Prospecto Definitivo - EDP no Brasil | Investidores

Prospecto Definitivo de Distribuição Pública da 3ª Emissão de Debêntures Simples, Quirografárias, em Série Única
R$ 250.000.000,00
ISIN: BREBENDBS028
Standard & Poor’s: brA-
Distribuição pública de 25.000 (vinte e cinco mil) debêntures simples, quirografárias, em série única, todas nominativas e escriturais, da terceira emissão
para distribuição pública da BANDEIRANTE ENERGIA S.A., Companhia Aberta, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 02.302.100/0001-06, com sede na
Rua Bandeira Paulista, nº 530, CEP 04532-001, na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, (“3ª Emissão” e “Bandeirante”, “Companhia” ou
“Emissora”), com valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais) (“Debêntures”), perfazendo o montante de R$ 250.000.000,00 (duzentos e
cinqüenta milhões de reais) na data de emissão, qual seja, 1º de março de 2006 (“Oferta” e “Data de Emissão”, respectivamente).
A 3ª Emissão foi aprovada conforme deliberações do Conselho de Administração da Emissora realizadas em 08 de março de 2006 e em 28 de março de
2006, cujas atas foram arquivadas na Junta Comercial do Estado de São Paulo (“JUCESP”) em 13 de março de 2006 e em 30 de março de 2006, sob os
nº s 75.303/06-1, e 83.904/06-2, e publicadas no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, em 22 de março de
2006 e em 30 de março de 2006, respectivamente.
A 3ª Emissão foi aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, em 16 de março de 2006, por meio do despacho n° 546, publicado no
Diário Oficial da União em 17 de março de 2006.
As Debêntures serão registradas para (i) distribuição no mercado primário na CETIP - Câmara de Custódia e Liquidação (“CETIP”) (Entidade de Mercado de
Balcão Organizado), por meio do Sistema de Distribuição de Título (“SDT”); e (ii) para negociação no mercado secundário (a) na CETIP, por meio do
Sistema Nacional de Debêntures (o “SND”), sendo a distribuição liquidada e as debêntures custodiadas pela CETIP; e (b) no Sistema BovespaFix
(“BOVESPAFIX”), administrado e operacionalizado pela Bolsa de Valores de São Paulo - Bovespa (“BOVESPA”), sendo os negócios liquidados e as
Debêntures custodiadas segundo as normas e procedimentos da Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia - CBLC (“CBLC”). A Oferta foi registrada
na Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) em 05 de abril de 2006, sob nº CVM/SRE/DEB/2006/009.
Recomenda-se a leitura cuidadosa deste Prospecto Definitivo antes de qualquer decisão sobre os investimentos nas Debêntures. Os potenciais
investidores devem ler a Seção “Fatores de Risco”, nas páginas 43 a 56. Maiores informações sobre a Emissora e a Oferta poderão ser obtidas
junto às Instituições Intermediárias e à CVM nos endereços indicados nas páginas 23 a 24.
O registro da presente Oferta não implica, por parte da CVM, garantia de veracidade das informações prestadas ou em julgamento sobre a qualidade da
Companhia, bem como sobre as Debêntures a serem ofertadas no âmbito dessa Oferta.
“A presente oferta pública foi elaborada de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para as Ofertas Públicas
de Distribuição 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
referidas informações, pela qualidade da emissora, das instituições participantes e dos valores mobiliários objeto da oferta pública”.
Instituições Intermediárias
A Instituição Líder da presente Oferta é o Banco Bradesco S.A.
A data deste Prospecto Definitivo é de 07 de abril de 2006

ÍNDICE
1. INTRODUÇÃO
• Definições .............................................................................................................................................................. 5
• Resumo das Características da Oferta ...................................................................................................................11
• Sumário da Emissora e das Instituições Intermediárias. .......................................................................................14
2. IDENTIFICAÇÃO DOS ADMINISTRADORES, INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS,
CONSULTOR LEGAL, AUDITOR INDEPENDENTE E AGENTE FIDUCIÁRIO
• Informações Cadastrais da Emissora.....................................................................................................................21
• Identificação dos Administradores, Instituições Intermediárias, Consultor Legal,
Auditor Independente e Agente Fiduciário ...........................................................................................................23
3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA
• Informações Relativas à Oferta ............................................................................................................................27
• Contrato de Distribuição de Debêntures................................................................................................................38
• Ressalvas com Relação a Declarações e Estimativas Acerca do Futuro ...............................................................42
• Fatores de Risco ....................................................................................................................................................43
Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos................................................................................................43
Riscos Relacionados ao Setor de Energia Elétrica ................................................................................................45
Riscos Relacionados às Atividades da Emissora...................................................................................................50
Riscos Relacionados à Oferta................................................................................................................................55
• Destinação de Recursos.........................................................................................................................................57
• Capitalização .........................................................................................................................................................58
4. SITUAÇÃO FINANCEIRA E INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA
• Informações Financeiras Selecionadas..................................................................................................................61
• Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira
e os Resultados Operacionais da Emissora ..........................................................................................................64
• Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil ..............................................................................................84
• Histórico da Emissora ......................................................................................................................................... 112
• Estrutura Organizacional e Principais Acionistas ............................................................................................... 114
• Atividades da Emissora....................................................................................................................................... 118
• Propriedades, Plantas e Equipamentos................................................................................................................ 155
• Recursos Humanos.............................................................................................................................................. 156
• Descrição do Capital Social e Dividendos .......................................................................................................... 162
• Práticas de Governança Corporativa ................................................................................................................... 166
• Políticas de Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural ............................................................... 168
• Administração ..................................................................................................................................................... 169
• Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia .................................................... 177
• Contingências Judiciais e Administrativas.......................................................................................................... 178
• Operações com Partes Relacionadas ................................................................................................................... 181
1

5. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social
encerrado em 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores
Independentes e Relatório da Administração ...................................................................................................... 185
• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social
encerrado em 31 de dezembro de 2004, com respectivo Parecer dos Auditores
Independentes e Relatório da Administração ...................................................................................................... 241
• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social
encerrado em 31 de dezembro de 2003, com respectivo Parecer dos Auditores
Independentes e Relatório da Administração ..................................................................................................... 285
6. ANEXOS
• Autorização da ANEEL ...................................................................................................................................... 325
• Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 08 de março de 2006 .......................................... 329
• Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 28 de março de 2006 .......................................... 337
• Estatuto Social da Emissora ................................................................................................................................ 341
• Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures Simples, Quirografárias,
em Série Única, da Bandeirante Energia S.A...................................................................................................... 353
• Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da 3ª Emissão de
Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária,
em Série Única, da Bandeirante Energia S.A...................................................................................................... 385
• Súmula da Classificação de Risco....................................................................................................................... 393
• Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 ................................................. 399
• Declaração da Instituição Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 ..................................... 403
2

1. INTRODUÇÃO
• Definições
• Resumo das Características da Oferta
• Sumário da Emissora e das Instituições Intermediárias
3

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4

DEFINIÇÕES
ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica
Acionista Controladora ou
EDP – Energias do Brasil
EDP – Energias do Brasil S.A.
ACL Ambiente de Contratação Livre
Acordo Geral do Setor
Elétrico
Acordo instituído em razão do racionamento de energia elétrica pela
Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei
n.º 10.438, de 26 de abril de 2002.
ACR Ambiente de Contratação Regulada
Agente Fiduciário Pentágono S.A. DTVM
Ampla ou CERJ AMPLA Energia e Serviços S.A., anteriormente denominada CERJ –
Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro
ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento
ANDIMA Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
Auditores Independentes KPMG Auditores Independentes (para o exercício findo em 31 de
dezembro de 2005) e PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes
(para os exercícios anteriores a 31 de dezembro de 2005).
Autoprodutor Agente titular de concessão, permissão ou autorização para produzir
energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo
BACEN Banco Central do Brasil
Banco Bradesco ou
Instituição Líder,
Banco Bradesco S.A.
Banco Citibank Banco Citibank S.A.
Banco Itaú BBA Banco Itaú BBA S.A.
Banco Santander Brasil Banco Santander Brasil S.A.
Bandeirante, Companhia
ou Emissora
Bandeirante Energia S.A.
BID Banco Interamericano de Desenvolvimento
BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES
Bovespa Bolsa de Valores de São Paulo
BovespaFix Sistema BovespaFix
Brasil República Federativa do Brasil
CCC Conta de Consumo de Combustíveis
CCEAR Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado
CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
5

CCVEE Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica
CESA Castelo Energética S.A. – CESA
CDE Conta de Desenvolvimento Energético
CDI Certificado de Depósito Interbancário
CERJ ou AMPLA CERJ - Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro, atualmente
AMPLA – Energia e Serviços S.A.
CETIP Câmara de Custódia e Liquidação
CHESF Companhia Hidroelétrica do São Francisco
CMN Conselho Monetário Nacional
CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
CNPE Conselho Nacional de Política Energética
COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social
Constituição Federal Constituição da República Federativa do Brasil
Consumidores Livres Consumidores que optaram por contratar seu fornecimento, no todo ou
em parte, com produtor independente de energia do sistema interligado
ou com comercializador de energia elétrica
Contrato de Concessão Contrato de Concessão para Distribuição de Energia Elétrica n.º
202/1998, celebrado em 23 de outubro de 1998, entre a Emissora e a
União Federal, conforme aditado em 1º de julho de 2002, 25 de março
de 2003 e 29 de agosto de 2005
Contrato de Distribuição
de Debêntures
Instrumento Particular de Contrato de Coordenação, Colocação e
Distribuição de Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, em
Regime de Garantia Firme, celebrada entre a Emissora e as Instituições
Intermediárias em 28 de março de 2006
Contratos Iniciais Contratos de compra e venda de energia elétrica, referentes a montantes
definidos em Resoluções da ANEEL, firmados com base na Lei n.º
9.648 de 27 de maio de 1998 entre uma concessionária de geração e uma
concessionária de distribuição de energia elétrica
CPFL Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL
CSLL Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido
CVA Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A da
tarifa de energia elétrica
CVM Comissão de Valores Mobiliários – CVM
Debêntures 25.000 debêntures simples, quirografárias, todas nominativas e escriturais,
em série única, da 3ª emissão para distribuição pública da Bandeirante, com
valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais) perfazendo o total de
R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais)
Debenturistas Os titulares das Debêntures
6

DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica
Dólar Dólar dos Estados Unidos da América
EAEE Encargo de Aquisição de Energia Emergencial
EAESP/FGV Escola de Administração de Empresas de São Paulo da Fundação
Getúlio Vargas
EBITDA / LAJIDA Lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização
ECE Encargo de Capacidade Emergencial
EDP EDP – Energias de Portugal S.A.
EDP Lajeado EDP Lajeado Energia S.A.
Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS
Emissão 3ª Emissão para distribuição pública de Debêntures da Bandeirante
Energia S.A.
Energest Energest S.A.
Energia Assegurada Quantidade de energia elétrica de uma usina, estabelecida pelo Poder
Concedente no respectivo Contrato de Concessão, que deverá ser
disponibilizada para venda
Energias do Brasil EDP – Energias do Brasil S.A.
Enerpaulo ENERPAULO – Energia Paulista Ltda
Enerpeixe Enerpeixe S.A.
Enersul Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. – ENERSUL
Enertrade ENERTRADE - Comercializadora de Energia S.A.
EPE Empresa de Pesquisa Energética S.A.
Escelsa Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – ESCELSA
Escritura de Emissão Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures Simples,
Quirografárias, em Série Única, da Bandeirante Energia S.A., celebrada
entre a Emissora e o Agente Fiduciário em 14 de março de 2006,
devidamente arquivada na Junta Comercial do Estado de São Paulo em
27 de março de 2006, conforme aditada pelo Instrumento Particular de
Primeiro Aditamento à Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures
Simples, não Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária, em
Série Única, da Bandeirante Energia S.A, celebrado entre a Emissora e o
Agente Fiduciário em 30 de março de 2006, devidamente arquivada na
Junta Comercial do Estado de São Paulo em 07 de abril de 2006
7

Estatuto Estatuto Social da Emissora, conforme aprovado em Assembléia Geral
Extraordinária de acionistas, realizada em 11 de junho de 2005
Fafen Fafen Energia S.A.
Fator X Número índice definido pelo Poder Concedente, de acordo com o
Contrato de Concessão e Resolução ANEEL n.º 55, de 5 de abril de
2004, a ser subtraído ou somado ao índice obtido da variação da parcela
reajustada pelo IGPM
FEC Freqüência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora.
FINAME Linha de crédito do BNDES para aquisição de máquinas e equipamentos
novos, de fabricação nacional, através de instituições financeiras
credenciadas
Fundo UBP Fundo de Uso de Bem Público
Furnas Furnas Centrais Elétricas S.A.
GCE Câmara de Gestão da Crise de Energia
Grupo EDP Grupo empresarial do qual a Companhia é parte, composto por
sociedades que atuam no setor elétrico mundial, cuja sociedade
controladora é a EDP
Grupo Energias do Brasil Grupo empresarial do qual a Companhia é parte, composto por
sociedades constituídas sob as leis do Brasil, que atuam no setor elétrico,
cuja sociedade controladora é a Energias do Brasil
IASC Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor
IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
Renováveis
IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
ICMS Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias e sobre
Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de
Comunicação
IGPM Índice Geral de Preços do Mercado, conforme apurado e divulgado pela
Fundação Getúlio Vargas
INPI Instituto Nacional de Propriedade Industrial
Instituição Líder Banco Bradesco S.A.
Instituições Intermediárias Banco Itaú BBA, Banco Bradesco, Banco Santander Brasil e Banco
Citibank
Instrução CVM n.º 400/03 Instrução CVM n.º 400, de 29 de dezembro de 2003
Investco Investco S.A.
8

IPCA Índice de Preços ao Consumidor Amplo, conforme apurado e divulgado
pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE
IRT Índice de Revisão Tarifária
Iven Iven S.A.
Lei das Sociedades por
Ações ou Lei n.º 6.404/76
Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976 e alterações posteriores
Lei de Concessões Lei n.º 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 e alterações posteriores
Lei de Licitações Lei n.º 8.666, de 21 de junho de 1993 e alterações posteriores
Lei do Novo Modelo
do Setor Elétrico
Lei n.º 10.848, de 15 de março de 2004 e regulamentação posterior
Lei do Setor Elétrico Lei n.º 9.074, de 07 de julho de 1995 e alterações posteriores
Lei de Reestruturação
do Setor Elétrico
Lei n.° 9.648, de 27 de maio de 1998 e alterações posteriores
MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica
Magistra Magistra Participações S.A.
MME Ministério das Minas e Energia
MRE Mecanismo de Realocação de Energia, tratando-se de mecanismo
financeiro que tem o objetivo de otimizar os custos de operação no
sistema energético nacional
MVA Unidade equivalente a 1 milhão de Volts Ampére ou 1 Mega Volt Ampère
Oferta Distribuição Pública de 25.000 (vinte e cinco mil) Debêntures simples,
quirografárias, em série única, todas nominativas e escriturais, da terceira
emissão para distribuição pública da Bandeirante, com valor nominal
unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais), perfazendo o montante de R$
250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais)
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico
Pantanal Energética Pantanal Energética Ltda.
Parcela A Parcela da tarifa da concessionária de serviços de distribuição de energia
elétrica representativa dos custos não gerenciáveis pela Companhia
PASEP Programa de Formação ao Patrimônio do Servidor Público
PCH Pequena Central Hidrelétrica
PIB Produto Interno Bruto
PIE Produtor Independente de Energia Elétrica
Piratininga Companhia Piratininga de Força e Luz
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PIS Programa de Integração Social
Poder Concedente Governo Federal
PPA Power Purchase Agreement (CCVEE)
PPT Programa Prioritário de Termoeletricidade
Procedimento de
Bookbuilding
Procedimento conduzido para verificação, junto aos investidores, da
demanda pelas Debêntures em diferentes níveis de taxa de juros no qual
serão definidos, de acordo com as condições de mercado à época da
colocação, a remuneração aplicável às Debêntures, observado o limite
do Valor Total da Emissão (conforme definido na Seção “Resumo das
Características da Oferta”). Ao final deste procedimento, o Conselho de
Administração da Emissora ratificará a remuneração das Debêntures,
conforme o artigo 59, § 1º da Lei n° 6.404/76.
PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
Prospecto Definitivo Prospecto Definitivo da 3ª Emissão de Debêntures simples, quirografárias,
em série única, da Bandeirante, datado de 07 de abril de 2006
Prospecto Preliminar Prospecto Preliminar da 3ª Emissão de Debêntures simples, quirografárias,
em Série Única, da Bandeirante, datado de 15 de março de 2006
Prospectos Prospecto Preliminar em conjunto com o Prospecto Definitivo
Rede Básica Conjunto de linhas de transmissão, barramentos, transformadores de
potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230 kV e
instalações definidas pela ANEEL.
RGR ou Fundo RGR Reserva Global de Reversão
RTE Recomposição Tarifária Extraordinária
SDT Sistema de Distribuição de Títulos
SEADE Fundação Sistema Estadual de Análise de Dados
SELIC Sistema Especial de Liquidação e Custódia
SIN Sistema Interligado Nacional
SND Sistema Nacional de Debêntures
Taxa DI Taxa média diária dos Depósitos Interfinanceiros de um dia, calculadas e
divulgadas pela CETIP, no Informativo Diário, disponível em sua página
na Internet (http://www.cetip.com.br), base 252 (duzentos e cinqüenta e
dois) dias, expressa na forma percentual ao ano
TJLP Taxa de Juros de Longo Prazo
TMA Tempo Médio de Atendimento
10

RESUMO DAS CARACTERÍSTICAS DA OFERTA
Emissora: Bandeirante Energia S.A.
Valor Mobiliário: Debêntures simples.
Data de Emissão: 1º de março de 2006.
Agente Fiduciário: Pentágono S.A. DTVM.
Banco Mandatário e Escriturador: Banco Citibank
Instituição Líder: Banco Bradesco.
Instituições Intermediárias: Banco Bradesco, Banco Citibank, Banco Itaú BBA e Banco
Santander Brasil.
Valor Total da Emissão: R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais).
Número de Séries: As Debêntures serão emitidas em série única.
Quantidade de Debêntures: Serão emitidas no total 25.000 (vinte e cinco mil) Debêntures.
Valor Nominal Unitário: As Debêntures terão valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez
mil reais), na Data de Emissão (“Valor Nominal Unitário”).
Espécie: As Debêntures serão da espécie quirografária.
Forma e Conversibilidade: As Debêntures serão emitidas na forma nominativa escritural,
simples, não conversíveis em ações de emissão da Emissora.
Data de Vencimento: As Debêntures vencerão em 1º de março de 2011 (“Data de
Vencimento das Debêntures”).
Preço de Subscrição e Forma
de Integralização:
O preço de subscrição das Debêntures será o Valor Nominal Unitário
das Debêntures, acrescido da Remuneração (conforme definido abaixo),
calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão até a data da
efetiva subscrição e integralização. As Debêntures serão integralizadas
à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional.
Distribuição e Negociação: As Debêntures serão registradas (i) para distribuição no mercado
primário na CETIP, por meio do SDT; e (ii) para negociação no
11

mercado secundário (a) na CETIP, por meio do SND, sendo a
distribuição liquidada e as debêntures custodiadas pela CETIP, e (b)
no BovespaFix, administrado e operacionalizado pela Bovespa,
sendo os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas segundo as
normas e procedimentos da CBLC.
Remuneração: A remuneração final das Debêntures será definida em Procedimento
de Bookbuilding, devendo ser expressa em percentual da Taxa DI,
sendo que a remuneração máxima será até 105,5% da Taxa DI.
Repactuação: Não haverá repactuação das Debêntures.
Amortização: Amortizações iguais e sucessivas no final dos 3º, 4º e 5º anos, a
partir da Data de Emissão.
Resgate Antecipado: Não haverá resgate antecipado das Debêntures, exceto na hipótese
de não concordância de Debenturistas representando 2/3 das
Debêntures em circulação acerca do novo parâmetro de
remuneração quando da ausência de apuração e/ou divulgação da
Taxa DI por prazo superior a 10 (dez) dias consecutivos ou extinção
ou impossibilidade de aplicação da Taxa DI ou de seu substituto, na
forma prevista na Escritura de Emissão.
Aquisição Facultativa: A Emissora poderá, a qualquer tempo, mediante publicação de aviso com
antecedência mínima de 30 (trinta) dias, adquirir as Debêntures em
circulação no mercado, por preço não superior ao seu Valor Nominal
Unitário acrescido da sua respectiva Remuneração, calculado pro rata
temporis, desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento de
Remuneração, até a data do seu efetivo pagamento, observado o disposto
no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As
Debêntures objeto da aquisição poderão ser canceladas, permanecer em
tesouraria da Emissora, ou ser colocadas novamente no mercado.
As Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em
tesouraria, quando recolocadas no mercado, farão jus à mesma
Remuneração das demais Debêntures em circulação.
Quorum de Instalação e Deliberação
em Assembléias Gerais de
Debenturistas:
A Assembléia Geral de Debenturistas instalar-se-á, em primeira
convocação, com a presença de Debenturistas titulares das Debêntures da
presente Emissão, que representem, no mínimo, a metade das Debêntures
em circulação e, em segunda convocação, com qualquer número de
Debenturistas.
As deliberações das Assembléia Gerais de Debenturistas serão tomadas
da seguinte forma: (i) alterações na remuneração, excetuando-se as
alterações na remuneração e/ou amortização decorrentes do disposto no
item 4.2.4.9 da Escritura de Emissão, e/ou prazos e condições de
12

vencimento, repactuação ou amortização das Debêntures, nas hipóteses
de vencimento automático previstos no item 5.1 da Escritura de
Emissão e/ou dispositivos sobre quorum previstos na Escritura de
Emissão dependerão da aprovação de Debenturistas representando 90%
(noventa por cento) das Debêntures em circulação, (ii) alterações das
cláusulas de vencimento antecipado que não forem automáticas
previstas no item 5.2 da Escritura de Emissão, na forma das Debêntures,
na periodicidade de pagamento de juros remuneratórios das Debêntures,
resgate, encargos moratórios e espécie das Debêntures dependerão da
aprovação de Debenturistas representando 2/3 (dois terços) das
Debêntures em circulação, e (iii) alterações nas demais características e
condições das Debêntures e da Emissão deverão ser aprovadas por
Debenturistas que representem, no mínimo, a maioria simples das
Debêntures em circulação.
Na ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI, a Emissora e os
Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 das Debêntures em
circulação, definirão o novo parâmetro a ser aplicado.
Local de Pagamento: Os pagamentos referentes às Debêntures serão efetuados utilizandose
os procedimentos adotados pela CETIP e/ou pela CBLC, ou por
meio do Banco Mandatário e Escriturador, para os titulares das
Debêntures que não estejam custodiadas na CETIP ou na CBLC.
Público Alvo: O público alvo da presente Oferta é composto por investidores pessoas
físicas e jurídicas, fundos de investimentos, fundos de pensão, entidades
administradoras de recursos de terceiros registradas na CVM, entidades
autorizadas a funcionar pelo Banco Central do Brasil, seguradoras,
entidades de previdência complementar e de capitalização e investidores
institucionais ou qualificados, conforme regras vigentes no país.
Inadequação do Investimento: O investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que
(a) necessitem de liquidez, tendo em vista a possibilidade de serem
pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no
mercado secundário; e/ou (b) não estejam dispostos a correr o risco
de crédito de empresa do setor privado.
Informações Adicionais: Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Emissora
e a Oferta poderão ser obtidas com a Emissora, com a Instituição
Líder ou com a CVM. O Sr. João Carlos Zani, superintendente
executivo do Departamento de Mercado de Capitais da Instituição
Líder, será responsável pelo atendimento do artigo 33, § 3º, inciso
III da Instrução CVM nº 400/03.
13

