9 parcelas mensais, a partir de 15 de setembro de2006.

Estes valores são corrigidos pela SELIC acrescidos de juros de 1% a.a. e garantidos pela vinculação de receitas próprias,apresentando um saldo em 2002 no valor de R$238.713.

Nesta rubrica também está contido um contrato de abertura de crédito mediante repasse de empréstimo contratado com oBNDES no valor de R$545, a ser amortizado em 48 parcelas mensais a partir de 15 de maio de 2002, garantido por notaspromissórias, apresentando um saldo em 2002 no valor de R$501.

Mútuo CPFL Geração – refere-se a instrumento particular de abertura de crédito mútuo, celebrado em 27 de dezembro de2001, com a CPFL Geração S.A. com custo equivalente à variação diária do Certificado de Depósito Interbancário – CDI.

Composição do Saldo por Indexador - %

304

Programa de Amortização - Principal e Encargos de Longo Prazo

( 15 ) ENTIDADE DE PREVIDÊNCIA PRIVADA

Os planos de benefícios previdenciários em favor de empregados, são administrados e geridos pela Fundação CESP,entidade fechada de previdência complementar, com patrimônios próprios, segregados dos patrimônios das Patrocinadorassem solidariedade contributiva.

A Piratininga no contexto do processo de cisão da Bandeirante assumiu a responsabilidade pelas obrigações atuariaiscorrespondentes aos empregados aposentados naquela Empresa desde 1º de janeiro de 1998 até a data da efetivação dacisão, ocorrida em 1º de outubro de 2001, assim como as obrigações correspondentes aos empregados ativos transferidospara esta Companhia.

Em 02 de abril de 1998, a Secretaria da Previdência Complementar – SPC, aprovou a reestruturação do planoprevidenciário mantido anteriormente pela Bandeirante, dando origem aos seguintes planos:

Plano Benefício Definido (“BD”) – Vigente até 31/03/98:

Plano de Benefício Saldado, do tipo BD, que concede um Benefício Suplementar Proporcional Saldado (BSPS), na formade renda vitalícia reversível em pensão, aos participantes inscritos até 31/03/98, de valor definido em função da proporçãodo tempo de serviço passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares deconcessão. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é da Companhia.

Plano Benefício Definido – BD – Vigente após 31/03/98:

Plano do Tipo BD, que concede renda vitalícia reversível em pensão, relativamente ao tempo de serviço passadoacumulado após 31/03/98, na base de 70% da média salarial mensal real, referente aos últimos 36 meses de atividade. No caso de morte em atividade e de entrada em invalidez, os benefícios incorporam todo o tempo de serviço passado(inclusive o acumulado até 31/03/98) e, portanto, não incluem apenas o tempo de serviço passado acumulado após31/03/98. A responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é paritária entre a Companhia e osparticipantes. Atualmente o percentual de contribuição é da ordem de 14,51% sobre os vencimentos dos participantes.

Plano Contribuição Definida (“CD”):

Implantado junto com o Plano BD vigente após 31/03/98, é um plano previdenciário, que até a concessão da renda vitalícia,reversível (ou não) em pensão, é do tipo contribuição definida, não gerando qualquer responsabilidade atuarial para aCompanhia. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, é que o Plano Previdenciáriopassa a ser do tipo Benefício Definido e, portanto, passa a gerar responsabilidade atuarial para a Companhia. Este plano éopcional e complementar em relação ao Plano BD vigente após 31 de março de 1998, podendo o participante contribuircom o percentual restante para totalizar os 100% da sua média salarial mensal real, sendo que a Piratininga contribuiparitariamente até o limite de 5% do salário.

Deliberação CVM n.º 371 - Contabilização dos Planos de Pensão

A Companhia reconheceu no resultado deste exercício o valor de R$59.406 a título de despesas de pessoal, e registrou ovalor de R$15.411 no Passivo Circulante e R$29.403 no Exigível a Longo Prazo.

Os déficits atuariais estão sendo levados a resultado em 5 anos, restando portanto um prazo de 4 anos a partir de 2003,correspondente às parcelas de obrigações excedentes em relação aos ativos dos planos de benefícios. Em 31 de dezembrode 2002 o saldo do déficit atuarial, calculado de acordo com as disposições da Deliberação CVM 371, era de R$188.037(R$163.918 em 2001).

305

Na avaliação atuarial dos planos foi adotado o método do crédito unitário projetado, estando os ativos dos planosposicionados em 31 de dezembro de 2002, conforme facultado pela Interpretação Técnica do IBRACON n.º 01/01,referendada pela CVM através do Ofício Circular CVM/SEP/SNC/n.º 01/2002.

Demonstramos a seguir a situação do Plano da Companhia, com base em parecer do atuário, para o período findo em 31de dezembro de 2002, no que se refere aos riscos de morte e invalidez dos participantes, bem como as demais informaçõesrequeridas pela Deliberação CVM n.º 371/00.

306

Premissas atuariais adotadas nos cálculos

O total das contribuições pagas pela Companhia no período foi:

Confissão de Dívida

Refere-se ao contrato denominado Instrumento Particular de Confissão de Dívida e outras Avenças, assinado em 30 desetembro de 1997, com interveniência e anuência da Secretaria Nacional de Previdência Complementar, para pagamentoem 60 parcelas mensais, tendo sido liquidado em setembro de 2002. Este contrato era corrigido pelo custo atuarial ouvariação da Taxa Referencial acrescida de juros de 8% a.a., dos dois o maior.

O saldo deste contrato foi demonstrado no exercício de 2001 na rubrica passivo circulante - empréstimos e financiamentos,tendo sido para efeito destas demonstrações, reclassificado o montante de R$8.094 para o passivo circulante – entidade deprevidência privada.

Liquidação Financeira do Déficit

O saldamento dessa insuficiência patrimonial (Déficit) dos Planos está sendo feito através do contrato denominadoInstrumento Particular de Ajuste da Reserva a Amortizar com prazo de amortização de 20 anos, contados desde setembrode 1997, portanto, até setembro de 2017. O valor das parcelas mensais é definido através de percentual incidente sobre aFolha de Pagamento de Salários, podendo o mesmo ser revisto semestralmente. O percentual no mês de dezembro de 2002foi de 34,99%.

( 16 ) TAXAS REGULAMENTARES

A reserva global de reversão - RGR é um fundo de reserva gerenciado pela Eletrobrás, como órgão do Governo Federal,designado para prover fundos para pagamentos aos concessionários, até a expiração de suas concessões, data em que aCompanhia será reembolsada pelo valor do ativo permanente líquido, registrado nos livros. Em 3 de janeiro de 1996, oDecreto n∞. 1.771 instituiu a taxa de RGR de 2,5% do imobilizado em serviço, limitado a 3,0% do total da receitaoperacional bruta, deduzida do ICMS.

A conta consumo de combustível - CCC é uma contribuição feita pela Companhia para financiar o custo do combustívelutilizado nos processos de operações de energia termoelétrica no sistema energético brasileiro.

307


( 18 ) OBRIGAÇÕES ESTIMADAS

( 19 ) PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIAS (CURTO E LONGO PRAZO)

As provisões para contingências foram atualizadas com base em avaliação dos riscos iminentes de perdas na opinião dosassessores legais da Companhia.

Trabalhistas - referem-se a ações ajuizadas e correspondentes valores considerados para os fatos geradores posteriores a1º de janeiro de 1998, conforme Protocolo de Cisão Parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A., (sociedadeantecessora da Bandeirante). Nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da Bandeirante, cada sociedade resultante da cisãoé responsável pelas obrigações correspondentes aos riscos contingentes dos empregados locados nas respectivas regiõesassumidas por cada empresa, enquanto que as ações corporativas, anteriores à data da efetivação da cisão, 1º de outubrode 2001, são assumidas na proporção percentual dos controladores antes da referida cisão (56% para a Bandeirante e 44%para a Piratininga).

Majoração Tarifária - refere-se a questionamentos de vários consumidores industriais, relativos aos pedidos derestituição dos valores pagos a título de majoração tarifária, em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE nºs 38 e45, de 1986 - Plano Cruzado, quando estava vigente o congelamento de preços.

Contribuição para Financiamento da Seguridade Social - COFINS e Programa de Integração Social - PIS - Liminaresobtidas em 15 de julho de 2002 e 12 de agosto de 2002, respectivamente, visando eximir o recolhimento da COFINS e doPIS, incidente sobre a base de cálculo que contempla as receitas financeiras, prevista na Medida Provisória nº 1.724, de 29 de outubro de 1998, posteriormente convertida na Lei n.º 9.718, de 27 de novembro de 1998, e no caso do PISpermitindo o recolhimento baseado no faturamento.

308

O saldo de depósito judicial em 2001, corresponde a parcelas vertidas para a CPFL - Piratininga, relativas ao Mandado deSegurança ajuizado conjuntamente com a predecessora Bandeirante e a Eletropaulo Metropolitana – Eletricidade de SãoPaulo S.A.

Imposto de Renda – liminar obtida em 18 de março de 2002, com vistas a possibilitar a dedução do valor da contribuiçãosocial sobre o lucro líquido da base de cálculo do valor de recolhimento do Imposto de Renda.

Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT – refere-se a valores correspondentes aoprograma de pesquisa e desenvolvimento instituído pela Resolução nº 185 de 21 de maio de 2001 da ANEEL, quedeterminou o recolhimento com efeitos retroativos a abril de 2001, em 12 parcelas.

A Administração da Companhia, baseada na opinião de seus assessores legais, entende não haver riscos significativosfuturos que não estejam cobertos por provisões suficientes em suas demonstrações contábeis ou que possam resultar emimpacto significativo no seu fluxo de caixa.

( 20 ) OUTROS PASSIVOS

Credores Diversos – Consumidores – obrigações correspondentes aos consumidores atendidos na área de concessão daCompanhia, relativas, principalmente a repasse de pagamentos de juros de empréstimos compulsórios da Eletrobrás edemais valores a restituir.

Concessionárias de Energia Elétrica – refere-se a obrigações relativas a diversas transações ocorridas comconcessionárias de energia elétrica, envolvendo valores a pagar que estão sendo compensados através de encontro decontas, com valores a receber.

Encargos Tarifários – Encargos de Capacidade Emergencial – referem-se aos custos de natureza operacional, tributáriae administrativa incorridos pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE na contratação decapacidade de geração ou de potência, que serão rateados pelos consumidores finais de energia elétrica de formaproporcional ao consumo individual verificado. Através da Resolução ANEEL n.º 351, de 27 de junho de 2002, ficaestabelecido o valor de R$0,0057/KWh para o referido encargo.

Fundo para Reversão – Estas obrigações estão diretamente vinculadas à Concessão do Serviço de Energia Elétrica, e suaeventual liquidação ocorrerá de acordo com determinações do Poder Concedente. Sobre o Fundo para Reversão sãocobrados juros de 5% a.a., registrados na rubrica “ Encargos de Dívidas”.

Programa Emergencial de Redução no Consumo de Energia Elétrica – refere-se ao montante de sobretaxa faturada aosconsumidores. Vide nota explicativa n.º 3.

Participação nos Lucros e Resultados - Em conformidade com o Acordo Coletivo de Trabalho, a participação dosempregados nos Lucros e Resultados referente ao exercício de 2002 está condicionada a resultados financeiros e técnicos,empresariais e regionais, limitada a um dispêndio equivalente a 130% da folha nominal de salários do mês de dezembrode 2002. Com base no citado acordo, a Companhia provisionou o montante de R$2.600.

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Composição Acionária

Na Assembléia Geral Extraordinária – AGE, de 13 de março de 2002, foi efetuada a alteração do Capital Social Autorizadopara R$600.000.000,00 sendo R$238.807.937,00 em ações ordinárias e R$361.192.063,00 em ações preferenciais, todasnominativas sem valor nominal.

A Assembléia Geral Extraordinária, de 09 de agosto de 2002, deliberou o aumento de capital para o valor de R$180.514,que cumprido o período legal de exercício de direito de preferência e o leilão de sobras, resultouno aumento do capital subscrito de R$71.339, com emissão de 13.939.423.862 ações da espécie ordinária, integralizadaspelo acionista controlador DRAFT I Participações S.A., mediante cessão do contrato de crédito a receber da CESP,devidamente suportado por Laudo de avaliação emitido por perito contratado, pelo valor contábil de R$222.164, econstituição de Adiantamento para Futuro Aumento de Capital (“AFAC”), no montante remanescente de R$150.825. O aumento de capital mediante emissão de ações ON, se configurou através de oferta particular de ações e permitiu odireito de subscrição aos acionistas minoritários, na proporção de suas respectivas participações no capital social.

Adicionalmente, aprovou-se a integralização, em espécie, de R$90 relativa a ações ON, correspondentes à parcela docapital subscrito remanescente, em conformidade com o previsto na Ata da Assembléia Geral de Constituição daCompanhia, realizada em 20 de novembro de 2000.

Em Assembléia Geral Extraordinária de 18 de dezembro de 2002, em cumprimento à determinações da ANEEL foideliberado, por unanimidade de votos, a retrocessão celebrada entre a Companhia e a DRAFT I, do Instrumento Particularde Cessão de Direitos Creditícios com Confissão de Dívida e Outras Avenças e Quitação de Transferência da CRC(Crédito), desfazendo-se, dessa forma, o Adiantamento para Futuro Aumento de Capital (“AFAC”), efetuado através dacessão do referido crédito.

Os acionistas controladores substituíram o valor correspondente ao crédito que foi utilizado para integralização, porrecursos, em espécie, no montante de R$71.339.

A composição acionária atual é a seguinte:

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A reserva de retenção de lucros havia sido constituída no exercício de 2001, nos termos do artigo 196 da lei 6.404/76,destinada a financiar programas de investimentos e foi aprovada através da Assembléia Geral Ordinária – AGO, de 30 deabril de 2002.

Tendo em vista a apuração de prejuízo no exercício de 2002, este foi compensado com a totalidade das reservas de lucrosexistentes e parte das reservas de capital.

Dividendos

As ações têm direito a dividendos mínimos de 25% do lucro líquido ajustado na forma da Lei. As ações preferenciais têmdireito a dividendos 10% maiores do que os atribuídos às ações ordinárias, na forma do Estatuto e da Lei.

Em reunião do Conselho de Administração realizada em 18 de dezembro de 2002, e de conformidade ao “Aviso aosAcionistas” publicado em 23 de dezembro de 2002, a Companhia deliberou pelo pagamento dos dividendos relativos aoexercício de 2001 (aprovado na Assembléia Geral Ordinária – AGO, realizada em 30 de abril de 2002), apenas aosacionistas não controladores, no montante de R$482, a serem pagos a partir de 27 de dezembro de 2002, postergando parao exercício de 2003 a referida remuneração aos acionistas controladores, correspondente a R$13.033.

( 22 ) RECEITA OPERACIONAL

(*) não Auditado

( 23 ) ENERGIA ELÉTRICA COMPRADA PARA REVENDA

Suprimento

(*) não Auditado

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( 26 ) SEGUROS

A Companhia mantém contratos de seguros com cobertura determinada por orientação de especialistas, levando em contaa natureza e o grau de risco por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seusativos e/ou responsabilidades. As principais coberturas de seguros são:

Em 2002, houve redução nas coberturas securitárias em relação ao exercício de 2001, devido a unificação de critérios deriscos com as empresas do grupo CPFL.

( 27 ) TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

As transações com partes relacionadas são realizadas em condições normais de mercado e apresentaram os seguintes saldose movimentações acumuladas em 31 de dezembro de 2002 e 2001:

A natureza/composição das principais transações com partes relacionadas é como segue:

SEMESA – Empréstimo concedido através de contrato de mútuo em 02 de maio de 2002.

Eletrobrás – Empréstimos e financiamentos de projetos e obras.

Fundação Cesp – Entidade gestora do plano de suplementação de aposentadoria e dos planos de saúde aos empregados da Companhia.

CPFL – Geração – Empréstimo obtido através de contrato de mútuo, quitado em março de 2002.

CPFL – Paulista – Empréstimo obtido através de contrato de mútuo em 12 de junho de 2002.

DRAFT I – Adiantamento para Futuro Aumento de Capital - AFAC

( 28 ) INSTRUMENTOS FINANCEIROS

Considerando os termos da Instrução CVM 235/95, a Companhia avaliou seus ativos e passivos contábeis em relação aosvalores de mercado, por meio de informações disponíveis e metodologias de avaliação apropriadas.

313

Considerações Sobre Riscos

O negócio da Companhia compreende principalmente o fornecimento de energia a consumidores finais, sendo umaconcessionária de serviço público, cujas atividades e tarifas são reguladas pela Aneel. Os principais fatores de risco demercado que afetam seus negócios são como segue:

a. Risco de Taxa de Câmbio

Este risco decorre da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de câmbio, queaumentem os saldos de passivo de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira captados no mercado e as despesasfinanceiras. No ano de 2002 a Companhia se protegeu parcialmente deste risco mediante contratação de operações de “swap”,cujos contratos foram encerrados em 13 de dezembro de 2002, data das quitações dos empréstimos em moeda estrangeira.

A Empresa possui também, em suas atividades operacionais, exposição com variação cambial na compra de energiaelétrica adquirida de Itaipu. O mecanismo de compensação – CVA protege a empresa de eventuais perdas, conformecomentado na Nota Explicativa nº 10.

b. Risco de Taxa de Juros

Este risco é oriundo da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de jurosque aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados no exterior. A Companhiapactuou contratos de derivativos para fazer “hedge” contra esse risco no ano de 2002, encerrando os contratos quando daquitação dos empréstimos, em dezembro de 2002.

c. Risco de Crédito

O risco surge da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento devalores faturados a seus clientes. Este risco é avaliado pela Companhia como sendo baixo, tendo em vista a pulverizaçãodo número de clientes e da política de cobrança e corte de fornecimento para consumidores inadimplentes.

d. Risco quanto à Escassez de Energia

O risco surge da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas resultantes de dificuldades de geração de energiadecorrentes de escassez de água.

Segundo a avaliação do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, não há riscos de escassez de energia elétrica parao próximo exercício.

Valorização dos Instrumentos Financeiros

Os principais instrumentos financeiros ativos e passivos da Companhia em 31 de dezembro de 2002 são descritos a seguir,bem como os critérios para sua valorização/ avaliação:

a. Disponibilidades – Compreendem caixa, contas bancárias e aplicações financeiras. O valor de mercado desses ativosnão difere dos valores demonstrados no balanço.

b. Valores a receber e a pagar de energia – Estes créditos e débitos decorrem basicamente de transações realizadas noâmbito do Mercado Atacadista de Energia - MAE e foram registrados e valorizados com base nas informaçõesdisponibilizadas por aquele mercado. Não houve transações relacionadas com estes créditos ou débitos que pudessemafetar sua classificação e valorização na data do balanço.

Empréstimos e Financiamentos – Estão avaliados conforme os critérios estipulados em contratos, de acordo com ascaracterísticas definidas na Nota Explicativa nº 14.

( 29 ) EVENTOS SUBSEQUENTES

I – Conta de Desenvolvimento Energético - CDE

Referida conta foi regulamentada através da Resolução ANEEL n.º 42, de 31 de janeiro de 2003, que atribui à Companhiao recolhimento de cota mensal no valor de R$3.618 para o exercício de 2003.

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A CDE foi criada pela Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, para promover a competitividade da energia produzida a partirde fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelosSistemas Elétricos Interligados e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional.

II – Repasse de Energia Livre aos Geradores

A ANEEL, através da Resolução n.º 89, de 25 de fevereiro de 2003, fixou para a Companhia o percentual de 31,12%, a seraplicado sobre o montante arrecadado mensalmente, a título de Recomposição Tarifária Extraordinária, e que deverá serrepassado para as empresas geradoras que tiveram despesas na compra de energia livre, conforme relação constante naResolução ANEEL n.º 36, de 29 de janeiro de 2003.

INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES

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DIRETORIA

WILSON PINTO FERREIRA JUNIOR Diretor – Presidente

LAURO HENRIQUE CAMPOS REZENDE PAULO CEZAR COELHO TAVARES Diretor Administrativo, Financeiro e de Diretor Comercial

Relações com Investidores

HÉLIO VIANA PEREIRADiretor de Distribuição


MARCELO MAIA DE AZEVEDO CORR APresidente

SUELI BERSELLI MARINHOVice-Presidente

CONSELHEIROS

CARLOS ALBERTO CARDOSO MOREIRA WILSON PINTO FERREIRA JUNIOR

CONTABILIDADE


LEONARDO JOSÉ VALLESIGerente de Contabilidade

CRC. 1SP139.343/O-2

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CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS Legislação Societária

ITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS DATA-BASE - 30/09/2005



1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01927-5 COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ 04.172.213/0001-51 35.300.182.383

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRod. Campinas Mogi Mirim, Km 2,5 - Parte Jardim Santana 13088-900 Campinas SP6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex19 3756-8704 3756-8833 – –11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail19 3756-8777 – – [email protected]


1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoJosé Antonio de Almeida Filippo Rod. Campinas Mogi Mirim, Km 2,5 - Parte Jardim Santana4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone13088-000 Campinas SP 19 3756-8704 – –11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail – 19 3756-8777 – – [email protected]


Exercício Social em Curso Trimestre Atual Trimestre Anterior1 - Início 2 - Término 3 - Número 4 - Início 5 - Término 6 - Número 7 - Início 8 - Término01/01/2005 31/12/2005 3 01/07/2005 30/09/2005 2 01/04/2005 30/06/20059 - Nome/Razão Social do Auditor 10 - Código CVM 11 - Nome do Responsável Técnico 12 - CPF do Responsável TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes 00385-9 José Carlos Amadi 060.494.668-66


Número de Ações (Mil) 1 - Trimestre Atual 30/09/2005 2 - Trimestre Anterior 30/06/2005 3 - Igual Trimestre Ex. Anterior 30/09/2004Do Capital Integralizado

1 - Ordinárias 29.498.491 29.498.491 29.498.4912 - Preferenciais 23.532.768 23.532.768 23.532.7683 - Total 53.031.259 53.031.259 53.031.259

Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 0


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 AuditoresPrestação de Serviço Público de Energia Elétrica Não Apresentado Sem Ressalva



01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO DELIBERADOS E/OU PAGOS DURANTE E APÓS O TRIMESTRE

1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação 01 RCA 09/08/2005 Dividendo 09/09/2005 ON 0,002177115702 RCA 09/08/2005 Dividendo 09/09/2005 PN 0,0023948273

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)



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Código Descrição 30/09/2005 30/06/2005

1 Ativo Total 1.933.498 1.943.316

1.01 Ativo Circulante 797.179 805.572

1.01.01 Disponibilidades 49.467 139.658

1.01.02 Créditos 717.610 631.585

1.01.02.01 Consumidores e Conces. e Permission. 419.724 411.535

1.01.02.02 Devedores Diversos 2.357 2.560

1.01.02.03 Tributos a Compensar 106.021 68.926

1.01.02.04 Provisão Créditos Liquidação Duvidosa (11.373) (10.222)

1.01.02.05 Diferimento de Custos Tarifários 190.445 152.880

1.01.02.06 Despesas Pagas Antecipadamente 10.436 5.906

1.01.03 Estoques 1.472 1.532

1.01.04 Outros 28.630 32.797

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 515.571 527.935

1.02.01 Créditos Diversos 504.373 517.977

1.02.01.01 Consumidores e Conces.e Permission. 63.793 75.478

1.02.01.02 Depósitos Judiciais 99.968 87.046

1.02.01.03 Créditos Fiscais Diferidos 194.937 192.409



1.02.01.06 Despesas Pagas Antecipadamente 2.926 2.818

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 11.198 9.958

1.03 Ativo Permanente 620.748 609.809

1.03.01 Investimentos 1.156 1.156

1.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0

1.03.01.02 Participações em Controladas 0 0

1.03.01.03 Outros Investimentos 1.156 1.156

1.03.02 Imobilizado 617.890 607.249

1.03.02.01 Imobilizado 751.983 738.227

1.03.02.02 (-) Obrig Esp. Vinculadas à Concessão (134.093) (130.978)

1.03.03 Diferido 1.702 1.404

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Código Descrição 30/09/2005 30/06/20052 Passivo Total 1.933.498 1.943.3162.01 Passivo Circulante 852.760 834.7772.01.01 Empréstimos e Financiamentos 222.120 194.4382.01.01.01 Encargos de Dívidas 33.453 31.0542.01.01.02 Empréstimos e Financiamentos 188.667 163.3842.01.02 Debêntures 0 02.01.03 Fornecedores 180.231 163.7442.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 160.904 136.1992.01.05 Dividendos a Pagar 2.031 121.9682.01.06 Provisões 0 02.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.01.08 Outros 287.474 218.4282.01.08.01 Folha de Pagamento 674 6382.01.08.02 Entidade de Previdência Privada 21.900 18.9132.01.08.03 Taxas Regulamentares 22.357 21.8102.01.08.04 Participação nos Lucros e Resultados 1.325 1.9352.01.08.05 Obrigações Estimadas 9.732 7.9922.01.08.06 Diferimento de Ganhos Tarifários 104.967 85.2882.01.08.07 Outros 126.519 81.8522.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 498.946 574.1232.02.01 Empréstimos e Financiamentos 179.754 232.7932.02.02 Debêntures 0 02.02.03 Provisões 121.072 109.4802.02.03.01 Provisões para Contingências 121.072 109.4802.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.02.05 Outros 198.120 231.8502.02.05.01 Fornecedores 41.436 61.7402.02.05.02 Entidade de Previdência Privada 128.685 123.5992.02.05.03 Impostos, Taxas e Contribuições 4.494 3.8562.02.05.04 Diferimento de Custos Tarifários 1.192 4.5502.02.05.05 Fundo para Reversão 13.987 13.9872.02.05.06 Outros 8.326 24.1182.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.05 Patrimônio Líquido 581.792 534.4162.05.01 Capital Social Realizado 331.100 331.1002.05.02 Reservas de Capital 193.217 193.2172.05.02.01 Doações e Subvenções para Investimentos 44.122 44.1222.05.02.02 Ágio Incorporação de Soc Controladora 148.682 148.6822.05.02.03 Incentivos Fiscais 413 4132.05.03 Reservas de Reavaliação 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 02.05.04 Reservas de Lucro 10.099 10.0992.05.04.01 Legal 10.099 10.0992.05.04.02 Estatutária 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 02.05.04.06 Especial p/Dividendos Não Distribuídos 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 47.376 0