A Emissora
SUMÁRIO DA EMISSORA E DAS INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS
A Bandeirante é uma das principais concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica do
Estado de São Paulo e a maior do Grupo Energias do Brasil, atendendo a 28 municípios das regiões do Alto
Tietê e Vale do Paraíba, onde conta com uma base de 1,3 milhão de clientes, atendendo uma população de
cerca de 4 milhões de habitantes, em uma área de 10 mil km 2 . O Estado de São Paulo, área de atuação da
Bandeirante, é o principal gerador de riqueza nacional, respondendo por cerca de 33,4% do PIB brasileiro, em
2004, segundo estimativa da Fundação Sistema Estadual de Análise de Dados – SEADE. Sua área de
concessão localiza-se numa região altamente desenvolvida em infra-estrutura, escoamento da produção e
ambiente empresarial dinâmico, com mais de 8 mil indústrias e mais de 83 mil estabelecimentos comerciais,
compreendendo os mais variados ramos de negócios.
A região do Vale do Paraíba engloba os seguintes municípios: Aparecida, Caçapava, Cachoeira Paulista,
Canas, Cruzeiro, Potim, Roseira, Santa Branca, São José dos Campos, Guaratinguetá, Jacareí, Jambeiro,
Lorena, Monteiro Lobato, Taubaté, Tremembé, São Sebastião, Caraguatatuba e Pindamonhangaba.
A região do Alto do Tietê inclui as seguintes cidades: Biritiba-Mirim, Ferraz de Vasconcelos, Guararema,
Guarulhos, Itaquaquecetuba, Mogi das Cruzes, Poá, Salesópolis, e, Suzano.
A prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica é viabilizada por meio de redes de
distribuição, ramificadas em toda a área de concessão da Companhia. Esse serviço é prestado diretamente pela
Bandeirante aos consumidores finais, subdivididos em várias classes de tensão e de consumo. A energia
elétrica vendida é quantificada por meio da instalação de medidores com leituras mensais, cujas informações
são processadas e servem de base para a emissão de faturas com a aplicação de tarifas, encargos e tributos
estabelecidos pelas leis vigentes.
Por ser uma distribuidora de energia elétrica, a Companhia depende basicamente da energia elétrica que lhe é
suprida pelas empresas de geração de energia elétrica. Como a Bandeirante não possui empreendimento de
geração, a energia necessária ao atendimento do seu mercado é, integralmente, adquirida de terceiros.
Os consumidores da Bandeirante podem ser subdivididos em sete categorias distintas: (i) industriais; (ii)
comerciais; (iii) residenciais; (iv) rural; (v) poderes públicos; (vi) iluminação pública; e (vii) serviços públicos.
As tarifas são cobradas pela Bandeirante com base nos seguintes fatores: (i) classificação do consumidor em
relação aos grupos de demanda (A e B); (ii) potência demandada e efetivamente consumida; (iii) energia
efetivamente consumida; (iv) meses do ano em que é efetuado o fornecimento; e (v) o horário de
fornecimento. Esses critérios são utilizados na definição de dois sistemas tarifários: o horo-sazonal e o
convencional.
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Durante o ano de 2005, a Bandeirante forneceu um total de 8.004 GWh de energia para 1,3 milhão de
consumidores, correspondente a 7,7% da energia consumida em todo o Estado de São Paulo. A receita bruta
da Bandeirante representou 45,5% da receita bruta total do Grupo Energias do Brasil em 2005. A receita
líquida da Bandeirante representou 45,7% da receita líquida total do Grupo Energias do Brasil em 2005.
As Instituições Intermediárias
Banco Bradesco
Fundado em 1943, o Banco Bradesco é atualmente o maior banco múltiplo privado do país e está presente em
praticamente todos os municípios do Brasil. A atuação do Banco Bradesco é sustentada por uma rede de
atendimento com 15.874 pontos convencionais, entre eles, 2.921 agências e 5.461 unidades do Banco Postal.
Encerrou o 4º trimestre de 2005 com R$ 19,4 bilhões de patrimônio líquido e R$ 208,7 bilhões em ativos totais.
Atua no mercado de capitais brasileiro desde 1966, destacando-se como uma das mais importantes
instituições intermediárias na coordenação, estruturação e distribuição de operações de underwriting e
operações estruturadas, além de contar com equipes especializadas em fusões e aquisições e project finance.
No período de janeiro a novembro de 2005, o Banco Bradesco coordenou importantes operações de ações,
debêntures e notas promissórias que totalizaram R$ 1.628,5 milhões, encerrando o período com uma
participação de mercado de 6,52%, de acordo com o ranking de originação da ANBID.
A área de fusões e aquisições é responsável pela prestação de serviços de assessoria financeira em operações
de fusões, aquisições, formação de joint ventures, reestruturações societárias e privatizações, tendo registrado
20 operações conforme o ranking de fusões e aquisições da ANBID nos últimos três anos.
O Banco Bradesco possui um sólido track record desempenhando o papel de assessor e estruturador
financeiro para diversos projetos greenfield e brownfield estruturados na modalidade project e corporate
finance. O time de especialistas possui um estreito relacionamento com o BNDES e diversos organismos de
fomento. A instituição vem ocupando a liderança como maior agente de repasse do BNDES nos últimos três
anos.
Na área de operações estruturadas, o Banco 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.
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Banco Citibank
O Citigroup, um dos maiores conglomerados financeiros do mundo, está presente em mais de 100 países,
reúne atualmente 200 milhões de contas de clientes, conta com 300 mil funcionários e possui ativos totais de
US$ 1.5 trilhão, distribuídos entre pessoas físicas e jurídicas, entidades governamentais e outras instituições
combinando recursos globais com forte presença local.
Presente há 90 anos no Brasil, o Citigroup conta hoje com mais de 4000 funcionários, R$ 26.5 bilhões em
ativos, em junho de 2005, e mais de 220 mil correntistas.
E, como parte integrante dessa Organização, o Citibank tem atuado continuamente e com forte presença no
segmento de “Corporate and Investment Banking”, com destaque para áreas de renda fixa e variável, fusões e
aquisições, project finance e empréstimos sindicalizados.
Em 2005, o Citibank participou de diversas emissões de debêntures e FIDCs, que totalizaram R$ 1.7 bilhão.
Nos anos anteriores o Citibank participou de diversas outras operações importantes para o mercado de capitais
local.
Banco Itaú BBA
O Banco Itaú BBA é o maior banco de atacado do Brasil, com ativos de R$ 35,8 bilhões e patrimônio líquido
de R$ 4,1 bilhões (junho de 2005). É controlado pelo Grupo Itaú, que possui 95,75% do total de ações e 50%
das ações ordinárias, sendo o restante controlado por executivos do Banco Itaú BBA. O Banco 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.
Durante o ano de 2005, a área de mercado de capitais do Banco Itaú BBA assessorou clientes na captação de
recursos junto ao mercado local que totalizaram aproximadamente R$ 4,0 bilhões em operações de
Debêntures, FIDCs e CRIs. Entre as principais emissões incluem-se as emissões de debêntures da Elektro
Eletricidade e Serviços S.A., no valor de R$ 750 milhões, NET Serviços de Comunicação S.A., no valor de
R$ 650 milhões, Vicunha Siderurgia S.A., no valor de R$ 1,2 bilhões e Telesp Celular Participações S.A. no
valor de R$ 1 bilhão. De acordo com o ranking ANBID de Originação e Distribuição de Renda Fixa de
operações no mercado doméstico, base janeiro a novembro de 2005, o Banco Itaú BBA ocupa o 1º lugar com
uma participação de mercado de 21,0% e 20,9%, respectivamente.
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Banco Santander Brasil
O Banco Santander Brasil é uma instituição integrante do conglomerado financeiro Santander Banespa
(“Santander Banespa”), cuja sociedade controladora é, indiretamente, o Banco Santander Central Hispano
S.A. O Banco Santander Brasil 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 com carteira comercial. Encerrou o ano de 2005 com um lucro líquido no exercício de
R$ 1,74 bilhão.
O grupo Santander, composto por empresas sediadas em diversos países e controladas direta ou indiretamente
pelo Banco Santander Central Hispano S.A. (“Grupo Santander”), 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 (“Banespa”).
Atualmente o Santander Banespa opera por meio de quatro bancos: Banco Santander S.A., Banco Santander
Brasil, 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.
Durante o ano de 2004, destacam-se as seguintes operações de mercado de capitais nas quais o Banco
Santander Brasil 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 Companhia 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 7 a emissão de debêntures da Companhia
de Saneamento Básico do Estado de São Paulo – SABESP, no valor de R$ 300 milhões; (ii) a 3 a emissão de
debêntures da Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro – Ampla, no valor de R$ 400 milhões;
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(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 Brasil 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 Brasil 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 Brasil 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 ainda o
FIDC para Furnas Centrais S.A., no montante de R$ 336,35 milhões.
Em 2005 o Banco Santander Brasil 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, liderou a
emissão de 2 séries do FIDC BGN LIFE Crédito consignado, no valor de R$ 400 milhões, dentre outras.
Já em 2006, o Banco Santander Brasil realizou a 2ª emissão de debêntures da Vivax, no valor de R$ 220
milhões e atuou como coordenador líder da 1ª emissão de debêntures da Piratininga, no valor de R$ 400
milhões.
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2. IDENTIFICAÇÃO DOS ADMINISTRADORES, INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS,
CONSULTOR LEGAL, AUDITOR INDEPENDENTE E AGENTE FIDUCIÁRIO
• Informações Cadastrais da Emissora
• Identificação dos Administradores, Instituições Intermediárias, Consultor Legal,
Auditor Independente e Agente Fiduciário
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INFORMAÇÕES CADASTRAIS DA EMISSORA
Identificação................................................................. Bandeirante Energia S.A., sociedade por ações de
capital aberto, inscrita no CNPJ/MF sob o nº
02.302.100/0001-06, com seus atos constitutivos
arquivados na Junta Comercial do Estado de São
Paulo – JUCESP sob o NIRE nº 35.300.153.235.
Sede............................................................................... A sede da Companhia está localizada na cidade de
São Paulo, Estado de São Paulo, na Rua Bandeira
Paulista, 530, CEP 04532-001.
Data de registro da Emissora na CVM como
companhia aberta........................................................
27 de março de 1998
Diretor de Relações com Investidores (responsável
por eventuais esclarecimentos sobre a Emissão)......
Sr. Thomas Daniel Brull
Rua Bandeira Paulista, 530
CEP 04532-001 – São Paulo – SP
Tel.: (11) 2185-5040/5041
Fax: (11) 2185-5006/5013
Auditores Independentes da
Companhia...................................................................
KPMG Auditores Independentes (para o exercício
findo em 31 de dezembro de 2005) e
PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes
(para os exercícios anteriores a 31 de dezembro de
2005).
Acionista Controlador................................................. EDP – Energias do Brasil S.A.
Títulos e Valores Mobiliários Emitidos nos
Mercados Doméstico e Internacional........................
Ações e debêntures. A Bandeirante realizou duas
emissões públicas de debêntures. Sua primeira emissão de
debêntures simples, no valor de R$ 400 milhões, foi
aprovada na Assembléia Geral Extraordinária realizada
em 04 de dezembro de 1998 e re-ratificada pela
Assembléia Geral Extraordinária realizada em 25 de junho
de 1999. Essa emissão foi integralmente cancelada pela
Assembléia Geral Extraordinária realizada em 17 de
novembro de 1999, não tendo sido efetivada. A 2ª emissão
de debêntures, conversíveis em ações da Companhia, no
valor de R$ 280 milhões, foi aprovada na Assembléia
Geral Extraordinária realizada em 17 de novembro de
1999 e na Reunião do Conselho de Administração da
Companhia realizada em 17 de dezembro de 1999. As
debêntures da 2ª emissão foram resgatadas
antecipadamente em janeiro de 2001. Para informações
adicionais ver Seção “Informações Sobre Títulos e
Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia”.
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Jornais nos quais se realizam as Divulgações de
Informações.................................................................. As informações referentes à Emissora são
divulgadas no Diário Oficial do Estado de São Paulo
e no “Valor Econômico”.
Site na Internet e e-mail para informações aos
investidores e ao mercado........................................... www.bandeirante.com.br.
As informações contidas no site da Companhia na
Internet não fazem parte deste Prospecto.
tbrull@bandeirante.com.br
Atendimento aos Acionistas........................................ O atendimento aos acionistas da Companhia é
efetuado em sua própria sede.
Informações Adicionais............................................... Quaisquer outras informações ou esclarecimentos
sobre a Companhia poderão ser obtidos com a
Companhia, em sua sede social ou no site
(www.bandeirante.com.br).
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IDENTIFICAÇÃO DOS ADMINISTRADORES, INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS, CONSULTORES LEGAIS,
AUDITOR INDEPENDENTE E AGENTE FIDUCIÁRIO
Para fins do disposto no Item 2 do Anexo III da Instrução CVM n.º 400/03, esclarecimentos sobre a
Companhia e a Oferta poderão ser obtidos nos seguintes endereços:
Companhia
Bandeirante Energia S.A.
Diretor de Relações com Investidores
At.: Thomas Daniel Brull
Rua Bandeira Paulista, 530
São Paulo, SP, CEP 04532-001
Tel: (11) 2185-5040/5041
Fax: (11) 2185-5006/5013
E-mail: tbrull@bandeirante.com.br
Internet: www.bandeirante.com.br
Instituição Líder Instituição Intermediária
Banco Bradesco S.A.
At.: João Carlos Zani
Av. Paulista, 1450 – 3º andar
São Paulo, SP CEP 01310-917
Tel: (11)2178-4800
Fax: (11)2178-4880
E-mail: 4013.zani@bradesco.com.br
Internet: www.shopinvest.com.br
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Banco Citibank S.A.
At.: Hamilton Angle
Avenida Paulista, 1111, 10º andar
São Paulo, SP CEP 01311-100
Tel: (11)) 4009-3193
Fax: (11) 4009-7558
E-mail: hamilton.agle@citigroup.com
Internet: www.citibank.com.br
Instituição Intermediária Instituição Intermediária
Banco Itaú BBA S.A.
At.: Eduardo Prado Santos / Gustavo Bellon
Avenida Brigadeiro Faria Lima, 3400, 3º ao 8º
andares
São Paulo, SP, CEP 04538-132
Tel.: (11) 3708-8717 / 3708-8715
Fax.: (11) 3708-8107
E-mail:epsantos@itaubba.com.br /
gtbellon@itaubba.com.br
Internet: www.itaubba.com.br
Banco Santander Brasil S.A.
At.: Ricardo Corradi Leoni
Rua Amador Bueno, 474, Bloco C
São Paulo, SP CEP 04752-901
Tel: (11) 5538-6792
Fax: (11) 5538-8252
E-mail: ricardoc@santander.com.br
Internet: www.santander.com.br/prospectos
Consultores Legais da Companhia Consultores Legais das Instituições
Intermediárias
Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Pinheiro Neto Advogados
Advogados
At.: Alexandre Bertoldi
At.: Eduardo Soares/Alessandra Maria Z. Boin Rua Boa Vista, 254 9º andar
Alameda Joaquim Eugênio de Lima, 447 São Paulo, SP, CEP 01014-907
São Paulo, SP, CEP 01403-001
Tel: (11) 3247-8400
Tel: (11) 3147-7696/3147-7791
Fax: (11) 3247-8600
Fax: (11) 3147-7770
E-mail: alexbertoldi@pinheironeto.com.br
E-mail: esoares@mattosfilho.com.br/
Internet: www.pinheironeto.com.br
aleboin@mattosfilho.com.br
Internet: www.mattosfilho.com.br
Auditores
KPMG Auditores Independentes
PricewaterhouseCoopers Auditores
Independentes
At.: José Luiz Ribeiro de Carvalho
Rua Dr. Renato Paes de Barros, 33
São Paulo, SP, CEP 04530-904
Tel: (11) 3067-3000
Fax: (11) 3079-3752
E-mail: jcarvalho@kpmg.com.br
Internet: www.kpmg.com.br
At.: Sr. Wander Telles
Av. Francisco Matarazzo, n.º 1400
São Paulo, SP, CEP 05001-400
Tel: (11) 3674-2000
Fax: (11) 3674-2020
E-mail: wander.telles@br.pwc.com
Internet: www.pwc.com

Banco Mandatário e Escriturador
O Banco Mandatário e Escriturador pode ser contatado no seguinte endereço:
Banco Citibank S.A.
Avenida Paulista, 1111, 10º andar
CEP: 01311-100 – São Paulo – SP
At. Sr. Rafael Cardenas
Telefone: (11) 4009-3888
Fac-símile: (11) 4009-7029
Correio eletrônico: rafael.cardenas@citigroup.com
Agente Fiduciário
O Agente Fiduciário pode ser contatado no seguinte endereço:
Pentágono S.A. DTVM
Av. das Américas, 4.200, bloco 04, sala 514
CEP: 22640-102 – Rio de Janeiro - RJ
At. Sr. Maurício da Costa Ribeiro
Telefone: (21) 3385-4565
Fac-símile: (21) 3385-4046
Correio eletrônico: mribeiro@pentagonotrustee.com.br
Declaração da Emissora e da Instituição Líder
Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, a Emissora declara, por meio de seu Diretor Estatutário, Sr.
Thomas Daniel Brull, que as informações constantes do Prospecto Definitivo são verdadeiras, consistentes, corretas
e suficientes, permitindo aos investidores o conhecimento das Debêntures, da Companhia, suas atividades, situação
econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades, bem como uma tomada de decisão fundamentada a
respeito das Debêntures, tendo sido elaborados de acordo com as normas pertinentes.
Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, a Instituição Líder declara, por meio de seu Diretor
Estatutário, Sra. Denise Pauli Pavarina de Moura (i) que o Prospecto Definitivo contém as informações relevantes
necessárias ao conhecimento, pelos investidores, das Debêntures, da Emissora, suas atividades, situação
econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades e quaisquer outras informações relevantes, bem
como permite uma tomada de decisões fundamentada a respeito das Debêntures, tendo sido elaborado de acordo
com as normas pertinentes; e (ii) que tomou as cautelas e agiu com elevados padrões de diligência, para assegurar
que as informações prestadas pela Emissora fossem verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos
investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito da Emissão.
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3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA
• Informações Relativas à Oferta
• Contrato de Distribuição de Debêntures
• Ressalvas com Relação a Declarações e Estimativas Acerca do Futuro
• Fatores de Risco
Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos
Riscos Relacionados ao Setor de Energia Elétrica
Riscos Relacionados às Atividades da Emissora
Riscos Relacionados à Oferta
• Destinação de Recursos
• Capitalização
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Autorizações Societárias
INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA
A Emissão assim como a Remuneração foram deliberadas em Reuniões do Conselho de Administração
realizadas em 08 de março de 2006 e em 28 de março de 2006, cujas atas foram registradas na JUCESP, sob
os n.ºS 75.303/06-1 e 83.904/06-2, em 13 de março de 2006 e 30 de março de 2006, e publicadas no Diário
Oficial do Estado de São Paulo e no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, em 22 de março de 2006 e
30 de março de 2006, respectivamente.
Quantidade de Debêntures e Número de Séries
Serão emitidas 25.000 (vinte e cinco mil) Debêntures, em série única.
Valor Nominal Unitário, Valor Total da Emissão e Data de Emissão
As Debêntures terão Valor Nominal Unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais), perfazendo o montante total de
R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais) na Data de Emissão.
Para todos os efeitos legais, a Data de Emissão das Debêntures é 1º de março de 2006.
Conversibilidade, Tipo e Forma
As Debêntures serão emitidas na forma nominativa escritural, não conversíveis em ações de emissão da
Emissora.
Espécie
As Debêntures serão da espécie quirografária, sem garantia.
Prazo e Data de Vencimento
As Debêntures vencerão em 1º de março de 2011. Na Data de Vencimento das Debêntures, a Emissora se
obriga a proceder ao pagamento das Debêntures que ainda estejam em circulação, pelo seu Valor Nominal
Unitário, acrescida da Remuneração devida, calculada conforme disposto no item “Remuneração” abaixo.
Regime de Colocação
A distribuição pública das Debêntures será feita em regime de garantia firme pelas Instituições Intermediárias,
sem solidariedade entre as Instituições Intermediárias.
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Certificados de Debêntures
Não serão emitidos certificados representativos das Debêntures. Para todos os fins de direito, a titularidade
das Debêntures será comprovada pelo extrato da respectiva conta de depósito das Debêntures, aberta em
nome de cada Debenturista, emitido pelo Banco Citibank. Adicionalmente, para as Debêntures custodiadas na
CETIP, será expedido por esta o “Relatório de Posição de Ativos”, acompanhado de extrato em nome do
Debenturista, emitido pela instituição financeira responsável pela custódia destes títulos e, para as Debêntures
custodiadas na CBLC, será por esta expedido relatório indicando a titularidade das Debêntures que estiverem
custodiadas na CBLC.
Repactuação
Não haverá repactuação das Debêntures.
Preço de Subscrição e Forma de Integralização
O preço de subscrição das Debêntures será o Valor Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da
Remuneração, calculada pro rata temporis, desde a Data de Emissão até a data da efetiva integralização
(“Preço de Subscrição”). A integralização será à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional, de
acordo com as normas de liquidação da CETIP.
As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional.
Amortização
O valor principal da Oferta será amortizado em três parcelas, iguais e sucessivas no final dos 3º, 4º e 5º anos,
a partir da Data de Emissão, ou seja, em 1º de março de 2009, 2010 e 2011.
O valor de cada uma das parcelas de amortização será equivalente a 1/3 do Valor Nominal Unitário das
Debêntures.
Aquisição Facultativa
A Emissora poderá, a qualquer tempo, mediante publicação de aviso com antecedência mínima de 30 (trinta)
dias, adquirir as Debêntures em circulação no mercado, por preço não superior ao seu Valor Nominal Unitário
acrescido da sua respectiva Remuneração, calculado pro rata temporis, desde a Data de Emissão ou a data do
último pagamento de Remuneração, até a data do seu efetivo pagamento, observado o disposto no parágrafo
2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures objeto da aquisição poderão ser canceladas,
permanecer em tesouraria da Emissora, ou colocadas novamente no mercado.
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As Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em tesouraria, quando recolocadas no mercado,
farão jus à mesma Remuneração das demais Debêntures em circulação.
Atualização do Valor Nominal
Não haverá atualização do Valor Nominal Unitário das Debêntures.
Remuneração
A partir da Data de Emissão, as Debêntures farão jus a uma remuneração que contemplará juros
remuneratórios incidentes sobre o seu Valor Nominal Unitário a partir da Data de Emissão, e pagos ao final
de cada Período de Capitalização. A taxa de juros aplicável às Debêntures foi definida em Procedimento de
Bookbuilding, tendo sido fixada em 104,4% da acumulação da Taxa DI.
Ao final do Procedimento de Bookbuilding, o Conselho de Administração da Emissora ratificarou o
percentual da Taxa DI que será aplicável as Debêntures.
A Remuneração das Debêntures será calculada de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias
úteis decorridos, incidentes sobre o Valor Nominal Unitário das Debêntures, ou pelo saldo do Valor Nominal
Unitário das Debêntures, desde a Data de Emissão, ou da data do vencimento de juros imediatamente anterior,
conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento.
O cálculo da Remuneração das Debêntures obedecerá à seguinte fórmula:
Onde:
J = VN x (Fator DI – 1)
J = valor da remuneração, devida no final de cada Período de Capitalização, calculado com 6 (seis) casas
decimais, sem arredondamento;
VN = Valor Nominal Unitário da Debênture no início de cada Período de Capitalização, informado/calculado
com 6 (seis) casas decimais, sem arredondamento;
Fator DI = Produtório das taxas DI Over com uso de percentual aplicado a partir da data de início de
capitalização, inclusive, até a Data de Pagamento da Remuneração, exclusive, calculado com 8 (oito) casas
decimais, com arredondamento, apurado da seguinte forma:
Fator
DI
n ⎛
p ⎞
∏⎜1 + TDI k × ⎟
k 1⎝
100 ⎠
= =
29

Onde:
n = número total de taxas DI Over consideradas na atualização, sendo "n" um número inteiro;
p = percentual aplicado sobre a Taxa DI Over , informado com 2 (duas) casas decimais;
TDIk = Taxa DI Over, expressa ao dia, calculada com 8 (oito) casas decimais com arredondamento, sendo
Onde:
k = 1, 2, ..., n
TDI
k
⎛ DI k ⎞
= ⎜ + 1⎟
⎝ 100 ⎠
DI k = Taxa DI Over divulgada pela CETIP, válida por 1 (um) dia útil (overnight), utilizada com 2 (duas)
casas decimais;
OBSERVAÇÕES:
⎛ p ⎞
O fator resultante da expressão ⎜1+
TDI k × ⎟ é considerado com 16 (dezesseis) casas decimais, sem
⎝ 100 ⎠
arredondamento.
⎛ p ⎞
Efetua-se o produtório dos fatores diários ⎜1+
TDI × ⎟
⎝ 100 ⎠
30
1
252
−1
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.

Define-se “Período de Capitalização” como sendo o intervalo de tempo que se inicia na Data de Emissão, no
caso do primeiro Período de Capitalização, ou na Data de Pagamento da Remuneração imediatamente
anterior, no caso dos demais Períodos de Capitalização, e termina na Data de Pagamento da Remuneração
seguinte, exclusive.
Cada Período de Capitalização sucede o anterior sem solução de continuidade, até a Data de Vencimento.
Prorrogação dos Prazos
Considerar-se-ão automaticamente prorrogadas as datas de pagamento de qualquer obrigação prevista ou
decorrente da Escritura de Emissão, até o primeiro dia útil subseqüente, sem acréscimo de juros ou de qualquer
outro Encargo Moratório (definição abaixo), se a data de vencimento coincidir com feriado nacional, sábado ou
domingo ou dia em que não houver expediente bancário na Cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo.
Encargos Moratórios
Sem prejuízo da Remuneração das Debêntures, ocorrendo atraso imputável à Emissora no pagamento de qualquer
quantia devida aos titulares das Debêntures, os débitos em atraso ficarão sujeitos a multa moratória de 2,0% (dois
por cento) e juros de mora de 1,0% (um por cento) ao mês, ambos calculados sobre os valores em atraso, encargos
moratórios esses calculados desde a data de inadimplemento até a data do efetivo pagamento, independentemente
de aviso, notificação ou interpelação judicial ou extrajudicial (“Encargos Moratórios”).
Decadência dos Direitos aos Acréscimos
O não comparecimento do Debenturista para receber o valor correspondente a quaisquer das obrigações
pecuniárias da Emissora nas datas previstas na Escritura de Emissão ou em comunicado publicado pela
Emissora, não lhe dará direito ao recebimento de nenhum rendimento, acréscimo ou Encargos Moratórios, se
houver, relativos ao período correspondente à data em que os recursos forem colocados à disposição para
pagamento e à data efetiva de comparecimento de Debenturista para recebimento de seus recursos, sendo-lhe
todavia assegurados os direitos adquiridos até a data do vencimento.
Imunidade Tributária
Caso qualquer Debenturista goze de algum tipo de imunidade ou isenção tributária, este deverá encaminhar ao
Banco Mandatário e Escriturador, 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.
31

Resgate Antecipado
Não haverá resgate antecipado, exceto na hipótese de não concordância de titulares de Debêntures
representando 2/3 das Debêntures em circulação acerca do novo parâmetro de remuneração quando da
ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI por prazo superior a 10 dias consecutivos ou extinção ou
impossibilidade de aplicação da Taxa DI ou de seu substituto na forma prevista na Escritura de Emissão.
Vencimento Antecipado
Agente Fiduciário deverá declarar antecipadamente e automaticamente vencidas todas as obrigações relativas
às Debêntures, conforme descrito na escritura de Emissão, e exigir o imediato pagamento, pela Emissora, o
saldo devedor do Valor Nominal Unitário atualizado das Debêntures, acrescido da Remuneração devida até a
data do efetivo pagamento, calculada pro rata temporis, encargos moratórios, se houver, e de quaisquer outros
valores eventualmente devidos pela Emissora, independentemente de aviso ou notificação, na ocorrência de
qualquer uma das seguintes hipóteses (“Hipóteses de Vencimento Antecipado Automática”):
(a) descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura, não
sanada em 1 (um) dia útil contado da data do inadimplemento;
(b) pedido de falência formulado por terceiros em face da Emissora e não devidamente elidido pela
Emissora no prazo legal;
(c) pedido de auto-falência formulado pela Emissora;
(d) liquidação, dissolução ou decretação de falência da Emissora ou de sua controladora direta;
(e) se a Emissora propuser plano de recuperação extrajudicial a qualquer credor ou classe de
credores, independentemente de ter sido requerida ou obtida homologação judicial do referido
plano; ou se a Emissora ingressar em juízo com requerimento de recuperação judicial,
independentemente de deferimento do processamento da recuperação ou de sua concessão pelo
juiz competente; e
(f) perda da concessão para distribuição de energia elétrica.
Agente Fiduciário deverá convocar, dentro de 05 (cinco) dias úteis da data em que tomar conhecimento da
ocorrência de qualquer dos eventos listados abaixo, a Assembléia Geral de Debenturistas para deliberar sobre
a declaração do vencimento antecipado das Debêntures, a realizar-se no prazo mínimo previsto em lei. Se, na
referida Assembléia Geral de Debenturistas, os Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços),
32

decidirem por não considerar o vencimento antecipado das Debêntures, o Agente Fiduciário não declarará o
vencimento antecipado das Debêntures.
(a) descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação, exceto as previstas nos demais itens dos
Eventos de Inadimplemento, não sanada em 30 (trinta) dias corridos contados da data do
inadimplemento. Nesse caso, o Agente Fiduciário somente poderá convocar a Assembléia Geral
de Debenturistas, após o decurso do período de cura nela previsto;
(b) vencimento antecipado ou inadimplemento no pagamento de quaisquer obrigações a que esteja
sujeita a Emissora, no mercado local ou internacional em valor, igual ou superior a R$
30.000.000,00 (trinta milhões de reais), cumulativa ou não;
(c) cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a
Emissora, para a qual não tenha sido obtida a anuência prévia dos Debenturistas;
(d) distribuição de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que a Emissora estiver em
descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura de Emissão, no
Contrato de Distribuição de Debêntures e/ou nos demais documentos da Oferta;
(e) descumprimento pela Emissora da manutenção dos índices financeiros nos limites estabelecidos
nas datas das suas respectivas apurações, que ocorrerão nos dias 31 de março e 31 de setembro
de cada ano, a partir da Data de Emissão até a Data de Vencimento:
(i) relação Dívida Bruta/EBITDA, não superior a 3,5; e
(ii) relação (EBITDA no período de apuração + Caixa no início do período de apuração +
Linhas de Crédito bancárias contratadas e não utilizadas no final do período de apuração +
aumento no montante de dívida que tenha sido desembolsado durante o período de
apuração) dividido por (despesa financeira bruta no período de apuração + porção da
dívida vincenda durante o período de apuração – receita financeira da variação monetária
e acréscimo moratório da energia vendida no período de apuração – receita financeira de
operações de swap e hedge no período de apuração) não inferior a 1,0.
“Dívida Bruta” representa a dívida financeira total subtraída dos empréstimos regulatórios do BNDES;
“EBITDA” é o lucro antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização; e
“Caixa” significa disponibilidades acrescidas das aplicações financeiras.
Para apuração do índice mencionado no item (i) acima será utilizado o EBITDA referente ao período
de apuração de 12 (doze) meses anteriores à data da apuração e para apuração do índice mencionado
no item (ii) acima, o EBITDA e as demais informações financeiras utilizadas na equação serão
referentes ao período de apuração de 6 (seis) meses anteriores à data da apuração.
(f) protestos de títulos contra a Emissora, cujo valor unitário ou agregado ultrapasse R$
30.000.000,00 (trinta milhões de reais), salvo (1) se o protesto tiver sido efetuado por erro
ou má-fé de terceiros, desde que validamente comprovado pela Emissora, ou (2) se o
protesto for cancelado, em qualquer hipótese, ou (3) se tiver sido apresentada garantia em
juízo, aceita pelo Poder Judiciário;
33

(g) alienação do controle acionário direto da Emissora, exceto se for para outra empresa do
mesmo grupo econômico; e
(h) alienação de controle acionário direto da Energias do Brasil que acarrete uma redução da
classificação de risco (rating) da Oferta, exceto se a EDP S.A., direta ou indiretamente,
remanescer como detentora do maior número de ações com direito a voto da Energias do
Brasil e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a maioria do
Conselho de Administração da Energias do Brasil.
Local de Pagamento
Os pagamentos referentes às Debêntures serão efetuados pela Emissora, no mesmo dia de seu vencimento,
utilizando-se os procedimentos adotados pela CETIP e/ou pela CBLC, ou por meio do Banco Mandatário e
Escriturador, para os titulares das Debêntures que não estejam custodiadas na CETIP ou na CBLC.
Assembléia de Debenturistas
Os titulares das Debêntures poderão, a qualquer tempo, reunir-se em Assembléia Geral de Debenturistas, a
fim de deliberarem sobre matéria de interesse da comunhão dos Debenturistas.
A Assembléia Geral de Debenturistas pode ser convocada pelo Agente Fiduciário, pela Emissora, por
Debenturistas que representem 10% (dez por cento), no mínimo, das Debêntures em circulação, ou pela
CVM.
A Assembléia Geral de Debenturistas instalar-se-á, em primeira convocação, com a presença de Debenturistas
titulares de Debêntures da presente Emissão, que representem a metade, no mínimo, das Debêntures em
circulação, e, em segunda convocação, com qualquer quorum.
Para os fins de apuração do quorum de instalação e/ou deliberação em qualquer Assembléia Geral de
Debenturistas, serão excluídas as Debêntures mantidas em tesouraria pela Emissora, ou que sejam de
titularidade, direta ou indireta, de sociedades sob controle comum da Emissora, sejam elas coligadas,
controladas ou controladoras, diretas ou indiretas, ou de pessoas físicas que sejam controladoras bem como
dos administradores de referidas sociedades, incluindo, mas não se limitando, pessoas direta ou indiretamente
relacionadas a quaisquer das pessoas anteriormente mencionadas, bem como as Debêntures de titularidade de
Diretores, Conselheiros e seus parentes até segundo grau.
A presidência da Assembléia Geral de Debenturistas caberá ao Debenturista eleito pelos titulares das
Debêntures, ou àquele designado pela CVM.
34

Nas deliberações da Assembléia Geral de Debenturistas, a cada Debênture caberá um voto, sendo admitida a
sua representação por procurador Debenturista ou não. As deliberações das Assembléia Gerais de
Debenturistas serão tomadas da seguinte forma: (i) alterações na remuneração, excetuando-se as alterações na
remuneração e/ou amortização decorrentes do disposto no item 4.2.4.9 da Escritura de Emissão, e/ou prazos e
condições de vencimento, repactuação ou amortização das Debêntures, bem como nas Hipóteses de
Vencimento automático previstos no item 5.1 da Escritura de Emissão e/ou dispositivos sobre quorum
previstos na Escritura de Emissão dependerão da aprovação de Debenturistas representando 90% (noventa por
cento) das Debêntures em circulação, (ii) alterações nas condições de vencimento antecipado que não forem
automáticas previstas no item 5.2 da Escritura de Emissão, na forma das Debêntures, na periodicidade de
pagamento de juros remuneratórios das Debêntures, resgate, encargos moratórios e espécie das Debêntures
dependerão da aprovação de Debenturistas representando 2/3 (dois terços) das Debêntures em circulação, e
(iii) alterações nas demais características e condições das Debêntures e da Emissão deverão ser aprovadas por
Debenturistas que representem, no mínimo, a maioria simples das Debêntures em circulação.
Cronograma das Etapas da Oferta
A divulgação da Oferta ocorreu por meio da publicação de Aviso ao Mercado no Diário Oficial do Estado de
São Paulo, em 10 de março de 2006, e no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, em 9 de março de
2006, nos termos do artigo 53 da Instrução CVM n.º 400/03.
A Oferta seguirá o cronograma tentativo abaixo:
Início da Oferta A Oferta, devidamente registrada perante a CVM, terá início após a publicação do
anúncio de início.
Prazo de Colocação 6 (seis) meses a partir da publicação do anúncio de início.
Prazo de Exercício da
garantia firme
Manifestação de aceitação
da Oferta pelos
investidores
5 (cinco) dias a partir da publicação do anúncio de início.
A partir da data de publicação do anúncio de início e enquanto não tiver sido
publicado o anúncio de encerramento, o que deve ocorrer no prazo máximo de 6
(seis) meses contados da publicação do anúncio de início, os investidores poderão
aceitar a Oferta das Debêntures e subscrevê-las por meio dos procedimentos do SDT.
Público Alvo O público alvo da presente Oferta é composto por investidores pessoas físicas e jurídicas,
fundos de investimentos, fundos de pensão, entidades administradoras de recursos de
terceiros registradas na CVM, entidades autorizadas a funcionar pelo Banco Central do
Brasil, seguradoras, entidades de previdência complementar e de capitalização e
investidores institucionais ou qualificados, conforme regras vigentes no país
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.
35

Prazo para Revenda, pelas As Instituições Intermediárias poderão revender as Debêntures que venham a ser
Instituições Intermediárias adquiridas por força do exercício da garantia firme de distribuição até a data de
publicação do anúncio de encerramento de distribuição das Debêntures, por preço a
ser determinado com base na análise (i) de seu Valor Nominal Unitário desde a Data
de Emissão até a data da efetiva integralização das Debêntures, (ii) da taxa de juros
praticada pelo mercado à época da efetiva integralização; (iii) do preço de negociação
e colocação dos títulos públicos federais que possuem prazos de vencimento
semelhantes; e (iv) da percepção de risco de crédito da Emissora. Após a data de
publicação do respectivo anúncio de encerramento de distribuição das Debêntures, as
Debêntures poderão ser vendidas por preço de mercado a exclusivo critério das
Instituições Intermediárias.
Divulgação do Resultado O resultado da Oferta será divulgado ao seu término, por meio da publicação do
da Oferta
anúncio de encerramento no jornal utilizado pela Emissora para publicação do
anúncio de início.
Prazo para manifestação Na hipótese de modificação das condições da Oferta, os investidores que já tiverem
de aceitação da Oferta aderido à Oferta terão que confirmar seu interesse em manter a sua aceitação da
pelos investidores, na Oferta no prazo de 5 (cinco) dias úteis contados do recebimento da comunicação da
hipótese de modificação Instituição Líder. A manutenção da aceitação da Oferta será presumida em caso de
ou revogação da Oferta silêncio.
Prazo para restituição de Em caso de (i) modificação da Oferta e o investidor não aceitar essa modificação ou
valores aos investidores, (ii) revogação da Oferta, os montantes eventualmente entregues pelos investidores na
na hipótese de subscrição e integralização de Debêntures serão integralmente restituídos aos
modificação ou revogação respectivos investidores no prazo especificado no anúncio de início, sem qualquer
da Oferta
remuneração ou atualização, deduzidos dos encargos e tributos devidos.
Data de Início e Término da Oferta
A presente Emissão somente terá início após (a) a obtenção do registro da Emissão na CVM; (b) a publicação do
anúncio de início, que deverá ocorrer imediatamente após a data da concessão do referido registro pela CVM; e (c) a
disponibilização do Prospecto Definitivo aos investidores. A colocação das Debêntures deverá ser efetuada no período
máximo de 6 (seis) meses a contar da data de publicação do anúncio de início, durante o qual os interessados poderão
subscrever Debêntures utilizando-se dos procedimentos do SDT, e operacionalizado pela CETIP. Findo o período de
distribuição, deverá ser publicado anúncio de encerramento na forma mencionada abaixo.
Comunicações
Todos os anúncios, aviso, atos e decisões decorrentes desta Emissão que, de qualquer forma, envolvam os
interesses dos Debenturistas, serão publicados no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal “Valor
Econômico”, edição nacional, e por meio da página na rede mundial de computadores da Emissora
(http://www.bandeirante.com.br). A Emissora deverá comunicar antecipadamente o Agente Fiduciário de
qualquer publicação.
36

Condições e Forma de Pagamento
As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional.
Registro para Distribuição e Negociação das Debêntures
As Debêntures serão registradas (i) para distribuição no mercado primário na CETIP, por meio do SDT; e (ii)
para negociação no mercado secundário (a) na CETIP, por meio do SND, sendo a distribuição liquidada e as
debêntures custodiadas pela CETIP; e (b) no BovespaFix, administrado e operacionalizado pela Bovespa,
sendo os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas segundo as normas e procedimentos da CBLC.
Público Alvo
O público alvo da presente Oferta é composto por investidores pessoas físicas e jurídicas, fundos de
investimentos, fundos de pensão, entidades administradoras de recursos de terceiros registradas na CVM,
entidades autorizadas a funcionar pelo Banco Central do Brasil, seguradoras, entidades de previdência
complementar e de capitalização e investidores institucionais ou qualificados, conforme regras vigentes no
país.
Inadequação do Investimento
O investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que (a) necessitem de liquidez, tendo em vista a
possibilidade de serem pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado secundário; e/ou
(b) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de empresa do setor privado.
Classificação de Risco
A Emissora contratou a Standard & Poor’s para a elaboração de relatório de classificação de risco para esta
Emissão. Este relatório encontra-se anexo a este Prospecto.
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O CONTRATO DE DISTRIBUIÇÃO DE DEBÊNTURES
Nos termos da Lei n.º 6.385, de 7 de dezembro de 1976, da Lei das Sociedades por Ações e da Instrução
CVM n.º 400/03, foi celebrado o Contrato de Distribuição de Debêntures, por meio do qual a Emissora
contratou as Instituições Intermediárias para serem as responsáveis pela colocação das Debêntures junto ao
público.
Regime de Colocação
As Instituições Intermediárias realizarão a distribuição das Debêntures sob o regime de garantia firme, de
acordo com o plano de distribuição descrito abaixo:
As Debêntures serão distribuídas em regime de garantia firme de distribuição, não havendo solidariedade
entre as Instituições Intermediárias, respondendo cada qual exclusivamente pela parcela ora indicada, na
forma descrita a seguir:
INSTITUIÇÃO INTERMEDIÁRIA NÚMERO DE DEBÊNTURES
BANCO BRADESCO 6.250
BANCO CITIBANK 6.250
BANCO ITAÚ BBA 6.250
BANCO SANTANDER BRASIL 6.250
TOTAL 25.000
Forma, Procedimento, Condições de Colocação e Plano de Distribuição
De acordo com o Contrato de Distribuição de Debêntures, a colocação pública das Debêntures será realizada
conforme as condições descritas a seguir:
i) a colocação será pública, realizada no mercado de balcão organizado indicado neste Prospecto, sem
recebimento de reservas antecipadas e intermediada pelas Instituições Intermediárias, que deverão
assegurar tratamento justo e eqüitativo para todos os destinatários e aceitantes desta Emissão;
ii) a colocação das Debêntures deverá ser efetuada até o período máximo de 6 (seis) meses, a contar da
data da publicação do anúncio de início de distribuição (“Prazo de Colocação”);
38

iii) durante todo o Prazo de Colocação, o preço de subscrição das Debêntures será o correspondente ao
Valor Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis,
desde a Data da Emissão até a data da efetiva integralização;
iv) os pagamentos referentes à integralização das Debêntures serão feitos adotando-se os procedimentos
estabelecidos pela CETIP;
v) as Instituições Intermediárias realizarão a distribuição das Debêntures, sob o regime de garantia
firme, de acordo com o plano de distribuição a ser por eles organizado; e
vi) não serão constituídos fundos de sustentação de liquidez nem celebrados contratos de estabilização
de preços e/ou de garantia de liquidez para as Debêntures.
As Instituições Intermediárias estão autorizadas pela Emissora a organizar plano de distribuição, que poderá
levar em conta suas relações com clientes e outras considerações de natureza comercial ou estratégica. As
Instituições Intermediárias deverão assegurar:
i) que o tratamento aos investidores seja justo e eqüitativo;
ii) a adequação do investimento ao perfil de risco de seus respectivos clientes das Instituições
Intermediárias; e
iii) que os representantes de venda de eventuais instituições participantes do consórcio de distribuição
recebam previamente exemplar do Prospecto para leitura obrigatória e que suas dúvidas possam ser
esclarecidas por pessoas designadas pela Instituição Líder.
As Instituições Intermediárias poderão revender as Debêntures que venham a ser adquiridas por força do
exercício da garantia firme de distribuição até a data de publicação do anúncio de encerramento da
distribuição das Debêntures, por preço a ser determinado com base na análise (i) de seu Valor Nominal
Unitário, desde a Data de Emissão até a data da efetiva integralização das Debêntures; (ii) da taxa de juros
praticada pelo mercado à época da efetiva integralização; (iii) do preço de negociação e colocação dos títulos
públicos federais que possuam prazos de vencimento semelhantes; e (iv) da percepção de risco de crédito da
Emissora. Após a data de publicação do respectivo anúncio de encerramento de distribuição de Debêntures, as
Debêntures poderão ser vendidas por preço de mercado a exclusivo critério das Instituições Intermediárias.
Cópias do Contrato de Distribuição de Debêntures estarão disponíveis para consulta: (i) na sede da Emissora;
(ii) na Instituição Líder, e (iii) nas demais Instituições Intermediárias.
39