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01/07/2005 a 01/01/2005 a 01/07/2004 a 01/01/2004 aCódigo Descrição 30/09/2005 30/09/2005 30/09/2004 30/09/20043.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 635.392 1.963.185 506.364 1.842.2703.02 Deduções da Receita Bruta (187.849) (589.047) (190.222) (584.138)3.02.01 ICMS (117.450) (356.359) (111.335) (325.398)3.02.02 PIS (9.249) (29.327) (8.262) (29.996)3.02.03 COFINS (42.642) (134.389) (37.913) (125.703)3.02.04 ISS (46) (104) (70) (123)3.02.05 Reserva Global de Reversão (2.770) (8.305) (2.768) (8.823)3.02.06 Encargos Emergenciais (ECE/EAEE) (15.692) (60.563) (29.874) (94.095)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 447.543 1.374.138 316.142 1.258.1323.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (338.333) (1.025.503) (329.193) (1.060.073)3.04.01 Custo com Energia Elétrica (245.344) (741.209) (261.064) (860.500)3.04.02 Pessoal e Administradores (12.662) (35.182) (12.223) (34.493)3.04.03 Entidade de Previdência Privada (5.861) (17.582) (7.688) (23.066)3.04.04 Material (1.582) (5.417) (1.787) (4.826)3.04.05 Serviços de Terceiros (3.033) (14.996) (5.141) (14.311)3.04.06 Depreciação e Amortização (13.123) (40.637) (13.337) (38.381)3.04.07 Conta de Consumo de Combustível CCC (34.149) (102.938) (17.011) (51.580)3.04.08 Conta de Desenvolvimento Energético CDE (21.068) (63.877) (9.851) (29.828)3.04.09 Outras 78 (194) (307) (651)3.04.10 Custo do Serviço Prestado a Terceiros (1.589) (3.471) (784) (2.437)3.05 Resultado Bruto 109.210 348.635 (13.051) 198.0593.06 Despesas/Receitas Operacionais (29.043) (77.955) (36.080) (110.032)3.06.01 Com Vendas (11.215) (25.097) (11.855) (29.622)3.06.02 Gerais e Administrativas (18.477) (45.317) (18.203) (52.334)3.06.03 Financeiras 3.358 324 (4.484) (23.365)3.06.03.01 Receitas Financeiras 28.119 78.018 21.674 55.8713.06.03.02 Despesas Financeiras (24.761) (77.694) (26.158) (79.236)3.06.03.02.01 Juros sobre o Capital Próprio 0 0 0 (10.896)3.06.03.02.02 Outras Despesas Financeiras (24.761) (77.694) (26.158) (68.340)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais (2.709) (7.865) (1.538) (4.711)3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0 03.07 Resultado Operacional 80.167 270.680 (49.131) 88.0273.08 Resultado Não Operacional (345) 146 (646) (1.532)3.08.01 Receitas 254 1.243 570 1.1273.08.02 Despesas (599) (1.097) (1.216) (2.659)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 79.822 270.826 (49.777) 86.4953.10 Provisão para IR e Contribuição Social (24.682) (88.164) (15.527) (56.936)3.10.01 Imposto de Renda (17.728) (63.210) (12.126) (40.926)3.10.02 Contribuiçao Social (6.954) (24.954) (3.401) (16.010)3.11 IR Diferido (2.355) (4.626) 32.062 24.4713.11.01 Imposto de Renda (2.179) (4.953) 24.121 17.1433.11.02 Contribuição Social (176) 327 7.941 7.3283.12 Participações/Contribuições Estatutárias (5.409) (16.228) (5.409) (16.228)3.12.01 Participações 0 0 0 03.12.02 Contribuições (5.409) (16.228) (5.409) (16.228)3.12.02.01 Item Extraordinário Liq. Tributos (5.409) (16.228) (5.409) (16.228)3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 10.8963.15 Lucro/Prejuízo do Período 47.376 161.808 (38.651) 48.698

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 53.031.259 53.031.259 53.031.259 53.031.259LUCRO POR AÇÃO 0,00089 0,00305 0,00092PREJUÍZO POR AÇÃO (0,00073)

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(1) CONTEXTO OPERACIONAL

A Companhia Piratininga de Força e Luz (“CPFL Piratininga” ou “Sociedade”) é uma sociedade por ações de capitalaberto, de direito privado, que tem por objetivo principal a prestação de serviços públicos de distribuição de energiaelétrica, em qualquer de suas formas, sendo tais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica –“ANEEL”, vinculada ao Ministério de Minas e Energia. Adicionalmente, a Sociedade está autorizada a participar,individual ou consorciadamente, de empreendimentos que visem a outras formas de energia, de tecnologias e de serviços,inclusive exploração de atividades derivadas, direta ou indiretamente, da utilização dos bens, direitos e tecnologias de queé detentora.

A Sociedade detém os direitos de concessão para efetuar a prestação dos serviços públicos de distribuição ecomercialização de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, que se encerra em outubro de 2028, podendo este serprorrogado por igual período. A área de operação da Sociedade compreende 27 municípios do interior e litoral do Estadode São Paulo. Entre os principais estão Santos, Sorocaba e Jundiaí, atendendo a, aproximadamente, 1,2 milhão de clientes(informações não revisadas pelos auditores independentes).

(2) APRESENTAÇÃO DAS INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

As Informações Trimestrais (“ITR’s”) foram elaboradas segundo princípios, práticas e critérios consistentes com aquelesadotados na elaboração das demonstrações financeiras do último exercício social, e devem ser analisadas em conjunto comessas informações. Estas informações trimestrais são apresentadas em milhares de reais e foram elaboradas de acordo comas práticas contábeis adotadas no Brasil, segundo o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica,conforme definidas pela ANEEL, e normas complementares editadas pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”).

Com o objetivo de aprimorar as informações prestadas ao mercado, estão sendo apresentadas, como informaçõessuplementares, as demonstrações dos Fluxos de Caixa para os períodos de nove meses findos em 30 de setembro de 2005e de 2004 (nota 26).

As Demonstrações dos Fluxos de Caixa foram elaboradas de acordo com os critérios estabelecidos pelo “FAS 95 –Statement of Cash Flows”, no que se refere ao formato de apresentação, de modo a adequá-las à apresentação da empresa“holding” do Grupo, CPFL Energia S.A., no contexto do registro das demonstrações financeiras daquela empresa na“Securities and Exchange Commission – SEC”, nos Estados Unidos da América, ocorrido durante 2004. Desta forma, parafins de comparabilidade, foram realizadas certas reclassificações nas Demonstrações dos Fluxos de Caixa para o períodode nove meses findo em 30 de setembro de 2004.

A Sociedade contabilizou para o trimestre e período de nove meses findos em 30 de setembro de 2005, os créditos sobrecustos e despesas operacionais compensados na apuração do PIS e COFINS, líquidos nas respectivas contas de custos edespesas, conforme determinações da Interpretação Técnica do IBRACON nº 1/2004. A demonstração do resultado para otrimestre e período de nove meses findos em 30 de setembro de 2004 foi reclassificada no que tange a esses critérios, a fimde permitir a comparabilidade das informações.

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(3) ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOS

a) Racionamento

No final de 2001, em decorrência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica que vigorou entrejunho de 2001 e fevereiro de 2002, foi celebrado acordo entre os geradores e os distribuidores de energia e o GovernoFederal, denominado “Acordo Geral do Setor Elétrico”, que instituiu, como mecanismo de reposição de perdas incorridaspelas empresas do setor elétrico com esse programa, um reajuste tarifário extraordinário de 2,9% nas tarifas defornecimento de energia elétrica a consumidores residenciais (exceto aqueles considerados como de “baixa renda”), ruraise iluminação pública e de 7,9% para todos os demais consumidores.

O referido reajuste está sendo utilizado para compensação dos ativos regulatórios registrados pela Sociedade referentes àRecomposição Tarifária Extraordinária (RTE) e Energia Livre. O prazo estipulado para realização dos ativos regulatóriosrelacionados à RTE e Energia Livre é de 61 meses, contados a partir de 01 de janeiro de 2002, conforme republicação em1º de junho de 2004 da Resolução Normativa nº 1 – ANEEL, de 12 de janeiro de 2004. Após a recuperação destes ativos,a Parcela “A” será compensada mediante a utilização de mecanismo análogo ao da Recomposição Tarifária Extraordinária– RTE.

Em 30 de setembro e 30 de junho de 2005 a Sociedade possuía uma provisão para perdas na realização da RecomposiçãoTarifária Extraordinária no montante de R$ 14.838, registrada como redutora dos saldos de longo prazo, calculada combase nas projeções de receitas esperadas pela Sociedade, considerando o crescimento de seu mercado, as expectativas deinflação, juros e aspectos regulatórios.

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A movimentação dos referidos saldos para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2005, líquidos da provisãopara perdas contabilizada, é como segue:

b) Revisão e Reajuste Tarifário

Revisão Tarifária de 2003

Através da Resolução Homologatória nº 228, de 18 de outubro de 2005, a ANEEL homologou em caráter definitivo, oresultado da primeira revisão tarifária periódica da CPFL Piratininga de outubro de 2003, com a aprovação da Base deRemuneração Regulatória e da quota de reintegração, nos termos da Resolução 493, de 3 de setembro de 2002, e dos custosoperacionais com base na metodologia da empresa de referência, sendo determinado que as tarifas de fornecimento deenergia elétrica sejam reposicionadas em 9,67%.

A Resolução ANEEL nº 336, de 16 de agosto de 2001, que trata da anuência ao pedido de cisão parcial da BandeiranteEnergia S.A. e a transferência parcial da concessão à CPFL Piratininga, estabeleceu que, na primeira revisão tarifária destasempresas, seria aplicado às tarifas de fornecimento o menor índice de reposicionamento tarifário entre as duasconcessionárias. Como a Bandeirante obteve um índice de 9,67% e a CPFL Piratininga de 11,52% prevaleceu o índice de9,67%.

Adicionalmente foi determinado em 0,8294% o valor definitivo para o componente “Xe” do “Fator X”, o qual reflete osganhos de produtividade, a ser aplicado como redutor dos custos gerenciáveis “Parcela B”, para os reajustes tarifáriosanuais subseqüentes.

Tendo em vista a diferença de receita entre o reposicionamento tarifário provisório de 10,51%, aplicado a partir de 23 deoutubro de 2004 sobre as tarifas de energia elétrica, e o reposicionamento tarifário definitivo de 9,67%, apurou-se umadevolução aos consumidores, no montante de R$ 103.057, na data base de 22 de outubro de 2005, que será compensada apartir de 23 de outubro de 2005 no reajuste tarifário anual homologado pela ANEEL. A Sociedade reconheceu um passivono montante de R$ 99.908 (nota 17) – pró-rata até 30 de setembro de 2005, sendo R$ 28.649 (nota 19) em contrapartidade Receita de Fornecimento de Energia Elétrica, complementarmente ao montante de R$ 71.259, o qual vem sendoreconhecido desde setembro de 2004.

Reajuste Tarifário de 2005

A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 229, de 18 de outubro de 2005, estabeleceu o reajuste tarifário anualda Sociedade, aumentando as tarifas de energia elétrica em um percentual médio de 1,54%, composto como segue: 0,74%relativo ao reajuste tarifário anual e 0,80% relativo aos componentes tarifários externos ao reajuste anual. Entre oscomponentes externos destacam-se a última parcela de 50% do saldo da CVA, apurada no período de outubro de 2002 asetembro de 2003, e a devolução tarifária oriunda da homologação definitiva da Revisão Tarifária de 2003.

Conforme Aditivo do Contrato de Concessão firmado em 01 de setembro de 2005, as despesas de PIS e COFINSefetivamente incorridas pela Concessionária serão inseridas nas contas de fornecimento de energia elétrica, a partir de 23de outubro de 2005, não estando, portanto, incluídas na tarifa acima divulgada.

Adicionalmente, em função das bases constantes da homologação da referida Resolução, a Sociedade reconheceu no ativocirculante o montante de R$ 8.632 (nota 5), referente a reembolso dos seguintes custos: (i) Laudo de Avaliação de Ativosno montante de R$ 1.952, (ii) PIS e COFINS incidentes sobre os efeitos financeiros ao reajuste de outubro de 2004,basicamente sobre a amortização da CVA faturada em 2004, no montante de R$ 3.234, (iii) descontos aplicados na Tarifado Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, faturada em 2004, no valor de R$ 1.486, e (iv) reposição do valor de R$ 1.960,pró-rata até 30 de setembro de 2005, relativo a diferencial da RGR de 2002 deduzido indevidamente pela ANEEL noreajuste tarifário de outubro de 2004.

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Foram considerados neste reajuste tarifário os efeitos da majoração da alíquota do PIS e COFINS a serem repassados paraas Geradoras no montante de R$ 7.607. A Sociedade registrou um passivo (nota 13) em contrapartida na despesa (nota 20),o qual será repassado mensalmente em parcelas no montante de R$ 634, a partir de novembro de 2005. A Sociedadetambém registrou um ativo (nota 5) em contrapartida da receita (nota 19), no mesmo valor da obrigação, o qual seráamortizado em conformidade com o faturamento aos consumidores, a ocorrer a partir de 23 de outubro de 2005.

Os valores constantes no reajuste tarifário referentes ao PIS e COFINS mencionados nos parágrafos acima são provisórios,visto que os critérios de inclusão destes tributos nas tarifas foram objeto de discussão específica em Audiência Pública de20 de julho de 2005 (convocação ANEEL nº 014/2005) e deverá ser assunto de regulamentação definitiva após conclusãodos trabalhos da referida audiência pública, sendo que eventuais diferenças existentes nos valores repassados, deverão sercompensadas futuramente.

c) Diferimento de Custos e Ganhos Tarifários (CVA) e Portarias 116 e 361

Refere-se a mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis incorridos pelasconcessionárias de distribuição de energia elétrica. Esta variação é apurada através da diferença entre os gastosefetivamente incorridos e os gastos estimados no momento da constituição da tarifa nos reajustes tarifários anuais. Sãoconsiderados custos não gerenciáveis as despesas descritas na nota 8.

Através da Portaria Interministerial nº 116, de 4 de abril de 2003, a recuperação do saldo de CVA referente ao período dedoze meses, que antecedeu a revisão tarifária de 2003 ficou adiada por doze meses, e vem sendo compensada nas tarifasde fornecimento nos vinte e quatro meses subseqüentes a partir do reajuste tarifário anual de 2004.

Com a edição da Resolução Normativa nº 153, de 14 de março de 2005, a ANEEL regulamentou os critérios eprocedimentos para cálculo e repasse às tarifas de fornecimento, relativa à CVA de aquisição de energia elétrica, objeto daPortaria Interministerial nº 361, de 26 de novembro de 2004. Em 30 de setembro de 2005, os valores referentes à Portaria361, correspondem a um passivo líquido de R$ 35.558 (R$ 18.037 em 30 de junho de 2005). Encontra-se pendente dehomologação o valor de R$ 14.293 por parte do órgão regulador, estando sujeito a eventuais alterações quando de suahomologação definitiva.

d) Ativo Regulatório decorrente da Majoração de PIS e COFINS

Refere-se à diferença entre o custo com os valores do PIS e da COFINS apurados através da aplicação da legislação atuale aqueles incorporados à tarifa. Embora o reajuste tarifário de 2005 já contemple grande parte destes custos, este assuntodeverá ser motivo de regulamentação definitiva, após a conclusão da audiência pública instalada pela ANEEL em 20 dejulho de 2005. Tendo em vista o caráter provisório dos valores registrados, os mesmos estão sujeitos a eventuais alteraçõesquando de sua homologação definitiva.

e) Subvenção de Baixa Renda

Devido às novas diretrizes e critérios para o enquadramento de unidades consumidoras na subclasse residencial baixa renda,foi verificado um descasamento entre os subsídios previstos e aqueles incorporados às tarifas. Como estas diferençasafetaram as concessionárias de distribuição de energia, ou os seus consumidores finais, a ANEEL estabeleceu umametodologia de cálculo a ser aplicada, de modo a permitir o acerto de contas através de critérios de liquidação previamenteestabelecidos. Estas diferenças foram levantadas em bases mensais e ainda estão sujeitas à fiscalização pelo órgão regulador.

A movimentação dos saldos no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2005 é como segue:

Os saldos em 30 de setembro de 2005 ainda estão pendentes de homologação por parte da ANEEL, exceto pelo valor deR$ 88 referente ao mês de agosto de 2005, já homologado através do Despacho nº 1.384, de 30 de setembro de 2005.

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f) Sobras de Energia dos Leilões de 2005

O Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, obriga as concessionárias de distribuição de energia elétrica a garantir 100%do seu mercado de energia e potência por meio de contratos aprovados, registrados e homologados pela ANEEL. EsteDecreto, nos artigos nºs 28 e 29, também garante os repasses às tarifas das sobras ou faltas de energia elétrica dasconcessionárias de distribuição, limitadas em 3% do requisito de carga.

As sobras líquidas de energia referentes ao período de nove meses findo em 30 de setembro de 2005, foram colocadas adisposição da CCEE para venda de curto prazo, as quais são, conseqüentemente liquidadas ao preço de mercado de curtoprazo, inferior ao preço médio do Leilão.

Esta diferença de preço no custo de energia adquirida através de Leilão em 2005 e vendidas no mercado de curto prazo,resultou em perda financeira de R$ 1.996, contabilizada como despesas pagas antecipadamente na rubrica Sobras deEnergia dos Leilões de 2005. Esta perda deverá ser repassada aos consumidores finais no Reajuste Tarifário de 2006.

(4) DISPONIBILIDADES

As aplicações financeiras correspondem a operações realizadas com Instituições Financeiras, em condições e taxas usuaisde mercado, tendo como base de remuneração a variação do Certificado de Depósito Interbancário.

(5) CONSUMIDORES , CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS

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Os valores referem-se à contabilização da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – “CCEE” (antigo MAE)relativos ao período de setembro de 2000 a setembro de 2005. O saldo a receber em 30 de setembro de 2005, decorrenteda venda de energia, compreende, principalmente: (i) ajustes judiciais, determinados em função de processos movidos poragentes do setor; (ii) registros escriturais provisórios determinados pela CCEE; (iii) estimativas da Sociedade, paraperíodos ainda não disponibilizados pela CCEE; e (iv) valores negociados bilateralmente pendentes de liquidação. A Sociedade entende não haver riscos significativos na realização desses ativos e, conseqüentemente, nenhuma provisãofoi contabilizada.

(6) TRIBUTOS A COMPENSAR

(7) PROVISÃO PARA CRÉDITOS DE LIQUIDAÇÃO DUVIDOSA

A movimentação da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, incluindo parcela para fazer frente a eventuais perdascom parcelamentos de débitos de consumidores (nota 10), compreendida entre o período de 30 de junho e 30 de setembrode 2005 é como segue:

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(8) DIFERIMENTO DE CUSTOS E GANHOS TARIFÁRIOS

(9) CRÉDITOS FISCAIS DIFERIDOS

9.1 - Composição dos créditos de imposto de renda e contribuição social

O benefício fiscal do ágio incorporado é oriundo da incorporação da controladora DRAFT I Participações S.A., e estásendo realizado de forma proporcional a amortização do ágio incorporado que o originou, de acordo com o lucro líquidoprojetado da Sociedade durante o prazo remanescente da concessão. Para o período de nove meses findo em 30 de setembrode 2005, a Sociedade utilizou a taxa anual de 5,777282% para o reconhecimento desta amortização, sendo essa taxadeterminada em projeção aprovada pela ANEEL em 2004 e sujeita à revisão periódica.

A expectativa de recuperação de créditos fiscais diferidos decorrente de despesas temporariamente indedutíveis estábaseada nas projeções de resultado preparadas pela Sociedade. A referida expectativa está sujeita a alterações, uma vez queos resultados finais, quando de sua efetiva realização em períodos subseqüentes, podem diferir daqueles considerados nasprojeções. Conservadoramente, a Sociedade decidiu por manter tais créditos no longo prazo.

Não existem dados disponíveis que apontem a necessidade de alterar as premissas de realização dos créditos fiscais,aprovadas pelo Conselho de Administração ao final de 2004.

9.2 - Diferenças temporárias indedutíveis

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9.3 - Reconciliação dos montantes de imposto de renda e contribuição social registrados nos resultados dos períodosde nove meses findos em 30 de setembro de 2005 e 2004

(10) OUTROS CRÉDITOS

(11) IMOBILIZADO

A taxa de depreciação média dos ativos é de aproximadamente 4,6% a.a.

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(12) ENCARGOS DE DÍVIDAS, EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

BNDES - FINEM – Compreende contrato de abertura de crédito, mediante repasse de empréstimo contratado junto aoBNDES no valor total de R$ 89.382, do qual já foram liberados à Sociedade os montantes de R$ 33.568, R$ 8.876 e R$ 11.306, respectivamente em março, junho e agosto de 2005. O saldo remanescente terá liberações até dezembro de2006. Os juros serão pagos trimestralmente, de 15 de abril de 2005 a 15 de janeiro de 2007 e mensalmente a partir de 15 de fevereiro de 2007.

Este contrato está sujeito a certas condições restritivas, as quais estão sendo plenamente atendidas, contemplando cláusulasque requerem da Sociedade a manutenção de determinados índices financeiros em parâmetros pré-estabelecidos e sãoresumidas como segue:

• Realizar pagamento de Dividendos e de Juros sobre o Capital Próprio, cujo somatório exceda o dividendo mínimoobrigatório previsto em lei, somente após a comprovação do BNDES e do banco líder da operação (UNIBANCO) deatendimento integral às obrigações restritivas estabelecidas no contrato;

• Endividamento financeiro líquido dividido pelo EBITDA – valor máximo 3,0 em 2005; e de 2006 a 2010 valor máximo 2,5;

• Endividamento financeiro líquido dividido pela soma do endividamento financeiro líquido e o Patrimônio Líquido –valor máximo 0,60 em 2005 e 2006; e de 2007 a 2010 valor máximo 0,55.

A Sociedade encontra-se integralmente adimplente em relação ao atendimento de cláusulas restritivas relacionadas aoscontratos de empréstimos e financiamentos mantidos junto a instituições financeiras.

(13) FORNECEDORES

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(14) IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES

Os valores registrados no longo prazo referem-se basicamente aos impostos diferidos incidentes sobre os seguintes ativos: i) Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE, ii) Ativo Regulatório referente a PIS e COFINS, e iii) Efeitos da Revisão eReajuste Tarifário 2005, os quais são considerados devidos pela Sociedade na medida da realização do valor do ativo principal.

(15) ENTIDADE DE PREVIDÊNCIA PRIVADA

A Piratininga, no contexto do processo de cisão da Bandeirante Energia S.A. (empresa predecessora da Sociedade), assumiua responsabilidade pelas obrigações atuariais correspondentes aos empregados aposentados naquela empresa até a data daefetivação da cisão, assim como pelas obrigações correspondentes aos empregados ativos transferidos para a Sociedade.

Em 02 de abril de 1998 a Secretaria de Previdência Complementar – SPC, aprovou a reestruturação do planoprevidenciário mantido anteriormente pela Bandeirante, dando origem a um “Plano de Benefícios SuplementarProporcional Saldado – BSPS”, e um “Plano de Benefícios Misto”.

Deliberação CVM nº 371 - Contabilização dos Planos de Pensão

De acordo com a Deliberação CVM nº 371, de 13 de dezembro de 2000, a Sociedade optou por registrar no resultado osefeitos do reconhecimento inicial dos benefícios pós-emprego sobre os quais é responsável, como um item extraordinário,líquido dos efeitos dos impostos, pelo período de cinco anos, iniciando-se no exercício de 2002.

As movimentações ocorridas no passivo atuarial líquido são as seguintes:

333

(16) PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIAS

As provisões para contingências foram constituídas com base em avaliação dos riscos de perdas em processos em que aSociedade é parte, cuja probabilidade de perda é provável na opinião dos assessores legais e da Administração daSociedade.

Perdas Possíveis – A Sociedade é parte em outros processos nos quais a Administração, suportada por seus consultoresjurídicos, acredita que as chances de êxito são possíveis e, desta forma, não registrou provisão para perdas sobre essesmontantes. Estas questões não apresentam, ainda, tendência nas decisões por parte dos tribunais ou qualquer outra decisãode processos similares consideradas como prováveis ou remotas. As reclamações relacionadas a perdas possíveis em 30 de setembro de 2005 estavam assim representadas: i) processos trabalhistas no montante de R$ 84.571 e ii) processoscíveis, principalmente referentes a danos pessoais, no montante de R$ 18.821.

A Administração da Sociedade, baseada na opinião de seus assessores legais, entende não haver riscos contingentessignificativos que não estejam cobertos por provisões em suas demonstrações financeiras ou que possam resultar emimpacto significativo sobre os resultados futuros.


Encargos de Capacidade Emergencial – ECE - A partir de 20 de julho de 2005, os consumidores do Sistema InterligadoNacional começaram a pagar 41% a menos no valor do Encargo de Capacidade Emergencial (ECE) cobrado nas faturas deenergia elétrica. Conforme aprovado pela ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 154, de 18 de julho de 2005, oencargo passou de R$ 0,0060 por quilowatt-hora (kWh) para R$ 0,0035/kWh.

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(18) PATRIMÔNIO LÍQUIDO

A participação dos acionistas no Patrimônio da Sociedade em 30 de setembro de 2005 está assim distribuída:

Distribuição de Dividendos

Em conformidade com a legislação societária e o Estatuto Social, a Administração da Sociedade propôs a distribuição dosaldo remanescente dos lucros acumulados ao final de 31 de dezembro de 2004, no valor de R$ 6.147, e também do lucrolíquido apurado na data-base de 30 de junho de 2005, no valor de R$ 114.432, sob a forma de dividendo intermediário, aser imputado ao dividendo do exercício de 2005, sendo atribuídas, por lote de mil ações, as seguintes importâncias:

No trimestre, a Sociedade efetuou pagamento no montante de R$ 119.937 referente aos dividendos descritos anteriormente.

(19) RECEITA BRUTA DE VENDAS E/OU SERVIÇOS

Ajuste do Valor Homologado de Energia Livre – Em junho de 2004 a ANEEL retificou o montante relacionado àstransações de energia livre no MAE (atual CCEE). Valor similar foi registrado no Custo com Energia Elétrica (nota 20).

Revisão Tarifária – O montante registrado no 3º trimestre de 2004 corresponde aos ajustes efetuados visando refletir osefeitos ocasionados pela alteração da revisão tarifária provisória de 2003, conforme Resolução Homologatória da ANEEL,sendo: i) reversão da constituição de ativo referente ao diferencial de 18,08% para 14,68%, no valor de R$ 53.042, ii) constituição de uma provisão relacionada à diferença negativa do percentual de 14,68% para 10,51%, no valor de R$ 64.100 (vide descrição referente aos ajustes registrados em 2005 na nota 3).

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(*) Informações não revisadas pelos auditores independentes.(**) Referem-se a consumidores ativos (consumidores conectados à rede de distribuição)

(20) CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA

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(*) Informação não revisada pelos auditores independentes.

(21) DESPESAS OPERACIONAIS

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(22) RECEITAS E DESPESAS FINANCEIRAS

(23) INSTRUMENTOS FINANCEIROS E RISCOS OPERACIONAIS

23.1 – Considerações sobre Riscos

Os negócios da Sociedade compreendem principalmente o fornecimento de energia a consumidores finais, comoconcessionária de serviços públicos, cujas atividades e tarifas são reguladas pela ANEEL.