Comissões
A remuneração total das Instituições Intermediárias para a Oferta é de 0,4% (zero vírgula quatro por cento),
incidente sobre o montante total das Debêntures emitidas, calculados com base nos valores efetivamente
subscritos pelos investidores e paga na proporção dos lotes definidos no Contrato de Distribuição de
Debêntures, na data de liquidação, observadas as seguintes condições:
(i) Comissão de Coordenação e Estruturação: 0,10% (zero vírgula dez por cento) incidente sobre o
montante total das Debêntures emitidas;
(ii) Comissão de Distribuição: 0,15% (zero vírgula quinze por cento) incidente sobre o montante de
Debêntures emitidas efetivamente distribuídas e subscritas; e
(iii) Prêmio de Garantia Firme de Colocação e Subscrição: 0,15% (zero vírgula quinze por cento)
incidente sobre a quantidade total de Debêntures emitidas, objeto da garantia firme.
Os ônus e retenções referentes a todos os tributos, despesas e encargos de qualquer natureza que direta ou
indiretamente incidam ou venham a incidir em decorrência das comissões a serem pagas correrão por conta de
cada uma das partes conforme definido pela legislação vigente na data da sua exigibilidade.
As comissões e o prêmio de garantia firme serão calculados com base no Valor Nominal Unitário das
Debêntures, acrescido da Remuneração, calculado desde a Data de Emissão até a data da efetiva
integralização das Debêntures.
O pagamento da remuneração às Instituições Intermediárias deverá ser à vista, em moeda corrente nacional.
Cada Instituição Intermediária firmará recibos para a Emissora, dando quitação das importâncias recebidas a
título de comissões.
Não serão concedidos pelas Instituições Intermediárias nenhum desconto ou repasse de comissão aos
investidores que subscreverem as Debêntures.
Relações da Emissora com as Instituições Intermediárias
Banco Bradesco
A Companhia mantém relacionamento com o Banco Bradesco por meio da prestação de serviços bancários
em geral, tais como: repasses de BNDES, operações de conta garantida e de capital de giro e serviços de folha
de pagamento, cobrança e pagamento de fornecedores, entre outros.
40

Banco Citibank
A Companhia mantém relacionamento com o Banco Citibank por meio da prestação de serviços bancários em
geral, tais como: linha de conta garantida de repasse de recursos do BNDES, operações de derivativos,
cobranças, pagamento de fornecedores, entre outros.
Banco Itaú BBA
A Companhia mantém relacionamento com o Banco Itaú BBA por meio de operações como: linha de conta
garantida, repasse de recursos, cédulas de crédito bancário, contratos de venda e compra conjugado com
compromisso de revenda e de recompra de títulos públicos, entre outros.
Banco Santander Brasil
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, operações de swap, operações de capital de giro, compras, entre outros.
Demonstrativo do Custo da Distribuição
Segue abaixo tabela com o custo máximo da distribuição das Debêntures:
CUSTOS
Comissão de Estruturação e
Coordenação
MONTANTE
(EM R$)
41
% EM RELAÇÃO AO VALOR
TOTAL DA EMISSÃO
250.000 0,10%
Comissão de Colocação* 375.000 0,15%
Prêmio de Garantia Firme 375.000 0,15%
Taxa de registro 82.870 0,03%
Total 1.082.870 0,43%
(*) Calculada sobre o preço de subscrição das Debêntures efetivamente colocadas
Custo Unitário de Distribuição
A tabela a seguir apresenta o custo unitário de distribuição das Debêntures objeto desta Emissão:
N.º DE
DEBÊNTURES
CUSTO DO
LANÇAMENTO (R$)
CUSTO POR
DEBÊNTURE (R$)
% EM RELAÇÃO AO PREÇO
UNITÁRIO DE DISTRIBUIÇÃO
25.000 1.082.870 43,31 0,43%

RESSALVAS COM RELAÇÃO A DECLARAÇÕES E ESTIMATIVAS ACERCA DO FUTURO
Este Prospecto contém declarações, estimativas, intenções e pretensões quanto a eventos futuros. Quaisquer
declarações e estimativas, intenções e pretensões com relação a eventos futuros envolvem riscos e incertezas.
Diversos fatores importantes considerados nas declarações e estimativas futuras podem se modificar, fazendo
com que os resultados reais possam vir a ser substancialmente diferentes daqueles contidos em tais
declarações e estimativas, e que as intenções e pretensões possam vir a não se materializar. Esses fatores
incluem, dentre outros:
� medidas do governo brasileiro;
� condições sociais, políticas, econômicas de negócios e, demográficas do Brasil;
� a percepção de risco com relação aos mercados emergentes, principalmente a América Latina;
� término antecipado ou outras medidas por parte do Poder Concedente;
� medidas do governo relativas ao setor de energia elétrica;
� inflação, valorização ou desvalorização do Real;
� capacidade da Companhia em obter financiamentos quando necessário, em condições razoáveis e
implementar planos de investimentos em manutenção;
� resultado de pendências judiciais;
� nível de endividamento da Emissora;
� flutuações das taxas de juros; e
� concorrência;
As palavras “acredita”, “pode”, “poderá”, “visa”, “estima”, “continua”, “antecipa”, “pretende”, “espera” e outras
palavras similares têm por objetivo identificar estimativas e perspectivas para o futuro. As considerações sobre
estimativas e perspectivas para o futuro incluem informações atinentes a resultados e projeções, estratégia,
planos de financiamentos, posição concorrencial, ambiente do setor, oportunidades de crescimento potenciais, os
efeitos de regulamentação futura e os efeitos da concorrência. Tais estimativas e perspectivas para o futuro
referem-se apenas à data em que foram expressas, sendo que nem a Companhia, nem as Instituições
Intermediárias assumem a obrigação de atualizar publicamente ou revisar quaisquer dessas estimativas em razão
da ocorrência de nova informação, eventos futuros ou de quaisquer outros fatores. Em vista dos riscos e
incertezas aqui descritos, as estimativas e perspectivas para o futuro constantes neste Prospecto podem não vir a
se concretizar. Tendo em vista estas limitações, os investidores não devem tomar suas decisões de investimento
exclusivamente com base nas estimativas e perspectivas para o futuro contidas neste Prospecto.
42

FATORES DE RISCO
Antes de tomar uma decisão de investimento nas Debêntures a serem ofertadas, os potenciais investidores
devem considerar cuidadosamente, à luz de suas próprias situações financeiras e objetivos de investimento,
todas as informações disponíveis neste Prospecto e, em particular, avaliar os fatores de risco descritos nesta
seção. Caso qualquer dos riscos e incertezas aqui descritos efetivamente ocorra, os negócios, a situação
financeira e/ou os resultados operacionais da Emissora poderão ser afetados de forma adversa. Os fatores de
risco descritos abaixo refletem a situação atual da Emissora.
Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos
A Companhia atua no mercado brasileiro, estando sujeita, portanto, aos efeitos da política econômica do
Governo Federal.
Freqüentemente, o Governo Federal intervém na economia do país, realizando, ocasionalmente, mudanças
drásticas e repentinas nas suas políticas. As medidas do governo brasileiro para controlar a inflação e
implementar as políticas econômica e monetária têm envolvido alterações nas taxas de juros, flutuação da
moeda, controle de câmbio, tarifas e limites à importação, controles no consumo de energia elétrica, entre
outras medidas. Essas políticas, bem como algumas condições macroeconômicas, causaram efeitos
significativos na economia brasileira, assim como no mercado de capitais brasileiro.
Além disso, discute-se atualmente no Senado Federal e na Câmara dos Deputados diversas reformas e/ou
medidas que poderão ser aprovadas e implementadas pelo Governo Federal, dentre elas: (i) a reforma
tributária, parcialmente implementada; e (ii) a reforma da legislação trabalhista.
Adicionalmente, não há como prever quais diretrizes das políticas econômica e monetária serão adotadas pelo
Governo Federal e quais serão os impactos dessas medidas sobre a Emissora.
A adoção de medidas que possam resultar em eventuais flutuações da moeda, indexação da economia, instabilidade de
preços, elevação de taxas de juros ou influenciar a política fiscal poderão impactar negativamente os negócios, a
condição financeira, a capacidade de geração de caixa e os resultados operacionais da Emissora.
A inflação e certas medidas governamentais para contê-la podem ter efeitos adversos sobre a economia
brasileira, o mercado mobiliário brasileiro e/ou os negócios da Emissora.
O Brasil experimentou, no passado, taxas de inflação bastante elevadas, que foram reduzidas com a implementação
do Plano Real, em 1994. A moeda brasileira, historicamente, vem apresentando desvalorizações freqüentes,
criando, assim, pressões inflacionárias adicionais no Brasil, que resulta na necessidade de adoção de políticas
recessivas pelo Governo Federal para conter a demanda agregada.
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A inflação, juntamente com medidas governamentais destinadas a combatê-la e as especulações acerca dessas
medidas, tiveram efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira no passado recente.
Em 30 de junho de 1999, o CMN fixou os valores de 3,5%, 8,5%, 5,5% e 4,5% como metas para a variação
do IPCA para os anos de 2002, 2003, 2004 e 2005 respectivamente, com intervalos de tolerância de 2 pontos
percentuais acima e abaixo das metas centrais retromencionadas. Nos anos de 2002, 2003, 2004 e 2005,
entretanto, as metas não foram cumpridas, tendo a inflação atingido 12,5%, em 2002, 9,30%, em 2003,
12,4%, em 2004, e 5,69% em 2005. Para 2006, a meta de inflação foi fixada em 4,5%. Não existem garantias
de que esta meta será alcançada.
A inflação medida pelo IGPM foi de 10,4%, 25,3%, 8,7%, 12,4% e 1,2% em 2001, 2002, 2003, 2004 e 2005
respectivamente.
Caso as taxas de inflação voltem a aumentar, os negócios da Emissora, sua condição financeira e o resultado
de suas operações poderão ser afetados negativamente.
Efeitos das Flutuações das Taxas de Câmbio
Em 31 de dezembro de 2005, a dívida atrelada ao Dólar representava 49,9% do saldo total da dívida, sendo
que 32,1% está no curto prazo e 67,9% no longo prazo. Toda a dívida em moeda estrangeira tem uma
proteção financeira que troca à variação cambial pelo CDI. Porém, em um cenário de desvalorização do Real
frente ao Dólar, não se tem a garantia de que em um eventual vencimento antecipado desta dívida, 100% do
saldo será coberto pela proteção financeira previamente contratada. Nesta hipótese, os resultados financeiros
da Emissora poderão ser afetados negativamente.
Efeitos das Flutuações das Taxas de Juros.
O Comitê de Política Monetária – COPOM estabelece as metas das taxas de juros básicas para o sistema bancário
brasileiro. Em anos recentes, a taxa de juros básica tem oscilado, tendo chegado a, aproximadamente, 45% em
março de 1999 e caído para 15,25% em 17 de janeiro de 2001. De fevereiro a julho de 2002, o COPOM diminuiu a
taxa básica de juros de 19,00% para 18,00%. De outubro de 2002 a fevereiro de 2003, o COPOM aumentou a taxa
básica de juros em 8,5 pontos percentuais, para 26,5% em 19 de fevereiro de 2003. A taxa básica de juros
permaneceu em alta até junho de 2003, quando o COPOM iniciou a trajetória de decréscimo da taxa de juros
básica. Posteriormente, ao longo do ano de 2004 e de 2005, a taxa de juros básica voltou a sofrer variações por
decisão do Comitê de Política Monetária, sendo que, em reunião realizada em janeiro de 2006, na data deste
Prospecto, a taxa básica de juros foi fixada em 17,25% ao ano.
A elevação das taxas de juros poderá ter impacto negativo no resultado da Emissora na medida em que pode inibir
o crescimento econômico e conseqüentemente a demanda por energia, e também porque suas atividades exigem
intensos investimentos de capital. Tais investimentos são, em sua maioria, financiados com recursos de terceiros e
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emunerados a taxas de juros pós-fixadas. Em 31 de dezembro de 2005, a Bandeirante possuía um endividamento
não atrelado à variação cambial de R$ 364,5 milhões, indexado ao CDI, TJLP, dentre outros índices. Caso haja uma
elevação das taxas de juros que influencie esses indexadores, as despesas financeiras da Emissora também
aumentarão, afetando negativamente a capacidade de pagamento da Emissora.
A deterioração das condições econômicas e de mercado em outros países, principalmente nos considerados
emergentes, pode afetar negativamente a economia brasileira e os negócios da Emissora.
A economia brasileira e as companhias brasileiras têm sido impactadas, em diferentes intensidades, pelas
condições econômicas de outros países 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.
Não há como garantir que futuros acontecimentos em países emergentes não afetarão a oferta de crédito às
companhias brasileiras, podendo, deste modo, vir a afetar negativamente a oferta de crédito para a Emissora,
podendo, ainda, resultar em impacto material adverso nos seus resultados.
O Governo Federal está realizando uma reforma na legislação fiscal que poderá acarretar aumento da
carga tributária para as empresas brasileiras.
O Governo Federal regularmente implementa alterações no regime fiscal, que afetam os participantes do
mercado de energia, a Emissora, as distribuidoras e os consumidores industriais. Estas alterações incluem
mudanças nas alíquotas e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários, cuja arrecadação é associada a
determinados propósitos governamentais específicos. Algumas dessas medidas poderão resultar em aumento
da carga tributária da Emissora, que poderá, por sua vez, influenciar sua lucratividade, e afetar adversamente
os preços de sua energia vendida e seu resultado financeiro. Não há garantias de que a Companhia será capaz
de manter seus preços, o fluxo de caixa projetado ou a sua lucratividade se ocorrerem alterações significativas
nos tributos aplicáveis às suas operações e ao mercado de energia elétrica.
Riscos Relacionados ao Setor de Energia Elétrica
A Emissora atua no setor elétrico brasileiro, o qual foi reestruturado pelo Governo Federal. Os efeitos do Novo
Modelo do Setor Elétrico para as empresas sujeitas às suas regras, como a Companhia, ainda são incertos.
O Governo Federal vem implementando mudanças significativas na legislação do setor elétrico brasileiro
durante os últimos anos, especialmente por meio da Lei de Concessões, da Lei do Setor Elétrico e da Lei de
Reestruturação do Setor Elétrico, além da regulamentação administrativa. Essas medidas tiveram por objetivo
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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 Ações
Diretas de Inconstitucionalidade (“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.
As tarifas que a Emissora cobra pela venda de energia a consumidores cativos são determinadas de acordo
com o Contrato de Concessão firmado com o Governo Federal, por meio da ANEEL. A receita operacional
da Emissora pode ser afetada adversamente se a ANEEL tomar decisões desfavoráveis quanto às tarifas
praticadas pela Emissora.
Como concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica, a Emissora está sujeita a um
ambiente altamente regulado. Além disso, a ANEEL é autorizada a regular e fiscalizar diversos aspectos dos
negócios da Emissora, inclusive determinar que as tarifas cobradas pela Companhia sejam reduzidas e os
investimentos sejam incrementados.
O Contrato de Concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de fixação de tarifa, que
permite três tipos de ajuste tarifário: (1) o reajuste anual, (2) a revisão periódica e (3) a revisão extraordinária.
A Emissora tem o direito a um reajuste anual, que é concebido para compensar certos efeitos da inflação
sobre as tarifas e para repassar aos consumidores certos encargos de sua estrutura de custos não gerenciáveis
pela Emissora, como o custo de aquisição de energia e encargos setoriais, incluindo encargos pelo uso de
instalações de transmissão e distribuição. Além disso, a ANEEL conduz uma revisão periódica a cada quatro
anos para identificar variações nos custos da Emissora e definir um índice baseado na sua eficiência
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operacional que será aplicado sobre o índice dos reajustes anuais da Emissora, e cujo efeito é premiar a boa
administração dos seus custos e compartilhar quaisquer ganhos com os consumidores da Emissora. A
Emissora também tem o direito de requerer uma revisão extraordinária das suas tarifas se custos imprevisíveis
vierem a alterar significativamente sua estrutura de custos.
A Emissora não pode assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que lhe sejam favoráveis. Além disso, se
quaisquer desses reajustes não forem concedidos pela ANEEL no prazo apropriado ou a Emissora seja
obrigada pela ANEEL a efetuar gastos adicionais imprevistos, sem previsão de subsídios e sem a respectiva
contrapartida tarifária, de forma a viabilizar o repasse integral do valor de tais despesas adicionais para a
tarifa, ou, ainda, sejam estabelecidas normas ainda mais rígidas ou que gerem incertezas, a condição
financeira e os resultados das operações da Emissora podem ser adversamente afetados.
As tarifas de distribuição, ainda que determinadas pela ANEEL, podem ser questionadas judicialmente, o
que pode afetar adversamente a receita da Emissora.
Não obstante as revisões e reajustes tarifários da Bandeirante estarem sujeitos à aprovação da ANEEL, bem
como aos limites estabelecidos em seu Contrato de Concessão e na legislação brasileira, as decisões da
ANEEL acerca das tarifas da Emissora podem ser objeto de contestação judicial, inclusive pelo Ministério
Público na defesa dos interesses difusos dos consumidores da área de concessão da Emissora, dada a natureza
de serviço público da atividade de distribuição de energia elétrica. Neste sentido, eventuais questionamentos
de aumentos tarifários concedidos pela ANEEL podem afetar a capacidade financeira da Emissora.
O governo criou um programa de “universalização” que requer que as distribuidoras de energia forneçam
serviços de eletricidade a determinados consumidores e incorram despesas operacionais e de capital que
podem não ser vantajosos para a Companhia.
Em 2002, o governo deu início à implementação de um programa de “universalização” com o objetivo de
fornecer eletricidade a consumidores de baixo consumo. De acordo com o programa, as empresas de
distribuição de energia devem arcar com os custos iniciais de eletricidade para clientes cuja potência
declarada dos equipamentos elétricos não ultrapasse 50 kW. Se a Companhia não atingir o objetivo
determinado no programa, as suas tarifas poderão ser reduzidas até a Companhia cumprir tais metas. As
despesas operacionais e os dispêndios de capital que foram feitos de acordo com esse programa serão
repassados aos clientes na próxima revisão periódica de tarifa da Companhia, salvo arbitramento de repasse
tarifário insuficiente pelo órgão regulador. Além disso, o governo pode impor à Companhia ônus adicionais
no futuro no âmbito do programa de universalização ou outros programas, os quais podem aumentar
significativamente os dispêndios de capital e custos operacionais da Companhia e afetar negativamente a sua
situação financeira e os seus resultados operacionais. A Companhia estima que o valor a ser por ela
despendido no programa de "universalização" será de R$ 7,4 milhões, não sendo um investimento relevante
relativamente aos investimentos usuais previstos.
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Períodos de escassez de energia elétrica podem afetar o custo da energia elétrica e os preços que a
Emissora pode cobrar dos seus clientes.
Devido à dependência do setor de energia elétrica de variáveis naturais e sazonais, como os níveis de chuva e
de água, a deterioração dessas condições pode afetar severamente a geração de energia elétrica no país.
Em 2001, o Brasil sofreu severa redução de geração de energia elétrica. A crise deveu-se em grande parte à falta de
investimento em geração e transmissão de energia e à situação de seca na maior parte do país, que fizeram com que
os níveis de água dos reservatórios das usinas hidrelétricas ficassem com menos de um terço da sua capacidade.
A fim de evitar a possibilidade de blecautes, em 2001 o Governo Federal baixou medidas destinadas à
redução do consumo de energia elétrica nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil em 20% em
média e instituiu sobretaxas para os que não atingissem suas quotas de redução e recompensas para os que o
fizessem. O governo brasileiro também determinou que as empresas de distribuição de energia localizadas nas
regiões afetadas do país restringissem o fornecimento de energia a seus consumidores. As restrições
perduraram até 28 de fevereiro de 2002.
No futuro, o governo brasileiro pode adotar novas medidas para reduzir o consumo de energia se a capacidade
de geração no Brasil não aumentar para suprir o crescimento da demanda. Tais medidas, se adotadas,
incluindo redução do consumo de energia elétrica dos clientes da Emissora, podem ter efeito adverso
relevante sobre as condições financeiras e os resultados de operações da Emissora. Além disso, a escassez de
energia elétrica pode provocar volatilidade de preços se o processo de estocagem de água não for
suficientemente adequado à demanda, ou caso os investimentos em geração não acompanharem
adequadamente o potencial crescimento de demanda, o que também pode afetar negativamente os resultados
da Emissora, caso esta necessite adquirir energia no mercado de curto prazo.
Previsões incorretas das necessidades de energia nas áreas de distribuição da Companhia podem afetar
adversamente os seus resultados operacionais.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Companhia corre o risco de ser impedida de
repassar integralmente aos seus clientes os custos das suas compras de energia se errar na previsão da sua
demanda de energia. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia
deve contratar com antecedência, por meio de licitações públicas, 100% das necessidades de energia previstas
para as suas áreas de concessão nos cinco anos seguintes. Sempre que as projeções iniciais ficarem aquém da
demanda do mercado, e após leilões de ajuste e do mecanismo de compensação de sobras e déficits entre as
distribuidoras, a Emissora poderá ser obrigada a cobrir a diferença contratando energia no mercado de curto
prazo. Embora a Companhia possa ajustar sua previsão inicial, se errar na previsão de demanda e comprar
mais ou menos eletricidade do que necessita, poderá pagar preços significativamente mais altos no mercado
de curto prazo para satisfazer suas obrigações de distribuição de energia elétrica e sofrer certas penalidades
48