Os principais fatores de risco de mercado que afetam seus negócios estão ligados basicamente aos riscos de flutuação dastaxas de câmbio e juros, crédito, escassez de energia e aceleração de suas dívidas. A Sociedade gerencia estes riscos demodo a poder minimizá-los através do mecanismo de compensação (“CVA”), da adoção de políticas de cobrança, obtençãode garantias e de corte de fornecimento para consumidores inadimplentes e monitoramento de obrigações contratuais.

23.2 – Valorização dos Instrumentos Financeiros


Em 30 de setembro de 2005, os principais instrumentos financeiros ativos e passivos da Sociedade estão assim valorizados:

• Disponibilidades – com os valores de mercado próximos aos valores demonstrados nos balanços patrimoniais;

• Ativos e Passivos Regulatórios – os valores estão registrados conforme critérios definidos pela ANEEL;

• Empréstimos e Financiamentos – a estimativa do valor de mercado foi elaborada com base em modelos de desconto defluxos futuros a valor presente, comparação com transações semelhantes contratadas em datas próximas aoencerramento do trimestre e comparações com parâmetros médios de mercado. Com relação aos empréstimosvinculados aos ativos regulatórios, a Sociedade assumiu que o valor de mercado é representado pelo respectivo valorcontábil, tendo em vista as suas características exclusivas.

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Os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos, comparados aos valores de captação de mercado em 30 desetembro e 30 de junho de 2005, são como segue:

(24) FATO RELEVANTE

24.1 – Repasse de Potência de Itaipu Binacional

A ANEEL, autorizada pela Portaria n° 338 de 29 de setembro de 2005 do Ministério da Fazenda, estabeleceu, através daResolução Homologatória nº 210 de 3 de outubro de 2005 o reajuste da tarifa de repasse de potência de Itaipu Binacionalem 12,10%, a vigorar no período de 1º de outubro de 2005 a 31 de dezembro de 2006.

Esta variação de preço não implicará em ônus à Sociedade, em função do mecanismo de compensação das variaçõesocorridas nos custos não gerenciáveis, sendo que tal variação de preço deverá compor o saldo da Conta de Compensaçãode Variação de Valores de Itens da Parcela “A” – (“CVA”), e será repassada às tarifas de energia elétrica no próximoreajuste tarifário da Sociedade.

24.2 – Transferência da Participação Acionária

Através da Resolução Autorizativa nº 305 de 5 de setembro de 2005, a ANEEL anuiu a transferência do controle acionário detidopela CPFL Paulista na Sociedade para a holding CPFL Energia S.A., cuja implementação deverá ocorrer até 14 de abril de 2006.

A Sociedade e seu novo controlador direto, CPFL Energia S.A., deverão firmar os respectivos termos aditivos aos contratosde concessão de distribuição, no prazo máximo de 30 dias, contados a partir da convocação formal pela ANEEL.

(25) EVENTOS SUBSEQUENTES

25.1 – Incorporação de Ações da CPFL Piratininga e CPFL Paulista

Em Assembléia Geral de Acionistas, convocada para o dia 22 de novembro de 2005, será deliberada a proposta dereorganização societária contemplando a incorporação das ações detidas pelos acionistas minoritários da CPFL Piratiningapela CPFL Paulista e, subseqüentemente a incorporação das ações detidas pelos acionistas minoritários da CPFL Paulistapela CPFL Energia.

Essa reorganização implicará na transferência da totalidade das ações ordinárias e preferenciais dos acionistas nãocontroladores diretos da CPFL Piratininga ao patrimônio da CPFL Paulista, resultando em um aumento de capital na CPFLPaulista de R$ 55.407.328,41, mediante a emissão de 58.745.376 ações ordinárias e 168.047.235 ações preferenciais classe“A”, todas escriturais e sem valor nominal; e na subseqüente transferência da totalidade das ações dos acionistas nãocontroladores diretos da CPFL Paulista ao patrimônio da holding CPFL Energia, resultando em um aumento de capital naCPFL Energia de R$ 468.201.127,47, mediante a emissão de 18.862.417 ações ordinárias escriturais e sem valor nominal.

Os atuais acionistas da CPFL Piratininga receberão: (i) 1 (uma) ação ordinária da CPFL Paulista para cada lote de6,053721422 ações ordinárias da CPFL Piratininga; e (ii) 1 (uma) ação preferencial classe “A” da CPFL Paulista para cadalote de 6,053721422 ações preferenciais da CPFL Piratininga.

Na seqüência, os acionistas da CPFL Paulista, inclusive os novos acionistas advindos da incorporação das ações da CPFLPiratininga, receberão 1 (uma) ação ordinária da CPFL Energia para cada lote de 101,600724349 ações ordinárias oupreferenciais das classes “A”, “B” ou “C”, por eles detidas na CPFL Paulista.

As relações de troca estabelecidas acima foram determinadas com base em laudos a valor de mercado, através do método defluxo de caixa descontado a valor presente das três empresas, preparados por instituição financeira independente e especializada.

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25.2 – Leilão de Compra e Venda de Energia (Informação não revisada pelos Auditores Independentes)

A Sociedade como concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica, participou em 11 de outubro de2005 dos 3º e 4º leilões de energia elétrica na qualidade de compradora de energia e adquiriu através de contratos comperíodo de suprimento de 3 anos com início em 2006 e 8 anos com início em 2009. A tabela abaixo demonstra os valoresacumulados de energia e preço médio de compra dos referidos contratos para os anos de 2005 a 2009, compreendendotambém as compras havidas nos leilões de dezembro de 2004 e abril de 2005:

As empresas fornecedoras de energia nos leilões são: CDSA, CEB, CEEE, CELPA, CEMIG GERAÇÃO, CESP, CGTEE,CHESF, COPEL GERAÇÃO, DUKE PARANAPANEMA, ELETRONORTE, EMAE, ENERGEST, FURNAS, LIGHT,TRACTEBEL e TRACTEBEL COMERCIALIZADORA.

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(26) FLUXO DE CAIXA

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05.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO DA COMPANHIA NO TRIMESTRE

Análise de Resultados

Receita Bruta

A Receita Operacional Bruta registrada no trimestre foi de R$ 635.392 mil. O valor é 25,5% superior à receita apresentadano mesmo período do exercício anterior.

Os principais fatores que contribuíram para este acréscimo foram o reajuste tarifário de 2004 e os reflexos das alterações dasrevisões tarifárias de 2003 ocorridas em 2004 e 2005, compensados parcialmente pela redução das quantidades vendidas.

• Reajuste Tarifário 2004

A partir de 23 de outubro de 2004 a ANEEL estabeleceu, provisoriamente, o reajuste tarifário anual da CPFL Piratiningaem 14,68%.

• Revisão Tarifária 2003

Como resultado da homologação definitiva da revisão tarifária de 2003, conforme comentado na nota 3 das ITR’s, aSociedade reconheceu no trimestre atual uma redução na Receita Operacional no montante de R$ 28.649 mil. No trimestre do exercício anterior os ajustes relativos a homologação provisória da ANEEL, naquele exercício, darevisão tarifária de 2003 totalizaram R$ 117.142 mil como redução na Receita Operacional.

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• Quantidade de Energia Vendida

Apesar da redução na quantidade de energia vendida (11,1%), devido basicamente à migração de clientes até entãocativos para o mercado livre, verificamos um aumento no consumo em todas as outras classes de consumidores, emespecial nas classes residencial e comercial, com crescimento de 6,5% e 4,1%, respectivamente.

A saída destes consumidores industriais, aliado ao aumento de consumo médio das demais classes, contribuiu para oaumento na tarifa média, em função do aumento na quantidade de energia vendida para clientes sujeitos a tarifas maiselevadas, em contrapartida à queda na quantidade de energia vendida a clientes sujeitos a menores tarifas.

Os efeitos da migração de consumidores livres e a conseqüente redução na quantidade de energia vendida sãocompensados pela receita obtida através da disponibilidade da rede elétrica (TUSD). Como estes consumidorescontinuam interligados ao sistema de distribuição da concessionária de sua região, eles são faturados pelo uso da redede distribuição. O total faturado neste trimestre, a título de receita pela disponibilidade da rede elétrica, foi de R$ 60.607 mil, representando um crescimento de R$ 34.605 mil aos valores faturados no mesmo período de 2004.


A significativa variação da receita operacional não ocorre nas deduções já que a grande oscilação deve-se aos efeitos dasalterações da revisão tarifária de 2003, os quais já estão líquidos do ICMS.


Neste trimestre o Custo do Serviço de Energia Elétrica foi de R$ 245.344 mil, apresentando um decréscimo de 6,0%, emcomparação ao trimestre do exercício anterior.

O principal fator que justifica esta redução é a queda na quantidade de energia adquirida, da ordem de 12,9%, em funçãoda redução das vendas efetuadas no período. Este efeito foi compensado em grande parte pelo aumento nos custos deenergia adquirida em função do repasse dos custos de geração.


As despesas operacionais gerenciáveis representadas pelos custos com pessoal, material, serviço de terceiros e outrosatingiram o montante de R$ 49.802 mil. Neste trimestre houve uma redução de R$ 747 mil em comparação com oterceiro trimestre de 2004, que totalizou R$ 50.549 mil, motivado principalmente pela redução dos gastos com serviçoscontratados.

As despesas com a CCC e CDE foram de R$ 55.217 mil, apresentando no trimestre um crescimento de 105,6% quandocomparado ao mesmo período de 2004, motivados pelo reajuste das tarifas aplicadas e, principalmente, pela amortizaçãoem 2005 da CVA, diferida em 2004. Cabe lembrar que as variações desses custos são integralmente cobertas pelas tarifasde energia elétrica.

As despesas com entidade de previdência privada (Fundação CESP), registradas neste trimestre, apresentaram umdecréscimo de 23,8% em comparação com o montante registrado no mesmo período do exercício anterior. A redução deve-se à revisão nas premissas relacionadas com a tábua biométrica de mortalidade e taxa de rendimento esperado sobre osativos do plano, consideradas no cálculo atuarial.


O resultado financeiro líquido neste trimestre é representado por uma receita da ordem de R$ 3.358 mil sendo que no igualperíodo do exercício anterior apresentava uma despesa de R$ 4.484 mil. O aumento de R$ 7.842 mil na receita do trimestreé decorrente principalmente pela melhoria na geração de caixa da empresa e conseqüente aumento de receita financeira eredução dos custos financeiros relacionados aos empréstimos de mútuo de curto prazo.

Lucro Líquido e EBITDA

Com base nos fatores expostos acima, o lucro apurado neste trimestre, após os efeitos do imposto de renda e contribuiçãosocial foi de R$ 47.376 mil, totalizando um aumento de R$ 86.027 mil, em relação ao prejuízo verificado no mesmoperíodo de 2004.

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O EBITDA (Lucro Líquido do Trimestre, excluindo os efeitos da entidade de previdência privada, depreciação,amortização, resultado financeiro, contribuição social, imposto de renda e item extraordinário) para o terceiro trimestre de2005 foi de R$ 96.835 mil, sendo 521,4% maior que o EBITDA apurado para o mesmo período de 2004.

Os principais fatores que contribuíram para o crescimento do EBITDA foram o aumento do consumo médio, os efeitos darevisão tarifária de 2003, a maior margem bruta e a redução das despesas operacionais.

17.01 - RELATÓRIO DA REVISÃO ESPECIAL - SEM RESSALVA

Aos Acionistas e Administradores da Companhia Piratininga de Força e Luz Campinas - SP

1. Efetuamos uma revisão especial das Informações Trimestrais – ITR’s da Companhia Piratininga de Força e Luz,referentes ao trimestre e ao período de nove meses findos em 30 de setembro de 2005, elaboradas sob aresponsabilidade de sua Administração e de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, compreendendo obalanço patrimonial, a respectiva demonstração do resultado e o relatório de desempenho.

2. Nossa revisão foi efetuada de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON - Instituto dosAuditores Independentes do Brasil, em conjunto com o Conselho Federal de Contabilidade, e consistiu,principalmente, de: (a) indagação e discussão com os administradores responsáveis pelas áreas contábil, financeira eoperacional da Companhia, quanto aos critérios adotados na elaboração das Informações Trimestrais; e (b) revisão dasinformações e dos eventos subseqüentes que tenham ou possam vir a ter efeitos relevantes sobre a situação financeirae nas operações da Companhia.

3. Baseados em nossa revisão especial, não temos conhecimento de qualquer modificação relevante que deva ser feitanas Informações Trimestrais referidas no parágrafo 1 para que estas estejam de acordo com as práticas contábeisadotadas no Brasil, aplicadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários,especificamente aplicáveis à divulgação das Informações Trimestrais obrigatórias.

4. O balanço patrimonial em 30 de junho de 2005, apresentado para fins comparativos, foi por nós revisado, e nossorelatório de revisão especial, emitido em 26 de julho de 2005, conteve parágrafo de ênfase relativo ao registro pelaCompanhia do percentual relativo ao fato da revisão tarifária periódica de 2003 e ao reajuste tarifário de 2004 daCompanhia Piratininga de Força e Luz, que se encontravam pendentes de homologação pela ANEEL naquela data, osquais foram homologados em outubro de 2005 conforme comentado na Nota Explicativa 3 – item (b) às InformaçõesTrimestrais. A demonstração do resultado para o trimestre e para o período de nove meses findos em 30 de setembrode 2004 apresentada para fins comparativos, foi por nós revisada e nosso relatório de revisão especial, emitido em 27 de outubro de 2004, incluiu parágrafos de ênfases relativos ao fato da revisão tarifária periódica de 2003 e aoreajuste tarifário de 2004 da Companhia Piratininga de Força e Luz, que se encontravam pendentes de homologaçãopela ANEEL naquela data, os quais foram definitivamente homologados em outubro de 2005, conforme comentadona Nota Explicativa 3 – item (b) às Informações Trimestrais e parágrafo de ênfase relativo às transações realizadas noâmbito do antigo Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, cujos montantes poderiam estar sujeitos àmodificação em função de ações judiciais que se encontravam em discussão à época. A situação atual destastransações encontra-se descrita na Nota Explicativa 5 às Informações Trimestrais.

Campinas, 24 de outubro de 2005

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU José Carlos AmadiAuditores Independentes Contador CRC nº 2 SP 011609/O-8 CRC nº 1 SP 158025/O-0


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Reapresentação Espontânea



1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01927-5 COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ 04.172.213/0001-51 35.300.182.383

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRod. Campinas Mogi Mirim, Km 2,5 Parte Jardim Santana 13088-900 São Paulo SP6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex19 3756-8832 3756-8033 – –11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail19 3756-8392 – – [email protected]


1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoJosé Antonio de Almeida Filippo Rod. Campinas Mogi Mirim, Km 2,5 Jardim Santana4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone13088-900 Campinas SP 019 3756-8832 – –11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail – 19 3756-8392 – – [email protected]




Número de Ações (Mil) 1 - Trimestre Atual 30/09/2004 2 - Trimestre Anterior 30/06/2004 3 - Igual Trimestre Ex. Anterior 30/09/2003Do Capital Integralizado

1 - Ordinárias 29.498.491 29.498.491 29.498.4912 - Preferenciais 23.532.768 23.532.768 23.532.7683 - Total 53.031.259 353.031.259 53.031.259



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 AuditoresPrestação de Serviço Público de Energia Elétrica Não Apresentado Sem Ressalva




1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação 01 AGO/E 30/04/2004 Dividendo 21/05/2004 ON 0,001422282002 AGO/E 30/04/2004 Dividendo 21/05/2004 PN 0,001564510003 AGO/E 30/04/2004 Juros Sobre Capital Próprio 21/05/2004 ON 0,000444293004 AGO/E 30/04/2004 Juros Sobre Capital Próprio 21/05/2004 PN 0,000488723005 RCA 28/07/2004 Dividendo 04/08/2004 ON 0,001290141006 RCA 28/07/2004 Dividendo 04/08/2004 PN 0,001419155007 RCA 28/07/2004 Juros Sobre Capital Próprio 04/08/2004 ON 0,000196727008 RCA 28/07/2004 Juros Sobre Capital Próprio 04/08/2004 PN 0,0002164000


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)



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1 Ativo Total 1.648.620 1.685.746



1.01.02 Créditos 591.692 564.964

1.01.02.01 Consumidores e Concessionárias 399.241 439.833



1.01.02.04 Provisão Créditos Liquidação Duvidosa (6.142) (4.568)


1.01.02.06 Despesas Pagas Antecipadamente 16 128

1.01.03 Estoques 981 899

1.01.04 Outros 18.574 14.316



1.02.01.01 Consumidores e Concessionárias 141.132 163.809


1.02.01.03 Créditos Fiscais Diferidos 31.346 27.716







1.02.03 Outros 665 1.051

1.03 Ativo Permanente 605.155 605.327

1.03.01 Investimentos 1.156 1.156


1.03.01.02 Participações em Controladas 0 0


1.03.02 Imobilizado 603.555 596.539

1.03.02.01 Imobilizado 729.408 720.398

1.03.02.02 (-) Obrig Esp. Vinculadas à Concessão (125.853) (123.859)

1.03.03 Diferido 444 7.632

349


Código Descrição 30/09/2004 30/06/20042 Passivo Total 1.648.620 1.685.7462.01 Passivo Circulante 665.573 665.3592.01.01 Empréstimos e Financiamentos 166.425 120.4302.01.01.01 Encargos de Dívidas 16.235 11.7332.01.01.02 Empréstimos e Financiamentos 150.190 108.6972.01.02 Debêntures 0 02.01.03 Fornecedores 184.973 166.4302.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 139.078 107.4192.01.05 Dividendos a Pagar 6.434 81.5892.01.06 Provisões 0 4492.01.06.01 Provisões para Contingências 0 4492.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 25.000 57.8662.01.08 Outros 143.663 131.1762.01.08.01 Folha de Pagamento 573 6402.01.08.02 Entidade de Previdência Privada 18.690 18.5982.01.08.03 Taxas Regulamentares 20.120 17.7762.01.08.04 Participação nos Lucros e Resultados 1.185 1.3902.01.08.05 Obrigações Estimadas 8.631 7.1152.01.08.06 Diferimento de Ganhos Tarifários 58.542 52.1782.01.08.07 Outros 35.922 33.4792.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 786.208 784.8972.02.01 Empréstimos e Financiamentos 300.345 293.6192.02.02 Debêntures 0 02.02.03 Provisões 82.662 129.9712.02.03.01 Provisões para Contingências 69.939 84.8932.02.03.02 Impostos, Taxas e Contribuições 12.723 45.0782.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 140.379 140.3792.02.04.01 Adiantamento p/Futuro Aumento de Capital 140.379 140.3792.02.05 Outros 262.822 220.9282.02.05.01 Fornecedores 68.882 101.7092.02.05.02 Entidade de Previdência Privada 97.276 86.2502.02.05.03 Diferimento de Custos Tarifários 16.022 18.9822.02.05.04 Fundo para Reversão 13.987 13.9872.02.05.05 Outros 66.655 02.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.05 Patrimônio Líquido 196.839 235.4902.05.01 Capital Social Realizado 180.514 180.5142.05.02 Reservas de Capital 44.535 44.5352.05.02.01 Doações e Subvenções para Investimentos 44.122 44.1222.05.02.02 Incentivos Fiscais 413 4132.05.03 Reservas de Reavaliação 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 02.05.04 Reservas de Lucro 5.441 5.4412.05.04.01 Legal 5.441 5.4412.05.04.02 Estatutária 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 02.05.04.06 Especial p/Dividendos Não Distribuídos 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados (33.651) 5.000

350


01/07/2004 a 01/01/2004 a 01/07/2003 a 01/01/2003 aCódigo Descrição 30/09/2004 30/09/2004 30/09/2003 30/09/20033.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 506.364 1.842.270 541.550 1.633.2843.02 Deduções da Receita Bruta (159.016) (490.346) (130.406) (409.468)3.02.01 ICMS (111.335) (325.398) (93.347) (286.564)3.02.02 PIS (2.686) (11.682) (1.839) (8.467)3.02.03 COFINS (12.283) (50.225) (14.514) (46.158)3.02.04 Quota p/ Reserva Global de Reversão (2.768) (8.823) 827 (7.507)3.02.05 Outras (29.944) (94.218) (21.533) (60.772)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 347.348 1.351.924 411.144 1.223.8163.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (360.229) (1.152.895) (349.767) (1.046.521)3.04.01 Energia Comprada para Revenda (238.797) (794.236) (257.833) (769.550)3.04.02 Enc. de Uso do Sist. de Transm. e Distrib. (48.981) (145.742) (36.196) (108.421)3.04.03 Pessoal e Administradores (12.452) (35.288) (9.854) (34.645)3.04.04 Entidade de Previdência Privada (7.688) (23.066) (7.333) (22.165)3.04.05 Material (2.241) (6.749) (844) (2.400)3.04.06 Serviços de Terceiros (6.208) (16.740) (5.642) (12.705)3.04.07 Depreciações e Amortizações (13.776) (41.014) (13.290) (39.745)3.04.08 Cota Consumo de Combustível - CCC (29.599) (88.878) (18.619) (55.972)3.04.09 Outras (487) (1.182) (156) (918)3.05 Resultado Bruto (12.881) 199.029 61.377 177.2953.06 Despesas/Receitas Operacionais (36.250) (111.002) (19.582) (75.171)3.06.01 Com Vendas (11.952) (29.865) (11.017) (29.355)3.06.02 Gerais e Administrativas (18.125) (51.954) (14.418) (41.905)3.06.03 Financeiras (4.635) (24.472) 7.171 (44)3.06.03.01 Receitas Financeiras 22.137 58.131 36.482 98.4803.06.03.02 Despesas Financeiras (26.772) (82.603) (29.311) (98.524)3.06.03.02.01 Juros sobre o Capital Próprio 0 (10.896) 0 03.06.03.02.02 Outros (26.772) (71.707) (29.311) (98.524)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais (1.538) (4.711) (1.318) (3.867)3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0 03.07 Resultado Operacional (49.131) 88.027 41.795 102.1243.08 Resultado Não Operacional (646) (1.532) 2.956 2.7353.08.01 Receitas 570 1.127 3.109 3.9203.08.02 Despesas (1.216) (2.659) (153) (1.185)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações (49.777) 86.495 44.751 104.8593.10 Provisão para IR e Contribuição Social (13.578) (56.936) (1.849) (22.240)3.10.01 Imposto de Renda (10.176) (40.925) (2.923) (18.031)3.10.02 Contribuiçao Social (3.402) (16.011) 1.074 (4.209)3.11 IR Diferido 30.113 24.471 (17.329) (20.744)3.11.01 Imposto de Renda 22.172 17.143 (10.847) (13.445)3.11.02 Contribuição Social 7.941 7.328 (6.482) (7.299)3.12 Participações/Contribuições Estatutárias (5.409) (16.228) (5.409) (16.228)3.12.01 Participações 0 0 0 03.12.02 Contribuições (5.409) (16.228) (5.409) (16.228)3.12.02.01 Item Extraordinário Liq Tributos (5.409) (16.228) (5.409) (16.228)3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 10.896 0 03.15 Lucro/Prejuízo do Período (38.651) 48.698 20.164 45.647

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 53.031.259 53.031.259 53.031.259 53.031.259LUCRO POR AÇÃO 0,00092 0,00038 0,00086PREJUÍZO POR AÇÃO (0,00073)

351


1 – Contexto Operacional

A Companhia Piratininga de Força e Luz (“Piratininga” ou “Sociedade”) é uma sociedade por ações de capital aberto, dedireito privado, que tem por objetivo principal a prestação de serviços públicos de distribuição e comercialização deenergia elétrica, em qualquer de suas formas, sendo tais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de EnergiaElétrica – ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia. Adicionalmente, a Sociedade está autorizada a participar,individual ou consorciadamente, de empreendimentos que visem a outras formas de energia, de tecnologias e de serviços,inclusive exploração de atividades derivadas, direta ou indiretamente, da utilização dos bens, direitos e tecnologias de queé detentora, bem como participar do capital de outras sociedades.

2 – Apresentação das Informações Trimestrais

As informações trimestrais estão apresentadas em milhares de reais e foram elaboradas de acordo com as práticas contábeisadotadas no Brasil, normas complementares editadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e pela Comissãode Valores Mobiliários - CVM.

Estas ITRs foram elaboradas segundo princípios, práticas e critérios consistentes com aqueles adotados na elaboração dasdemonstrações financeiras do último exercício social e devem ser analisadas em conjunto com essas demonstrações.

Com o objetivo de aprimorar as informações prestadas ao mercado, está sendo apresentada, como informação suplementar,a Demonstração do Fluxo de Caixa (nota 26).

3 – Ativos e Passivos Regulatórios

a) Racionamento:

Entre junho de 2001 e fevereiro de 2002 vigorou o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica.No final de 2001 foi celebrado um acordo entre os geradores e os distribuidores de energia e o Governo Federal,denominado “Acordo Geral do Setor Elétrico”, que instituiu a Recomposição Tarifária Extraordinária como mecanismo dereposição de perdas incorridas pelas empresas do setor elétrico com o Programa de Racionamento. A referidaRecomposição Tarifária Extraordinária está sendo utilizada para compensação dos seguintes ativos registrados pelaSociedade: Recomposição Tarifária Extraordinária (Perda de Receita), Energia Livre e Parcela “A”.

O prazo estipulado para realização dos ativos regulatórios relacionados à RTE e Energia Livre é de 61 meses, contados apartir de 01 de janeiro de 2002, conforme republicação da Resolução Normativa nº 1, de 12 de janeiro de 2004 – ANEEL.Após a recuperação destes ativos, também através do mecanismo de Recomposição Tarifária Extraordinária, dar-se-á arealização dos valores relacionados à Parcela “A”.

Periodicamente são preparadas projeções de resultados da Sociedade considerando o crescimento do seu mercado, as expectativasde inflação, juros e aspectos regulatórios. A Administração baseia-se nesses estudos para determinação da classificação dessesativos entre o curto e longo prazo e da necessidade de provisão para perdas caso haja risco na sua realização. Até 30 de setembrode 2004, a Administração não identificou a necessidade de constituição de provisão para os valores registrados.

Os valores relacionados aos efeitos do racionamento de energia elétrica, bem como suas respectivas movimentações,ocorridas até 30 de setembro de 2004, estão apresentados no quadro a seguir:

352

b) Diferencial de Reajuste Tarifário:

Em outubro de 2003, através da Resolução nº 565, a ANEEL determinou que o reajuste tarifário para a CPFL Piratiningaseria de 18,08%. Para manter o princípio da modicidade tarifária e a condição de equilíbrio econômico financeiro docontrato de concessão, o aumento autorizado na tarifa foi de 14,68%. A diferença entre estes percentuais estava sendoprovisionada desde 2003, conforme orientado pelo Oficio Circular nº 267/2004–SFF/ANEEL, sendo que sua recuperaçãoestava prevista para os próximos três reajustes tarifários anuais. Entretanto, em 18 de outubro de 2004, através daResolução Homologatória nº 245, a ANEEL alterou em caráter provisório o referido reajuste tarifário para um percentualde 10,51%. A diferença de receita entre o reposicionamento tarifário de 2003 que foi de 14,68% e o percentual de 10,51%,será compensada financeiramente no reajuste tarifário de outubro de 2005.

Dessa forma, a Sociedade realizou neste 3º trimestre os devidos ajustes para refletir o novo percentual definido. Os efeitosdestes ajustes foram: (i) reversão da constituição de ativo referente ao diferencial de 18,08% para os 14,68% contabilizadosna rubrica de consumidores no valor de R$ 74.765, (ii) constituição de uma provisão relacionada à diferença negativa entreo percentual de 14,68% para o percentual de 10,51% no valor de R$ 64.100, totalizando o montante de R$ 138.865 (Vide notas 5 e 17).

Estes ajustes resultaram no estorno de receitas reconhecidas no período de nove meses e no trimestre findos em 30 desetembro de 2004, na baixa do ativo regulatório reconhecido até 31 de dezembro de 2003 e em provisão para valoresfaturados desde outubro de 2003, como segue:

Período Trimestre acumulado em findo em

30/09/04 30/09/04Estorno do ativo regulatório reconhecido até 31/12/03 13.798 13.798Estorno do ativo regulatório constituído durante o primeiro semestre de 2004 - 39.244Constituição de provisão sobre faturamentos ocorridos até 30/09/04 64.100 64.100

77.898 117.142

c) Compensação dos Itens da Parcela “A” (CVA) e Portaria 116

Refere-se a mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis incorridas pelasconcessionárias de distribuição de energia elétrica. A realização destes valores dar-se-á a partir dos reajustes tarifáriosanuais subseqüentes.

Através da Portaria Interministerial nº 116/2003, ficou adiada por doze meses as compensações do saldo acumulado daConta de Compensação de Variação de Itens da Parcela “A” – CVA, para os reajustes tarifários anuais ocorridos entre 8 deabril de 2003 e 7 de abril de 2004, devendo ser compensados nos vinte e quatro meses subsequentes ao reajuste tarifárioanual que ocorrer entre 8 de abril de 2004 e 7 de abril de 2005.

d) PIS e COFINS

A ANEEL, por seu Ofício nº 1631, manifesta-se favorável ao entendimento de que o repasse às tarifas das alterações nalegislação de PIS e COFINS é um direito líquido e certo da concessionária. Adicionalmente, é retratado também em talOfício que os valores registrados pela concessionária somente serão reconhecidos pela ANEEL e repassados às tarifas apósregulamentação por aquele órgão. Os valores serão atualizados monetariamente e incorporados às tarifas em prazo aindaa ser definido, após validação da ANEEL.

Os valores apurados resultantes da diferença do PIS e da COFINS até setembro de 2004, geraram um valor positivo de R$ 1.035, que contraposto ao valor negativo de R$ 3.590, oriundo do reconhecimento da provisão relativa a compensaçãofinanceira de R$ 64.100 (Resolução ANEEL nº 245/2004), resultaram no montante líquido passivo de R$ 2.555, registradopela Sociedade no Exigível a Longo Prazo (vide nota 17).

e) PERCEE – Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica:

Refere-se ao saldo a recuperar decorrente de gastos com o programa de racionamento.

353

O sumário dos ativos e passivos regulatórios registrados pela Sociedade é como segue:

4 – Disponibilidades

A rubrica, no montante de R$ 17.648, é composta de R$ 8.400 referentes a saldos bancários, R$ 3.199 referentes a aplicaçõesfinanceiras e R$ 6.049 correspondentes a numerário em trânsito decorrente de arrecadação de contas de energia elétrica.

5 – Consumidores e Concessionárias

A rubrica no curto prazo é oriunda, principalmente, das atividades de fornecimento de energia elétrica, cuja composiçãoem 30 de setembro de 2004 e 30 de junho de 2004 é como segue:

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Operações Realizadas no Âmbito do MAE

a) O referido saldo inclui o registro dos valores referentes à comercialização de energia no curto prazo, relativos aoperíodo de setembro de 2000 a setembro de 2004, com base em cálculos preparados e divulgados pelo MAE eestimativas preparadas pela Sociedade.

b) O saldo a receber, decorrente de vendas de energia, que está classificado na conta “consumidores e concessionárias” éassim composto: R$ 8.875 de “Registro Escritural Provisório” tratando-se de créditos pendentes de homologação finalpelo MAE e os restantes R$ 5.143 correspondentes a valores faturados e pendentes de recebimento. A Sociedadeentende não haver riscos significativos de realização destes saldos.

Os valores de energia negociada no âmbito do MAE e da energia livre podem estar sujeitos a modificação dependendode decisão dos processos judiciais em andamento movidos por determinadas empresas do setor, em sua maioria,relativos à interpretação das regras vigentes do mercado.

Provisão para Devedores Duvidosos – Foi constituída de acordo com as normas da ANEEL e com base em análiseindividualizada de consumidores em atraso, em montante considerado pela Administração como suficiente para fazerfrente as perdas com valores a receber.

6 – Tributos a Compensar

O saldo de tributos a compensar no longo prazo, no montante de R$ 31.222 (R$ 5.828 em 30 de junho de 2004), refere-sebasicamente a tributos diferidos no valor de R$ 25.126 decorrentes do registro da provisão relacionada à diferença darevisão tarifária anual de 2003 (vide nota 17) e ICMS a compensar no valor de R$ 6.096, relacionado a aquisição de benspara o ativo imobilizado.

7 – Diferimento de Custos e Ganhos Tarifários

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8 – Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos

Os créditos fiscais diferidos decorrentes de diferenças temporariamente indedutíveis, que não possuem prazo de prescriçãopara sua recuperação, foram registrados em consonância com as disposições da Deliberação CVM nº 273/1998 e daInstrução CVM nº 371/2002. Esses créditos estão registrados no Ativo Realizável a Longo Prazo, considerando aexpectativa de sua realização determinada com base nas projeções de resultados futuros.


b) Composição dos efeitos no resultado do trimestre

A composição dos efeitos no resultado, relativos ao imposto de renda e contribuição social em 30 de setembro de 2004 e30 de setembro de 2003 é como segue:


A expectativa de recuperação dos créditos fiscais diferidos está baseada nas projeções de resultados preparadas pelaSociedade. Em relação às despesas temporariamente indedutíveis a perspectiva da Administração da Sociedade é a de quea sua realização ocorrerá nos próximos 10 anos. Conservadoramente, a Sociedade decidiu manter tais créditos classificadosintegralmente no longo prazo.

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9 – Outros Créditos

Os parcelamentos de débitos de consumidores são considerados recuperáveis a curto prazo pela Administração.

10 – Imobilizado

De acordo com os artigos n.ºs 63 e 64 do Decreto n.º 41.019/1957, os bens e instalações utilizados na distribuição ecomercialização de energia elétrica são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dadosem garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador.

A Resolução ANEEL n.º 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 àalienação, determinando ainda que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada e utilizado somentepara aplicação na concessão.

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Extinta a concessão, a totalidade dos bens vinculados ao serviço serão revertidos à União, procedendo-se aoslevantamentos, avaliações e determinação do montante da indenização devida à concessionária pelo valor residual contábil.

As Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica representam os valores da União,dos Estados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno esubvenções destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição. O vencimentodessas obrigações é estabelecido pelo Órgão Regulador, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão. Referidos saldos nãoestão sujeitos à atualização monetária e à depreciação.

A taxa de depreciação média dos ativos é de aproximadamente 4,8 % ao ano.

11 – Encargos de Dívidas e Empréstimos e Financiamentos

BNDES – CVA e Diferencial de Reajuste Tarifário – Financiamento concedido pelo Banco Nacional doDesenvolvimento Econômico e Social (“BNDES”), em atendimento ao que dispõe a Lei n.º 10.762/2003, que instituiu oPrograma Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica. Esteprograma é destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação do mecanismo decompensação de que trata o art. 1º da Medida Provisória nº 2.227, de 04 de setembro de 2001, para os reajustes e revisõestarifárias anuais referentes ao período compreendido entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004. Este financiamento temcomo destinação prioritária o adimplemento de obrigações junto a agentes do setor elétrico.

Até setembro de 2004, o BNDES liberou o montante de R$ 86.275, correspondente a 100% do valor homologado pelaANEEL, com amortização prevista em 24 parcelas mensais, a partir de 15 de dezembro de 2004. Estes valores sãocorrigidos pela SELIC, acrescidos de juros de 1% a.a. e são garantidos pela vinculação de receitas próprias.

BNDES – Ativo Regulatório – Refere-se a 90% do valor homologado pela ANEEL dos montantes relacionados àRecomposição Tarifária Extraordinária relativa ao período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002 (período deracionamento) e de Parcela “A”. A composição dos valores disponibilizados e os respectivos prazos de amortização sãocomo segue:

- R$228.711 referentes a RTE, com amortização em 54 parcelas mensais, a partir de 15 de março de 2002;

- R$52.437 referentes à Parcela “A” , com amortização em 9 parcelas mensais, a partir de 15 de setembro de 2006.

Esses valores são corrigidos pela SELIC, acrescida de juros de 1% a.a. e são garantidos pela vinculação de receitaspróprias.

Nesta rubrica também está contido um contrato de abertura de crédito, mediante repasse de empréstimo contratado com oBNDES no valor de R$ 545, amortizado em 48 parcelas mensais desde 15 de maio de 2002, representado por notaspromissórias.

Fundo de Investimento em Direitos Creditórios – FIDC - Com anuência da ANEEL, a Piratininga lançou um Fundo deInvestimento em Direitos Creditórios – FIDC sendo captados R$ 150 milhões em março/2004 e R$ 50 milhões emagosto/2004. O FIDC é administrado pelo Banco Votorantim, cuja estrutura consiste na captação de recursos comliquidação vinculada ao recebimento de faturamento da Piratininga no prazo de 36 meses, com amortizações mensais,sendo remunerado à taxa de 115% do Certificado do Depósito Interfinanceiro – CDI.

358

Como condição para funcionamento do fundo estipulada contratualmente, a Sociedade adquiriu parte das cotas do própriofundo, cujo valor em 30 de setembro de 2004, é de R$ 12.318. Tal saldo encontra-se reduzindo o valor do passivo de R$ 182.822, perfazendo um saldo líquido de R$ 170.504.

Outros - Refere-se aos contratos de financiamento do Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente - “ReLuz”,Programa de Conservação e Eficientização do Uso de Energia Elétrica e Programa Nacional de Eletrificação Rural – Luzno Campo para a modernização de infra-estrutura de iluminação pública, beneficiando municípios da área de concessão,como segue:

- Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente - “ReLuz”: linha de crédito no valor de até R$ 19.117, tendo sidoliberado o valor de R$4.057. O principal será amortizado em 36 parcelas mensais a partir de 30 de janeiro 2005,garantido pela vinculação de receitas próprias e representado por notas promissórias.

- Programa de Conservação do Uso de Energia: linha de crédito no valor de até R$ 2.800, tendo sido vertido à Sociedadeo valor total de R$ 1.562, sendo amortizado em 36 parcelas mensais a partir de 30 de janeiro de 2002, garantido pelavinculação de receitas próprias e representado por notas promissórias.

- Programa Nacional de Eletrificação Rural – Luz no Campo: linha de crédito no valor de até R$ 6.036, tendo sidoliberado o valor de R$ 604, sendo amortizado em 60 parcelas mensais a partir de 31 de março de 2006, garantido pelavinculação de receitas próprias e representado por notas promissórias.

Sobre estes valores incidem juros de 5% ao ano.

12 – Fornecedores

Repasse de Energia Livre aos Geradores

A ANEEL, através da Resolução Normativa nº 45/2004, fixou para a Sociedade o percentual de 11,3200% a ser aplicadosobre o montante arrecadado mensalmente a título de Recomposição Tarifária Extraordinária, para repasse às empresasgeradoras. Em 16 de julho de 2004 referido percentual foi alterado para 33,8332% através de republicação no Diário Oficial.

13 – Entidade de Previdência Privada

A Sociedade através da Fundação CESP mantém Planos de Suplementação de Aposentadoria e Pensões para seusempregados.

A Sociedade reconheceu no resultado deste trimestre a titulo de despesa operacional o valor de R$ 7.688 referente ao planode pensão (R$ 7.333 no 3º trimestre de 2003).

Adicionalmente, o déficit atuarial existente em 31 de dezembro de 2001, quando da adoção da Deliberação CVM 371, de13 de dezembro de 2000, está sendo levado a resultado no prazo de 5 anos, desde janeiro de 2002. Conforme facultadopelo Ofício – Circular CVM/SNC/SEP 01/2004, essa amortização foi classificada na demonstração do resultado como ItemExtraordinário, pelo valor líquido dos efeitos fiscais correspondentes. O montante líquido registrado trimestralmente temsido de R$ 5.409.

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A movimentação do passivo atuarial registrado na Sociedade no ano foi como segue:

14 – Tributos e Contribuições Sociais

Os valores registrados no longo prazo referem-se aos impostos diferidos incidentes sobre o ativo regulatóriocorrespondente a RTE – Recomposição Tarifária Extraordinária, os quais são devidos a medida de sua realização.

Os efeitos tributários do Diferencial de Reajuste Tarifário de 2003, no valor de R$ 28.388 foram revertidos em setembrode 2004, conforme explicitado na nota 3, item b).

15 – Contingências

As provisões para contingências foram atualizadas com base em avaliação dos riscos iminentes de perdas em processoscuja probabilidade de êxito é remota na opinião dos assessores legais da Sociedade.

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Trabalhistas - Referem-se a ações ajuizadas e correspondentes valores considerados para os fatos geradores posteriores a1º de janeiro de 1998, conforme Protocolo de Cisão Parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. (sociedadeantecessora da Bandeirante). Nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da Bandeirante, cada sociedade resultante da cisãoé responsável pelas obrigações correspondentes aos riscos contingentes dos empregados locados nas respectivas regiõesassumidas por cada empresa, enquanto que as ações corporativas, anteriores à data da efetivação da cisão, 1º de outubrode 2001, são assumidas na proporção percentual dos controladores antes da referida cisão (56% para a Bandeirante e 44%para a Piratininga).

Danos Pessoais - Referem-se a pleitos de indenizações, com perdas consideradas prováveis.

Majoração Tarifária - Referem-se a questionamentos de vários consumidores industriais, relativos aos pedidos derestituição dos valores pagos a título de majoração tarifária, em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE nºs 38 e45, de 1986 - Plano Cruzado, quando estava vigente o congelamento de preços.

Energia Comprada: Em decorrência da perda de consumidores livres, a Sociedade solicitou redução na demanda depotência nos contratos iniciais, sendo parcialmente atendida pela ANEEL, conforme Resolução nº 552/2003. A Sociedadeimpetrou ação judicial, motivada pela sua não concordância com os montantes físicos determinados na mencionadaResolução, alegando divergência nos cálculos, e efetuando depósitos judiciais mensais dos valores divergentes.

Em função de indeferimento de Mandado de Segurança no trimestre, foi autorizada à parte contrária o levantamento departe dos depósitos judiciais, tendo a Sociedade procedido a baixa dos mesmos, em contrapartida a conta de Provisões paraContingências, no valor de R$ 29.090.

Contribuição para Financiamento da Seguridade Social - COFINS e Programa de Integração Social – PIS –A Sociedade contesta as majorações do PIS e COFINS e obteve liminares em 15 de julho de 2002 e 12 de agosto de 2002,respectivamente, visando eximir o recolhimento da COFINS e do PIS incidente sobre a base de cálculo que contempla asreceitas financeiras, prevista na Medida Provisória nº 1.724/1998, posteriormente convertida na Lei n.º 9.718/1998.

Perdas possíveis – A Sociedade está envolvida em outros processos nos quais a Administração, suportada por seusconsultores jurídicos, acredita que as chances de êxito são possíveis, devido a uma base sólida de defesa para os mesmos.Porém é de se ressaltar que não há nenhuma tendência nas decisões por parte dos tribunais ou qualquer outra decisão deprocessos similares consideradas como prováveis ou remotas. As reclamações relacionadas a perdas possíveis em 30 desetembro de 2004 estavam assim representadas: i) reclamações relacionadas a processos trabalhistas no montanteaproximado de R$ 34.417 e ii) reclamações relacionadas a processos cíveis, principalmente relacionadas a danos pessoais,no montante aproximado de R$ 10.682.

A Administração da Sociedade, baseada na opinião de seus assessores legais, entende não haver riscos significativos quenão estejam cobertos por provisões suficientes em suas demonstrações financeiras ou que possam resultar em impactosignificativo no seu fluxo de caixa.

A Sociedade possui registro de bloqueios judiciais no montante de R$ 9.523, sendo relacionados principalmente a açõestrabalhistas, para os quais está tomando providências cabíveis buscando a recuperação dos valores bloqueados.

16 – Dívidas com Pessoas Ligadas

O saldo de R$ 25.000 apresentado em setembro de 2004, no Passivo Circulante, deve-se a contratos de mútuo, com a CPFL– Comercialização Brasil S.A. Sobre os contratos de mútuo entre as partes incidem encargos que variam entre 100% a115% do CDI-CETIP.

No Exigível a Longo Prazo o saldo de R$ 140.379 refere-se a Adiantamento para Futuro Aumento de Capital efetuadopela controladora DRAFT 1 – Participações S.A.

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17 – Outras Contas a Pagar

18 – Patrimônio Líquido


18.1 – Juros sobre o Capital Próprio e Dividendos Intermediários

O Conselho de Administração, aprovou a declaração de juros sobre o capital próprio com base no balanço intercalar de30 de junho de 2004, no montante de R$10.896, em conformidade com o artigo 9º da Lei 9.249/95 e Instrução CVM nº 358/2002.

Em conformidade com o artigo 201 da Lei nº 6.404/76 e parágrafo 1º do artigo 32 do Estatuto Social, a Sociedade propôsa distribuição de parte do lucro líquido apurado na data-base de 30 de junho de 2004, na forma de dividendos, no valor deR$ 71.454, para as ações existentes em 30 de junho de 2004.

A partir de 04 de agosto de 2004 deu-se início aos pagamentos dos dividendos e juros sobre o capital próprio descritosanteriormente.

19 – Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços

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(*) Informação não revisada pelos auditores independentes.

20 – Energia Comprada para Revenda e Encargos de Uso do Sistema de Transmissão

(*) Informação não revisada pelos auditores independentes

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21– Despesas Operacionais

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22 – Resultado Financeiro

23 – Despesas Não Operacionais

24 – Instrumentos Financeiros e Riscos Operacionais


Os negócios da Sociedade compreendem principalmente o fornecimento de energia a consumidores finais, sendoconcessionária de serviços públicos, cujas atividades e tarifas são reguladas pela ANEEL. Os principais fatores de risco demercado que afetam seus negócios são como segue:

Compra de Energia de Itaipú

A Sociedade está exposta, em suas atividades operacionais, à variação cambial na compra de energia elétrica de Itaipú. O mecanismo de compensação - CVA protege a empresa de eventuais perdas, conforme comentado nas notas 3 e 7.

Risco de Crédito

O risco surge da possibilidade da Sociedade vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valoresfaturados a seus clientes. Este risco é avaliado pela Sociedade como baixo, tendo em vista a pulverização do número declientes e da política de cobrança e corte de fornecimento para consumidores inadimplentes.

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Risco de Taxa de Juros

Esse risco é oriundo da possibilidade de a Sociedade vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de jurosque aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados. Parcela relevante dosempréstimos da Sociedade denominados em moeda local tem como contrapartida ativos regulatórios atualizados pelavariação da taxa SELIC.


A energia vendida pela Sociedade basicamente é gerada por usinas hidrelétricas. Um período prolongado de escassez dechuva pode reduzir o volume de água dos reservatórios das usinas e resultar em perdas em função do aumento de custosna aquisição de energia ou redução de receitas com adoção de um novo programa de racionamento, como o verificado em2001. Devido ao nível atual dos reservatórios, o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, não prevê para o exercícioum novo programa de racionamento.


A Sociedade mantém políticas e estratégias operacionais e financeiras visando liquidez, segurança e rentabilidade de seusativos. Desta forma possui procedimentos de controles e acompanhamentos das transações e saldos dos instrumentosfinanceiros, com o objetivo de monitorar os riscos e taxas vigentes em relação às praticadas no mercado.Os principais instrumentos financeiros ativos e passivos da Sociedade, em 30 de setembro de 2004 são descritos a seguir,bem como os critérios para sua valorização e avaliação nas demonstrações financeiras:


b) Ativos e Passivos Regulatórios: São compostos, basicamente, pela Recomposição Tarifária Extraordinária, EnergiaLivre, Parcela A, PERCEE, CVA e Passivo relativo a Compensação Financeira. Esses créditos e débitos decorrem dosefeitos do plano de racionamento de 2001 e outros valores relacionados ao diferimento de custos e receitas tarifárias.Esses valores são avaliados conforme critérios definidos pela ANEEL, de acordo com as características descritas nasnotas 3, 5 e 7.

c) Empréstimos e Financiamentos – Estão avaliados conforme os critérios estipulados em contratos, de acordo com ascaracterísticas definidas na nota n° 11.

O valores contábeis dos principais instrumentos financeiros da Sociedade, comparados aos valores de captação de mercadona data base em 30 de setembro de 2004 são como seguem:

A estimativa do valor de mercado dos instrumentos financeiros da Sociedade foi elaborada com base em modelos dedesconto de fluxos futuros a valor presente, comparação com transações semelhantes contratadas em datas próximas àsInformações Trimestrais e comparações com parâmetros médios de mercado. Para operações sem similar no mercado,principalmente relacionadas com o programa emergencial de racionamento de energia elétrica, a Sociedade assumiu que ovalor de mercado é representado pelo respectivo valor contábil.

25 – Fatos Relevantes

a) Metodologia para Cálculo de Diferenças de Receita com Baixa Renda

A ANEEL submeteu à audiência pública até 30 de julho de 2004, mediante o intercâmbio de documentos e informações,proposta de resolução visando o aperfeiçoamento da metodologia para cálculo da diferença de receita das distribuidoras deenergia elétrica, decorrente da aplicação de novos critérios para classificação de unidades consumidoras residenciais comoBaixa Renda, conforme previsto na Lei nº 10.438/2002.

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Desta forma, os montantes da subvenção econômica às distribuidoras, que são homologados pela ANEEL, deverão serajustados a partir da publicação do texto final da metodologia para cálculo de diferenças de receita com Baixa Renda.

A avaliação da Administração da Sociedade é que o impacto de eventuais modificações nas atuais normas quanto aosconsumidores de baixa renda e a homologação final dos valores a serem registrados a este título pela ANEEL não iráproduzir efeitos relevantes na posição financeira e resultado da Sociedade.

A ANEEL encontra-se analisando as propostas apresentadas durante a audiência pública, para fins de determinação dostermos da sua resolução que será emitida a este respeito.

b) Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Comercialização de Energia Elétrica e Outorga de Concessões

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

• regras gerais de comercialização de energia elétrica;

• comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada (incluindo as regras sobre informações edeclarações de necessidades de energia elétrica, leilões para compra de energia elétrica, contratos de compra e vendade energia elétrica e repasse às tarifas dos consumidores);

• comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Livre;

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

• outorgas de concessão.

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE

Em 9 de agosto de 2004, o Governo Federal promulgou o Decreto nº 5175 que cria o Comitê de Monitoramento do SetorElétrico - CMSE, que será presidido e coordenado pelo MME e composto por representantes da ANEEL, da AgênciaNacional do Petróleo, da CCEE, da EPE e do ONS. As principais atribuições do CMSE será (i) acompanhar as atividadesdo setor energético, (ii) avaliar as condições de abastecimento e atendimento ao mercado de energia elétrica e (iii) elaborarpropostas de ações preventivas ou saneadoras visando à manutenção ou restauração da segurança no abastecimento e noatendimento eletroenergético, encaminhado-as ao CNPE.

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

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

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

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

A CCEE será composta pelos concessionários, permissionários e autorizados de serviços de energia elétrica e pelosconsumidores livres e o seu conselho de administração será composto de cinco membros, sendo quatro indicados pelosreferidos agentes e um pelo MME, que será o seu presidente.

Empresa de Pesquisa Energética – EPE

Em 16 de agosto de 2004 através do Decreto 5184, o Governo Federal criou a Empresa de Pesquisa Energética – EPE eaprova o seu estatuto social. A EPE é uma empresa pública federal, responsável pela condução de estudos e pesquisasdestinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, incluindo as indústrias de energia elétrica, petróleo e gás naturale seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis, bem como na área de eficiência energética. Os estudos epesquisas desenvolvidos pela EPE subsidiarão a formulação, o planejamento e a implementação de ações do MME noâmbito da política energética nacional.

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Em função das recentes promulgações de leis e seus respectivos aditivos e de sua abrangência e complexidade, além danecessidade de normas complementares a serem regulamentadas pela ANEEL, a Sociedade está avaliando os impactosdesta nova regulamentação sobre suas operações.

26 – Eventos Subseqüentes

a) Revisão Tarifária Periódica de 2003

A ANEEL através da Resolução Homologatória nº 245, de 18 de outubro de 2004, homologou o resultado provisório daprimeira revisão periódica apresentado na Resolução nº 565, de 22 de outubro de 2003, arbitrando uma base deremuneração provisória, e alterou o índice de reposicionamento tarifário praticado pela CPFL Piratininga de 18,08%, para 10,51%.

A diferença estimada entre o reposicionamento tarifário de 14,68% aplicado em 23 de outubro de 2003 e oreposicionamento tarifário de 10,51% no valor de R$ 64.100 deverá ser compensada financeiramente no recálculo doreposicionamento tarifário definitivo a ser realizado em 23 de outubro de 2005.

b) Reajuste Tarifário de 2004

A ANEEL através da Resolução Homologatória nº 246, de 18 de outubro de 2004, homologou o reajuste das tarifas defornecimento de energia elétrica em 14,00%, sendo 10,51% relativo ao reajuste tarifário anual e 3,49% relativos aoscomponentes tarifários financeiros externos ao reajuste anual. Este reajuste vigorará para o período de 23 de outubro de2004 a 22 de outubro de 2005.

c) Incorporação da Draft I Participações S.A.

Face à publicação, em 18 de outubro de 2004, pela ANEEL, da Resolução Homologatória nº 245, (vide letra “a” acima)que implicou em alterações dos saldos contábeis de 30 de setembro de 2004, com reflexos nos documentos societáriosanteriormente divulgados, a Sociedade divulgou, em 28 de outubro de 2004 um “Aviso aos Acionistas” cancelando aAssembléia Geral dos Acionistas convocada para o dia 29 de outubro de 2004, para deliberar sobre a incorporação da DraftI Participações S.A. pela Sociedade, devendo a mesma ser reconvocada posteriormente, no decorrer do mês de novembrode 2004.