impostas pela ANEEL, além de poder ser impedida de repassar integralmente aos seus clientes os custos das
suas compras. A Companhia não pode garantir que a sua previsão de demanda de eletricidade será correta.
O projeto de Reforma das Agências Reguladoras em tramitação no Congresso Nacional pode afetar a
competência da ANEEL.
Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional, que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle
social das Agências Reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre
outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os
Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar
pela qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e
reclamações dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor,
responsável pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República.
Caso a mencionada lei entre em vigor, as medidas dela decorrentes poderão reduzir as atribuições da ANEEL,
passando o Poder Concedente, por outro lado, sobretudo o MME – ao qual a ANEEL é vinculada –, a ter
maior atuação e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem
aprovadas não afetarão negativamente as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Bandeirante.
Ingerência do Tribunal de Contas da União Federal nos procedimentos adotados pela ANEEL poderão
causar insegurança jurídica aos administrados.
O Tribunal de Contas da União (“TCU”) acompanhou e fiscalizou o procedimento de revisão tarifária de
algumas empresas do setor elétrico, conduzido pela ANEEL no ano de 2003, e proferiu acórdãos nos
processos referentes às empresas Eletropaulo Metropolitana – Eletricidade de São Paulo S.A., Light Serviços
de Eletricidade S.A. e Companhia Energética de Minas Gerais – Cemig, nos quais elaborou diversas
considerações, críticas e determinações à ANEEL, referentes à metodologia da revisão.
O TCU encaminhou à ANEEL solicitação para revisão da metodologia de cálculo da revisão tarifária periódica das
empresas do setor elétrico, por entender que ela considera o benefício fiscal do juro sobre o capital próprio na
formação da tarifa, e que, dessa forma, o índice de revisão tarifária concedido deveria ter sido menor.
A ANEEL contratou os serviços da Fundação Universitária Brasília para avaliar a metodologia, no intuito de
questionar a posição do TCU. Nesse mesmo sentido, a ABRADEE apresentou memoriais ao MME, alegando,
em síntese, que o TCU, órgão integrante do Poder Legislativo Federal, não tem competência para fiscalizar a
ação da ANEEL neste âmbito específico, tampouco para emitir comandos ou juízos críticos relativos à
metodologia adotada.
O desfecho dessa pendência não é esperado para breve, mas, na hipótese de ser desfavorável à ANEEL, as
empresas distribuidoras de energia elétrica poderão sofrer impacto financeiro negativo.
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Riscos Relacionados às Atividades da Emissora
A extinção do Contrato de Concessão pelo Poder Concedente poderá impedir a realização do valor integral
de determinados ativos e causar a perda de lucros futuros sem uma indenização suficiente para fazer
frente aos seus compromissos.
Nos termos da Lei de Concessões, a concessão está sujeita à extinção antecipada em determinadas
circunstâncias, quais sejam: encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial e anulação do Contrato de
Concessão e falência ou extinção da concessionária, bem como existe previsão de indenização e intervenção
em situações descritas nos contratos de concessões. Ocorrendo a extinção da concessão, o então
concessionário não terá direito a qualquer parcela do serviço ou dos poderes que se encontravam sob sua
gestão no curso do Contrato de Concessão. Os ativos vinculados à concessão serão revertidos ao Poder
Concedente. Apesar da Emissora ter o direito ao valor desses ativos que não tenham sido completamente
amortizados ou depreciados de acordo com os termos do Contrato de Concessão, em caso de extinção
antecipada, não se pode assegurar que esse valor será suficiente para compensar a perda de lucro futuro. Se a
ANEEL extinguir o Contrato de Concessão com base no inadimplemento por parte da Companhia, o valor da
indenização pode ser reduzido a até zero, pela imposição de multas ou outras penalidades.
A extinção antecipada do Contrato de Concessão, assim como a imposição de penalidades à Emissora
associadas a tal extinção, poderão gerar significativos impactos nos seus resultados e afetar sua capacidade de
pagamento e cumprimento de obrigações financeiras.
A Companhia pode ser penalizada pela ANEEL pelo não atendimento das obrigações contidas no Contrato
de Concessão, o que pode acarretar multas e outras penalidades e, dependendo da gravidade do
inadimplemento, a caducidade da concessão.
As atividades de distribuição da Companhia são conduzidas em conformidade com o Contrato de Concessão.
O órgão regulador poderá impor penalidades à Companhia caso ela deixe de cumprir com qualquer disposição
contida no referido contrato. Dependendo da extensão da gravidade da não conformidade, as penalidades
aplicáveis incluem:
• advertências;
• multas por infração, limitadas a 2% da receita da concessionária no exercício encerrado
imediatamente antes da data da respectiva infração;
• embargo à construção de novas instalações e equipamentos;
• restrições à operação das instalações e equipamentos existentes;
• suspensão temporária de participação em processos licitatórios tendo por objeto novas concessões;
• intervenção da ANEEL na administração da concessionária inadimplente; e
• caducidade da concessão.
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A imposição de penalidades à Companhia pela ANEEL pode afetar de maneira adversa a situação financeira e
o resultado operacional da Companhia e até comprometer a continuidade de suas atividades.
Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos,
esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora
para garantir a execução de decisões judiciais.
Uma parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos. Esses bens
não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões
judiciais, ou para o pagamento das Debêntures, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente, de
acordo com os termos das concessões da Companhia e com a legislação. Embora a Companhia tenha direito
de receber indenização do Poder Concedente em caso de extinção antecipada de suas concessões, o valor a ser
indenizado pode ser menor do que o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir
significativamente os valores disponíveis aos acionistas da Companhia em caso de liquidação, além de
poderem ter um efeito negativo na capacidade da Companhia de obter financiamentos. Ademais, na hipótese
de a Companhia não cumprir suas obrigações relativas às Debêntures, parcela significativa de seus bens e
ativos não poderão ser objeto de execução para satisfação dessas obrigações.
O não atendimento, pela Emissora, de obrigações assumidas por meio de contratos financeiros podem
acarretar o vencimento antecipado de suas dívidas.
Alguns contratos financeiros da Emissora estabelecem diversas obrigações de manutenção de índices de
endividamento, capitalização e cobertura da dívida. Não há como garantir que a Companhia atingirá todos os
índices contratados no futuro, o que poderá gerar o vencimento antecipado de suas dívidas e, igualmente,
afetar, de forma substancial e negativa, a condição financeira da Emissora.
A Emissora pode enfrentar crescente concorrência que pode afetar adversamente sua participação de
mercado, em virtude da perda de Consumidores Livres e, conseqüentemente, sua receita.
A Emissora detém concessão para distribuir energia elétrica em 28 municípios no Estado de São Paulo.
Dentro da sua área de concessão, a Emissora não enfrenta competição na distribuição de energia elétrica a
clientes residenciais, comerciais e industriais com suprimento em baixa tensão. Em vista da legislação
aprovada em 1995, 1998 e 2004, entretanto, outros fornecedores podem oferecer energia elétrica a certos
consumidores de grande porte, que atendam às exigências legais para se qualificar como Consumidores
Livres. Consumidores Livres são aqueles cuja demanda é igual ou superior a 3 MW em níveis de tensão
iguais ou superiores a 69 kV ou, no caso de novos consumidores que entraram no mercado a partir de julho de
1995, aqueles cuja demanda é igual ou superior a 3 MW em qualquer nível de tensão. Os eventuais
concorrentes da Emissora podem vir a oferecer a esses consumidores energia elétrica a preços menores do que
os cobrados atualmente pela Companhia.
51

Esses consumidores, principalmente consumidores industriais, operam em diversos segmentos, incluindo os
químicos, minerais não ferrosos, alimentos, bebidas e papéis. Caso se tornem Consumidores Livres, pagarão
pelo uso do sistema de distribuição da Emissora, por meio do pagamento da tarifa de uso de seu sistema de
distribuição (“TUSD”), e que representam 4.306.574 MW médios e 31,3% do seu mercado total.
Além disso, a Emissora pode perder consumidores na faixa de demanda entre 500 kW e 3000 kW. Esses
consumidores podem optar por obter suprimento de fontes alternativas tais como energia eólica, PCHs e
biomassa, com direito a descontos nas tarifas de transmissão e distribuição de pelo menos 50%.
A perda de clientes para outros fornecedores que atendam a Consumidores Livres na área de concessão da
Emissora pode afetar adversamente sua participação de mercado.
Não obstante a redução da receita da Emissora com a eventual migração de consumidores para o mercado
livre, a Emissora continuará a receber desses consumidores a TUSD, independentemente de quem lhes
vendam energia elétrica. Todavia, o risco de perda desses consumidores para o mercado livre pode também
ser agravado caso esses consumidores tornem-se auto-produtores de energia elétrica, com a instalação da
fonte de geração dentro de sua área privada, hipótese na qual a Emissora, além de perder a receita decorrente
do fornecimento de energia elétrica a esses consumidores, também perderia a receita decorrente da TUSD.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico obrigará a Emissora a mudar a forma como compra a sua
energia, o que pode afetar adversamente a sua lucratividade e os seus fluxos de caixa.
Sob a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Emissora somente pode adquirir energia por meio de processo
de licitação promovido no ACR da CCEE, sendo vedadas novas compras de energia elétrica diretamente de
partes relacionadas, o chamado self dealing.
Assim, as distribuidoras serão obrigadas a comprar energia no mercado regulado, podendo, eventualmente,
adquiri-la por preço superior ao praticado por suas partes relacionadas ou aos preços dos Contratos Iniciais,
que foram extintos em dezembro de 2005, o que poderá afetar negativamente a estrutura de custos das
empresas distribuidoras, inclusive a da Emissora.
A Companhia atua num setor sujeito à redução de resultado em decorrência do aumento nos atrasos e
inadimplência de seus clientes.
Em 31 de dezembro de 2005, o saldo total das faturas de consumo de energia elétrica vencidas e não pagas
pelos clientes da Emissora era de aproximadamente R$ 106.102 mil ou 4,42% em relação ao total do
fornecimento faturado dos 12 últimos meses anteriores a tal data, dos quais R$ 38.966 mil encontravam-se
vencidos há mais de 90 dias. Do total dos valores vencidos e não pagos em 31 de dezembro de 2005, 86,29%
referiam-se ao setor privado e 13,71% ao setor público.
52

Não obstante os esforços expendidos na adoção de programas de incentivo ao pagamento pontual das faturas
de consumo de energia elétrica, a Emissora não pode assegurar que conseguirá implementar todas as medidas
necessárias à redução do inadimplemento, nem tampouco que tais medidas garantiriam a redução da
inadimplência. A manutenção ou aumento dos índices de inadimplência pode afetar o resultado da Emissora.
As obrigações da Companhia relativas a fundos de pensão podem ser maiores do que a Companhia estima
atualmente e, como resultado, pode ser que seja obrigada a fazer contribuições adicionais aos planos de
pensão dos seus funcionários.
Em 31 de dezembro de 2005, as obrigações da Bandeirante decorrentes de seus planos de pensão totalizaram
R$ 16.819 mil. Se os pressupostos atuariais que a Companhia adotou mostrarem-se incorretos, ou em caso de
reduções nas taxas de juros por longos períodos de tempo, reduções dos valores de mercado dos títulos
mantidos pelos planos ou de outras adversidades, o déficit atuarial dos seus planos pode aumentar
substancialmente, afetando, com isso, as previsões de tempo e aumentando o nível das contribuições em
dinheiro que a Companhia precisa fazer aos planos dos seus funcionários, podendo impactar negativamente
no resultado da Companhia.
A Emissora é parte em diversos processos administrativos e judiciais que, caso decididos contrariamente à
Emissora, podem ter um impacto negativo em seus resultados e condição financeira.
Atualmente, a Emissora é parte em diversos processos administrativos e judiciais, de natureza cível,
previdenciária, trabalhista e fiscal, decorrentes do exercício regular de suas atividades. Em 31 de dezembro de
2005, as provisões atualizadas da Emissora para tais contingências totalizavam cerca de R$ 105.377. Caso o
valor total dessas provisões não seja suficiente para fazer frente às contingências que se tornem exigíveis, os
resultados da Emissora podem ser afetados negativamente, além de poder resultar em impacto adverso
relevante nos negócios e na capacidade de geração de caixa da Emissora.
O não atendimento do padrão de serviços estabelecido pela ANEEL poderá sujeitar a Emissora a
penalidades.
Os indicadores técnicos relativos a padrões de serviços e atendimento que devem ser observados pela
Emissora constantes dos Contratos de Concessão e fixados pela ANEEL são objeto de constante
aperfeiçoamento, nos períodos de adaptação, transição e finalmente aplicação desses indicadores. Caso a
Emissora não atenda aos padrões estabelecidos, estará sujeita a penalidades que vão desde advertência ou
multa pecuniária até caducidade da respectiva concessão, nos casos de reincidência continuada no
descumprimento dos indicadores. Ademais, o completo atendimento desses padrões de serviços é requisito
essencial para a renovação das concessões nos termos da Lei de Concessões. Caso a Companhia viole os
indicadores de qualidade para ela estabelecidos e venha a sofrer reincidentes penalidades, a sua condição
financeira e os seus resultados poderão ser adversamente afetados.
53

Se a Companhia não conseguir controlar as perdas de energia, os seus resultados operacionais e a sua
situação financeira poderão ser prejudicados.
A Companhia experimenta dois tipos de perda de energia: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas
técnicas acontecem no curso normal da sua distribuição de eletricidade, já que parte da eletricidade que
distribui inevitavelmente se dissipa no curso da distribuição. As perdas comerciais são o resultado de
conexões ilegais, fraudes, erro na medição de consumo e de faturamento. O total das perdas (técnicas e
comerciais) como porcentagem da energia total distribuída em 2004 e 2005 representou, respectivamente,
9,2% e 10,5% na Bandeirante. Além disso, medidas governamentais futuras em reposta a eventual escassez de
energia, tais como a imposição de limites ao consumo de energia implementada por meio do programa de
racionamento em 2001, podem resultar em aumentos nas perdas de energia, uma vez que alguns
consumidores tentam burlar tais limites por meio de conexões ilegais, roubo e fraude, como ocorrido em
2001. Como a Companhia não pode repassar aos seus clientes a totalidade dos custos com perdas por meio de
aumentos de tarifa, aumentos nas perdas podem afetar negativamente a situação financeira da Companhia e os
seus resultados operacionais.
Os seguros que a Companhia mantém podem não prover a cobertura completa dos riscos a que está sujeita
em razão da sua responsabilidade objetiva.
A Companhia, na qualidade de prestadora de serviços públicos, tem responsabilidade objetiva por danos
diretos e indiretos decorrentes da prestação de serviços de distribuição de energia elétrica, tais como
interrupções abruptas no suprimento e variações de voltagem. Em linhas gerais isso significa que basta a
demonstração do dano, ou seja, independe da comprovação de culpa dos agentes. Além disso, a Companhia
pode ser responsabilizada por até 100% das perdas e danos causados a terceiros em decorrência de
interrupções ou distúrbios que não forem atribuíveis a um integrante identificado do ONS. A ocorrência de
perdas ou demais responsabilidades que não estejam cobertas por seguro ou que excedam os limites de seguro
da Companhia poderão acarretar significativos custos adicionais não previstos, impactando negativamente os
resultados da Companhia.
Além disso, de uma forma geral, os seguros da Companhia são contratados de acordo com as políticas
adotadas pelo Grupo Energias do Brasil. A Companhia não pode garantir que os seguros contratados para os
próximos anos manterão o mesmo nível de cobertura atual. Assim, na hipótese das políticas de administração
de risco adotadas pelo Grupo Energias do Brasil no futuro orientarem a Companhia para contratação de
seguros em níveis inferiores aos atuais, é possível que a ocorrência de danos ou prejuízos a serem custeados a
partir de tais seguros impacte adversamente o fluxo de caixa e os resultados da Companhia.
Para informações sobre os seguros da Companhia ver Seção “Atividades da Emissora – Seguros” deste
Prospecto.
54

Os equipamentos, instalações e operações da Emissora estão sujeitos a vários regulamentos ambientais e
de saúde que podem se tornar mais rígidos no futuro e resultar em maiores obrigações e maiores
investimentos de capital.
As atividades de distribuição estão sujeitas a abrangente legislação federal e estadual e à supervisão pelas agências
governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas ambientais e de saúde. Essas
agências podem tomar medidas coercitivas contra a Companhia por inobservância de seus regulamentos. Tais
medidas podem incluir, entre outras, a imposição de multas e revogação de licenças. Regulamentos ambientais e de
saúde mais rigorosos podem forçar a Emissora a destinar investimentos de capital para o seu atendimento e, em
conseqüência, alterar a destinação de recursos de investimentos planejados. Tais alterações poderiam ter efeito
adverso relevante sobre a condição financeira e sobre os resultados das operações da Emissora.
Além disso, a inobservância, pela Emissora, das leis, regulamentos e termos de ajustamento de conduta
ambientais pode acarretar, além da obrigação de reparação de danos que eventualmente sejam causados, a
aplicação de sanções de natureza penal e administrativa, podendo também incluir a perda ou restrição de
incentivos fiscais e o cancelamento e a suspensão de linhas de financiamento de estabelecimentos oficiais de
crédito, bem como a proibição de contratar com o poder público, podendo ter impacto negativo nas receitas da
Emissora ou, ainda, inviabilizar a captação de recursos junto ao mercado financeiro.
Sem prejuízo do disposto acima, a inobservância pela Emissora das leis, regulamentos, termos de ajustamento de
conduta ou acordos judiciais poderá causar impacto adverso relevante na imagem, na receita e no resultado da
Emissora.
Riscos Relacionados à Oferta
As obrigações da Emissora constantes na Escritura de Emissão estão sujeitas a hipóteses de vencimento
antecipado.
Caso ocorra a declaração do vencimento antecipado das Debêntures, todas as obrigações objeto da Escritura de
Emissão deverão ser declaradas antecipadamente vencidas e deverá ocorrer o imediato pagamento, pela Emissora do
saldo do Valor Nominal Unitário, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis. Neste caso, a Emissora
poderá ter dificuldades em obter recursos financeiros suficientes para realizar o pagamento das Debêntures.
Súmula 176 do Superior Tribunal de Justiça.
O Superior Tribunal de Justiça editou a Súmula nº 176, declarando ser “nula a cláusula contratual que sujeita
o devedor à taxa de juros divulgada pela ANBID/CETIP”. As Debêntures serão remuneradas com referência
à taxa paga aos Depósitos Interbancários – DI, divulgada diariamente pela CETIP. Apesar da referida súmula
não vincular as decisões do Poder Judiciário, existe a possibilidade de, numa eventual disputa judicial, a
validade da estipulação da Taxa DI ser questionada.
55

Eventual rebaixamento na classificação de risco da Oferta poderá acarretar redução de liquidez das
Debêntures para negociação no mercado secundário.
Para se realizar uma classificação de risco (rating), certos fatores relativos à Emissora são levados em
consideração, tais como sua condição financeira, administração e desempenho. São analisadas, também,
características das Ofertas e das Debêntures, assim como as obrigações assumidas pela Emissora e os fatores
político-econômicos que podem afetar a condição financeira da Emissora. Dessa forma, as avaliações
representam uma opinião quanto às condições da Emissora de honrar seus compromissos financeiros, tais
como pagamento do principal e juros no prazo estipulado. Um eventual rebaixamento em classificações de
risco obtidas com relação à Oferta durante a vigência das Debêntures poderá afetar negativamente o preço
desses valores mobiliários e sua negociação no mercado secundário.
Adicionalmente, alguns dos principais investidores que adquirem valores mobiliários por meio de ofertas
públicas no Brasil (tais como entidades de previdência complementar) estão sujeitos a regulamentações
específicas que condicionam seus investimentos em valores mobiliários a determinadas classificações de
risco. Assim, o rebaixamento de classificações de risco obtidas com relação às Debêntures pode obrigar esses
investidores a alienar suas Debêntures no mercado secundário, podendo vir a afetar negativamente o preço
dessas Debêntures e sua negociação no mercado secundário.
A baixa liquidez do mercado secundário brasileiro para negociação de debêntures poderá dificultar a
venda das Debêntures.
O mercado secundário existente no Brasil para negociação de debêntures apresenta historicamente baixa
liquidez, e não há nenhuma garantia de que existirá no futuro um mercado para negociação das Debêntures
que permita aos seus subscritores sua alienação caso estes assim decidam. Dessa forma, os titulares de
Debêntures podem ter dificuldade em realizar a venda das Debêntures no mercado secundário.
Informações Acerca do Futuro da Bandeirante.
Este Prospecto contém informações acerca das perspectivas do futuro da Bandeirante que refletem as opiniões
da Emissora em relação a desenvolvimentos futuros e que, como em qualquer atividade econômica, envolvem
riscos e incertezas. Embora a Emissora acredite que as informações acerca das perspectivas do seu futuro
sejam baseadas em convicções e expectativas razoáveis, não pode haver garantia de que o desempenho futuro
seja consistente com essas informações. Os eventos futuros poderão diferir sensivelmente das tendências aqui
indicadas, dependendo de vários fatores discutidos nesta Seção “Fatores de Risco” e em outras seções deste
Prospecto. Os potenciais investidores são advertidos a examinar com toda a cautela e diligência as
informações acerca do futuro da Emissora e não tomar decisões de investimento unicamente baseados em
previsões futuras ou expectativas. A Bandeirante não assume nenhuma obrigação de atualizar ou revisar
qualquer informação acerca das perspectivas de seu futuro.
56

DESTINAÇÃO DE RECURSOS
Os recursos a serem captados na distribuição das Debêntures serão destinados ao pagamento, total ou parcial,
de empréstimos de curto prazo, incluindo ajustes de swap cambial, contraídos com várias instituições
financeiras, e amortizações no curto prazo em empréstimos de longo prazo, a serem realizadas ao longo do
ano de 2006, entre elas: a) amortizações parciais de empréstimo do BID (com participação de consórcio de
bancos brasileiros, portugueses e espanhóis), em dólares, com juros de Libor + 4% a 4,375% ao ano; b)
liquidação de empréstimo com recursos repassados do Deutsche Investitions und Entiwicklungsgesellschaft,
em dólares, com juros de 9,5% ao ano; e c) amortizações parciais de empréstimos com recursos do BNDES,
na modalidade Finame, com juros de 3,35% a 5% acima da TJLP (vide Seção “Atividades da Emissora –
Contratos Relevantes – Contratos Financeiros”).
A tabela abaixo indica a distribuição dos recursos destinados ao pagamento de dívidas de curto prazo:
%
Dívidas de Curto Prazo 97,0%
Contas Garantidas (1) 60,4%
DEG (2) 1,2%
BID (3) 19,9%
BNDES - FINAME (4) 1,7%
Ajuste de Swap 13,9%
(1) Diversos Bancos.
(2) Banco Itau BBA.
(3) Banco Interamericano de Desenvolvimento e consórcio de Bancos.
(4) Banco Nacional de Desenvolvimento Social.
Eventual saldo remanescente será utilizado para a recomposição de caixa da Emissora.
57

CAPITALIZAÇÃO
A tabela a seguir exibe o endividamento da Emissora e sua capitalização total no período encerrado em 31 de
dezembro de 2005, conforme ajustado para descrever o efeito pro forma da Emissão:
dezembro/05
% sobre
Capitalização
Total
58
pro forma
dezembro/05
% sobre
Capitalização
Total
Dívidas de Curto Prazo 398.028 28,1% 156.028 11,0%
Dívidas de Longo Prazo 330.052 23,3% 330.052 23,2%
Debêntures 250.000 17,6%
Total do Endividamento 728.080 51,5% 736.080 51,8%
Patrimônio Líquido 686.069 48,5% 686.069 48,2%
Capitalização Total 1.414.149 100,0% 1.422.149 100,0%

4. SITUAÇÃO FINANCEIRA E INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA
• Informações Financeiras Selecionadas
• Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais da
Emissora
• Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil
• Histórico da Emissora
• Estrutura Organizacional e Principais Acionistas
• Atividades da Emissora
• Propriedades, Plantas e Equipamentos
• Recursos Humanos
• Descrição do Capital Social e Dividendos
• Práticas de Governança Corporativa
• Políticas de Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural
• Administração
• Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia
• Contingências Judiciais e Administrativas
• Operações com Partes Relacionadas
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(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)
60

INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS
O potencial investidor deve ler esta seção juntamente com as Demonstrações Financeiras da Emissora, que
seguem anexas a este Prospecto, e com todas as demais informações que estão descritas neste Prospecto,
antes de tomar uma decisão de investimento nas Debêntures.
Os quadros a seguir exibem informações financeiras da Emissora. Essas informações originaram-se das
demonstrações financeiras da Emissora relacionadas aos respectivos períodos indicados, elaboradas de acordo
com a legislação societária. As demonstrações financeiras dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de
2003, 2004 e 2005 foram auditadas e revisadas pelos Auditores Independentes. As informações ora
apresentadas deverão ser analisadas no contexto das demonstrações financeiras da Emissora, que são parte
integrante do presente Prospecto.
61