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27 – Demonstração do Fluxo de Caixa

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Análise dos Resultados

Receita Bruta

A receita operacional neste trimestre foi de R$ 506.364 representando um decréscimo de 6,5% em relação ao mesmoperíodo de 2003. No acumulado, a receita operacional em 30 de setembro de 2004 foi de R$ 1.842.270, sendo R$ 208.986(12,8%) maior que o mesmo período acumulado de 2003. A queda ocorrida no trimestre deve-se basicamente aos efeitosda alteração da revisão tarifário de outubro de 2003, que foram ajustadas neste trimestre.

Em outubro de 2003, através da Resolução nº 565, a ANEEL determinou que a revisão tarifária para a CPFL Piratiningaseria de 18,08%. Para manter o princípio da modicidade tarifária e a condição de equilíbrio econômico financeiro docontrato de concessão, o aumento autorizado na tarifa foi de 14,68%. A diferença entre estes percentuais estava sendoprovisionada desde 2003, conforme orientado pelo ofício circular nº 267/2004 – SFF/ANEEL, sendo que sua recuperaçãoestava prevista para os próximos três reajustes tarifários anuais. Entretanto, em 18 de outubro de 2004, através daResolução Homologatória nº 245, a ANEEL alterou em caráter provisório a referida revisão tarifária para um percentualde 10,51%. A diferença de receita entre o reposicionamento tarifário de 2003 que foi de 14,68% e o percentual de 10,51%,será compensada financeiramente no reajuste tarifário de outubro de 2005.

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Dessa forma, a Sociedade realizou neste 3º trimestre os devidos ajustes para refletir o novo percentual definido. Os efeitosdestes ajustes foram: (i) reversão da constituição de ativo referente ao diferencial de 18,08% para os 14,68% contabilizadosna rubrica de consumidores no valor de R$ 74.765, (ii) constituição de uma provisão relacionada à diferença negativa entreo percentual de 14,68% para o percentual de 10,51% no valor de R$ 64.100 e (iii) efeitos fiscais destes ajustes no valor deR$ 56.537, totalizando um efeito líquido negativo no resultado de R$ 82.328.

Além do aumento na tarifa, dois outros fatores contribuíram diretamente para a variação da receita do trimestre: (i) a quedana quantidade de energia total distribuída em 4,2%, e (ii) o efeito do mix de mercado devido ao aumento da quantidade deenergia distribuída a consumidores que possuem tarifa de energia mais elevada (residencial e comercial), em contrapartidaa uma queda no faturamento dos consumidores industriais, que possuem menores tarifas.

O total de energia elétrica fornecido a consumidores finais neste trimestre foi de 2.404 GWh em comparação a 2.509 GWhpara o mesmo período de 2003. Para a classe residencial, neste trimestre verificamos um crescimento de 4,8% naquantidade de energia distribuída, em relação ao mesmo período de 2003, basicamente refletindo o acréscimo deconsumidores na área da concessão. Este crescimento só não foi maior devido à média de temperatura que nos meses dejulho e agosto foram inferiores ao mesmo período de 2003. Esta queda na temperatura também influenciou a classe deconsumidor comercial, principalmente shoppings e supermercados que utilizam ar condicionado em seus ambientes.Entretanto, devido a melhora nas vendas do comércio varejista, verificamos um crescimento na quantidade distribuída de6,8%. Para a classe industrial, embora tenhamos verificado a manutenção do crescimento de consumo para os clientescativos, tivemos uma queda de 10,4% na distribuição de energia, devido principalmente a saída de consumidores livres.As demais classes de consumo, que representam 8,4% do total de energia distribuído pela Piratininga neste trimestre,tiveram um crescimento de 3,6% quando comparados com o mesmo período de 2003.

Em relação a perdas de consumidores, que optaram pelo mercado livre, cabe ressaltar que os mesmos possuíam baixastarifas e margens, e que por continuarem interligados no sistema de distribuição da Piratininga, são faturados pelo uso darede elétrica, o que tem mantido a nossa remuneração. Desta forma, a receita do fornecimento de energia deve ser analisadaem conjunto com a receita de tarifa de uso da rede elétrica (TUSD), que neste trimestre totalizou a R$ 26.002 (R$ 4.370para mesmo período de 2003).


As deduções da receita operacional no trimestre foram de R$ 159.016, 21,9% maior quando comparada com o valor de R$ 130.406, obtida no mesmo período do exercício anterior. Este aumento deve-se basicamente ao reajuste tarifárioocorrido em outubro de 2003 que elevou o preço médio da energia faturada.

Custo da Energia

Este custo é representado pelas rubricas analisadas a seguir:

Energia Elétrica Comprada para Revenda

Os custos com energia elétrica comprada para revenda antes do diferimento de custos tarifários (CVA) neste trimestreforam de R$ 241.989 (R$ 224.094 no trimestre do ano anterior) representando um aumento de 8,0%. Este aumento estáassociado ao reajuste das tarifas aplicadas nas compras de energia cujo aumento médio no período atingiuaproximadamente 19% refletindo: (i) o repasse dos aumentos nos custos de geração e flutuação do IGP-M e (ii) asubstituição da energia dos contratos iniciais por uma energia mais cara. Excluindo a energia fornecida por Itaipu, oaumento nos preços médios da energia adquirida comparando os trimestres foi de 27,8%. O preço médio da energia deItaipu que representa 34,6% da energia adquirida no trimestre, aumentou cerca de 4,4% devido principalmente ao efeitoda variação cambial. Adicionalmente este efeito está sendo compensado pela menor quantidade de energia adquirida, queno período reduziu 5,5%, em função da diminuição na quantidade de energia vendida tanto como fornecimento paraconsumidores cativos, como suprimento para outros agentes, inclusive o MAE.

A variação existente no diferimento de custos tarifários (CVA) para a energia comprada para revenda (débito no resultadode R$ 33.739 no 3º trimestre de 2003 para crédito de R$ 3.192 no mesmo período de 2004), deve-se principalmente aosefeitos da variação cambial sobre a energia adquirida de Itaipu. A CVA refletida no resultado do 3º trimestre de 2003contempla tanto a amortização do ativo constituído em 2002, devido à alta variação cambial do período incidente sobreItaipu, bem como a constituição do passivo em 2003 que sofreu efeito contrário da variação cambial após o reajustetarifário de outubro de 2002. Após estes efeitos, o saldo de energia comprada para revenda neste trimestre passa a ser deR$ 238.797 (R$ 257.833 para o mesmo período de 2003) representando uma queda de 7,4%.

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No acumulado do período, além dos efeitos discutidos anteriormente, reconhecemos em junho de 2004, R$ 67.536referente as compras de energia efetuadas durante o Programa de Racionamento que será transferido aos geradores,conforme determinação da ANEEL.

Estes custos totalizam R$ 794.236 (R$ 769.550 no período acumulado do ano anterior).

Encargo de Uso da Rede de Energia Elétrica

Os custos decorrentes de encargos de uso do sistema de transmissão e conexão foram de R$ 48.981 para o trimestre findoem 30 de setembro de 2004 (R$ 36.196 no trimestre do ano anterior) representando um acréscimo de 35,3%. No acumuladodo período de 2004 o custo é de R$ 145.742 (R$ 108.421 relativos ao acumulado do período do ano anterior)representando um acréscimo de 34,4%. Este aumento reflete principalmente o reajuste nas tarifas aplicadas.

Custo/Despesa Operacional

Os custos e despesas operacionais neste trimestre foram de R$ 104.066 (R$ 82.491 no trimestre do exercício anterior)representando um acréscimo de 26,2% e no acumulado do período em 2004 o montante de R$ 299.447 (R$ 243.677relativos ao acumulado do exercício anterior) apresentando um acréscimo de 22,9%. As principais variações foram nasseguintes rubricas:

Pessoal

Os custos de pessoal no trimestre atual, foram de R$ 19.033 (R$ 14.520 no igual trimestre do exercício anterior)apresentando um acréscimo de 31,1% motivado pela renovação do acordo coletivo de trabalho que além da recomposiçãosalarial devido as perdas inflacionárias, equiparou os benefícios as demais empresas do Grupo, inclusive em relação aParticipação nos Lucros e Resultados (PLR) .

Subvenções CCC/CDE

O custo nesta rubrica no trimestre atingiu o saldo de R$ 29.599 (R$ 18.619 no igual trimestre do período anterior)apresentando um acréscimo no período de 59,0%, motivado principalmente pelos reajustes aplicados nas quotas da Contade Consumo de Combustível – CCC e da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE que variou cerca de 42,4%, bemcomo o diferimento dos custos tarifários (CVA).

Resultado do Serviço

O resultado do serviço apurado no trimestre foi negativo no montante de R$ 44.496 sendo que para o mesmo período doexercício anterior obteve-se um resultado positivo de R$ 34.624. Os principais fatores que contribuíram para este resultadoforam os efeitos decorrentes da Resolução nº 245/2004, relativos à revisão tarifária do exercício de 2003, com a reversãodo diferencial do reajuste tarifário e registro de provisão para compensação financeira. O resultado positivo do serviçoacumulado no período deste exercício é de R$ 112.499, e de R$ 102.168 no período anterior.


O resultado financeiro apresentou uma despesa líquida no trimestre de R$ 4.635, sendo composto de R$ 22.137 de receitafinanceira e R$ 26.772 de despesa financeira. Para o mesmo período de 2003, obtivemos uma receita líquida de R$ 7.171sendo composta de R$ 36.482 de receita financeira e R$ 29.311 de despesa financeira. Este comportamento pode serexplicado pela combinação de dois fatores: (i) a queda do CDI (indexador responsável pela correção de 36,5% doendividamento), e (ii) o aumento de 14,0% em nosso endividamento, devido principalmente a captação de recursos pormeio do FIDC. A queda na receita financeira deve-se a redução da taxa Selic que é responsável pela correção dos ativosregulatórios. Entretanto como possuímos dívidas que contrapõem esses ativos, o impacto no resultado não é relevantedevido a mesma queda ocorrer na despesa financeira.

Contribuição Social e Imposto de Renda

Neste trimestre, registramos reversões de contribuição social e imposto de renda de R$ 16.535, enquanto que para o mesmoperíodo de 2003 foi registrada uma despesa de R$ 19.178. A principal razão para o decréscimo dos impostos estárelacionada ao registro dos efeitos da revisão tarifária de 2003.

372

Prejuízo Líquido do Período

O prejuízo líquido deste trimestre foi de R$ 38.651 representando uma queda de R$ 58.815 em comparação ao mesmoperíodo do exercício anterior que foi de lucro no montante de R$ 20.164. O prejuízo no período deve-se principalmentepela reversão do diferencial de reajuste tarifário de 2003, bem como do reconhecimento do registro das obrigações relativasa compensação financeira no reajuste tarifário a ocorrer em outubro de 2005.

Outras Informações

Quadro de Colaboradores

Em 30 de setembro de 2004, a Piratininga possuía 1.053 empregados em seu quadro de pessoal próprio. Este quadroaumentou em 4 empregados desde 30 de setembro de 2003.


Aos Acionistas e Administradores daCompanhia Piratininga de Força e LuzCampinas - SP

1. Efetuamos uma revisão especial das Informações Trimestrais - ITRs da Companhia Piratininga de Força e Luz,referentes ao trimestre e período de nove meses findos em 30 de setembro de 2004, elaboradas sob a responsabilidadede sua Administração e de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, compreendendo o balanço patrimonial,a respectiva demonstração do resultado e o relatório de desempenho.

2. Nossa revisão foi efetuada de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON - Instituto dos AuditoresIndependentes do Brasil, em conjunto com o Conselho Federal de Contabilidade, e consistiu, principalmente, de: (a) indagação e discussão com os administradores responsáveis pelas áreas contábil, financeira e operacional daSociedade, quanto aos critérios adotados na elaboração das Informações Trimestrais; e (b) revisão das informações edos eventos subseqüentes que tenham ou possam vir a ter efeitos relevantes sobre a situação financeira e nas operaçõesda Sociedade.

3. Baseados em nossa revisão especial, não temos conhecimento de qualquer modificação relevante que deva ser feita nasInformações Trimestrais referidas no parágrafo 1 para que estas estejam de acordo com as práticas contábeis adotadasno Brasil, aplicadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários,especificamente aplicáveis à divulgação das Informações Trimestrais obrigatórias.

4. Conforme mencionado nas notas explicativas n°. 3 – item (b) e 26 – itens (a) e (b) às Informações Trimestrais, emdecorrência da revisão tarifária periódica prevista no contrato de concessão da Sociedade, em 22 de outubro de 2003 aAgência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL fixou em caráter provisório o reposicionamento tarifário da Sociedaderesultando em aumento de 18,08%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica vigentes. Em 18de outubro de 2004 a ANEEL alterou esse reposicionamento, ainda em caráter provisório, para 10,51%. Essa alteraçãoresultou em redução de receita em 30 de setembro de 2004 no montante de R$117.142 mil, bruto dos efeitos fiscais,registrado no resultado desse trimestre. Este ajuste teve como contrapartida reversão de ativo regulatório no valor deR$53.042 mil e constituição de passivo regulatório no montante de R$64.100 mil, classificado no passivo exigível alongo prazo, com liquidação prevista a partir do reajuste tarifário de outubro de 2005. O citado reposicionamentotarifário continua em processo de validação e homologação definitiva pelo órgão regulador. As Informações Trimestraisem 30 de setembro de 2004 não contemplam outros ajustes que poderão resultar por ocasião da determinação doreposicionamento tarifário definitivo da Sociedade.

5. Conforme descrito na nota explicativa nº. 5 às Informações Trimestrais, a Sociedade, ao longo dos anos 2002 e 2003 edurante o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2004, ajustou os montantes referentes às transações decompra e venda de energia realizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, registrados noperíodo de 1º. de setembro de 2000 a 31 de dezembro de 2002. Esses montantes, após os ajustes, totalizaram R$125.264 mil (vendas) e R$ 44.716 mil (compras e encargos de serviço do sistema), tendo sido liquidado, até 30 desetembro de 2004, o montante líquido de R$ 66.423 mil (valor recebido). Esses valores foram registrados com base emcálculos preparados e divulgados pelo MAE e podem estar sujeitos a modificações dependendo de decisão de processosjudiciais em andamento movidos por empresas do setor, relativos, em sua maioria, à interpretação das regras domercado em vigor para aquele período.

373

6. O balanço patrimonial em 30 de junho de 2004 e a demonstração do resultado para o trimestre e período de nove mesesfindos em 30 de setembro de 2003, apresentados para fins comparativos, foram por nós revisados e nossos relatórios derevisão especial, emitidos em 23 de julho de 2004 e 03 de novembro de 2003, respectivamente, incluíram parágrafo deênfase similar ao parágrafo 5 acima.

Campinas, 27 de outubro de 2004.

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU José Carlos AmadiAuditores Independentes ContadorCRC nº 2 SP 011609/O-8 CRC nº 1 SP 158025/O-0

As folhas das ITRs, por nós revisadas, estão rubricadas somente para fins de identificação.

19.01 - DESCRIÇÃO DAS INFORMAÇÕES ALTERADAS

A referida reapresentação contempla apenas a correção da formatação do cabeçalho do texto do quadro 17.01 – Relatóriode Revisão Especial.


374

375

• Demonstrações Financeiras da Garantidora Relativas ao Período de Três Meses Encerrado em 30 de

Setembro de 2005 e Respectivo Parecer dos Auditores Independentes


376

377







1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01866-0 CPFL ENERGIA S.A. 02.429.144/0001-93 353.001.861.33

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRua Gomes de Carvalho, 1510, 14º, cj 02 Vila Olímpia 04547-005 São Paulo SP6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex19 3756-8018 - – –11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail19 3756-8392 – – [email protected]


1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoJosé Antonio de Almeida Filippo Rod. Campinas Mogi-Mirim, 1755, Km 2,5 Jardim Santana4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone13088-900 Campinas SP 19 3756-8704 – –11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail – 19 3756-8777 – – [email protected]




Número de Ações (Unidades) 1 - Trimestre Atual 30/09/2005 2 - Trimestre Anterior 30/06/2005 3 - Igual Trimestre Ex. Anterior 30/09/2004Do Capital Integralizado

1 - Ordinárias 460.894.313 456.734.666 411.869.7962 - Preferenciais 0 0 03 - Total 460.894.313 456.734.666 411.869.796



1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 112 - Energia Elétrica5 - Atividade Principal 6 - Tipo de Consolidado 7 -Tipo do Relatório dos AuditoresGestão de Participações Societária (Holdings) Total Sem Ressalva




1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação 01 RCA 29/06/2005 Juros Sobre Capital Próprio 09/09/2005 ON 0,168412266002 RCA 09/08/2005 Dividendo 09/09/2005 ON 0,7086771370


1 - Item 2 - Data da 3 - Valor do Capital 4 - Valor da Alteração 5 - Origem da Alteração 7 - Quantidade de 8 -Preço da Ação naAlteração Social (Reais Mil) (Reais Mil) Ações Emitidas (Unidades) Emissão (Reais)

01 06/05/2005 4.107.344 25.308 Subscrição em Bens ou Créditos 1.440.409 17,570000000002 20/06/2005 4.192.921 85.577 Incorporação de Ações 3.665.488 23,346791164003 25/07/2005 4.266.589 73.668 Subscrição em Bens ou Créditos 4.159.647 17,7100000000



378



1 Ativo Total 4.548.535 4.722.176



1.01.02 Créditos 296.830 525.896

1.01.02.01 Dividendos e Juros sobre Capital Próprio 231.677 444.994

1.01.02.02 Devedores Diversos 0 2

1.01.02.03 Titulos e Valores Mobiliários 21.814 19.451


1.01.03 Estoques 0 0

1.01.04 Outros 1.125 0

1.01.04.01 Derivativos 1.125 0



1.02.01.01 Títulos e Valores Mobiliários 107.772 109.209

1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 0 43.329


1.02.02.02 Com Controladas 0 43.329


1.02.03 Outros 569 0

1.02.03.01 Derivativos 569 0

1.03 Ativo Permanente 4.048.025 3.815.145

1.03.01 Investimentos 4.047.736 3.814.991


1.03.01.02 Participações em Controladas 4.047.736 3.814.991

1.03.01.02.01 Participações Societárias Permanentes 3.014.361 2.767.664

1.03.01.02.02 Ágio e Deságio 1.033.375 1.047.327

1.03.01.03 Outros Investimentos 0 0

1.03.02 Imobilizado 87 0

1.03.03 Diferido 202 154

379


Código Descrição 30/09/2005 30/06/20052 Passivo Total 4.548.535 4.722.1762.01 Passivo Circulante 2.836 435.5502.01.01 Empréstimos e Financiamentos 0 17.2972.01.01.01 Encargos de Dívidas 0 3.1952.01.01.02 Empréstimos e Financiamentos 0 14.1022.01.02 Debêntures 0 02.01.03 Fornecedores 1.161 2.2962.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 325 19.4852.01.05 Dividendos a Pagar 1.278 389.0592.01.06 Provisões 0 02.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.01.08 Outros 72 7.4132.01.08.01 Obrigações Estimadas 10 102.01.08.02 Derivativos 0 7.3982.01.08.03 Outros 62 52.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 25.200 79.7592.02.01 Empréstimos e Financiamentos 0 56.4092.02.02 Debêntures 0 02.02.03 Provisões 0 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.02.05 Outros 25.200 23.3502.02.05.01 Derivativos 25.200 23.3502.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.05 Patrimônio Líquido 4.520.499 4.206.8672.05.01 Capital Social Realizado 4.266.589 4.192.9212.05.02 Reservas de Capital 0 02.05.03 Reservas de Reavaliação 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 02.05.04 Reservas de Lucro 13.946 13.9462.05.04.01 Legal 13.946 13.9462.05.04.02 Estatutária 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 02.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 239.964 0

380


01/07/2005 a 01/01/2005 a 01/07/2004 a 01/01/2004 aCódigo Descrição 30/09/2005 30/09/2005 30/09/2004 30/09/20043.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 0 0 0 03.02 Deduções da Receita Bruta 0 0 0 03.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 0 0 0 03.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos 0 0 0 03.05 Resultado Bruto 0 0 0 03.06 Despesas/Receitas Operacionais 242.197 648.158 (5.991) 171.1493.06.01 Com Vendas 0 0 0 03.06.02 Gerais e Administrativas (1.791) (5.612) (6.567) (17.661)3.06.03 Financeiras (2.708) (19.888) (18.428) (35.778)3.06.03.01 Receitas Financeiras 16.664 119.863 22.326 88.8673.06.03.01.01 Juros sobre Capital Próprio 0 80.273 0 52.1103.06.03.01.02 Outros Receitas Financeiras 16.664 39.590 22.326 36.7573.06.03.02 Despesas Financeiras (19.372) (139.751) (40.754) (124.645)3.06.03.02.01 Juros sobre Capital Próprio 0 (76.920) 0 03.06.03.02.02 Amortização de Ágio (13.954) (40.829) (18) (54)3.06.03.02.03 Outras Despesas Financeiras (5.418) (22.002) (40.736) (124.591)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 246.696 673.658 19.004 224.5883.06.06.01 Companhia Paulista de Força e Luz 180.613 475.795 (19.503) 98.0973.06.06.02 CPFL Geração de Energia S.A. 31.821 85.454 13.746 50.4683.06.06.03 CPFL Comercialização Brasil S.A. 34.200 112.325 24.761 76.0233.06.06.04 Companhia Piratininga de Força e Luz 62 84 0 03.07 Resultado Operacional 242.197 648.158 (5.991) 171.1493.08 Resultado Não Operacional (21) (648) 0 (204)3.08.01 Receitas (21) 10 0 333.08.02 Despesas 0 (658) 0 (237)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 242.176 647.510 (5.991) 170.9453.10 Provisão para IR e Contribuição Social (2.212) (3.596) 0 03.10.01 Contribuição Social (563) (931) 0 03.10.02 Imposto de Renda (1.649) (2.665) 0 03.11 IR Diferido 0 0 0 03.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 0 03.12.01 Participações 0 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 (3.353) 0 (52.110)3.15 Lucro/Prejuízo do Período 239.964 640.561 (5.991) 118.835

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Uni.) 460.894.312 460.894.312 411.869.796 411.869.796LUCRO POR AÇÃO 0,52065 1,38982 0,28853PREJUÍZO POR AÇÃO (0,01455)

381


(1) CONTEXTO OPERACIONAL

A CPFL Energia S.A. (“CPFL Energia” ou “Sociedade”), é uma sociedade por ações de capital aberto, constituída com oobjetivo principal de atuar como holding, participando no capital de outras sociedades primariamente dedicadas àsatividades de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica.

A Sociedade possui participações diretas e indiretas nas seguintes controladas, segregadas por atividade de negócio:

(2) APRESENTAÇÃO DAS INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

As Informações Trimestrais (“ITR’s”) da controladora e consolidadas, foram elaboradas segundo princípios, práticas ecritérios consistentes com aqueles adotados na elaboração das demonstrações financeiras do último exercício social, edevem ser analisadas em conjunto com essas informações. Estas informações trimestrais são apresentadas em milhares dereais e foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, segundo o Manual de Contabilidade doServiço Público de Energia Elétrica, conforme definidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”) e normascomplementares editadas pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”).

Com o objetivo de aprimorar as informações prestadas ao mercado, estão sendo apresentadas, como informaçõessuplementares, as demonstrações do Fluxo de Caixa da controladora e consolidada para os períodos de nove meses findosem 30 de setembro de 2005 e de 2004 (nota 32).

As Demonstrações dos Fluxos de Caixa foram elaboradas de acordo com os critérios estabelecidos pelo FAS 95 –Statement of Cash Flows, em relação ao formato de apresentação, no contexto do registro das demonstrações financeirasda Sociedade na Securities and Exchange Commission – SEC, nos Estados Unidos da América, ocorrido durante 2004.Desta forma, para fins de comparabilidade, foram realizadas certas reclassificações na Demonstração do Fluxo de Caixapara o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2004.

A Sociedade e as controladas contabilizaram, para o trimestre e período de nove meses findos em 30 de setembro de 2005,os créditos sobre custos e despesas operacionais compensados na apuração do PIS e COFINS, líquidos nas respectivascontas de custos e despesas, conforme determinações da Interpretação Técnica do IBRACON nº 1/2004. A demonstraçãodo resultado para o trimestre e para o período de nove meses findos em 30 de setembro de 2004 foi reclassificada no quetange a esses critérios, para fins de comparabilidade das informações.

Critérios de consolidação

As ITR’s consolidadas abrangem os saldos e transações da Sociedade e de suas controladas CPFL Paulista, CPFL Geraçãoe CPFL Brasil. Em 30 de setembro e 30 de junho de 2005 e 30 de setembro de 2004 os saldos de ativos, passivos, receitase despesas foram consolidados integralmente. Anteriormente à consolidação com as demonstrações financeiras daSociedade, as demonstrações financeiras da CPFL Paulista, CPFL Geração e da CPFL Brasil são consolidadas com as desuas controladas integral ou proporcionalmente (controladas em conjunto), de acordo com as regras definidas pelaInstrução CVM n.º 247/96. Respeitadas as condições descritas acima, a parcela relativa aos acionistas não controladoresestá destacada no passivo e no resultado do período.

382

(3) ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOS

a) Racionamento:

No final de 2001, em decorrência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica que vigorou entrejunho de 2001 e fevereiro de 2002, foi celebrado acordo entre os geradores e os distribuidores de energia e o GovernoFederal, denominado “Acordo Geral do Setor Elétrico”, que instituiu, como mecanismo de reposição de perdas incorridaspelas empresas do setor elétrico com esse programa, um reajuste tarifário extraordinário de 2,9% nas tarifas defornecimento de energia elétrica a consumidores residenciais (exceto aqueles considerados como de “baixa renda”), ruraise iluminação pública e de 7,9% para todos os demais consumidores.

O referido reajuste está sendo utilizado para compensação dos ativos regulatórios registrados pelas controladas referentesà Recomposição Tarifária Extraordinária – (“RTE”) e Energia Livre. O prazo estipulado para realização dos ativosregulatórios relacionados a RTE e Energia Livre nas controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga são de 72 e 61 meses,respectivamente, contados a partir de 1º de janeiro de 2002, conforme republicação em 1º de junho de 2004 da ResoluçãoNormativa nº 1 - ANEEL, de 12 de janeiro de 2004. Após a recuperação destes ativos, a Parcela “A” será compensadamediante a utilização de mecanismo análogo ao da Recomposição Tarifária Extraordinária.

Em 30 de setembro e 30 de junho de 2005, as controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga possuíam provisão para perdasna realização da RTE no montante consolidado de R$ 32.250, registrada como redutora dos saldos de longo prazo,calculada com base nas projeções de receitas esperadas pelas controladas, considerando o crescimento de seu mercado, asexpectativas de inflação, juros e aspectos regulatórios.

A movimentação dos referidos saldos para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2005, líquidos da provisãopara perdas contabilizada, é como segue:

383

b) Revisão e Reajuste Tarifário:

CPFL Paulista


Através da Resolução Homologatória nº 75, de 6 de abril de 2005, a ANEEL homologou o resultado final da primeirarevisão tarifária periódica de abril de 2003 da controlada CPFL Paulista, e determinou que as tarifas de fornecimento deenergia elétrica sejam reposicionadas em 20,29%. Adicionalmente determinou o fator Xe (que reflete os ganhos deprodutividade) em 1,1352% a ser aplicado como redutor dos custos gerenciáveis “Parcela B”, para reajustes tarifáriosanuais subseqüentes até a próxima revisão periódica em abril de 2008.

Com a validação da base de remuneração regulatória e da quota de reintegração nos termos da Resolução nº 493 de 3 desetembro de 2002, a controlada CPFL Paulista reconheceu um passivo (nota 23) em contrapartida de Receita deFornecimento de Energia Elétrica no montante de R$ 48.888 (nota 25). Estes valores estão sendo descontados noReajuste Tarifário Anual vigente a partir de 8 de abril de 2005, conforme homologação da ANEEL. O montante descontadoe amortizado contabilmente até 30 de setembro de 2005 foi de R$ 19.882 (R$ 11.251 neste trimestre).

Adicionalmente a controlada CPFL Paulista reconheceu ativo no valor de R$ 22.398 (nota 5), registrado no longo prazo,em contrapartida à receita de fornecimento (nota 25). Este ativo é decorrente da diferença verificada na homologação datarifa, em função da revisão da taxa de depreciação regulatória de 4,64% ao ano, utilizada pela ANEEL para cálculo daquota de reintegração e o percentual de 4,85% ao ano, apurado pela controlada CPFL Paulista com base nas informaçõesdisponibilizadas ao poder concedente.

A Administração da controlada CPFL Paulista procedeu ao levantamento e à comprovação da taxa de depreciaçãoregulatória de 4,85% ao ano, tendo iniciado de imediato discussões junto a ANEEL, visando o esclarecimento da questão.Devido à natureza e clareza com que se pode comprovar os dados a serem utilizados pela ANEEL na revisão dessepercentual, a Administração da controlada CPFL Paulista entende que terá sucesso nessas discussões. Tendo em vista estasituação, a qual irá demandar discussões adicionais junto ao Órgão Regulador, a controlada CPFL Paulista entende que arevisão tarifária de abril de 2003 continua com característica provisória, no que se refere ao percentual de depreciação.


A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 81, de 06 de abril de 2005, estabeleceu o Reajuste Tarifário Anual dacontrolada CPFL Paulista, em um percentual médio de 17,74%, vigente nas tarifas a partir de 08 de abril de 2005, compostocomo segue: (i) 10,58% devido ao Reajuste Tarifário Anual; (ii) 7,16% devido aos componentes tarifários financeiros externosao reajuste anual, em especial da CVA, do ano corrente e 50% dos valores de CVA de período de abril de 2002 a março de2003, conforme estabelecido através da Portaria Interministerial nº 116, de 04 de abril de 2003.

Conforme Aditivo do Contrato de Concessão firmado em 14 de março de 2005, as despesas de PIS e COFINS efetivamenteincorridas pela Concessionária foram inseridas nas contas de fornecimento de energia elétrica, a partir de 01 de julho de2005, não estando, portanto, incluídas na tarifa acima divulgada.

Ainda, em função das bases constantes da homologação da referida Resolução, a controlada CPFL Paulista reconheceu noativo circulante o montante de R$ 16.875 (nota 5), referente ao reembolso dos seguintes custos: (i) Laudo de Avaliação deAtivos no montante de R$ 1.350, (ii) PIS e COFINS no montante de R$ 13.002, incidentes sobre os efeitos financeiros aoreajuste de abril de 2004, basicamente sobre a amortização da CVA faturada em 2004 e, (iii) descontos aplicados na Tarifado Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, faturada em 2004, no valor de R$ 2.523. Estes valores foram registrados noprimeiro trimestre de 2005, em contrapartida às respectivas contas de resultado e estão sendo repassados no ReajusteTarifário Anual vigente a partir de 08 de abril de 2005 conforme homologação da ANEEL. O montante repassado eamortizado contabilmente até 30 de setembro de 2005 foi de R$ 6.863 (R$ 3.884 neste trimestre).

Também foram considerados neste reajuste tarifário os efeitos da majoração da alíquota do PIS e COFINS a ser repassadopara geradoras, no montante de R$ 15.351. A controlada CPFL Paulista registrou um passivo (nota 19), em contrapartidana despesa (nota 26), do qual está sendo repassado mensalmente para geradoras o montante de R$ 1.279 a partir de maiode 2005. A controlada CPFL Paulista também registrou um ativo (nota 5) em contrapartida da receita (nota 25), no mesmovalor da obrigação, o qual está sendo amortizada em conformidade com o faturamento aos consumidores. Até 30 desetembro de 2005 a controlada CPFL Paulista amortizou R$ 6.243 (R$ 3.533 no trimestre).

384

Os valores repassados nas tarifas referentes ao PIS e COFINS mencionados nos parágrafos acima não são definitivos, vistoque os critérios de inclusão destes tributos nas tarifas, foi objeto de discussão específica em Audiência Pública de 20 dejulho de 2005 (convocação ANEEL nº 014/2005) e deverá ser assunto de regulamentação definitiva após conclusão dostrabalhos da referida audiência pública, sendo que diferenças eventualmente existentes nos valores repassados, deverão sercompensadas futuramente.

Adicionalmente a ANEEL, através do Ofício nº 176/2005-SRE/ANEEL, de 12 de julho de 2005, informou umainconsistência no valor da despesa com aquisição de energia elétrica de Itaipu Binacional considerada no cálculo doReajuste Tarifário Anual de 08 de abril de 2005. Esta inconsistência permitiu à controlada CPFL Paulista reconhecer odireito de uma receita complementar no montante de R$ 41.206, líquido de PIS e COFINS (R$ 45.406 com PIS eCOFINS), que está sendo atualizada pelo IGP-M e será considerada no reajuste tarifário de 2006. Do montante totalmencionado, a controlada CPFL Paulista reconheceu até 30 de setembro de 2005 uma receita pró-rata-dia atualizada de R$21.738, R$ 11.288 no trimestre (nota 25) em contrapartida a ativo de Reajuste Tarifário (nota 5).

RGE


A ANEEL através da Resolução Homologatória nº 92, de 18 de abril de 2005, estabeleceu o Reajuste Tarifário Anual dacontrolada em conjunto RGE, aumentando as tarifas de energia elétrica em percentual médio de 21,93%, composto comosegue: (i) 14,57% devido ao Reajuste Tarifário Anual; (ii) 7,35% devido aos componentes tarifários financeiros externosao reajuste anual, em especial da CVA, do ano corrente e 50% dos valores de CVA de período anterior, conformeestabelecido através da Portaria Interministerial nº 116, de 04 de abril de 2003.

CPFL Piratininga


Através da Resolução Homologatória nº 228, de 18 de outubro de 2005, a ANEEL homologou em caráter definitivo, oresultado da primeira revisão tarifária periódica da controlada CPFL Piratininga de outubro de 2003, com a aprovação daBase de Remuneração Regulatória e da quota de reintegração, nos termos da Resolução 493, de 03 de setembro de 2002,e dos custos operacionais com base na metodologia da empresa de referência, sendo determinado que as tarifas defornecimento de energia elétrica sejam reposicionadas em 9,67%.

A Resolução ANEEL nº 336, de 16 de agosto de 2001, que trata da anuência ao pedido de cisão parcial da BandeiranteEnergia S.A. e a transferência parcial da concessão à controlada indireta CPFL Piratininga, estabeleceu que, na primeirarevisão tarifária destas empresas, seria aplicado às tarifas de fornecimento o menor índice de reposicionamento tarifárioentre as duas concessionárias. Como a Bandeirante obteve um índice de 9,67% e a controlada indireta CPFL Piratiningade 11,52%, prevaleceu o índice de 9,67%.

Adicionalmente foi determinado em 0,8294% o valor definitivo para o componente “Xe” do “Fator X”, o qual reflete osganhos de produtividade, a ser aplicado como redutor dos custos gerenciáveis “Parcela B”, para os reajustes tarifáriosanuais subseqüentes.

Tendo em vista a diferença de receita entre o reposicionamento tarifário provisório de 10,51%, aplicado desde 23 deoutubro de 2004 sobre as tarifas de energia elétrica, e o reposicionamento tarifário definitivo de 9,67%, apurou-se umadevolução aos consumidores no montante de R$ 103.057, na data base de 22 de outubro de 2005, que será compensada apartir de 23 de outubro de 2005 no reajuste tarifário anual homologado pela ANEEL. A controlada indireta CPFLPiratininga reconheceu um passivo no montante de R$ 99.908 (nota 23) – pró-rata até 30 de setembro de 2005, sendo R$28.649 (nota 25) em contrapartida de Receita de Fornecimento de Energia Elétrica, complementarmente ao montante deR$ 71.259, o qual vem sendo reconhecido desde setembro de 2004.


A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 229, de 18 de outubro de 2005, estabeleceu o reajuste tarifário anualda controlada indireta CPFL Piratininga, aumentando as tarifas de energia elétrica em um percentual médio de 1,54%,composto como segue: 0,74% relativo ao reajuste tarifário anual e 0,80% relativo aos componentes tarifários externos aoreajuste anual. Entre os componentes externos destacam-se a última parcela de 50% do saldo da CVA, apurada no períodode outubro de 2002 a setembro de 2003, e a devolução tarifária oriunda da homologação definitiva da Revisão Tarifária de2003.

385

Conforme Aditivo do Contrato de Concessão firmado em 01 de setembro de 2005, as despesas de PIS e COFINSefetivamente incorridas pela controlada indireta CPFL Piratininga serão inseridas nas contas de fornecimento de energiaelétrica, a partir de 23 de outubro de 2005, não estando, portanto, incluídas na tarifa acima divulgada.

Adicionalmente, em função das bases constantes da homologação da referida Resolução, a controlada indireta CPFLPiratininga reconheceu no ativo circulante o montante de R$ 8.632 (nota 5), referente a reembolso dos seguintes custos:(i) Laudo de Avaliação de Ativos no montante de R$ 1.952, (ii) PIS e COFINS incidentes sobre os efeitos financeiros aoreajuste de outubro de 2004, basicamente sobre a amortização da CVA faturada em 2004, no montante de R$ 3.234, (iii)descontos aplicados na Tarifa do Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, faturada em 2004, no valor de R$ 1.486, e (iv)reposição do valor de R$ 1.960, pró-rata até 30 de setembro de 2005, relativo a diferencial da RGR de 2002 deduzidoindevidamente pela ANEEL no reajuste tarifário de outubro de 2004.A controlada indireta CPFL Piratininga possuía ainda um ativo regulatório de TUSD relativo ao reajuste tarifário de 2004,no montante de R$ 570 em 30 de setembro de 2005 (R$ 1.149 em 30 de junho de 2005).

Foram considerados neste reajuste tarifário os efeitos da majoração da alíquota do PIS e COFINS a serem repassados paraas Geradoras no montante de R$ 7.607. A controlada indireta CPFL Piratininga registrou um passivo (nota 19) emcontrapartida na despesa (nota 26), o qual será repassado mensalmente em parcelas no montante de R$ 634, a partir denovembro de 2005. A controlada indireta CPFL Piratininga também registrou um ativo (nota 5) em contrapartida da receita(nota 25), no mesmo valor da obrigação, o qual será amortizado em conformidade com o faturamento aos consumidores,a ocorrer a partir de 23 de outubro de 2005.

Os valores constantes no reajuste tarifário referente ao PIS e COFINS mencionados nos parágrafos acima são provisórios,visto que os critérios de inclusão destes tributos nas tarifas foram objeto de discussão específica em Audiência Pública de20 de julho de 2005 (convocação ANEEL nº 014/2005) e deverá ser assunto de regulamentação definitiva após conclusãodos trabalhos da referida audiência pública, sendo que eventuais diferenças existentes nos valores repassados, deverão sercompensadas futuramente.

c) Diferimento de Custos e Ganhos Tarifários (CVA) e Portarias 116 e 361:

Refere-se ao mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis incorridos pelasconcessionárias de distribuição de energia elétrica. Esta variação é apurada através da diferença entre os gastosefetivamente incorridos e os gastos estimados no momento da constituição da tarifa nos reajustes tarifários anuais. Sãoconsiderados custos não gerenciáveis as despesas descritas na nota 10.

Através da Portaria Interministerial nº 116, de 04 de abril de 2003, a recuperação do saldo de CVA referente ao período dedoze meses que antecedeu a revisão tarifária de 2003 ficou adiada por doze meses, vem sendo compensadas nas tarifas defornecimento nos vinte e quatro meses subseqüentes a partir do Reajuste Tarifário Anual de 2004.

Com a edição da Resolução Normativa nº 153, de 14 de março de 2005, a ANEEL regulamentou os critérios eprocedimentos para cálculo e repasse às tarifas de fornecimento, relativa a CVA de aquisição de energia elétrica, objeto daPortaria Interministerial nº 361, de 26 de novembro de 2004. Em 30 de setembro de 2005, os valores referentes à Portaria361 correspondem a passivo líquido de R$ 30.223 no consolidado. Encontram-se pendentes de homologação por parte deórgão regulador os passivos líquidos das distribuidoras o montante de R$ 8.958, estando sujeitos a eventuais alteraçõesquando de sua homologação definitiva.

d) Ativo Regulatório decorrente da Majoração de PIS e COFINS:

Refere-se à diferença entre o custo com os valores do PIS e da COFINS apurados através da aplicação da legislação atuale aqueles incorporados à tarifa. Embora nos reajustes tarifários de 2005 já contemple grande parte destes custos, esteassunto deverá ser motivo de regulamentação definitiva, após a conclusão da audiência pública instalada pela ANEEL em20 de julho de 2005.

Na controlada indireta CPFL Centrais Elétricas, a ANEEL através da Resolução Homologatória nº 78 de 06 de abril de2005, homologou em caráter provisório as diferenças sem cobertura tarifária do período de fevereiro de 2004 a março de2005, cujo montante de R$ 1.264 está sendo ressarcido pela controlada CPFL Paulista em 12 parcelas mensais de R$ 105a partir de maio de 2005.

Tendo em vista o caráter provisório, estes valores estão sujeitos a eventuais alterações quando de sua homologaçãodefinitiva pelo órgão regulador.

386

e) Subvenção de Baixa Renda:

Devido às novas diretrizes e critérios para o enquadramento de unidades consumidoras na subclasse residencial baixarenda, foi verificado um descasamento entre os subsídios previstos e aqueles incorporados às tarifas. Como estas diferençasafetaram as concessionárias de distribuição de energia, ou os seus consumidores finais, a ANEEL estabeleceu umametodologia de cálculo a ser aplicada de modo a permitir o acerto de contas através de critérios de liquidação previamenteestabelecidos.

Estas diferenças foram levantadas pelas distribuidoras em bases mensais e ainda estão sujeitas à fiscalização pelo órgãoregulador.

A movimentação dos saldos no período de nove meses findo em 30 de setembro é como segue:

f) Sobras de Energia dos Leilões de 2005:O Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, obriga as concessionárias de distribuição de energia elétrica a garantir 100%do seu mercado de energia e potência por meio de contratos aprovados, registrados e homologados pela ANEEL. EsteDecreto, nos artigos nº 28 e 29, também garante os repasses às tarifas das sobras ou faltas de energia elétrica dasconcessionárias de distribuição, limitadas em 3% do requisito de carga.

As sobras líquidas de energia das controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga referentes ao período de 9 meses findoem 30 de setembro de 2005, foram colocadas a disposição da CCEE para venda de curto prazo, as quais são,conseqüentemente, liquidadas ao preço de mercado de curto prazo, inferior ao preço médio do Leilão.

Esta diferença de preço no custo de energia adquirida através do Leilão em 2005 e vendida no mercado de curto prazo,resultou em perda financeira de R$ 8.183 pelas controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga, contabilizada comoDespesas Pagas Antecipadamente na rubrica Sobras de Energia dos Leilões de 2005. Esta perda deverá ser repassada aosconsumidores finais no Reajuste Tarifário de 2006.

(4) DISPONIBILIDADES

As aplicações financeiras correspondem a operações realizadas com Instituições Financeiras, em condições e taxas usuaisde mercado, tendo como base de remuneração a variação do Certificado de Depósito Interbancário (“CDI”).

387

(5) CONSUMIDORES, CONCESSIONARIAS E PERMISSIONÁRIAS


Os valores referem-se a contabilização da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – “CCEE” (antigo MAE)relativos ao período de setembro de 2000 a setembro de 2005. O saldo a receber em 30 de setembro de 2005, decorrenteda venda de energia, compreende, principalmente: (i) ajustes judiciais, determinados em função de processos movidos poragentes do setor; (ii) registros escriturais provisórios determinados pela CCEE; (iii) estimativas da controladas, paraperíodos ainda não disponibilizados pela CCEE; e (iv) valores negociados bilateralmente, pendentes de liquidação. Ascontroladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Geração entendem não haver riscos significativos narealização desses ativos e, conseqüentemente nenhuma provisão foi contabilizada.

(6) DEVEDORES DIVERSOS

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(7) TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS

A Sociedade adquiriu em 28 de abril de 2005, através de Instrumento Particular de Cessão de Crédito, o crédito provenientedo Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica entre a CESP – Companhia Energética de São Paulo (vendedora) eCPFL Comercialização Brasil S.A. (compradora), correspondente ao fornecimento de energia por um período de 8 anos.

A Cessão de Crédito adquirida pela Sociedade no montante de R$ 127.875, é remunerado com juros de 17,5% a.a., maisvariação anual do IGP-M, e está sendo amortizada através de parcelas mensais no valor correspondente a transação decompra de energia até janeiro de 2013. O saldo em 30 de setembro de 2005 é de R$ 129.586.

(8) TRIBUTOS A COMPENSAR

No longo prazo, o saldo de Contribuição Social a Compensar refere-se ao ganho definitivo em ação judicial movido pelacontrolada CPFL Paulista, reconhecido no exercício de 2004. Este montante está registrado no longo prazo, em função dacontrolada CPFL Paulista estar aguardando o trâmite dos procedimentos administrativos junto à Receita Federal, para acompensação.

(9) PROVISÃO PARA CRÉDITOS DE LIQUIDAÇÃO DUVIDOSA

A movimentação da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, incluindo parcela para fazer frente a eventuais perdascom parcelamentos de débitos de consumidores (nota 12), compreendida entre o período de 30 de junho e 30 de setembrode 2005 é como segue:

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(10) DIFERIMENTO DE CUSTOS E GANHOS TARIFÁRIOS

(11) CRÉDITOS FISCAIS DIFERIDOS

11.1- Composição dos créditos de imposto de renda e contribuição social:

O benefício fiscal do ágio incorporado é oriundo das incorporações das controladoras da CPFL Paulista (DOC 4) e daCPFL Piratininga (DRAFT I), e está sendo realizado de forma proporcional à amortização do ágio incorporado que ooriginou, de acordo com o lucro líquido projetado durante o prazo remanescente da concessão.

Para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2005, foram utilizadas as taxas anuais de 4,997631% e5,777282% para as controladas CPFL Paulista e para a controlada indireta CPFL Piratininga, respectivamente, sendo essastaxas determinadas em projeção aprovada pela ANEEL em 2004 e sujeitas à revisão periódica.

Expectativa de recuperação

A expectativa de recuperação dos créditos fiscais diferidos decorrente dos prejuízos fiscais, bases negativas e despesastemporariamente indedutíveis, está baseada nas projeções de resultados preparadas pelas controladas. A referidaexpectativa está sujeita a alterações, uma vez que os resultados finais, quando de sua efetiva realização em períodossubseqüentes, podem diferir daqueles considerados nas projeções. Conservadoramente, as controladas decidiram pormanter tais créditos no longo prazo.

Não existem dados disponíveis que apontem a necessidade de alterar as premissas de realização dos créditos fiscaisaprovadas pelo Conselho de Administração ao final de 2004.

390

11.2 - Diferenças temporárias indedutíveis:

11.3 - Reconciliação dos montantes de imposto de renda e contribuição social registrados nos resultados dostrimestres e período de nove meses findos em 30 de setembro de 2005 e 2004:

O Crédito Fiscal não Constituído refere-se a prejuízo fiscal e base negativa de certas controladas, que excedem saldosregistrados de acordo com a respectiva expectativa de realização.

(12) OUTROS CRÉDITOS

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(13) CRÉDITOS COM PESSOAS LIGADAS

O saldo em 30 de junho de 2005, no Longo Prazo corresponde a contratos de mútuos celebrados entre a Sociedade e acontrolada direta CPFL Paulista (R$ 25.340) e indireta Semesa (R$ 17.989), cuja remuneração é de 110% do CDI-CETIP,que foi liquidado neste trimestre.

(14) INVESTIMENTOS

14.1 - Participações Societárias Permanentes:

As principais informações sobre os investimentos em participações societárias permanentes são como seguem:

Aquisição de ações da Sul Geradora Participações (“SGP”)

Em 16 de setembro de 2005, a controlada CPFL Brasil adquiriu 145.085.020 ações de emissão da empresa SGP, subsidiáriaintegral da controlada indireta RGE, correspondente a 67,23% de seu capital social, pelo preço de R$ 163. A participaçãoremanescente foi adquirida pela IPE Energia S/A (controladora em conjunto da RGE).A aquisição foi efetuada com o objetivo de atender a Resolução Homologatória nº 166 de 13 de julho de 2004 e Lei 10.848,de 15 de março de 2004, que determinava a eliminação da participação da RGE no capital social da Sul GeradoraParticipações até 16 de setembro de 2005.

Aquisição de ações da CPFL Sul Centrais Elétricas

A CPFL Sul Centrais Elétricas é a subsidiária integral da controlada CPFL Geração constituída para o propósito deaquisição das usinas PCH Guaporé, PCH Andorinhas, PCH Pirapó e PCH Saltinho de propriedade da Rio Grande Energia– RGE. Esta aquisição foi formalizada através do contrato de promessa de compra e venda, com anuência da ANEELatravés do Despacho nº 1.104 de 31 de agosto de 2005.

O reconhecimento contábil destes ativos com sua respectiva liquidação financeira no montante de R$ 3.729 será efetuadoapós a confirmação da ANEEL do pleito encaminhado pela CPFL Sul Centrais Elétricas em 22 de setembro de 2005solicitando: (i) Registro dos aproveitamentos hidrelétricos em nome da CPFL Sul Centrais Elétricas e (ii) Destinação dasrespectivas energias para comercialização sob o regime de Produção Independente.

392

Dividendo e Juros sobre Capital Próprio

Com base nos lucros acumulados em 30 de junho de 2005 e na forma prevista em seus respectivos Estatutos Sociais, ascontroladas abaixo relacionadas propuseram dividendos e declararam Juros sobre Capital Próprio, nos seguintesmontantes:

Os dividendos propostos da CPFL Geração em 2005 e 2004 (no montante de R$ 55.262 e R$ 28.469, respectivamente) eparte dos dividendos da CPFL Paulista de 2005 (no montante de R$ 147.946) encontram-se pendentes de recebimento.

14.2 - Ágio e Deságio:

Mudança no critério de amortização do Ágio

Os ágios decorrentes de aquisição da participação societária da CPFL Energia na CPFL Paulista e da CPFL Paulista e CPFLGeração na RGE, CPFL Piratininga e SEMESA, anteriormente amortizados de forma linear pelo prazo de 10 anos,passaram a ser amortizados, a partir de junho de 2004, retroativamente a janeiro de 2004, proporcionalmente às curvas dolucro líquido projetado para o período remanescente da concessão das subsidiárias CPFL Paulista, RGE e CPFLPiratininga, e pelo prazo remanescente do contrato de arrendamento com a detentora da concessão (FURNAS) para asubsidiária SEMESA.

No período de nove meses findos em 30 de setembro de 2005, a amortização do ágio foi apurada com base em taxa anualde 4,997631% na CPFL Paulista, 4,997631% na RGE 5,777282% na CPFL Piratininga, e 7,439278% na SEMESA, sendoessas taxas sujeitas à revisão periódica.

Os ágios decorrentes das aquisições de participações da Foz do Chapecó, ENERCAN e Barra Grande, controladas da CPFLGeração, estão fundamentados na expectativa de rentabilidade futura decorrente de seus contratos de concessão e serãoamortizados no prazo destes contratos, a partir do início das operações comerciais dessas empresas, previstosrespectivamente para o ano 2009, janeiro de 2006 e outubro de 2005.

Os ágios na CPFL Energia referente a CPFL Piratininga e CPFL Geração, originados no processo de aquisição em ofertapública e incorporação de ações, respectivamente, estão sendo amortizados proporcionalmente às curvas do lucro líquidono período remanescente de concessão.

14.3 - Bens de Renda:

No consolidado, os bens de renda, referem-se a ativos integrantes da Usina de Serra da Mesa, pertencentes à controladaindireta SEMESA, arrendados ao detentor da concessão (atualmente FURNAS) por um período de 30 anos a findar em2028.

393

(15) IMOBILIZADO

A taxa média anual de depreciação dos ativos é de aproximadamente 5,2% a.a.

Outros Ativos não Vinculados à Concessão – Refere-se a ágio de incorporação na controlada em conjunto RGE,amortizado pelo período remanescente da concessão, proporcionalmente à curva do lucro líquido projetado para o período(taxa anual de 2,41% em 2005). Essa taxa está sujeita à revisão periódica.

(16) DIFERIDO

(17) ENCARGOS DE DÍVIDAS, EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

394

BNDES – Investimento (FINEM II) - A controlada CPFL Paulista obteve a aprovação de financiamento junto ao BNDES,no montante de R$ 240.856, que faz parte de uma linha de crédito do FINEM, a ser aplicado na expansão e modernizaçãodo Sistema Elétrico, tendo sido recebida em 27 de abril e 25 de agosto de 2005, os montantes de R$ 89.022 e R$ 28.920,respectivamente. O saldo remanescente terá liberações até dezembro de 2006. Os juros serão pagos trimestralmente, de 15de julho de 2005 a 15 de janeiro de 2007 e mensalmente a partir de 15 de fevereiro de 2007.

395

Este contrato está sujeito a certas condições restritivas, as quais estão sendo plenamente atendidas, contemplando cláusulasque requerem da controlada CPFL Paulista a manutenção de determinados índices financeiros em parâmetros pré-estabelecidos e são resumidas como segue:

• Realizar pagamento de Dividendos e de Juros sobre o Capital Próprio, cujo somatório exceda o dividendomínimo obrigatório previsto em lei, somente após a comprovação do BNDES e do banco líder da operação(UNIBANCO) e do atendimento integral às obrigações restritivas estabelecidas no contrato;

• Endividamento financeiro líquido dividido pelo EBITDA – valor máximo 4,0 em 2005 e 2006; e de 2007 a 2010valor máximo 3,5;

• Endividamento financeiro líquido dividido pela soma do endividamento financeiro líquido e o PatrimônioLíquido – valor máximo 0,65 em 2005 e 2006; e de 2007 a 2010 valor máximo 0,60.