Balanço Patrimonial – 31 de dezembro de 2003, 2004 e 2005
ATIVO (em R$ mil) Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de Var. Var.
2003 (%) 2004 (%) 2005 (%)
04/03
(%)
05/04
(%)
Ativo Circulante 641.551 28,6 699.442 29,6 630.846 29,5 9,0 (9,8)
Disponibilidades 48.517 2,2 12.652 0,5 20.281 0,9 (73,9) 60,3
Consumidores e Concessionárias 455.737 20,3 530.861 22,5 405.916 19,0 16,5 (23,5)
Impostos e contribuições sociais
compensáveis
65.218 2,9 28.303 1,2
61.317 2,9 (56,6) 116,6
Impostos e contribuições sociais
diferidos
44.894 2,0 35.754 1,5
39.621 1,9 (20,4) 10,8
Despesas pagas antecipadamente 3.437 0,2 74.551 3,2 66.477 3,1 2.069,1 (10,8)
Outros Créditos 23.748 1,1 17.321 0,7 37.234 1,7 (27,1) 115,0
Ativo Realizável a Longo Prazo 766.858 34,1 807.649 34,2 638.674 29,9 5,3 (20,9)
Consumidores e Concessionárias 253.752 11,3 204.553 8,7 109.107 5,1 (19,4) (46,7)
Impostos e contribuições sociais
diferidos
331.200 14,7 350.254 14,8
322.592 15,1 5,8 (7,9)
Despesas pagas antecipadamente 146.681 6,5 210.961 8,9 169.537 7,9 43,8 (19,6)
Outros Créditos 35.225 1,6 41.881 1,8 37.438 1,8 18,9 (10,6)
Ativo Permanente 837.239 37,3 856.117 36,2 869.125 40,6 2,3 1,5
Investimentos 673 0,0 673 0,0 681 0,0 - 1,2
Imobilizado 836.566 37,3 855.444 36,2 868.444 40,6 2,3 1,5
Total do Ativo 2.245.648 100,0 2.363.208 100,0 2.138.645 100,0 5,2 (9,5)
PASSIVO (em R$ mil) Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de
2003 (%) 2004 (%) 2005 (%)
Var.
04/03
(%)
Var.
05/04
(%)
Passivo Circulante 922.711 41,1 752.966 31,9 897.044 41,9 (18,4) 19,1
Fornecedores 216.063 9,6 211.734 9,0 207.022 9,7 (2,0) (2,2)
Encargos de dívidas 12.826 0,6 4.364 0,2 6.386 0,3 (66,0) 46,3
Empréstimos e Financiamentos 366.803 16,3 172.862 7,3 391.642 18,3 (52,9) 126,6
Impostos e contribuições sociais
correntes
109.500 4,9 112.521 4,8
74.608 3,5
2,8
(33,7)
Dividendos 23.588 1,1 19.498 0,8 26.612 1,2 (17,3) 36,5
Partes Relacionadas 130.973 5,8 148.729 6,3 1.927 0,1 13,6 (98,7)
Devolução tarifária - - - - 75.573 3,5 - 100
Outros 62.958 2,8 83.258 3,5 113.274 5,3 32,2 36,1
Passivo Exigível a longo prazo 664.586 29,6 910.910 38,5 555.532 26,0 37,1 (39,0)
Fornecedores 71.563 3,2 65.569 2,8 1.656 0,1 (8,4) (97,5)
Encargos de dívidas - - 37 0,0 - - - (100,0)
Empréstimos e Financiamentos 213.392 9,5 530.741 22,5 330.052 15,4 148,7 (37,8)
Provisões para Contingências 84.580 3,8 88.869 3,8 103.878 4,9 5,1 16,9
Benefícios pós emprego 91.614 4,1 92.569 3,9 88.157 4,1 1,0 (4,8)
Devolução tarifária - - 64.678 2,7 - - - (100,0)
Partes Relacionadas 130.973 5,8 - - - - (100,0) -
Outros 72.464 3,2 68.447 2,9 31.789 1,5 (5,5) (53,6)
Patrimônio Líquido 658.351 29,3 699.332 29,6 686.069 32,1 6,2 (1,9)
Capital Social 254.628 11,3 254.628 10,8 254.628 11,9 - -
Reservas de Capital 334.728 14,9 334.728 14,2 334.728 15,7 - -
Reservas de Lucros 68.995 3,1 109.976 4,7 96.713 4,5 59,4 (12,1)
Total do Passivo e Patrimônio Líquido 2.245.648 100,0 2.363.208 100,0 2.138.645 100,0 5,2 (9,5)
62

Demonstração do Resultado – em 31 de dezembro de 2003, 2004 e 2005
Exercício encerrado em 31 de dezembro de
(Em milhares de reais)
2003 % 2004 % 2005 %
Receita Operacional
Fornecimento de energia elétrica 2.193.306 129,4 2.343.905 128,6 2.351.001 119,0 6,9 0,3
Suprimento de energia elétrica 13.992 0,8 658 0,0 5.909 0,3 (95,3) 798,0
Outras receitas operacionais 58.632 3,5 164.438 9,0 311.014 15,7 180,5 89,1
2.265.930 133,6 2.509.001 137,6 2.667.924 135,0 10,7 6,3
Dedução da Receita Operacional
Quota para reserva global de reversão (15.614) (0,9) (18.153) (1,0) (15.664) (0,8) 16,3 (13,7)
Encargo de capacidade emergencial (68.168) (4,0) (98.465) (5,4) (61.204) (3,1) 44,4 (37,8)
Impostos e contribuições sobre a receita (486.622) (28,7) (569.577) (31,2) (614.668) (31,1) 17,0 7,9
(570.404) (33,6) (686.195) (37,6) (691.536) (35,0) 20,3 0,8
Receita operacional líquida 1.695.526 100,0 1.822.806 100,0 1.976.388 100,0 7,5 8,4
Custo com energia elétrica
Energia elétrica comprada para (962.948) (56,8) (837.804) (46,0) (805.568) (40,8) (13,0) (3,8)
Energia livre 3.803 0,2 (15.187) (0,8) - - n.a. (100,0)
Encargos de Uso da Rede Elétrica (186.301) (11,0) (243.432) (13,4) (351.380) (17,8) 30,7 44,3
(1.145.446) (67,6) (1.096.42 (60,2) (1.156.948) (58,5) (4,3) 5,5
Custo de operação
Pessoal (55.505) (3,3) (44.189) (2,4) (58.500) (3,0) (20,4) 32,4
Materiais e serviços de terceiros (21.467) (1,3) (23.086) (1,3) (27.537) (1,4) 7,5 19,3
Depreciações e amortizações (68.073) (4,0) (81.190) (4,5) (87.777) (4,4) 19,3 8,1
Subvenções – CCC e CDE (87.552) (5,2) (141.219) (7,7) (247.557) (12,5) 61,3 75,3
Taxa de fiscalização (1.629) (0,1) (3.202) (0,2) (4.315) (0,2) 96,6 34,8
Tributos (1.414) (0,1) (2.590) (0,1) (1.704) (0,1) 83,2 (34,2)
Outros custos de operação (18.374) (1,1) (18.760) (1,0) (14.365) (0,7) 2,1 (23,4)
(254.014) (15,0) (314.236) (17,2) (441.755) (22,4) 23,7
Total do custo do serviço de energia (1.399.460) (82,5) (1.410.65 (77,4) (1.598.703) (80,9) 0,8 13,3
Custo do serviço prestado a terceiros (1.048) (0,1) (232) 0,0 (80) 0,0 (77,9) n.a.
Lucro operacional bruto 295.018 17,4 411.915 22,6 377.765 19,1 39,6 (8,3)
Despesas com vendas (25.288) (1,5) (50.600) (2,8) (46.866) (2,4) 100,1 (7,4)
Despesas gerais e administrativas (94.527) (5,6) (106.266) (5,8) (131.025) (6,6) 12,4 23,3
Depreciações e amortizações (4.750) (0,3) (3.316) (0,2) (2.907) (0,1) -30,2 (12,3)
Outras despesas operacionais, líquidas (1.724) (0,1) (4.366) (0,2) (12.821) (0,6) 153,2
(126.289) (7,4) (164.548) (9,0) (193.619) (9,8) 30,3 17,7
Resultado do serviço 168.729 10,0 247.367 13,6 184.146 9,3 46,6 (25,6)
Resultado financeiro líquido (67.524) (4,0) (113.632) (6,2) (175.316) (8,9) 68,3 54,3
Lucro operacional 101.205 6,0 133.735 7,3 8.830 0,4 32,1
Resultado não operacional 980 0,1 162 0,0 1.391 0,1 (83,5) 758,6
Lucro antes do imposto de renda e da
contribuição social
102.185 6,0 133.897 7,3 10.221 0,5 31,0 (92,4)
Provisão para imposto de renda e (32.151) (1,9) (65.831) (3,6) (35.694) (1,8) 104,8 (45,8)
Imposto de renda e contribuição social (5.680) (0,3) 10.624 0,6 36.499 1,8 n.a. 243,6
Lucro líquido antes da reversão dos
juros sobre capital próprio
64.354 3,8 78.690 4,3 11.026 0,6 22,3 (86,0)
Reversão dos juros sobre capital próprio - - 51.128 2,8 30.394 1,5 - -
Lucro líquido do exercício 64.354 3,8 129.818 7,1 41.420 2,1 101,7 (68,1)
63
Var.
04/03
%
Var.
05/04
%

ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE A SITUAÇÃO FINANCEIRA E OS RESULTADOS
OPERACIONAIS DA EMISSORA
A análise e discussão da administração sobre a situação financeira e o resultado das operações a seguir deve ser
lida em conjunto com as demonstrações financeiras e respectivas notas explicativas incluídas neste Prospecto. As
demonstrações financeiras constantes do presente Prospecto foram elaboradas em conformidade com as práticas
contábeis emanadas da legislação societária brasileira e normas complementares editadas pela CVM, que não
prevêem o reconhecimento dos efeitos inflacionários a partir de 1º de janeiro de 1996.
Ambiente Econômico Brasileiro
O ano de 2005 foi caracterizado pela estabilidade dos principais indicadores macroeconômicos brasileiros.
Em relação às contas externas, o Brasil continuou a apresentar um cenário positivo, com superávit comercial
recorde de US$ 44,8 bilhões e saldo de transações correntes de US$ 14,2 bilhões. Além disso, a manutenção
do quadro de alta liquidez no mercado internacional e o aumento de confiança dos investidores no país, entre
outros fatores, explicam a apreciação do real em relação ao dólar.
A taxa de inflação, medida pelo IPCA, atingiu 5,7%, mantendo a trajetória de queda apresentada desde 2003.
O BACEN retomou a política de redução gradual da taxa de juros a partir de setembro, encerrando, em
dezembro de 2005, em 18,0% ao ano.
Estimativas preliminares indicam que o crescimento do PIB, em 2005, situe-se em torno de 2,0% a 2,5%, ante
4,9% no ano anterior. Esse arrefecimento na atividade econômica pode ser creditado ao aperto monetário
aplicado durante o ano – com elevadas taxas de juros –, à deterioração da atividade do setor agrícola e a um
crescimento líquido das exportações menor do que em 2004. A taxa de desemprego reduziu-se de 9,6%, em
dezembro de 2004, para 8,3% em dezembro de 2005. A atividade agrícola foi afetada pela queda de preços de
alguns produtos, pela quebra de safra devido a fatores climáticos e pela redução da taxa de câmbio. Esses
fatores explicam um crescimento estimado inferior a 2,0% do PIB agropecuário.
A produção industrial geral cresceu 3,1% no acumulado do ano, até novembro de 2005, concentrada no
segmento de bens duráveis, beneficiada pelo aumento de crédito aos consumidores, especialmente na
modalidade de crédito consignado. Além disso, o setor automobilístico produziu 10,7% mais que em 2004 e
as exportações evoluíram 25,9%, graças principalmente aos mercados mexicano e argentino.
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.
A tabela a seguir apresenta a inflação, o produto interno real e a desvalorização do real frente ao dólar em
relação a 2005,2004 e 2003
2003 2004 2005
Inflação (IGPM) 8,70% 12,40% 1,22%
Inflação (IPCA) 9,30% 7,60% 5,69%
Crescimento (contração) do produto interno bruto real 0,50% 4,90% 2,40%
Taxa de câmbio do final do período – US$ 1,00 R$ 2,8892 R$ 2,6544 R$ 2,3407
Desvalorização (valorização) do real frente ao dólar -18,2% -8,1% -11,8%
Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e Banco Central.
64

Comparação das Demonstrações Financeiras dos Exercícios Sociais Encerrados
em 31 de dezembro de 2003 e 2004
Principais alterações nas contas patrimoniais
Balanço Patrimonial – 31 de dezembro de 2003 e 2004
ATIVO (em R$ mil)
Exercício Social encerrado em 31 de
dezembro de
Var.
04/03
2003 (%) 2004 (%) (%)
Ativo Circulante 641.551 28,6 699.442 29,6 9,0
Disponibilidades 48.517 2,2 12.652 0,5 (73,9)
Consumidores e Concessionárias 455.737 20,3 530.861 22,5 16,5
Impostos e contribuições sociais
compensáveis
65.218 2,9 28.303 1,2
(56,6)
Impostos e contribuições sociais diferidos 44.894 2,0 35.754 1,5 (20,4)
Despesas pagas antecipadamente 3.437 0,2 74.551 3,2 2.069,1
Outros Créditos 23.748 1,1 17.321 0,7 (27,1)
Ativo Realizável a Longo Prazo 766.858 34,1 807.649 34,2 5,3
Consumidores e Concessionárias 253.752 11,3 204.553 8,7 (19,4)
Impostos e contribuições sociais diferidos 331.200 14,7 350.254 14,8 5,8
Despesas pagas antecipadamente 146.681 6,5 210.961 8,9 43,8
Outros Créditos 35.225 1,6 41.881 1,8 18,9
Ativo Permanente 837.239 37,3 856.117 36,2 2,3
Investimentos 673 0,0 673 0,0 -
Imobilizado 836.566 37,3 855.444 36,2 2,3
Total do Ativo 2.245.648 100,0 2.363.208 100,0 5,2
PASSIVO (em R$ mil)
65
Exercício Social encerrado em 31 de
dezembro de
2003 (%) 2004 (%)
Var.
04/03
(%)
Passivo Circulante 922.711 41,1 752.966 31,9 (18,4)
Fornecedores 216.063 9,6 211.734 9,0 (2,0)
Encargos de dívidas 12.826 0,6 4.364 0,2 (66,0)
Empréstimos e Financiamentos 366.803 16,3 172.862 7,3 (52,9)
Impostos e contribuições sociais correntes 109.500 4,9 112.521 4,8 2,8
Dividendos 23.588 1,1 19.498 0,8 (17,3)
Partes Relacionadas 130.973 5,8 148.729 6,3 13,6
Devolução tarifária - - - - -
Outros 62.958 2,8 83.258 3,5 32,2
Passivo Exigível a longo prazo 664.586 29,6 910.910 38,5 37,1
Fornecedores 71.563 3,2 65.569 2,8 (8,4)
Encargos de dívidas - - 37 0,0 -
Empréstimos e Financiamentos 213.392 9,5 530.741 22,5 148,7
Provisões para Contingências 84.580 3,8 88.869 3,8 5,1
Benefícios pós emprego 91.614 4,1 92.569 3,9 1,0
Devolução tarifária - - 64.678 2,7 -
Partes Relacionadas 130.973 5,8 - - (100,0)
Outros 72.464 3,2 68.447 2,9 (5,5)
Patrimônio Líquido 658.351 29,3 699.332 29,6 6,2
Capital Social 254.628 11,3 254.628 10,8 -
Reservas de Capital 334.728 14,9 334.728 14,2 -
Reservas de Lucros 68.995 3,1 109.976 4,7 59,4
Total do Passivo e Patrimônio Líquido 2.245.648 100,0 2.363.208 100,0 5,2

Ativo
Circulante
Consumidores e concessionários. A conta de consumidores e concessionários passou de R$ 455,7 milhões em
2003 para R$ 530,9 milhões em 2004, apresentando um aumento de R$ 75,1 milhões. A principal causa desta
variação foi o reajuste tarifário de 15,95% ocorrido em outubro de 2004 que, associado ao crescimento de
mercado, resultou no aumento desta rubrica de 16,5%.
Despesas pagas antecipadamente. As despesas pagas antecipadamente apresentaram um aumento de R$ 71,1
milhões atingindo o montante de R$ 74,6 milhões em 2004 enquanto que em 2003 o saldo era de R$ 3,4
milhões. O principal saldo desta rubrica em 2004 era relacionado à Conta de Compensação de Variação de
Custos da Parcela "A" – CVA, no montante de R$ 61,0 milhões, resultado da transferência do saldo da CVA
constituída entre 24 de setembro de 2002 a 23 de outubro de 2003 do longo para o curto prazo pela
postergação da recuperação desta CVA somente a partir do reajuste tarifário de outubro de 2004 e pela
constituição da CVA do período entre 24 de setembro de 2003 e 23 de setembro de 2004, também a ser
recuperada a partir de outubro de 2004.
Realizável a Longo Prazo
Consumidores e concessionários. A rubrica de consumidores e concessionários no realizável a longo prazo
apresentou uma redução de R$ 49,2 milhões, atingindo o valor de R$ 204,6 milhões em 2004 contra R$ 253,8
milhões em 2003. As principais causas desta redução foram a transferência para o curto prazo de valores de
Recomposição de Receita e Energia Livre conforme projeção de recebimento dos ativos via recolhimento da
RTE, parcialmente compensados pela atualização dos saldos dos ativos, e a baixa do valor de R$ 10,3 milhões
referente ao diferimento do reajuste ordinário em razão da alteração da revisão tarifária provisória ocorrida
em outubro de 2004 (vide Seção “Atividades da Emissora – Revisão Tarifária”).
Despesas pagas antecipadamente. As despesas pagas antecipadamente apresentaram um aumento de R$ 64,3
milhões atingindo o montante de R$ 211,0 milhões em 2004 enquanto que em 2003 o saldo era de R$ 146,7
milhões. O principal saldo desta rubrica em 2004 era relacionado à Conta de Compensação de Variação de
Custos da Parcela "A" – CVA, no montante de R$ 178,7 milhões, e com variação de R$ 32,1 milhões. As
principais causas desta variação foram a apropriação da CVA do período entre 24 de setembro de 2004 a 31
de dezembro de 2004 no montante de R$ 20,9 milhões, que será contemplada no reajuste de outubro de 2005,
e a atualização monetária de R$ 17,7 milhões da CVA relativa ao ano de 2001, no âmbito da Recomposição
Tarifária Extraordinária.
66

Passivo
Circulante
Empréstimos e financiamentos. A parcela de curto prazo do endividamento da Companhia reduziu de R$
366,8 milhões no ano de 2003 para R$ 172,9 milhões no ano de 2004. Esta variação de R$ 193,9 milhões é
originada basicamente da captação de longo prazo feita com o BID de US$ 100 milhões durante o ano de
2004, financiamento este que possuía saldo de R$ 267,4 milhões em 31 de dezembro de 2004 e que foi
utilizado para quitar dívidas da Companhia de curto prazo.
Partes relacionadas. O saldo da rubrica partes relacionadas apresentou um aumento de R$ 17,8 milhões, de
R$ 131,0 milhões em 2003 para R$ 148,7 milhões em 2004. O montante de R$ 10,6 milhões desta variação é
representado por encargos a pagar junto à EDP Brasil S.A., valor não existente em 2003, quando ocorreu a
reestruturação da dívida, tornando o valor total a pagar novo principal, a liquidar em 24 parcelas mensais e
sucessivas.
Exigível a Longo Prazo
Empréstimos e financiamentos. O endividamento de longo prazo da Companhia aumentou R$ 317,3 milhões,
de R$ 213,4 milhões em 2003 para R$ 530,7 milhões em 2004. Conforme justificativa apresentada no
endividamento de curto prazo, esta variação é explicada pelo ingresso dos valores referentes ao financiamento
feito com o BID de US$ 100 milhões.
Provisões para contingências. A rubrica provisões para contingências apresentou uma variação de R$ 4,3
milhões, de R$ 84,6 milhões em 2003 para R$ 88,9 milhões em 2004. Este crescimento é reflexo tanto das
atualizações monetárias sobre as provisões já constituídas quanto da reavalição dos processos antigos e da
provisão sobre os novos processos.
Diferença de Reposicionamento Tarifário Provisório. A ANEEL, por meio da Resolução Homologatória nº
243, de 18 de outubro de 2004, decidiu rever o reposicionamento tarifário provisório de 2003, de 18,08% para
10,51% em função de revisão, pelo Órgão Regulador, da Base de Remuneração. Desse modo, foi registrado,
em setembro de 2004, provisão no valor de R$ 64,7 milhões correspondente à diferença integral de receita
entre tais reposicionamentos tarifários.
Partes relacionadas. O saldo de R$ 131,0 milhões nesta rubrica em 2003, referente a endividamento junto à
EDP Brasil S.A., foi transferido para o curto prazo em 2004 conforme cronograma de amortização da
dívidacom data final de pagamento em dezembro de 2005.
67

Patrimônio Líquido
O Patrimônio Líquido da Companhia aumentou de R$ 658,4 milhões em 2003 para R$ 699,3 milhões em
2004, reflexo do lucro líquido registrado no período de R$ 129,8 milhões, dos quais R$ 6,5 milhões foram
destinados à Reserva Legal, R$ 88,8 milhões à distribuição de dividendos e R$ 34,5 à reserva de retenção de
lucros.
Principais alterações nas contas de resultado
68
Exercício encerrado em 31 de
(Em milhares de reais)
2003 % 2004 %
Var.
04/03
%
Receita Operacional 2.265.930 133,6 2.509.001 137,6 10,70
Dedução da Receita Operacional (570.404) (33,60) (686.195) (37,60) 20,30
Receita operacional líquida 1.695.526 100,0 1.822.806 100,0 7,50
Custo com energia elétrica (1.145.446) (67,60) (1.096.423) (60,20) (4,30)
Custo de operação (254.014) (15,00) (314.236) (17,20) 23,70
Total do custo do serviço de energia elétrica (1.399.460) (82,50) (1.410.659) (77,40) 0,80
Custo do serviço prestado a terceiros (1.048) (0,10) (232) 0,00 (77,90)
Lucro operacional bruto 295.018 17,40 411.915 22,60 39,60
Despesas Operacionais (126.289) (7,40) (164.548) (9,00) 30,30
Resultado do serviço 168.729 10,00 247.367 13,60 46,60
Resultado financeiro líquido (67.524) (4,00) (113.632) (6,20) 68,30
Lucro operacional 101.205 6,00 133.735 7,30 32,10
Resultado não operacional
Lucro antes do imposto de renda e da
980 0,10 162 0,00 (83,50)
contribuição social 102.185 6,00 133.897 7,30 31,00
Provisão para imposto de renda e contrib.social (32.151) (1,90) (65.831) (3,60) 104,8
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Lucro líquido antes da reversão
(5.680) (0,30) 10.624 0,60 -
dos juros sobre capital próprio 64.354 3,80 78.690 4,30 22,30
Reversão dos juros sobre capital próprio - - 51.128 2,80 -
Lucro líquido do exercício 64.354 3,80 129.818 7,10 101,7
Receita Operacional Bruta
Exercício encerrado em 31 de
(Em milhares de reais)
2003 % 2004 %
Var.
04/03
%
Receita Operacional
Fornecimento de energia elétrica 2.193.306 96,8 2.343.905 93,4 6,9
Suprimento de energia elétrica 13.992 0,6 658 0,0 (95,3)
Outras receitas operacionais 58.632 2,6 164.438 6,6 180,5
2.265.930 100,0 2.509.001 100,0 10,7

A receita operacional bruta cresceu 10,7%, atingindo R$ 2.509,0 milhões em 2004 frente aos R$ 2.265,9 milhões
no ano anterior. A variação positiva de R$ 243,1 milhões nas receitas operacionais brutas é composta pelo aumento
de R$ 150,6 milhões na receita de fornecimento de energia elétrica e de R$ 105,8 milhões nas outras receitas
operacionais, parcialmente compensada pela redução de R$ 13,3 milhões na receita de suprimento.
Fornecimento de energia. A receita de fornecimento de energia elétrica aumentou 6,9%, atingindo R$ 2.343,9
milhões em 2004 contra R$ 2.193,3 milhões no ano anterior. Este crescimento decorre do aumento nas tarifas
de fornecimento, conseqüência da revisão tarifária de 14,68% ocorrida em outubro de 2003 e do reajuste
tarifário de 15,95% de outubro de 2004 (vide Seção “Atividades da Emissora – Revisão Tarifária” e
“Atividades da Emissora – Reajustes Tarifários”). Este efeito mais do que compensou a redução no volume de
energia de 7,6%, resultante da migração de clientes cativos para o regime de contratação livre, que totalizou
8.812 GWh em 2004 contra 9.540 GWh em 2003. A variação na receita é composta principalmente de:
• crescimento nas receitas decorrentes de clientes residenciais de 20,2% em 2004, atingindo R$ 884,5 milhões
em 2004 frente aos R$ 735,6 milhões de 2003. Este crescimento é resultado do aumento médio de 12,3% nas
tarifas e do crescimento no volume de energia de 7,1%, atingindo 2.283 GWh em 2004, reflexo do crescimento
do país, da queda do índice de desemprego e do crescimento vegetativo do número de clientes;
• redução na receita de fornecimento da classe industrial de 0,8%, com o montante de R$ 888,2 milhões em
2004 frente aos R$ 895,7 milhões do ano anterior, resultado da redução no volume de energia de 16,7%,
atingindo 4.355 GWh em 2004, que foi parcialmente compensada pelo aumento médio de 19,0% nas
tarifas. Esta redução reflete a saída de alguns clientes para o regime de contratação livre, ressaltando-se
que a saída de clientes cativos não afeta o resultado da Companhia, pois estes clientes continuam
remunerando a prestação de serviço por meio da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição;
• crescimento da receita de fornecimento de 17,1% na classe comercial, atingindo R$ 404,7 milhões em
2004 frente aos R$ 345,7 milhões do ano anterior, influenciada pelo aumento médio na tarifa de 11,8% e
no volume de energia de 4,7%, atingindo 1.235 GWh em 2004, resultado que se deve principalmente a
investimentos efetuados em ampliação e modernização de instalações;
• crescimento de 9,5% no período das receitas das demais classes, que atingiram R$ 209,6 milhões em
2004 frente aos R$ 191,4 milhões do ano anterior, causado principalmente pelo aumento nas tarifas
médias de 17,6%, parcialmente prejudicado pela redução no mercado de 6,9%, decorrente principalmente
da saída de clientes para o regime de contratação livre.
Outras receitas operacionais. As outras receitas operacionais, que são formadas principalmente pela receita de
uso da rede de distribuição (correspondente a 87,3% e 67,1% desta rubrica em 2004 e 2003, respectivamente),
evoluíram de R$ 58,6 milhões em 2003 para R$ 164,4 milhões no ano de 2004. A principal causa desta variação
foi o aumento na receita de uso da rede de distribuição de 264,9%, que teve uma evolução de R$ 39,3 milhões
em 2003 para R$ 143,5 milhões em 2004, reflexo da migração de clientes para o regime de contratação livre e
do reajuste médio na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) de 39,39% em outubro de 2004. Esta
migração resultou em um crescimento de 83,6% do mercado de clientes livres e outras concessionárias,
atingindo um montante de 3.374 GWh, que representava 27,7% do total de energia distribuída em 2004.
69

Deduções da receita operacional
Exercício encerrado em 31 de
(Em milhares de reais)
2003 % 2004 %
70
Var.
04/03
%
Dedução da Receita Operacional
Quota para reserva global de reversão (15.614) 2,7% (18.153) 2,7% 16,3
Encargo de capacidade emergencial (68.168) 12,0% (98.465) 14,3% 44,4
Impostos e contribuições sobre a receita (486.622) 85,3% (569.577) 83,0% 17,0
(570.404) 100,0% (686.195) 100,0% 20,3
As deduções da receita operacional cresceram 20,3%, atingindo R$ 686,2 milhões em 2004 frente aos R$ 570,4
milhões do ano anterior. O principal fator de acréscimo foi a variação nos impostos e contribuições sobre a receita,
que aumentaram 17,0%, de R$ 486,6 milhões em 2003 para R$ 569,6 milhões em 2004, passando a representar
22,7% da receita operacional bruta em 2004 contra 21,5% no ano anterior. O encargo de capacidade emergencial,
que tem por objetivo a cobertura dos custos necessários à contratação de capacidade de geração ou potência de
energia elétrica e que é integralmente repassado à Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE,
apresentou uma elevação de 44,4% em 2004 em relação ao ano anterior. A principal causa foi o aumento na tarifa
do encargo ocorrida em setembro de 2003, de R$ 0,0066 / kWh para R$ 0,0085 / kWh.
Receita operacional líquida
A receita operacional líquida apresentou um crescimento de 7,5% no exercício de 2004, de R$ 1.695,5
milhões em 2003 para R$ 1.822,6 milhões em 2004, principalmente em decorrência dos aumentos das receitas
operacionais descritos anteriormente.
Custos do Serviço de Energia Elétrica
Os custos do serviço de energia elétrica aumentaram em 0,8%, de R$ 1.399,5 milhões em 2003 para R$
1.410,6 milhões em 2004. Esta variação ocorreu devido ao aumento verificado no custo de operação de R$
60,2 milhões, parcialmente compensado pela redução de R$ 49,0 milhões no custo com energia elétrica.
Exercício encerrado em 31 de
(Em milhares de reais)
2003 % 2004 %
Var.
04/03
%
Custo com energia elétrica
Energia elétrica comprada para
revenda (962.948) 84,1 (837.804) 76,4 (13,0)
Energia livre 3.803 (0,3) (15.187) 1,4 n.a.
Encargos de Uso da Rede Elétrica (186.301) 16,3 (243.432) 22,2 30,7
(1.145.446) 100,0 (1.096.423) 100,0 (4,3)
Custo com energia elétrica. As principais contas que compõem o custo com energia elétrica são a energia
elétrica comprada para revenda e os encargos de uso da rede elétrica. A energia comprada para revenda
apresentou uma redução de 13,0% no período, atingindo R$ 837,8 milhões em 2004 contra R$ 962,9 no ano

anterior. Além da redução no montante contratado de 9,2%, atingindo o total de 10.086 GWh em 2004 contra
11.107 GWh no anterior, a redução de 1,5% no preço médio de compra de energia resultaram na redução do
custo com energia comprada para revenda de R$ 125,1 milhões. Em 2004, os encargos de uso da rede
elétrica, que representam gastos com o uso pela concessionária da rede de transmissão (para mais
informações ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”), foram de R$ 243,4 milhões,
comparado a R$ 186,3 milhões em 2003, equivalente a um aumento de 30,7% face ao ano anterior. Este
aumento é devido principalmente a reajustes autorizados pela ANEEL nas tarifas de transmissão.
71
Exercício encerrado em 31 de
(Em milhares de reais)
2003 % 2004 %
Var.
04/03
%
Custo de operação
Pessoal (55.505) 21,9 (44.189) 14,1 (20,4)
Materiais e serviços de terceiros (21.467) 8,5 (23.086) 7,3 7,5
Depreciações e amortizações (68.073) 26,8 (81.190) 25,8 19,3
Subvenções – CCC e CDE (87.552) 34,5 (141.219) 44,9 61,3
Taxa de fiscalização (1.629) 0,6 (3.202) 1,0 96,6
Tributos (1.414) 0,6 (2.590) 0,8 83,2
Outros custos de operação (18.374) 7,2 (18.760) 6,0 2,1
(254.014) 100,0 (314.236) 100,0 23,7
Custos da operação. Os custos de operação apresentaram um aumento de 23,7%, atingindo R$ 314,2 milhões
em 2004 contra R$ 254,0 milhões no ano anterior. A variação de R$ 60,2 milhões é reflexo de:
• redução dos custos de pessoal em operação no valor de R$ 11,3 milhões, que, analisando-se juntamente
com os custos de pessoal alocados às despesas operacionais, apresentou um crescimento de 2,8%,
resultado do reajuste salarial concedido aos colaboradores em julho de 2004, parcialmente compensado
pela redução no número de colaboradores ;
• aumento das subvenções – CCC e CDE, encargos setoriais que a Companhia deve pagar (para mais
informações ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”), em R$ 53,7 milhões
autorizados pela ANEEL, de R$ 87,6 milhões para R$ 141,2 milhões.
Despesas operacionais
Exercício encerrado em 31 de
(Em milhares de reais)
2003 % 2004 %
Var.
04/03
%
Despesas operacionais
Despesas com vendas (25.288) 20,0 (50.600) 30,8 100,1
Despesas gerais e administrativas (94.527) 74,8 (106.266) 64,6 12,4
Depreciações e amortizações (4.750) 3,8 (3.316) 2,0 (30,2)
Outras despesas operacionais, líquidas (1.724) 1,4 (4.366) 2,7 153,2
(126.289) 100,0 (164.548) 100,0 30,3
As despesas operacionais apresentaram um aumento de 30,3%, de R$ 126,3 milhões em 2003 para R$ 164,5
milhões em 2004. As principais causas desta variação são o aumento nas despesas comercias, no montante de
R$ 25,3 milhões, impactadas pelo crescimento da inadimplência, decorrente de alterações temporárias nas políticas
comerciais na fase inicial de implementação do Sistema de Gestão Comercial – CCS das áreas de Atendimento,

Cadastramento e Faturamento, e aumento nas despesas gerais e administrativas, no montante de R$ 11,7 milhões,
principalmente como resultado do aumento nas despesas com pessoal no montante de R$ 14,0 milhões, valor que
deve ser analisado conjuntamente com o custo de pessoal de operação, que se reduziu em R$ 11,3 milhões.
Resultado do serviço
O resultado do serviço cresceu de R$ 168,7 milhões em 2003 para R$ 247,4 milhões em 2004, representando
um crescimento de 46,6% entre os períodos analisados, resultado das variações descritas anteriormente.
EBITDA
72
Exercício encerrado em 31 de
(Em milhares de reais)
2003 2004
var.
04/03
(%)
Resultado do Serviço
Receita Operacional Bruta 2.265.930 2.509.001 10,7
(-) Deduções à Receita Operacional 570.404 686.195 20,3
(=) Receita Operacional Líquida 1.695.526 1.822.806 7,5
(-) Despesas Operacionais 1.526.797 1.575.439 3,2
(=) Resultado do Serviço 168.729 247.367 46,6
depreciação e amortização 72.823 84.506 16,0
Margem Operacional (Margem do
EBIT) - % 9,95 13,57
3,6
LAJIDA (EBITDA) 241.552 331.873 37,4
Margem LAJIDA (EBITDA) - % 14,25 18,21 4,0
O EBITDA da Companhia é obtido pela soma do resultado do serviço, da depreciação e da amortização. O
EBITDA apresentou uma elevação de R$ 241,6 milhões em 2003 para R$ 331,9 milhões em 2004, reflexo do
aumento da receita operacional líquida de R$ 127,3 milhões e da redução no custo com energia elétrica R$49,0
milhões, parcialmente compensados pelo aumento nos custos de operação de R$60,2 milhões e nas despesas
operacionais de R$ 38,3 milhões. A descrição das variações destes itens encontra-se nos itens anteriores.
Receita financeira líquida (despesa)
O resultado financeiro líquido refletiu em 2004 uma despesa financeira de R$ 113,6 milhões, apresentando
um incremento de R$ 46,1 milhões em relação à despesa financeira líquida registrada em 2003 de R$ 67,5
milhões. Excluindo-se o efeito do pagamento de juros sobre capital próprio, de R$ 51,1 milhões, a análise
demonstra que houve uma melhora em relação a 2003, principalmente, pela redução do custo financeiro na
captação de recursos e, também, pela redução em 5% do endividamento bancário médio. O endividamento da
Empresa encontra-se substancialmente atrelado à taxa SELIC, cuja taxa média no ano de 2004 (16,3%),
manteve-se em níveis muito inferiores aos verificados em 2003 (22,8%).
Imposto de Renda e Contribuição Social
A despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social apresentou uma elevação de 45,9%, aumentando de
R$ 37,8 milhões em 2003 para R$ 55,2 milhões em 2004, como reflexo direto do crescimento do lucro tributável.
Lucro Líquido
Como resultado do acima exposto, o resultado do exercício foi um lucro, após a reversão dos juros sobre
capital próprio, de R$ 129,8 milhões, comparado a um lucro de R$ 64,4 milhões em 2003.

Comparação das Demonstrações Financeiras dos Exercícios Sociais Encerrados
em 31 de dezembro de 2004 e 2005
Principais alterações nas contas patrimoniais
Balanço Patrimonial – 31 de dezembro de 2004 e 2005
ATIVO (em R$ mil)
Exercício Social encerrado em 31 de
dezembro de
Var. 05/04
2004 (%) 2005 (%) (%)
Ativo Circulante 699.442 29,6 630.846 29,5 (9,8)
Disponibilidades 12.652 0,5 20.281 0,9 60,3
Consumidores e Concessionárias 530.861 22,5 405.916 19,0 (23,5)
Impostos e contribuições sociais 28.303 1,2 61.317 2,9 116,6
compensáveis
Impostos e contribuições sociais diferidos 35.754 1,5 39.621 1,9 10,8
Despesas pagas antecipadamente 74.551 3,2 66.477 3,1 (10,8)
Outros Créditos 17.321 0,7 37.234 1,7 115,0
Ativo Realizável a Longo Prazo 807.649 34,2 638.674 29,9 (20,9)
Consumidores e Concessionárias 204.553 8,7 109.107 5,1 (46,7)
Impostos e contribuições sociais diferidos 350.254 14,8 322.592 15,1 (7,9)
Despesas pagas antecipadamente 210.961 8,9 169.537 7,9 (19,6)
Outros Créditos 41.881 1,8 37.438 1,8 (10,6)
Ativo Permanente 856.117 36,2 869.125 40,6 1,5
Investimentos 673 0,0 681 0,0 1,2
Imobilizado 855.444 36,2 868.444 40,6 1,5
Total do Ativo 2.363.208 100,0 2.138.645 100,0 (9,5)
PASSIVO (em R$ mil)
Exercício Social encerrado em 31 de
dezembro de
2004 (%) 2005 (%)
73
Var.
05/04
(%)
Passivo Circulante 752.966 31,9 897.044 41,9 19,1
Fornecedores 211.734 9,0 207.022 9,7 (2,2)
Encargos de dívidas 4.364 0,2 6.386 0,3 46,3
Empréstimos e Financiamentos 172.862 7,3 391.642 18,3 126,6
Impostos e contribuições sociais correntes 112.521 4,8 74.608 3,5 (33,7)
Dividendos 19.498 0,8 26.612 1,2 36,5
Partes Relacionadas 148.729 6,3 1.927 0,1 (98,7)
Devolução tarifária - - 75.573 3,5 -
Outros 83.258 3,5 113.274 5,3 36,1
Passivo Exigível a longo prazo 910.910 38,5 555.532 26,0 (39,0)
Fornecedores 65.569 2,8 1.656 0,1 (97,5)
Encargos de dívidas 37 0,0 - - (100,0)
Empréstimos e Financiamentos 530.741 22,5 330.052 15,4 (37,8)
Provisões para Contingências 88.869 3,8 103.878 4,9 16,9
Benefícios pós emprego 92.569 3,9 88.157 4,1 (4,8)
Devolução tarifária 64.678 2,7 - - (100,0)
Partes Relacionadas - - - - -
Outros 68.447 2,9 31.789 1,5 (53,6)
Patrimônio Líquido 699.332 29,6 686.069 32,1 (1,9)
Capital Social 254.628 10,8 254.628 11,9 -
Reservas de Capital 334.728 14,2 334.728 15,7 -
Reservas de Lucros 109.976 4,7 96.713 4,5 (12,1)
Total do Passivo e Patrimônio Líquido 2.363.208 100,0 2.138.645 100,0 (9,5)

Ativo
Circulante
Consumidores e concessionários. A conta de consumidores e concessionários passou de R$ 530,9 milhões em
2004 para R$ 405,9 milhões em 2005, apresentando uma redução de R$ 125,0 milhões. As principais causas
desta variação foram a baixa, por dificuldades de realização, de ativo a receber no montante de R$ 25,9
milhões da Piratininga, decorrentes da cisão parcial da Bandeirante e termos estabelecidos no protocolo de
cisão, e a redução no contas a receber de consumidores, reflexo da redução da tarifa média em 8,86%,
ocorrida no reajuste de outubro de 2005, associada à redução no mercado de fornecimento de energia pela
migração de clientes para o regime de contratação livre.
Despesas pagas antecipadamente. As despesas pagas antecipadamente apresentaram uma redução de R$ 8,1
milhões, atingindo o montante de R$ 66,5 milhões em 2005 enquanto que em 2004 o saldo era de R$ 74,6
milhões. A principal causa desta variação foi a redução no saldo da CVA líquida, resultante do recebimento
da CVA constituída entre 24 de setembro de 2003 e 23 de setembro de 2004, com redução do saldo em R$
19,6 milhões, e da constituição do saldo passivo no montante de R$ 7,0 milhões da CVA relativa ao período
entre 24 de setembro de 2004 e 23 de setembro de 2005, causada principalmente pela devolução na tarifa dos
desembolsos menores com as compras de energia, reflexo dos menores gastos com os contratos do leilão.
Realizável a Longo Prazo
Consumidores e concessionários. A rubrica de consumidores e concessionários no realizável a longo prazo
apresentou uma redução de R$ 95,4 milhões, atingindo o valor de R$ 109,1 milhões em 2005 contra R$ 204,5
milhões em 2004. A principal causa desta redução foi a provisão para perdas de ativos regulatórios do
racionamento, no montante de R$ 60,2 milhões em Perda de Receita e de R$ 58,0 milhões em Energia Livre,
como conseqüência da identificação, por meio de projeções elaboradas pela administração, de insuficiência na
recuperação destes ativos.
Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE). A Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE), que
objetivou neutralizar os efeitos de perda da receita decorrentes do Programa Emergencial de Redução do
Consumo de Energia Elétrica, que vigorou no período compreendido entre junho de 2001 a fevereiro de 2002
e no qual a Companhia obteve um montante homologado de R$ 278,6 milhões para Perda de Receita e R$
120,0 milhões para Energia Livre. Para o ressarcimento desse valores foi concedido, a partir de janeiro de
2002, o reajuste tarifário extraordinário de 2,9% aplicável aos consumidores residenciais e rurais (exceto os
de baixa renda) e de 7,9% para os demais consumidores. A Bandeirante estima que o prazo de 63 meses
estabelecido pela ANEEL para permanência da RTE não será suficiente para recuperar a totalidade desses
ativos, razão pela qual foram constituídas provisões em dezembro de 2005. Informações adicionais estão
disponíveis na nota explicativa 6.1 que é parte integrante das Demonstrações Financeiras Padronizadas do
exercício de 2005.
74

Impostos e contribuições sociais diferidos. Os impostos e contribuições sociais diferidos apresentaram uma
redução de R$ 27,7 milhões, atingindo o montante de R$ 322,6 milhões em 2005. As principais causas desta
variação foram a redução no saldo de IR sobre prejuízos fiscais e CSLL sobre base negativa, no montante de
R$ 16,6 milhões, pela compensação dos saldos com o lucro do período, e a realização do IR e CSLL sobre o
crédito fiscal do ágio da incorporação no montante de R$ 6,0 milhões, conforme curva de expectativa de
resultados futuros e prazo de concessão da Companhia.
Despesas pagas antecipadamente. A conta de despesas pagas antecipadamente no longo prazo apresentou
uma redução de R$ 41,4 milhões em 2005, quando comparado com o montante de R$ 211,0 milhões de 2004.
Esta redução é explicada principalmente pela transferência de R$ 36,8 milhões para o curto prazo da CVA
constituída entre 24 de setembro de 2002 e 23 de setembro de 2003, em razão do recebimento deste saldo por
meio das tarifas vigentes após o reajuste de outubro de 2005.
Passivo
Circulante
Empréstimos e financiamentos. A parcela de curto prazo do endividamento da Companhia aumentou de R$
172,9 milhões no ano de 2004 para R$ 391,6 milhões no ano de 2005. Esta variação de R$ 218,7 milhões foi
causada pela transferência das dívidas de longo prazo conforme os cronogramas de amortização, destacandose
as transferências de R$ 47,1 milhões do BID em razão do início da amortização do principal em março de
2006 e de R$ 25,8 milhões da dívida com o Santander com vencimento em dezembro de 2006. Além destas
amortizações, ocorreu em 2005 a liquidação dos empréstimos junto ao Credit Suisse e EDP Brasil S.A. (parte
relacionada), realizada por meio da utilização da geração de caixa operacional do período e da captação de
contas garantidas.
Partes relacionadas. O saldo da rubrica partes relacionadas apresentou uma redução de R$ 146,8 milhões, de
R$ 148,7milhões em 2004 para R$ 1,9 milhão em 2005. Esta variação foi causada principalmente pelo
pagamento do endividamento junto a EDP Brasil S.A., com amortização do saldo de R$ 141,6 milhões de
dezembro de 2004 durante o ano de 2005.
Devolução Tarifária. O reposicionamento tarifário provisório da Companhia, homologado por meio da
Resolução ANEEL nº 566, de 22 de outubro de 2003, foi de 18,08%. A ANEEL, por meio da Resolução
Homologatória nº 243, de 18 de outubro de 2004, decidiu rever o reposicionamento tarifário provisório de
18,08% para 10,51%, em função de revisão, pelo órgão regulador, da base de remuneração utilizada
anteriormente. Conseqüentemente, a Companhia constituiu em 30 de setembro de 2004 provisão integral no
montante de R$ 64.678, registrada, na época, no Passivo Exigível de Longo Prazo na rubrica “Devolução
tarifária”, correspondente à diferença de receita auferida pelo reposicionamento tarifário provisório de
14,68%, aplicado entre 23 de outubro de 2003 e 22 de outubro de 2004, com a que seria auferida pelo novo
reposicionamento tarifário provisório de 10,51%. Em 18 de outubro de 2005, por meio da Resolução
Homologatória nº 226, a ANEEL fixou em 9,67%, em caráter definitivo, o índice de reposicionamento
75

tarifário de 2003 e, conseqüentemente, a diferença de receita auferida pelo reposicionamento montou o valor
de R$ 102.292, exigindo complemento da respectiva provisão em R$ 37,6milhões no 4º trimestre de 2005. No
exercício de 2005 foi amortizado o valor de R$ 26.719 mil.
Outros. O saldo de R$ 113,3 milhões em 31 de dezembro de 2005 refere-se principalmente a obrigações
estimadas, no montante de R$ 14,6 milhões, benefícios pós-emprego, no montante de R$ 17,6 milhões, e
outras contas a pagar, no montante de R$ 70,3 milhões. Esta última rubrica apresentou variação de R$ 35,0
milhões devido basicamente ao reconhecimento, em cumprimento a Ofício ANEEL nº 176, de 28 de
novembro de 2005, do valor total do passivo referente aos valores devidos e ainda não aplicados no Programa
de Eficientização Energética – PEE, no montante de R$ 28,4 milhões, sendo o saldo de períodos anteriores de
R$ 24,3 milhões reconhecido diretamente no Patrimônio Líquido.
Exigível a Longo Prazo
Fornecedores. A rubrica de fornecedores apresentou um saldo de R$ 1,7 milhões em 2005, montante R$ 63,9
milhões inferior ao saldo de R$ 65,6 milhões em 2004. A principal causa desta redução foi a provisão para
perdas do passivo regulatório de energia livre de R$ 58,0 milhões, diretamente relacionada com a provisão na
rubrica correspondente do ativo.
Empréstimos e financiamentos. O endividamento de longo prazo da Companhia apresentou uma redução de
R$ 200,7 milhões, de R$ 530,7 milhões em 2004 para R$ 330,0 milhões em 2005. Os principais empréstimos
que contribuíram para esta variação, por meio da transferência para o curto prazo dos montantes previstos de
amortização para o ano de 2006, foram o do Santander, BID, BNDES – CVA e BNDES – RTE, com
respectivas reduções no longo prazo entre 2005 e 2004 nos montantes de R$ 29,2 milhões, R$ 78,5 milhões,
R$ 39,2 milhões e R$65,6 milhões.
Provisões para contingências. A rubrica provisões para contingências apresentou uma variação de R$ 15,0
milhões, passando de R$ 88,9 milhões em 2004 para R$ 103,9 milhões em 2005. Este crescimento é reflexo
tanto das atualizações monetárias sobre as provisões já constituídas quanto da reavalição dos processos
antigos e da provisão sobre os novos processos.
Devolução Tarifária. A rubrica de devolução tarifária não apresenta saldo em 2005, enquanto que em 2004 o
saldo era de R$ 64,7 milhões. Em razão da fixação do reposicionamento tarifário de 2003 em outubro de
2005, conforme explicitado na mesma rubrica no curto prazo, o saldo do longo prazo foi transferido para o
curto prazo.
Outros. O saldo de R$ 31,8 milhões de 31 de dezembro de 2005 inclui R$ 17,3 milhões de reserva para
reversão e amortização e R$ 14,5 milhões de outros. Esta rubrica apresentou uma redução com relação ao
saldo de 31 de dezembro de 2004 de R$ 36,7 milhões, principalmente pela transferência para o curto prazo de
impostos e contribuições sociais, que apresentavam um saldo de R$ 50,8 milhões em 2004. Este montante
refere-se a Imposto de Renda, Contribuição Social, Pis e Cofins associados à tributação da recomposição
tarifária extraordinária – RTE, que têm a sua exigibilidade quando do efetivo ressarcimento dessas receitas.
76