BNDES - Investimento (FINEM) – A controlada indireta CPFL Piratininga possui contrato de abertura de crédito,mediante repasse de empréstimo contratado junto ao BNDES no valor total de R$ 89.382, do qual já foram liberados àcontrolada os montantes de R$ 33.568, R$ 8.876 e R$ 11.306, respectivamente em março, junho e agosto de 2005. Osaldo remanescente terá liberações até dezembro de 2006. Os juros serão pagos trimestralmente, de 15 de abril de 2005 a15 de janeiro de 2007 e mensalmente a partir de 15 de fevereiro de 2007.

Este contrato está sujeito a certas condições restritivas, as quais estão sendo plenamente atendidas, contemplando cláusulasque requerem da controlada indireta CPFL Piratininga a manutenção de determinados índices financeiros em parâmetrospré-estabelecidos e são resumidas como segue:

• Realizar pagamento de Dividendos e de Juros sobre o Capital Próprio, cujo somatório exceda o dividendomínimo obrigatório previsto em lei, somente após a comprovação do BNDES e do banco líder da operação(UNIBANCO) e do atendimento integral às obrigações restritivas estabelecidas no contrato;

• Endividamento financeiro líquido dividido pelo EBITDA – valor máximo 3,0 em 2005; e de 2006 a 2010 valormáximo 2,5;

• Endividamento financeiro líquido dividido pela soma do endividamento financeiro líquido e o PatrimônioLíquido – valor máximo 0,60 em 2005 e 2006; e de 2007 a 2010 valor máximo 0,55.

IFC – A International Finance Corporation (“IFC”) exerceu em 14 de julho de 2005 o direito do exercício referente aobônus de subscrição, convertendo o saldo da dívida em 25 de julho de 2005 em 4.159.647 ações da Sociedade.

BID - Em abril de 2005 a controlada indireta ENERCAN obteve do BID – Banco Interamericano de Desenvolvimento aaprovação do empréstimo no montante de US$ 75 milhões, destinado ao financiamento do empreendimento UsinaHidrelétrica Campos Novos. Do total contratado foi liberado até 30 de setembro de 2005 o montante de US$ 60 milhões(US$ 10 milhões no 3º trimestre de 2005).

Os juros são pagos trimestralmente nos meses de fevereiro, maio, agosto e novembro de cada ano, tendo ocorrido aquitação da 1ª parcela em 15 de maio de 2005.

Este contrato está sujeito a certas condições restritivas, as quais estão sendo plenamente atendidas, contemplando cláusulasque requerem da controlada indireta Enercan a manutenção de determinados índices financeiros em parâmetros pré-estabelecidos e são resumidas como segue:

• Coeficiente de Cobertura do Serviço de Dívida Histórica e o Coeficiente de Cobertura do Serviço de DívidaProjetada, na data do pagamento, sejam, no mínimo, de 1,30 e 1,30, respectivamente. O coeficiente é calculadodividindo-se o fluxo de caixa líquido das operações pelo serviço da dívida.

• Coeficiente de Endividamento deve ser na proporção de no máximo 75% de dívida para 25% do capital próprio.

SWAP – Com a subscrição do empréstimo IFC por ações, em julho/05, a sociedade deixou de ter exposição em dólar.

No entanto, optou por manter parte do Hedge proveniente da operação do empréstimo com IFC, para cobrir a exposiçãocambial dos empréstimos em cesta moeda BNDES, relativo a sua participação nas controladas Ceran e Baesa.

Posteriormente, considerando que a Ceran decidiu cobrir sua exposição em cestas de moedas BNDES na própria empresa,a CPFL Energia reverteu parte do hedge, contratando operação denominada swap, que consistiu trocar variação depercentual do CDI por variação cambial acrescida de juros.

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A Sociedade e as controladas encontram-se integralmente adimplentes em relação ao atendimento de cláusulas restritivasrelacionadas aos contratos de empréstimos e financiamentos que possuem cláusulas de restrições mantidos junto ainstituições financeiras.

(18) DEB NTURES

Em 01 de abril de 2005, a controlada em conjunto RGE promoveu a segunda emissão de debêntures simples, parasubscrição pública, da espécie sem garantias (quirografária), não conversíveis em ações da Companhia, com ausência decláusula de opção de repactuação, emitidas em duas séries, como segue:

• 1ª série - as 2.620 debêntures terão prazo de 6 anos, contados a partir da data de emissão, com vencimento em1° de abril de 2011, sobre o valor nominal unitário incidirão (i) a variação do IGP-M (calculada de forma “prorata temporis” por dias úteis decorridos, com base em um ano de 252 dias úteis); e (ii) juros remuneratórios auma taxa fixa anual de 9,6% ao ano, que foi definida em procedimento de “bookbuilding”. Os valores relativosà remuneração das debêntures deverão ser pagos anualmente, sempre no dia 1° do mês de abril de cada ano,sendo o primeiro pagamento devido em 1° de abril de 2006.

• 2ª série – as 20.380 debêntures terão prazo de 4 anos, contados a partir da data de emissão, com vencimento em1° de abril de 2009, sobre o valor nominal unitário incidirão juros remuneratórios, definido em procedimento de“bookbuilding”, à taxa de 106% da acumulação das taxas médias diárias dos DI – Depósitos Interfinanceiros deum dia, “over extra grupo”, calculadas e divulgadas pela CETIP – Câmara de Custódia e Liquidação. Os valoresrelativos à remuneração das debêntures deverão ser pagos semestralmente, sempre no dia 1° dos meses de abrile outubro da cada ano, sendo o primeiro pagamento em 1° de outubro de 2005.

As debêntures emitidas pela controlada indireta RGE possuem cláusulas restritivas quanto à (i) redução do Capital Socialda Emissora e/ou alteração do Estatuto Social da Emissora que implique a concessão de direito de retirada aos acionistasna Emissora em montante que possa afetar direta ou indiretamente, o cumprimento das obrigações pecuniárias da Emissoraprevistas na Escritura de Emissão; (ii) transferência ou a cessão, direta ou indiretamente, do controle societário, ou aindaa incorporação, fusão ou cisão, excetuada a hipótese de alienação do controle direto para a CPFL Energia e/ou para umasubsidiária integral da CPFL Energia; (iii) alienação do controle da PSEG Américas Ltda, excetuada a hipótesetransferência de controle para o Exelon Group (iv) a VBC Participações S/A deixar de deter participação majoritária dentreas Controladoras, ou a VBC Participações S/A, a PREVI e/ou a Bonaire Participações S/A deixarem de deter, em conjunto,o controle direto ou indireto da Emissora.

Os “covenants” financeiros são: • a razão entre Dívida Total e EBITDA, menor ou igual a 3,0, a ser verificada trimestralmente;• a razão entre EBITDA e Despesas Financeiras, maior ou igual a 2,0;• a razão entre Dívida Total e Capitalização Total, menor ou igual a 0,55.

Essas cláusulas restritivas e as demais sujeitas pela controlada indireta RGE em contrato de emissão de debêntures juntoàs instituições financeiras estão sendo atendidas.

397

(19) FORNECEDORES

(20) IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES

Os valores registrados no longo prazo referem-se basicamente aos impostos diferidos incidentes sobre os seguintes ativos:(i) Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE, (ii) Ativo Regulatório referente a PIS e COFINS, e (iii) Efeitos doReajuste e Revisão Tarifária das controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga, os quais são considerados devidos pelascontroladas na medida da realização do valor do ativo principal.

Na controladora, em 30 de junho de 2005, estavam registrados os valores de Imposto de Renda na Fonte e PIS/COFINSrelacionados a declaração do Juros sobre o Capital Próprio no trimestre, nos montantes de R$ 11.538 e R$ 7.425respectivamente.

(21) ENTIDADE DE PREVID NCIA PRIVADA

As controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e CPFL Geração, através da Fundação CESP, e a controlada em conjuntoRGE, através da Fundação ELETROCEEE, mantêm Planos de Suplementação de Aposentadoria e Pensões para seusempregados.

Com a modificação do Plano Previdenciário, foi reconhecida em setembro de 1997 uma obrigação a pagar pelascontroladas CPFL Paulista e CPFL Geração referente ao déficit do plano apurado na época pelos atuários externos daFundação CESP, a qual vem sendo amortizada em 240 parcelas mensais, acrescidas de juros de 6% a.a. e correção peloIGP-DI (FGV). O saldo da obrigação em 30 de setembro de 2005 era de R$ 715.030 (R$ 735.641 em 30 de junho de2005), sendo que o passivo foi devidamente ajustado para atender os critérios da Deliberação CVM 371, de 13 dedezembro de 2000.

Deliberação CVM Nº 371 – Contabilização de Planos de Pensão

De acordo com a Deliberação CVM nº 371, de 13 de dezembro de 2000, as controladas optaram por registrar no resultadoos efeitos do reconhecimento inicial dos benefícios pós-emprego sobre os quais é responsável, como um itemextraordinário, líquido dos efeitos dos impostos, pelo período de cinco anos, iniciando-se no exercício de 2002.

398

As movimentações ocorridas no passivo atuarial líquido são as seguintes:

Nos saldos contábeis de suas controladas em 30 de setembro de 2005, relacionados à Previdência Privada incluem aindaR$ 39.563 referentes a outras contribuições.

Na demonstração do resultado para os nove meses findos em 30 de setembro de 2005, as despesas foram registradas nasseguintes rubricas:

(22) PROVISÕES PARA CONTING NCIAS

399

As provisões para contingências foram constituídas com base em avaliação dos riscos de perdas em processos em que ascontroladas são parte, cuja probabilidade de perda é provável na opinião dos assessores legais e da Administração daSociedade e de suas controladas.

Perdas possíveis: As controladas são partes em outros processos, nos quais a Administração, suportada por seusconsultores jurídicos, acredita que as chances de êxito são possíveis e, desta forma, não registrou provisão para perdassobre estes montantes. Estas questões não apresentam, ainda, tendência nas decisões por parte dos tribunais ou qualqueroutra decisão de processos similares consideradas como prováveis ou remotas. As reclamações relacionadas a perdaspossíveis em 30 de setembro de 2005 estavam assim representadas: (i) processos trabalhistas no montante de R$ 123.897;(ii) processos cíveis, principalmente referentes a danos pessoais, no montante de R$ 115.416; e (iii) processos fiscais,principalmente Imposto de Renda, FINSOCIAL e PASEP, no montante de R$ 151.403.

A Administração da Sociedade e de suas controladas, baseada na opinião de seus assessores legais, entende não haverriscos contingentes significativos que não estejam cobertos por provisões em suas demonstrações financeiras ou quepossam resultar em impacto significativo sobre os resultados futuros.


Encargos de Capacidade Emergencial – ECE - A partir de 20 de julho de 2005, os consumidores do Sistema InterligadoNacional começaram a pagar 41% a menos no valor do Encargo de Capacidade Emergencial (ECE) cobrado nas faturas deenergia elétrica. Conforme aprovado pela ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 154, de 18 de julho de 2005, oencargo passou de R$ 0,0060 por quilowatt-hora (kWh) para R$ 0,0035/kWh.

(24) PATRIMÔNIO LÍQUIDO


400

24.1 Incorporação de ações da controlada CPFL Geração pela CPFL Energia

Em Assembléias Gerais Extraordinárias da CPFL Energia e da controlada CPFL Geração realizadas em 20 de junho de2005, foi aprovada a incorporação da totalidade das ações ordinárias e preferenciais da controlada CPFL Geração aopatrimônio da CPFL Energia com o conseqüente aumento de capital na mesma. Os acionistas não controladores da CPFLGeração receberam 1 (uma) nova ação ordinária da CPFL Energia a cada 1.622 ações ordinárias ou preferenciais detidasda controlada CPFL Geração.

As relações de troca estabelecidas foram determinadas com base em laudos a valor de mercado, através do método de fluxode caixa descontado a valor presente das duas empresas, preparados por instituição financeira independente eespecializada.

Do total de 205.487.716 mil ações, apenas três acionistas exerceram o direito de retirada, à época da referida transação,estabelecido nos termos da legislação societária, representando 2 mil ações. Concluído este processo, a CPFL Energiapassou a deter 100% do capital social da controlada CPFL Geração.

24.2 Aumento de Capital

Em 14 de julho de 2005, a IFC formalizou sua intenção de exercer a totalidade de seus direitos decorrentes do Bônus deSubscrição emitido pela Sociedade em 05 de dezembro de 2003, através da conversão de empréstimo no montante de R$ 73.668na data base de 25 de julho de 2005, ao preço de R$ 17,71 por ação. A emissão de 4.159.647 ações ordinárias e o aumento decapital da Sociedade foram aprovados em Reunião do Conselho de Administração realizada em 25 de julho de 2005.

24.3 – Dividendo do exercício de 2004

No segundo trimestre de 2005 a Sociedade efetuou pagamento no montante de R$ 140.147, referente a dividendo que foideclarado e provisionado na data base de 31 de dezembro de 2004.

24.4 – Juros sobre o Capital Próprio Intermediário de 30 de junho de 2005

Em reunião do Conselho de Administração, realizada em 29 de junho de 2005, foi aprovada a declaração de Juros sobre oCapital Próprio, no montante bruto de R$ 76.920 (R$ 65.382 líquido do IRRF), correspondente ao valor bruto de R$0,168412266 e valor líquido de R$ 0,143150426, por ação ordinária, cujo pagamento de R$ 65.302 ocorreu neste trimestre.

24.5 – Distribuição de Dividendo Intermediário de 30 de junho de 2005

Em reunião realizada no dia 09 de agosto de 2005, o Conselho de Administração, aprovou a distribuição e o pagamentodo Dividendo Intermediário, relativo ao primeiro semestre de 2005, no montante de R$ 323.677, equivalente a R$0,708677137 por ação ordinária. No trimestre ocorreu o pagamento no montante de R$ 322.479.

401

( 25) RECEITA BRUTA DE VENDAS E/OU SERVIÇOS

Ajuste do Valor Homologado de Energia Livre – Refere-se basicamente a retificação no montante de R$ 67.536 dastransações de energia livre no MAE (atual CCEE) na controlada indireta CPFL Piratininga, efetuada pela ANEEL emjunho de 2004. Valor similar foi registrado no Custo com Energia Elétrica (nota 26).

Revisão Tarifária – No 3º trimestre de 2004, o montante de R$ 117.142 registrado pela controlada indireta CPFL Piratininga,corresponde aos ajustes efetuados visando refletir os efeitos ocasionados pela alteração da revisão tarifária provisória de 2003,conforme Resolução Homologatória – ANEEL, sendo: (i) reversão da constituição de ativo referente ao diferencial de 18,08%para 14,68%, no valor de R$ 53.042, (ii) constituição de uma provisão relacionada à diferença negativa do percentual de14,68% para 10,51%, no valor de R$ 64.100 (vide descrição referente aos ajustes registrados em 2005 na nota 3).

(*) Informações de consumidores e GWh não revisadas pelos auditores independentes(**) Referem-se a consumidores ativos (consumidores conectados à rede de distribuição).

402

(26) CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA

403

(27) DESPESAS OPERACIONAIS

404

(28) RECEITAS E DESPESAS FINANCEIRAS

405

(29) INSTRUMENTOS FINANCEIROS E RISCOS OPERACIONAIS

29.1 CONSIDERAÇÕES SOBRE RISCOS

Os negócios da Sociedade e de suas controladas compreendem, principalmente, geração de energia, comercialização efornecimento de energia a consumidores finais, como concessionárias de serviços públicos, cujas atividades e tarifas sãoem maior parte reguladas pela ANEEL.

Os principais fatores de risco de mercado que afetam seus negócios estão ligados basicamente aos riscos de flutuação dastaxas de câmbio e juros, crédito, escassez de energia e aceleração de suas dívidas. A Sociedade e suas controladasgerenciam estes riscos de modo a poder minimizá-los através do mecanismo de compensação (“CVA”), da contratação deoperações de “hedge/swap”, da adoção de políticas de cobrança, obtenção de garantias e de corte de fornecimento paraconsumidores inadimplentes e monitoramento de obrigações contratuais.

29.2 VALORIZAÇÃO DOS INSTRUMENTOS FINANCEIROS

A Sociedade e suas controladas mantêm políticas e estratégias operacionais e financeiras visando liquidez, segurança erentabilidade de seus ativos. Desta forma possui procedimentos de controle e acompanhamento das transações e saldosdos instrumentos financeiros, com o objetivo de monitorar os riscos e taxas vigentes em relação às praticadas no mercado.

Em 30 de setembro de 2005, os principais instrumentos financeiros ativos e passivos da Sociedade e de suas controladasestão assim valorizados:

• Disponibilidades – com os valores de mercado próximos aos valores demonstrados nos balanços patrimoniais;• Investimentos – os investimentos em controladas que possuem ações no mercado de capitais e aproximam dos

valores registrados nos balanços patrimoniais;• Ativos e Passivos Regulatórios – os valores estão registrados conforme critérios definidos pela ANEEL;• Empréstimos, Financiamentos, Debêntures, Derivativos e Créditos a Receber – a estimativa do valor de mercado

desses instrumentos financeiros foi elaborada com base em modelos de desconto de fluxos futuros a valorpresente, comparação com transações semelhantes contratadas em datas próximas ao encerramento do trimestree comparações com parâmetros médios de mercado. Para operações sem similar no mercado, principalmenterelacionadas aos empréstimos vinculados aos ativos regulatórios e créditos a receber da CESP, a Sociedadeassumiu que o valor de mercado é representado pelo respectivo valor contábil, tendo em vista as suascaracterísticas exclusivas.

Os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos, debêntures e derivativos, comparados aos valores de captação demercado em 30 de setembro e 30 de junho de 2005, são como seguem:

(30) FATOS RELEVANTES

a) Segregação de Participação Societária

Conforme estabelecido na Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004, a controlada CPFL Paulista, submeteu à ANEEL amodelagem para segregação de participações acionárias nas controladas CPFL Piratininga e RGE, através da transferênciados respectivos controles acionários para a CPFL Energia S.A., a qual compreende redução de capital social.

406

A ANEEL, através da Reunião de Diretoria realizada em 05/09/2005, anuiu a segregação e prorrogação do prazo para aimplementação da estruturação societária, conforme publicado na Resolução Autorizativa nº 305.

Este processo de segregação societária deverá ser implementado em etapas, devendo ocorrer até 14 de abril de 2006 atransferência do controle acionário da CPFL Piratininga, e até 14 de março de 2007 da RGE. Cada operação deverá serlastreada em Laudos de Avaliação Contábil, aprovados nos termos da legislação societária, a serem ratificados pelaANEEL, previamente à realização das respectivas assembléias gerais de acionistas das empresas.

Concluído este processo de reestruturação societária, a CPFL Energia passará a ser controladora direta da CPFL Piratiningae da RGE. A CPFL Energia e suas controladas, informarão a seus acionistas e ao mercado em geral, a implementação decada etapa do processo.

b) Tarifa de Repasse – Itaipu

A ANEEL, autorizada pela Portaria nº 338, de 29 de setembro de 2005 do Ministério da Fazenda, estabeleceu através daResolução Homologatório nº 210 de 03 de outubro de 2005, o reajuste da tarifa de repasse de potência de Itaipu Binacional,em 12,10%, a vigorar no período de 01 de outubro a dia 31 de dezembro de 2006.

Esta variação de preço não implicará em ônus as distribuidoras, em função do mecanismo de compensação das variaçõesocorridas nos custos não gerenciáveis, sendo que tal variação de preço deverá compor o saldo da Conta de Compensaçãode Variação de Valores de Itens da Parcela “A” – (“CVA”) e serão repassadas às tarifas de energia elétrica no próximoreajuste tarifário das controladas.

(31) EVENTOS SUBSEQUENTES

a) Operação Comercial da UHE Barra Grande

Em 01 de novembro de 2005 entrou em operação comercial a primeira unidade geradora da UHE Barra Grande. As demaisunidades deverão entrar em operação em janeiro e abril de 2006.

b) Enchimento do Reservatório da UHE Campos Novos

Em 03 de outubro de 2005, foi emitida pela FATMA (Fundação de Meio Ambiente do Estado de Santa Catarina) aautorização para o enchimento do Reservatório da UHE Campos Novos, através do Ofício Nº DICA-002610. Em 10 deoutubro de 2005, com a diminuição da vazão do rio para afluências próximas de 1.000 m3/s, foram descidas as comportasdos túneis de desvio, dando-se início efetivo ao enchimento do Reservatório.

c) Incorporação de Ações da CPFL Piratininga e CPFL Paulista

Em Assembléia Geral de Acionistas convocada para o dia 22 de novembro de 2005, será deliberada a proposta dereorganização societária contemplando a incorporação das ações detidas pelos acionistas minoritários da controlada CPFLPiratininga pela CPFL Paulista e, subseqüentemente a incorporação das ações detidas pelos acionistas minoritários daCPFL Paulista pela controladora CPFL Energia.

Essa reorganização implicará na transferência da totalidade das ações ordinárias e preferenciais dos acionistas nãocontroladores diretos da controlada CPFL Piratininga ao patrimônio da CPFL Paulista, resultando em um aumento decapital na CPFL Paulista de R$ 55.407.328,41, mediante a emissão de 58.745.376 ações ordinárias e 168.047.235 açõespreferenciais classe “A”, todas escriturais e sem valor nominal; e na subseqüência transferência da totalidade das ações dosacionistas não controladores diretos da CPFL Paulista ao patrimônio da CPFL Energia, resultando em um aumento decapital na CPFL Energia de R$ 468.201.127,47, mediante a emissão de 18.862.417 ações ordinárias escriturais e sem valornominal.

Os atuais acionistas da controlada CPFL Piratininga receberão: (i) 1 (uma) ação ordinária da CPFL Paulista para cada lotede 6,053721422 ações ordinárias da CPFL Piratininga; e (ii) 1 (uma) ação preferencial classe “A” da CPFL Paulista paracada lote de 6,053721422 ações preferenciais da CPFL Piratininga.

407

Na seqüência, os acionistas da CPFL Paulista, inclusive os novos acionistas advindos da incorporação das ações dacontrolada CPFL Piratininga, receberão 1 (uma) ação ordinária da CPFL Energia para cada lote de 101,600724349 açõesordinárias ou preferenciais das classes “A”, “B” ou “C”, por eles detidas na CPFL Paulista.

As relações de troca estabelecidas acima foram determinadas com base em laudos a valor de mercado, através do métodode fluxo de caixa descontado a valor presente das três empresas, preparados por instituição financeira independente eespecializada.

d) Leilão de Compra e Venda de Energia (informação não examinada pelos Auditores Independentes)

As controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga, como concessionárias de serviço público de distribuição de energiaelétrica, participaram em 11 de outubro de 2005 do 3º e 4º leilões de energia elétrica na qualidade de compradoras deenergia e adquiriram energia através de contratos com período de suprimento de 3 anos com início em 2006 e 8 anos cominício em 2009. A tabela abaixo demonstra os valores acumulados de energia e preço médio de compra dos referidoscontratos para os anos de 2005 a 2009, compreendendo também as compras já realizadas nos leilões de dezembro de 2004e abril de 2005:

A controlada RGE não participou destes leilões de aquisição de energia elétrica.

As empresas fornecedoras de energia nos leilões são: CDSA, CEB, CEEE, CELPA, CEMIG GERAÇÃO, CESP, CGTEE,CHESF, COPEL GERAÇÃO, DUKE PARANAPANEMA, ELETRONORTE, EMAE, ENERGEST, FURNAS, LIGHT,TRACTEBEL e TRACTEBEL COMERCIALIZADORA.

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(32) FLUXO DE CAIXA

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Análise de Resultados – CPFL Energia Individual

A CPFL Energia, na qualidade de empresa holding, não possui geração de caixa próprio. Portanto, para gerir seusinvestimentos, depende diretamente do resultado das operações de suas controladas, do recebimento de dividendos, derecursos provenientes de seus acionistas e de recursos captados no mercado financeiro.

No trimestre houve uma recuperação nos resultados em relação ao mesmo período do ano anterior principalmente emfunção da redução das despesas operacionais, melhoras no resultado financeiro e no resultado de participações societárias,como segue:

Resultado Financeiro:

O resultado financeiro líquido no 3º trimestre de 2005 foi uma despesa de R$ 2.708 mil, sendo R$ 15.720 mil inferior adespesa obtida para o mesmo período de 2004 no montante de R$ 18.428 mil.

A melhora verificada no resultado financeiro deve-se principalmente a liquidação do endividamento com o pagamento dasdebêntures em outubro de 2004 e a liquidação do empréstimo com o IFC através da conversão da dívida em ações daSociedade ocorridas durante 2005. Adicionalmente, este efeito foi parcialmente compensado pelo acréscimo na despesa deamortização de ágio em função da aplicação dos conceitos da Instrução CVM nº 319 pela controlada CPFL Paulista.

Resultado de Participações Societárias:

O resultado de participações societárias está relacionado às performances das controladas, conforme abaixo:

410

06.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)


1 Ativo Total 12.798.195 12.893.333

1.01 Ativo Circulante 3.292.504 3.353.130


1.01.02 Créditos 2.692.165 2.509.513

1.01.02.01 Consumidores, Concession. e Permissionar 1.758.742 1.712.083



1.01.02.04 Tributos a compensar 348.430 290.135

1.01.02.05 Prov p/ Créditos de Liquidação Duvidosa (43.956) (53.459)


1.01.02.07 Despesas Pagas Antecipamente 45.757 47.936

1.01.03 Estoques 9.073 8.245

1.01.04 Outros 120.019 130.153

1.01.04.01 Derivativos 1.125 0

1.01.04.02 Outros 118.894 130.153

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 2.612.280 2.700.351

1.02.01 Créditos Diversos 2.470.993 2.563.786

1.02.01.01 Consumidores, Concession. e Permissionar 446.320 496.374





1.02.01.06 Créditos Fiscais Diferidos 985.598 1.017.109


1.02.01.08 Despesas Pagas Antecipamente 22.431 20.035





1.02.03 Outros 141.287 136.565

1.02.03.01 Derivativos 569 0

1.02.03.02 Outros 140.718 136.565

1.03 Ativo Permanente 6.893.411 6.839.852

1.03.01 Investimentos 2.789.633 2.824.587


1.03.01.02 Participações em Controladas 1.987.289 2.016.542

1.03.01.02.01 Ágio ou Deságio 1.987.289 2.016.542


1.03.01.03.01 Bens de Renda 772.095 777.795

1.03.01.03.02 Outros 30.249 30.250

1.03.02 Imobilizado 4.061.101 3.973.532

1.03.02.01 Imobilizado 4.685.552 4.586.959

1.03.02.02 (-) Obrig Esp Vinculadas à Concessão (624.451) (613.427)

1.03.03 Diferido 42.677 41.733

411

06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)


2 Passivo Total 12.798.195 12.893.333

2.01 Passivo Circulante 3.247.544 3.430.386

2.01.01 Empréstimos e Financiamentos 843.546 852.383

2.01.01.01 Encargos de Dívidas 52.763 47.406

2.01.01.02 Empréstimos e Financiamentos 790.783 804.977

2.01.02 Debêntures 343.513 309.739

2.01.02.01 Encargos de Debêntures 74.553 41.795

2.01.02.02 Debêntures 268.960 267.944

2.01.03 Fornecedores 678.778 652.827

2.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 626.396 523.7422.01.05 Dividendos a Pagar 10.157 413.7652.01.06 Provisões 5.069 7.6272.01.06.01 Participações nos Lucros e Resultados 5.069 7.6272.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.01.08 Outros 740.085 670.3032.01.08.01 Folha de Pagamento 3.684 3.3772.01.08.02 Entidade de Previdência Privada 90.391 95.0802.01.08.03 Taxas Regulamentares 69.554 67.7392.01.08.04 Obrigações Estimadas 40.289 32.6612.01.08.05 Diferimento de Ganhos Tarifários 250.158 194.7972.01.08.06 Derivativos 46.912 65.0342.01.08.07 Outros 239.097 211.6152.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 4.914.402 5.151.1262.02.01 Empréstimos e Financiamentos 1.856.044 2.009.5092.02.02 Debêntures 1.605.342 1.613.2962.02.03 Provisões 355.687 343.4392.02.03.01 Provisões para Contingências 355.687 343.4392.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.02.05 Outros 1.097.329 1.184.8822.02.05.01 Fornecedores 167.979 219.3402.02.05.02 Entidade de Previdência Privada 817.978 805.8272.02.05.03 Impostos, Taxas e Contribuições 41.104 64.0972.02.05.04 Derivativos 29.872 35.0832.02.05.05 Diferimento de Ganhos Tarifários 11.664 14.3602.02.05.06 Outros 28.732 46.1752.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.04 Participações Minoritárias 115.750 104.9542.05 Patrimônio Líquido 4.520.499 4.206.8672.05.01 Capital Social Realizado 4.266.589 4.192.9212.05.02 Reservas de Capital 0 02.05.03 Reservas de Reavaliação 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 02.05.04 Reservas de Lucro 13.946 13.9462.05.04.01 Legal 13.946 13.9462.05.04.02 Estatutária 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 02.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 239.964 0

412

07.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO CONSOLIDADO(Reais Mil)

01/07/2005 a 01/01/2005 a 01/07/2004 a 01/01/2004 aCódigo Descrição 30/09/2005 30/09/2005 30/09/2004 30/09/20043.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.763.030 8.015.802 2.359.917 6.996.4643.02 Deduções da Receita Bruta (806.607) (2.337.062) (732.647) (2.088.988)3.02.01 ICMS (490.618) (1.406.355) (422.299) (1.198.416)3.02.02 PIS (45.779) (127.493) (37.913) (111.629)3.02.03 COFINS (210.075) (581.757) (171.225) (468.047)3.02.04 ISS (253) (577) (192) (431)3.02.05 Reserva Global de Reversão (10.541) (31.176) (10.733) (33.896)3.02.06 Encargos Emergenciais (ECE/EAEE) (49.341) (189.704) (90.285) (276.569)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.956.423 5.678.740 1.627.270 4.907.4763.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.347.385) (3.944.103) (1.295.644) (3.706.217)3.04.01 Custo com Energia Elétrica (995.771) (2.941.397) (992.687) (2.839.602)3.04.02 Pessoal e Administradores (53.007) (151.931) (48.008) (145.337)3.04.03 Entidade de Previdência Privada (22.187) (66.525) (50.428) (137.440)3.04.04 Material (9.249) (26.054) (7.699) (20.907)3.04.05 Serviços de Terceiros (20.824) (68.230) (21.490) (57.691)3.04.06 Depreciação e Amortização (68.068) (202.207) (64.128) (184.864)3.04.07 Conta de Consumo de Combustível - CCC (105.104) (278.752) (58.211) (180.622)3.04.08 Conta de Desenvolvimento Energético-CDE (68.849) (194.476) (49.260) (129.280)3.04.09 Outros (1.361) (8.001) (2.452) (4.984)3.04.10 Custo do Serviço Prestado a Terceiros (2.965) (6.530) (1.281) (5.490)3.05 Resultado Bruto 609.038 1.734.637 331.626 1.201.2593.06 Despesas/Receitas Operacionais (199.839) (747.787) (301.462) (899.392)3.06.01 Com Vendas (47.865) (141.303) (60.269) (144.005)3.06.02 Gerais e Administrativas (68.779) (192.699) (66.901) (199.807)3.06.03 Financeiras (71.370) (378.374) (146.278) (477.359)3.06.03.01 Receitas Financeiras 123.905 368.433 109.800 312.8763.06.03.02 Despesas Financeiras (195.275) (746.807) (256.078) (790.235)3.06.03.02.01 Juros sobre Capital Próprio 0 (81.256) 0 (3.180)3.06.03.02.02 Amortização de Ágio de Investimento (29.255) (86.733) (14.760) (44.278)3.06.03.02.03 Outras Despesas Financeiras (166.020) (578.818) (241.318) (742.777)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais (11.825) (35.411) (28.014) (78.221)3.06.05.01 Amortização de Ágio por Incorporação (2.036) (6.110) (19.517) (58.552)3.06.05.02 Outras Despesas Operacionais (9.789) (29.301) (8.497) (19.669)3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0 03.07 Resultado Operacional 409.199 986.850 30.164 301.8673.08 Resultado Não Operacional 464 (1.733) (3.822) (8.568)3.08.01 Receitas 4.406 7.934 1.723 4.7393.08.02 Despesas (3.942) (9.667) (5.545) (13.307)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 409.663 985.117 26.342 293.2993.10 Provisão para IR e Contribuição Social (132.285) (325.646) (73.450) (201.375)3.10.01 Contribuição Social (33.984) (87.103) (19.123) (54.008)3.10.02 Imposto de Renda (98.301) (238.543) (54.327) (147.367)3.11 IR Diferido (18.517) (44.639) 47.633 56.4643.11.01 Contribuição Social Diferida (5.484) (10.262) 12.466 16.1283.11.02 Imposto de Renda Diferido (13.033) (34.377) 35.167 40.3363.12 Participações/Contribuições Estatutárias (18.897) (55.527) (6.516) (32.733)3.12.01 Participações (10.797) (31.107) 1.617 (8.336)3.12.02 Contribuições (8.100) (24.420) (8.133) (24.397)3.12.02.01 Item Extraord Liq Efeitos Tributários (8.100) (24.420) (8.133) (24.397)3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 81.256 0 3.1803.14 Participações Minoritárias 0 0 0 03.15 Lucro/Prejuízo do Período 239.964 640.561 (5.991) 118.835

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Unid.) 460.894.312 460.894.312 411.869.796 411.869.796LUCRO POR AÇÃO 0,52065 1,38982 0,28853PREJUÍZO POR AÇÃO (0,01455)

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08.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO CONSOLIDADO NO TRIMESTRE

Análise de Resultados – CPFL Energia Consolidado

Receita Bruta

A receita operacional bruta verificada neste trimestre foi de R$ 2.763.030 mil, apresentando um crescimento de 17,1%comparativamente à receita bruta apresentada no mesmo período do exercício anterior.

Os principais fatores que contribuíram para este crescimento foram:

• Os reajustes tarifários das distribuidoras CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE de, respectivamente 17,74%,14,00% e 21,93%.

• Os reajustes tarifários aplicados sobre os contratos de geração de 4,0%, relativos aos contratos iniciais das PCHs;de 12,42% no contrato da Semesa e de 11,12% nos demais contratos.

• Aumento de 111,2% na receita pelo uso do sistema de distribuição de energia elétrica pelos clientes livres• Os efeitos da revisão tarifária de 2003 na controlada CPFL Piratininga. Neste trimestre houve uma redução de

receita operacional de R$ 28.649 mil, enquanto que para o mesmo período no exercício anterior a redução foide R$ 117.142 mil (vide nota explicativa nº 3 e nº 25).

Quantidade de Energia Vendida

No 3º trimestre, basicamente verificamos um crescimento de 4,1% na quantidade total de energia vendida quandocomparado ao mesmo trimestre do ano anterior, com destaque para o crescimento nas classes residencial e comercial, ecrescimento na quantidade de suprimento de energia elétrica vendida para outras concessionárias e permissionárias.

O crescimento apontado nas classes residencial e comercial de 5,5% e 5,8% respectivamente, deve-se à melhora nas condiçõeseconômicas, com reflexo no aumento da oferta de emprego, na renda e no crescimento da produção industrial do país, alémdas temperaturas mais elevadas, verificadas neste trimestre que também contribuíram para o aumento do consumo.

O aumento verificado na quantidade de energia vendida como suprimento deve-se basicamente a forte atuação da CPFLBrasil, empresa comercializadora de energia elétrica.

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Em relação a classe industrial notou-se uma redução de 6,3% na quantidade de energia vendida dada a migração deconsumidores livres. Os efeitos desta migração estão sendo mitigados através da sua significativa retenção na controladaCPFL Brasil, e pela receita obtida através da disponibilidade da rede elétrica (TUSD). Como estes consumidorescontinuam interligados ao sistema de distribuição da concessionária de sua região, eles são faturados pelo uso da rede dedistribuição. O total faturado neste trimestre, a título de receita pela disponibilidade da rede elétrica, foi de R$ 127.558mil, representando um crescimento de R$ 67.170 mil comparativamente aos valores faturados no mesmo período de 2004.


No 3º trimestre de 2005, os custos do serviço de energia elétrica foram de R$ 995.771 mil, apresentando um crescimentode apenas 0,3% quando comparado ao mesmo período do exercício anterior.

A manutenção dos custos com o Serviço de Energia Elétrica deve-se ao efeito da redução dos custos com os encargos deuso do sistema de transmissão e distribuição, compensados pelo aumento nos custos de energia adquirida em função aoaumento da quantidade de energia comprada e do repasse nos custos de geração.


As despesas operacionais gerenciáveis, representadas pelos custos com pessoal, material, serviço de terceiros e outros, noterceiro trimestre de 2005 atingiram o montante de R$ 206.225 mil não sofrendo variação significativa quando comparadaa despesa do mesmo período do exercício anterior no montante de R$ 206.813 mil.

Neste trimestre, a amortização de ágio incorporado totalizou R$ 2.036 mil, apresentando uma redução de R$ 17.481 milquando comparado a amortização do mesmo período do ano anterior. Esta redução deve-se a aplicação do conceito daInstrução CVM nº. 349/2001 a partir de dezembro de 2004, onde a amortização do ágio incorporado relacionado aaquisição da CPFL Paulista e CPFL Piratininga, passou a ser registrado em despesa financeira. O saldo atual deamortização refere-se ao ágio incorporado da RGE.

As despesas com entidade de previdência privada (Fundação CESP), registradas neste trimestre no montante de R$ 22.409mil, apresentaram um decréscimo de 58,3% em comparação com o valor registrado no mesmo período do exercícioanterior. A redução deve-se à revisão das premissas atuariais relacionadas com a tábua biométrica de mortalidade e taxa derendimento esperado sobre os ativos do plano, consideradas no cálculo atuarial.

As demais variações entre os trimestres findos em 30 de setembro de 2005 e de 2004 devem-se às despesas com CCC eCDE, que juntas totalizaram R$ 173.953 mil, apresentando um aumento de 61,9%, justificado pelo reajuste dascontribuições e principalmente pela amortização em 2005 da CVA diferida em 2004. Cabe lembrar que as variações dessescustos são integralmente cobertas pelas tarifas de energia elétrica.


O resultado financeiro líquido neste trimestre é representado por uma despesa de R$ 71.370 mil, sendo 51,2% menor quea despesa apresentada em 2004. A redução das despesas financeiras ocorre em função da redução do endividamento,mudança no perfil da dívida, além da melhora de alguns indexadores macroeconômicos (em especial ao IGP-M).

Lucro líquido e EBITDA

Com base nos fatores expostos acima, o lucro apurado neste trimestre, após os efeitos do imposto de renda e contribuiçãosocial foi de R$ 239.964 mil, apresentando um acréscimo de R$ 245.955 mil quando comparado ao prejuízo da ordemde R$ 5.991 mil, obtido no mesmo período de 2004. Para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2005 e2004, o lucro líquido apurado foi de R$ 640.561 mil e R$ 118.835 mil, respectivamente.

No consolidado, o EBITDA (Lucro Líquido do Trimestre, excluindo os efeitos da entidade de previdência privada,depreciação, amortização, resultado financeiro, contribuição social, imposto de renda e item extraordinário) para o terceirotrimestre de 2005 foi de R$ 570.141 mil, sendo 79,2% maior que o EBITDA apurado para o mesmo período de 2004.

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09.01 - PARTICIPAÇÕES EM SOCIEDADES CONTROLADAS E/OU COLIGADAS

Nº de Ações Nº de Ações% Participação % Patrimônio Detidas no Detidas no

Razão Social da no Capital Líquido da Tipo de Trim. Atual Trim. AnteriorItem Controlada/Coligada CNPJ Classificação da Investida Investidora Empresa (Mil) (Mil)01 Companhia Paulista de Aberta Empresa Comercial,

Força e Luz - CPFL 33.050.196/0001-88 Controlada 94,94 42,09 Industrial e Outras 31.903.722.885 31.903.722.88502 CPFL Geração de Aberta Empresa Comercial,

Energia S.A. 03.953.509/0001-47 Controlada 100,00 23,81 Industrial e Outras 205.487.713.670 205.487.715.77203 CPFL Comercialização Fechada Empresa Comercial,

Brasil S.A. 04.973.790/0001-42 Controlada 100,00 0,77 Industrial e Outras 455.996 455.99604 Companhia Piratininga 01.172.213/0001-51 Aberta Empresa Comercial,

de Força e Luz Controlada 0,13 0,02 Industrial e Outras 70.800.000 70.800.000

15.01 - PROJETOS DE INVESTIMENTO

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16.01 - OUTRAS INFORMAÇÕES QUE A COMPANHIA ENTENDA RELEVANTES

Informações adicionais - Novo Mercado

Posição dos acionistas da CPFL Energia S.A., com mais de 5% de ações com direito a voto, em 30 de setembro de2005:

Quantidade e características de valores mobiliários detidos pelo grupo de controladores, diretores, membros do Conselhode Administração e Fiscal, em 30 de setembro de 2005 e 2004:

417

Posição acionária dos acionistas da Sociedade, com mais de 5% do capital votante, até o nível Pessoa Fisica:

Composição dos acionistas da VBC Energia S/A com mais de 5% de ações com direito a voto, até o nível pessoa física,em 30 de setembro de 2005.

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RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE REVISÃO ESPECIALAos Acionistas e Administradores da CPFL Energia S.A. São Paulo - SP

1. Efetuamos uma revisão especial das Informações Trimestrais – ITR’s da CPFL Energia S.A. e controladas(controladora e consolidado) referentes ao trimestre e período de nove meses findos em 30 de setembro de 2005,elaboradas sob a responsabilidade de sua Administração e de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasilcompreendendo o balanço patrimonial, as respectivas demonstrações do resultado e o relatório de desempenho.

2. As Informações Trimestrais relativas ao trimestre e período de nove meses findos em 30 de setembro de 2005 e obalanço patrimonial em 30 de junho de 2005 da controlada indireta em conjunto Rio Grande Energia S.A. – RGE,foram objeto de revisão especial por outros auditores independentes, cujos relatórios de revisão especial, emitidosem 25 de outubro de 2005 e 26 de julho de 2005, respectivamente, não contém ressalvas. Esses mesmos auditoresindependentes emitiram relatório de revisão especial em 21 de outubro de 2004, relativo às Informações Trimestraisde 30 de setembro de 2004, o qual contém ressalvas quanto ao diferimento de variações cambiais passivas líquidas.Nossas revisões, no que diz respeito (a) aos ativos totais dessa controlada em 30 de setembro de 2005 e 30 de junhode 2005, os quais representam 9,9% e 9,9%, respectivamente, dos ativos totais consolidados; (b) ao resultado dosperíodos findos em 30 de setembro de 2005 e de 2004, os quais representam 4,3% e 6,8%, respectivamente, dosvalores totais consolidados; e (c) ao investimento registrado pela equivalência patrimonial nas InformaçõesTrimestrais individuais de sua controladora em conjunto Companhia Paulista de Força e Luz, com reflexo no saldodo investimento naquela empresa registrado pela Sociedade, estão baseadas exclusivamente nos relatórios derevisão especial daqueles auditores independentes.

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3. Nossa revisão foi efetuada de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON - Instituto dosAuditores Independentes do Brasil, em conjunto com o Conselho Federal de Contabilidade, e consistiu,principalmente, de: (a) indagação e discussão com os administradores responsáveis pelas áreas contábil, financeirae operacional da Sociedade e controladas, quanto aos critérios adotados na elaboração das Informações Trimestrais;e (b) revisão das informações e dos eventos subseqüentes que tenham ou possam vir a ter efeitos relevantes sobrea situação financeira e nas operações da Sociedade e controladas.

4. Baseados em nossa revisão especial e nos relatórios de outros auditores independentes não temos conhecimento denenhuma modificação relevante que deva ser feita nas Informações Trimestrais referidas no parágrafo 1 para queestas estejam de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, aplicadas de forma condizente com as normasexpedidas pela Comissão de Valores Mobiliários, especificamente aplicáveis à divulgação das InformaçõesTrimestrais obrigatórias.

5. Conforme comentado na Nota Explicativa 3 - item (b) às Informações Trimestrais, a situação das revisões e reajustestarifários da CPFL Paulista (controlada) é como segue: (i) A ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica, alterou,em 6 de abril de 2005, em caráter definitivo, o percentual relativo à revisão tarifária periódica de 2003 da CPFLPaulista. Adicionalmente, a CPFL Paulista reconheceu o montante de R$ 22.398 mil, no ativo realizável a longo prazo,referente à diferença apurada entre a taxa de depreciação regulatória de 4,64% ao ano, utilizada pela ANEEL paracálculo da quota de reintegração, e o percentual de 4,85%, apurado pela CPFL Paulista com base nas informaçõesdisponibilizadas ao poder concedente. Tendo em vista esta situação, a qual demandará discussões adicionais entre aCPFL Paulista e a ANEEL, a revisão tarifária periódica de abril de 2003 da CPFL Paulista continua com característicaprovisória quanto à taxa de depreciação regulatória utilizada, estando, portanto, sujeita a alterações.

6. Os balanços patrimoniais da CPFL Energia S.A. e controladas em 30 de junho de 2005 (controladora e consolidado),apresentados para fins comparativos, foram por nós revisados e nosso relatório de revisão especial, emitido em 26 dejulho de 2005, conteve parágrafos de ênfases relativos a: (i) ao assunto comentado no parágrafo 5 acima; (ii) ao fato darevisão tarifária periódica de 2003 e ao reajuste tarifário de 2004 da controlada Companhia Piratininga de Força e Luz,que se encontravam pendentes de homologação pela ANEEL naquela data, os quais foram homologados em outubro de2005, conforme comentado na Nota Explicativa 3 às Informações Trimestrais, e; (iii) à alteração no percentual deamortização do ágio na aquisição de investimentos e na incorporação de controladora em 30 de junho de 2004retroativamente a 1º de janeiro de 2004, conforme comentado nas Notas Explicativas 14.2 e 15 às InformaçõesTrimestrais. A demonstração do resultado para o trimestre e para o período de nove meses findos em 30 de setembro de2004 (controladora e consolidado), apresentada para fins comparativos, foi por nós revisada e nosso relatório sobrerevisão especial, emitido em 28 de outubro de 2004, conteve parágrafos de ênfases relativos a: (i) ao fato da revisãotarifária periódica de 2003 e ao reajuste tarifário de 2004 da CPFL Paulista e da controlada Companhia Piratininga deForça e Luz, que se encontravam pendentes de homologação naquela data, os quais foram definitivamente homologadosem período subseqüente, conforme comentado na Nota Explicativa 3 às Informações Trimestrais; (ii) à alteração nopercentual de amortização do ágio na aquisição de investimentos e na incorporação de controladora em 30 de junho de2004 retroativamente a 1º de janeiro de 2004 conforme comentado nas Notas Explicativas 14.2 e 15 às InformaçõesTrimestrais e; (iii) às transações realizadas no âmbito do antigo Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, cujosmontantes poderiam estar sujeitos a modificação em função de ações judiciais que se encontravam em discussão àépoca. A situação atual destas transações encontra-se descrita na Nota Explicativa 5 às Informações Trimestrais.

São Paulo, 25 de outubro de 2005

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU José Carlos Amadi Auditores Independentes Contador CRC nº 2 SP 011609/O-8 CRC nº 1 SP 158025/O-0

18.02 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO DA CONTROLADA/COLIGADA

Controlada /Coligada: COMPANHIA DE FORÇA E LUZ - CPFL

A Controlada Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL. é uma companhia aberta, e seu comentário de desempenhoindividual e consolidado consta de suas Informações Trimestrais - ITR, de 30 de setembro de 2005, arquivadas na CVM-Comissão de Valores Mobiliários


Controlada /Coligada: CPFL GERAÇÃO DE ENERGIA S.A.

A Controlada CPFL Geração de Energia S.A.,é uma companhia aberta, e seu comentário de desempenho individual econsolidado consta de suas informações Trimestrais - ITR, de 30 de setembro de 2005, arquivadas na CVM - Comissão deValores Mobiliários.

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18.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO DA CONTROLADA/COLIGADA (Reais Mil)

Controlada/Coligada: CPFL COMERCIALIZAÇÃO BRASIL LTDA.

01/04/2004 a 01/01/2004 a 01/04/2003 a 01/01/2003 aCódigo Descrição 30/06/2004 30/06/2004 30/06/2003 30/06/20033.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 372.529 1.012.612 257.139 649.2803.02 Deduções da Receita Bruta (51.384) (136.995) (32.348) (77.455)3.02.01 ICMS (17.019) (43.398) (8.504) (19.995)3.02.02 PIS (6.110) (16.661) (4.242) (10.713)3.02.03 COFINS (28.140) (76.742) (19.542) (46.607)3.02.04 ISS (115) (194) (60) (140)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 321.145 875.617 224.791 571.8253.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (269.701) (703.630) (185.179) (452.939)3.04.01 Custo com Energia Elétrica (265.279) (693.310) (181.171) (444.563)3.04.02 Material (737) (1.348) (520) (704)3.04.03 Serviços de Terceiros (3.685) (8.972) (3.441) (7.513)3.04.04 Outros 0 0 (47) (159)3.05 Resultado Bruto 51.444 171.987 39.612 118.8863.06 Despesas/Receitas Operacionais (113) (2.489) (2.048) (3.649)3.06.01 Com Vendas (2.250) (8.240) (2.094) (5.150)3.06.02 Gerais e Administrativas (15) (37) 0 03.06.03 Financeiras 2.152 5.788 46 1.5013.06.03.01 Receitas Financeiras 3.816 10.402 1.233 5.4733.06.03.02 Despesas Financeiras (1.664) (4.614) (1.187) (3.972)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0 03.07 Resultado Operacional 51.331 169.498 37.564 115.2373.08 Resultado Não Operacional 0 0 0 03.08.01 Receitas 0 0 0 03.08.02 Despesas 0 0 0 03.09 Resultado Antes Tributação/Participações 51.331 169.498 37.564 115.2373.10 Provisão para IR e Contribuição Social (17.131) (57.173) (12.803) (39.214)3.10.01 Contribuição Social (4.549) (15.152) (3.390) (10.384)3.10.02 Imposto de Renda (12.582) (42.021) (9.413) (28.830)3.11 IR Diferido 0 0 0 03.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 0 03.12.01 Participações 0 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 03.15 Lucro/Prejuízo do Período 34.200 112.325 24.761 76.023

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Uni.) 455.996 455.996 300.000 300.000LUCRO POR AÇÃO 75,00066 246,32892 82,53667 253,41000PREJUÍZO POR AÇÃO

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Controlada/Coligada: CPFL COMERCIALIZAÇÃO BRASIL S.A.

Receita Bruta

A Receita Bruta do 3º trimestre de 2005 foi de R$ 372.529 mil, demonstrando um incremento de 44,9 % em relação aomesmo período de 2004, oriundo essencialmente do crescimento operacional na venda de energia para clientes livres eoutras concessionárias e permissionárias, com destaque para o início das operações de sua nova controlada Clion a partirde junho de 2005.

No 3º trimestre de 2005 foram comercializados 4.118 GWh, contra 3.128 GWh no mesmo período do ano anterior.

Lucro Líquido

O lucro líquido apurado no encerramento do 3º trimestre de 2005 foi de R$ 112.325 mil, demonstrando um aumento de R$ 36.302 mil quando comparado com o mesmo trimestre de 2004, decorre diretamente do crescimento de suas operações.


Controlada/Coligada: COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ

A controlada Companhia Piratininga de Força e Luz. é uma companhia aberta, e seu comentário de desempenho consta desuas Informações Trimestrais - ITR, de 30 de junho de 2005, arquivadas na CVM – Comissão de Valores Mobiliários


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ANEXOS

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora Realizada em 06 de Janeiro de 2006

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Garantidora Realizada em 06 de Janeiro de 2006

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora Realizada em 01 de Fevereiro de 2006


• Estatuto Social

• Escritura de Emissão das Debêntures

• Declarações da Companhia e do Coordenador Líder nos Termos da Instrução CVM nº 400/2003

• Súmula de Rating

• Aprovação pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para a Realização da Oferta


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• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora Realizada em 06 de Janeiro de 2006


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• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Garantidora Realizada em 06 de Janeiro de 2006


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444

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Estatuto Social


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460

461

Escritura de Emissão das Debêntures


462

539

• Declarações da Companhia e do Coordenador Líder nos Termos da Instrução CVM nº 400/2003


540

543

Súmula de Rating


544


548

549

• Aprovação pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL para a Realização da Oferta


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Emissora

COMPANHIAPIRATININGADE FORÇAE LUZ

Rodovia Campinas Mogi-Mirim, Km 2,5 - Parte, Campinas - SP

Coordenador Líder

BANCO SANTANDER BRASILS.A.

Rua Amador Bueno, nº 474, 3º andar, Bloco C, São Paulo - SP

Coordenadores

BB BANCO DE INVESTIMENTO S.A. Rua Senador Dantas, nº 105, 36º andar, Rio de Janeiro - RJ

BANCO BRADESCO S.A.

Avenida Paulista, nº 1.450, 3º andar, São Paulo - SP

BANCO ITAÚ BBAS.A.

Avenida Brigadeiro Faria Lima, nº 3.400, 4º andar, São Paulo - SP

Consultores Legais

MATTOS FILHO, VEIGAFILHO, MARREYJR. E QUIROGA- ADVOGADOS

Alameda Joaquim Eugênio de Lima, nº 447, São Paulo - SP

(11) 3121-5555

Este Prospecto está disponível no Website:

www.mercadosdecapitais.com.br

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