Patrimônio Líquido
O Patrimônio Líquido da Companhia apresentou variação de R$ 699,3 milhões em 2004 para R$ 686,1
milhões em 2005, reflexo do lucro líquido registrado no período de R$ 41,2 milhões, dos quais R$ 0,8 milhão
foi destinado à Reserva Legal, R$ 4,1 milhões à distribuição de dividendos, R$ 24,3 a ajustes de exercícios
anteriores e R$ 12,2 milhões à constituição de reserva de retenção de lucros.
Principais alterações nas contas de resultado
77
Exercício encerrado em 31 de dezembro de
(Em milhares de reais)
2004 % 2005 %
Var.
05/04
%
Receita Operacional 2.509.001 137,6 2.667.924 135,0 6,3
Dedução da Receita Operacional (686.195) (37,6) (691.536) (35,0) 0,8
Receita operacional líquida 1.822.806 100,0 1.976.388 100,0 8,4
Custo com energia elétrica (1.096.423) (60,2) (1.156.948) (58,5) 5,5
Custo de operação (314.236) (17,2) (441.775) (22,4) 40,6
Total do custo do serviço de energia elétrica (1.410.65 (77,4) (1.598.703) (80,9) 13,3
Custo do serviço prestado a terceiros (232) 0,0 80 0,0 -
Lucro operacional bruto 411.915 22,6 377.765 19,1 (8,3)
Despesas Operacionais (164.548) (9,0) (193.619) (9,8) 17,7
Resultado do serviço 247.367 13,6 184.146 9,3 (25,6)
Resultado financeiro líquido (113.632) (6,2) (175.316) (8,9) 54,3
Lucro operacional 133.735 7,3 8.830 0,4 (93,4)
Resultado não operacional 162 0,0 1.391 0,1 758,6
Lucro antes do imposto de renda e da
contribuição social 133.897 7,3 10.221 0,5 (92,4)
Provisão para imposto de renda e contrib.social (65.831) (3,6) (35.694) (1,8) (45,8)
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Lucro líquido antes da reversão dos juros sobre
10.624 0,6 36.499 1,8 243,6
capital próprio 78.690 4,3 11.026 0,6 (86,0)
Reversão dos juros sobre capital próprio 51.128 2,8 30.394 1,5 (40,6)
Lucro líquido do exercício 129.818 7,1 41.420 2,1 (68,1)
Receita Operacional Bruta
Receita Operacional
Exercício encerrado em 31 de dezembro de
(Em milhares de reais)
2004 % 2005 %
Var.
05/04
%
Fornecimento de energia elétrica 2.343.905 93,4 2.351.001 88,1 0,3
Suprimento de energia elétrica 658 0,0 5.909 0,2 798,0
Outras receitas operacionais 164.438 6,6 311.014 11,7 89,1
2.509.001 100 2.667.924 100,0 6,3

A receita operacional bruta cresceu 6,3%, atingindo R$ 2.667,9 milhões em 2005 frente aos R$ 2.509,0
milhões do ano anterior. A variação positiva de R$ 158,9 milhões nas receitas operacionais brutas é composta
pelo aumento de R$ 7,1 milhões na receita de fornecimento de energia elétrica, de R$ 5,3 milhões na receita
de suprimento e de R$ 146,6 milhões nas outras receitas operacionais.
Fornecimento de energia. A receita de fornecimento de energia elétrica aumentou 0,3%, atingindo R$ 2.351,0
milhões em 2005 contra R$ 2.343,9 milhões no ano anterior. Este crescimento decorre do efeito conjunto do
aumento nas tarifas de fornecimento, conseqüência do reajuste tarifário de 15,95% de outubro de 2004,
parcialmente compensado pelo reajuste negativo de 8,86% de outubro de 2005 (vide Seção “Atividades da
Emissora – Revisão Tarifária” e “Atividades da Emissora – Reajustes Tarifários”) e da redução no
fornecimento de energia em 9,2%. A variação na receita é composta principalmente de:
• crescimento nas receitas decorrentes de clientes residenciais de 3,4% em 2005, atingindo R$ 914,3
milhões em 2005 frente aos R$ 884,5 milhões de 2004. Este crescimento é resultado do aumento médio
de 2,3% nas tarifas e do crescimento no volume de energia de 1,1%, atingindo 2.307 GWh em 2005,
reflexo principalmente do crescimento vegetativo do número de clientes;
• redução na receita de fornecimento da classe industrial de 5,6%, com o montante de R$ 838,1 milhões em
2005, frente aos R$ 888,2 milhões do ano anterior, resultado da redução no volume de energia de 18,6%,
atingindo 3.544 GWh em 2005, que foi parcialmente compensada pelo aumento médio de 16,0% nas
tarifas. Esta redução reflete a saída de alguns clientes para o regime de contratação livre, ressaltando-se
que a saída de clientes cativos não afeta o resultado da Companhia, pois estes clientes continuam
remunerando a prestação de serviço por meio da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição;
• crescimento da receita de fornecimento de 9,7% na classe comercial, atingindo R$ 443,8 milhões em
2005 frente aos R$ 404,7 milhões do ano anterior, influenciada pelo aumento médio na tarifa de 2,8% e
no volume de energia de 6,7%, atingindo 1.318 GWh em 2005;
• redução de 1,8% no período das receitas das demais classes, que atingiram R$ 205,9 milhões em 2005
frente aos R$ 209,6 milhões do ano anterior, causada principalmente pela redução no mercado de 11,1%,
decorrente principalmente da saída de clientes para o regime de contratação livre, parcialmente
compensada pelo aumento nas tarifas médias de 10,5%.
Outras receitas operacionais. As outras receitas operacionais, que são formadas principalmente pela receita
de uso da rede de distribuição (correspondente a 88,0% e 87,3% desta rubrica em 2005 e 2004,
respectivamente), evoluíram de R$ 164,4 milhões em 2004 para R$ 311,0 milhões no ano de 2005. A
principal causa desta variação foi o aumento na receita de uso da rede de distribuição de 92,5%, que teve uma
evolução de R$ 143,5 milhões em 2004 para R$ 276,3 milhões em 2005, reflexo da migração de clientes para
o regime de contratação livre e do reajuste médio na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) de
39,39% em outubro de 2004. Esta migração resultou em um crescimento de 27,6% do mercado de clientes
livres e outras concessionárias, atingindo um montante de 4.306 GWh, que representava 35,0% do total de
energia distribuída em 2005.
78

Deduções da receita operacional
Exercício encerrado em 31 de dezembro de
(Em milhares de reais)
2004 % 2005 %
79
Var.
05/04
%
Dedução da Receita Operacional
Quota para reserva global de reversão (18.153) 2,7 (15.664) 2,3 (13,7)
Encargo de capacidade emergencial (98.465) 14,4 (61.204) 8,9 (37,8)
Impostos e contribuições sobre a receita (569.577) 83,0 (614.668) 88,9 7,9
(686.195) 100 (691.536) 100,0 0,8
As deduções da receita operacional cresceram 0,8%, atingindo R$ 691,5 milhões em 2005 frente aos R$ 686,2
milhões do ano anterior. O principal fator de acréscimo foi a variação nos impostos e contribuições sobre a
receita, que aumentaram 7,9%, de R$ 569,6 milhões em 2004 para R$ 614,7 milhões em 2005, passando a
representar 23,0% da receita operacional bruta em 2005 contra 22,7% no ano anterior. O encargo de
capacidade emergencial, que tem por objetivo a cobertura dos custos necessários à contratação de
capacidade de geração ou potência de energia elétrica e que é integralmente repassado à Comercializadora
Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, apresentou uma variação negativa de 37,8% em 2005 em relação
ao ano anterior. A principal causa desta variação foram as reduções nas tarifas do encargo ocorridas em
novembro de 2004, de R$ 0,0085 / kWh para R$ 0,0067 / kWh , e em julho de 2005, para R$ 0,0035 / kWh.
Receita operacional líquida
A receita operacional líquida apresentou um crescimento de 8,4% no exercício de 2005, de R$ 1.822,8
milhões em 2004 para R$ 1.976,4 milhões em 2005, principalmente em decorrência dos aumentos das receitas
operacionais descritos anteriormente.
Custos do Serviço de Energia Elétrica
Os custos do serviço de energia elétrica aumentaram em 13,3%, de R$ 1.410,7 milhões em 2004 para R$
1.598,7 milhões em 2005. Esta variação ocorreu devido aos aumentos verificados no custo com energia
elétrica de R$ 60,5 milhões e no custo de operação de R$ 127,5 milhões.
Exercício encerrado em 31 de dezembro de Var.
05/04
(Em milhares de reais)
%
2004 % 2005 %
Custo com energia elétrica
Energia elétrica comprada para
revenda (837.804) 76,4 (805.568) 69,6 (3,8)
Energia livre (15.187) 1,4 - - (100,0)
Encargos de Uso da Rede Elétrica (243.432) 22,2 (351.380) 30,4 44,3
(1.096.423) 100 (1.156.948) 100 5,5

Custo com energia elétrica. As principais contas que compõem o custo com energia elétrica são a energia
elétrica comprada para revenda e os encargos de uso da rede elétrica. A energia comprada para revenda
apresentou uma redução de 3,8% no período, atingindo R$ 805,6 milhões em 2005 contra R$ 837,8 milhões
no ano anterior. Além da redução no montante contratado de 2,1%, atingindo o total de 9.872 GWh em 2005
contra 10.086 GWh no ano anterior, a redução de 1,9% no preço médio de compra de energia resultaram na
redução do custo com energia comprada para revenda em R$ 32,2 milhões. Em 2005, os encargos de uso da
rede elétrica, que representam gastos com o uso pela concessionária da rede de transmissão (para mais
informações ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”), foram de R$ 351,4 milhões,
comparados a R$ 243,4 milhões em 2004, equivalente a um aumento de 44,3% face ao ano anterior. Este
aumento é devido a reajustes autorizados pela ANEEL nas tarifas de transmissão.
Exercício encerrado em 31 de dezembro de
(Em milhares de reais)
2004 % 2005 %
80
Var.
05/04
%
Custo de operação
Pessoal (44.189) 14,1 (58.500) 13,2 32,4
Materiais e serviços de terceiros (23.086) 7,4 (27.537) 6,2 19,3
Depreciações e amortizações (81.190) 25,8 (87.777) 19,9 8,1
Subvenções – CCC e CDE (141.219) 44,9 (247.557) 56,0 75,3
Taxa de fiscalização (3.202) 1,0 (4.315) 0,9 34,8
Tributos (2.590) 0,8 (1.704) 0,4 (34,2)
Outros custos de operação (18.760) 6,0 (14.365) 3,4 (23,4)
(314.236) 100 (441.775) 100 40,6
Custos da operação. Os custos de operação apresentaram um aumento de 40,6%, atingindo R$ 441,8 milhões
em 2005 contra R$ 314,3 milhões no ano anterior. A variação de R$ 127,5 milhões é reflexo de:
• aumento dos custos de pessoal em operação no valor de R$ 14,3 milhões, que, analisando-se juntamente
com os custos de pessoal alocados às despesas operacionais, apresentaram um crescimento de 2,6%,
resultado do reajuste salarial concedido aos colaboradores em julho de 2004 (4,0%) e em julho de 2005
(8,0%), parcialmente compensado pela revisão do montante da Reserva a amortizar da Fundação CESP,
com efeito positivo de R$ 3,7 milhões;
• incremento de R$ 4,5 milhões em materiais e serviços de terceiros, decorrente da entrada em operação
dos novos sistemas de informática associados ao Programa Integrado de Modernização (sobre o
programa, vide Seção “Atividades da Emissora – Investimentos Realizados”), cujo retorno se dará nos
próximos anos;
• aumento das subvenções – CCC e CDE, encargos setoriais que a Companhia deve pagar (para mais
informações ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”), em R$ 106,3 milhões
autorizados pela ANEEL, de R$ 141,2 milhões em 2004 para R$ 247,5 milhões em 2005.

Despesas operacionais
Exercício encerrado em 31 de dezembro de
(Em milhares de reais)
2004 % 2005 %
81
Var.
05/04
%
Despesas operacionais
Despesas com vendas (50.600) 30,8 (46.866) 24,2 (7,4)
Despesas gerais e administrativas (106.266) 64,6 (131.025) 67,7 23,3
Depreciações e amortizações (3.316) 2,0 (2.907) 1,5 (12,3)
Outras despesas operacionais, líquidas (4.366) 2,7 (12.821) 6,6 193,7
(164.548) 100 (193.619) 100 17,7
As despesas operacionais apresentaram um aumento de 17,7%, de R$ 164,5 milhões em 2004 para R$ 193,6
milhões em 2005. A principal causa desta variação de R$ 29,1 milhões foi o aumento nas despesas gerais e
administrativas, no montante de R$ 24,8 milhões, conseqüência da baixa de ativo contingente no montante de
R$ 25,9 milhões no 3º trimestre de 2005, referente a pleito com a Piratininga.
Resultado do serviço
O resultado do serviço reduziu de R$ 247,4 milhões em 2004 para R$ 184,1 milhões em 2005, representando
uma variação negativa de 25,6% entre os períodos analisados, resultado das variações descritas anteriormente.
EBITDA
Exercício encerrado em 31 de
(Em milhares de reais)
2004 2005
var.
05/04
(%)
Resultado do Serviço
Receita Operacional Bruta 2.509.001 2.667.924 6,3
(-) Deduções à Receita Operacional 686.195 691.536 0,8
(=) Receita Operacional Líquida 1.822.806 1.976.388 8,4
(-) Despesas Operacionais 1.575.439 1.792.242 13,8
(=) Resultado do Serviço 247.367 184.146 (25,6)
depreciação e amortização 84.506 90.684 7,31
Margem Operacional (Margem do
EBIT) - % 13,57 9,32 (4,3)
LAJIDA (EBITDA) 331.873 274.830 (17,2)
Margem LAJIDA (EBITDA) - % 18,21 13,91 (4,3)
O EBITDA da Companhia é obtido pela soma do resultado do serviço, da depreciação e da amortização. O
EBITDA de 2005 de R$ 274,8 milhões foi inferior em 17,2% ao obtido em 2004, variação esta causada
principalmente pela reversão de ativo junto à Piratininga no montante de R$ 25,9 milhões e pelo ajuste do
índice de reposicionamento tarifário de 2003 para 9,67% ocorrido em outubro de 2005, com ajuste de R$ 37,6
milhões, dos quais R$ 31,3 milhões foram lançados na receita operacional.

Receita financeira líquida (despesa)
O resultado financeiro líquido refletiu em 2005 uma despesa financeira de R$ 175,3 milhões, apresentando um
incremento de R$ 61,7 milhões em relação à despesa financeira líquida registrada em 2004 de R$ 113,6 milhões.
A principal causa desta variação foi o registro de provisão, no montante de R$ 60,2 milhões, pela expectativa de
não recuperação plena das Perdas com o Racionamento dentro do prazo estabelecido pela ANEEL.
Imposto de Renda e Contribuição Social
A despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social apresentou uma redução de 98,6%, de R$ 55,2
milhões em 2004 para R$ 0,8 milhão em 2005, principalmente como conseqüência do aumento do Imposto de
Renda e Contribuição Social Diferidos no montante de R$ 25,9 milhões.
Lucro Líquido
Como resultado do acima exposto, o resultado do exercício foi um lucro, após a reversão dos juros sobre
capital próprio, de R$ 41,4 milhões, comparado a um lucro de R$ 129,8 milhões em 2004.
ENDIVIDAMENTO
Saldo em 31 de dezembro de
(Em milhares de reais)
2003 2004 2005
82
Var.
04/03
%
Var.
05/04
%
Endividamento
Curto Prazo 510.601 318.836 398.318 (37,6) 24,9
Longo Prazo 344.366 530.778 330.052 54,1 (37,8)
Dívida Bancária ( * ) 854.967 849.614 728.370 (0,6) (14,3)
( - ) Disponibilidades 48.517 12.652 20.281 (73,9) 60,3
( = ) Dívida bancária líquida 806.450 836.962 708.089 3,8 (15,4)
( - ) Ativo Regulatório Líquido 391.791 403.382 205.788 3,0 (49,0)
( = ) Dívida líquida 414.659 433.580 502.301 4,6 15,8
( * ) Empréstimos e financiamentos + Dívida com Controladora + Encargos + Operações de "Swap"
O endividamento, incluindo encargos com controladora no montante de R$ 0,3 milhão, operações de swap no
montante de R$ 97,2 milhões e encargos no montante de R$ 6,3 milhões, em 31 de dezembro de 2005, atingiu
R$ 728,4 milhões, refletindo uma redução de R$ 121,2 milhões em relação ao saldo em 31 de dezembro de
2004. A parcela de curto prazo representava 54,7% do endividamento total em 2005 contra 37,5% em 2004. O
percentual de dívida em moeda estrangeira aumentou de 48,5% do endividamento total em 2004 para 49,9%
em 2005. Como parte da estratégia da Companhia, existem operações de hedge para 100% do saldo do
endividamento em moeda estrangeira com o objetivo de proteção contra variações cambiais.

O endividamento, inclusive montante de dívida com controladora, encargos e operações de swap, em 31 de
dezembro de 2004, atingiu R$ 849,6 milhões, refletindo uma redução de R$ 5,4 milhões em relação ao saldo
em 31 de dezembro de 2003. A parcela de curto prazo representava 59,7% do endividamento total em 2003
contra 37,5% em 2004, reflexo da captação do financiamento de US$ 100,0 milhões feito com o BID, que
também influenciou no percentual de dívida em moeda estrangeira, elevando-se de 5,1% em 2003 para 48,5%
em 2004. Como parte da estratégia da Companhia, existem operações de hedge para 100% do saldo do
endividamento em moeda estrangeira com o objetivo de proteção contra variações cambiais.
A capacidade da Companhia de cumprir com as obrigações assumidas está relacionada com:
• a geração de caixa operacional decorrente de alterações nas tarifas ocorridas nos reajustes anuais e nas
revisões periódicas, aliado à recuperação da RTE e CVA para ajustes de custos da Parcela A;
• a capacidade de investimento em projetos que possuam retorno acima do custo médio de capital, de modo
a obter retorno para acionistas e credores; e
• o controle das despesas operacionais de modo a obter uma maior eficiência na utilização de recursos.
O fluxo de caixa da Companhia pode ser afetado por diferenças temporais entre os reajustes tarifários e as
variações de custos. Isto porque, de acordo com o sistema regulatório do setor elétrico, algumas variações nos
custos são refletidas em reajustes tarifários posteriores conforme mecanismo da Conta de Compensação de
Variação de Custos da Parcela "A" – CVA (vide Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”).
Além disso, conforme o acordo geral do setor elétrico, foi concedido a partir de janeiro de 2002 o reajuste
tarifário extraordinário para o ressarcimento do montante de Recomposição de Receita, Energia Livre e
Parcela “A”, que afeta positivamente o fluxo de caixa durante o recebimento destes montantes.
83

GERAL
VISÃO GERAL DO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL
A capacidade total das centrais de geração de energia elétrica instalada no Brasil, em dezembro de 2004, era
de 90,7 GW, segundo a ANEEL. Em 2003, o MME aprovou um plano decenal de expansão de acordo com o
qual a capacidade total de geração de energia instalada do Brasil está projetada para atingir 117.473 MW até
2012, dos quais 90.022 MW (76,6%) seriam de origem hidrelétrica, 17.072MW (14,5%) de termelétricas,
8.201 MW (7,0%) de pequenas usinas e 2.178 MW (1,9%) representativos de parcela a ser importada por
meio do SIN. Segundo dados divulgados pela ANEEL, o Brasil possui no total 1.435 empreendimentos de
geração em operação, gerando 92.481.722 kW de potência. Para o futuro, a ANEEL prevê um total de 8.694
MW gerados por usinas entrando em operação entre 2004 e 2008.
Aproximadamente 42% da capacidade instalada de geração de energia dentro do Brasil é atualmente de
propriedade da Eletrobrás, empresa controlada pelo governo. Por meio de suas subsidiárias, a Eletrobrás é
responsável também por 70% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kV. Além disso, alguns
Estados brasileiros controlam empresas envolvidas na geração, transmissão e distribuição de energia, tais
como a CESP - Companhia Energética de São Paulo, a Companhia Paranaense de Energia - COPEL, e a
Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG, dentre outras.
Atualmente, empresas privadas possuem aproximadamente 39%, 69% e 11% do mercado de geração,
distribuição e transmissão (rede básica), respectivamente, em termos de capacidade total.
O mercado de distribuição de energia elétrica é atendido por 64 concessionárias, estatais ou privadas, de
serviços públicos que abrangem todo o País. As concessionárias estatais estão sob controle dos governos
federal, estaduais e municipais. Em várias concessionárias privadas verifica-se a presença, em seus grupos de
controle, de diversas empresas nacionais, norte-americanas, espanholas e portuguesas. Essas concessionárias
atendem cerca de 47 milhões de unidades consumidoras, das quais 85% são consumidores residenciais, e
estão presentes em mais de 99% dos municípios brasileiros.
Entre 1996 e 2004, o consumo de energia elétrica no Brasil cresceu a uma taxa acumulada média de 2,79%
a.a., totalizando um crescimento de 24,65% neste período. O Produto Interno Bruto do país no mesmo período
cresceu a taxas bastante similares (2,52% a.a., totalizando 22,06%), sinalizando uma forte correlação entre
crescimento econômico e consumo de energia elétrica. O consumo de energia no Brasil registrou em 2004 um
total de 320.772 GWh, valor 4,5% superior ao de 2003, representando um crescimento comparável à evolução
do PIB no mesmo período que foi de 4,9%. Para os próximos anos espera-se que o crescimento no consumo
de energia permaneça correlacionado com o desempenho econômico do país.
84

Segundo o último balanço energético nacional levantado pela Secretaria de Energia do MME, em 2004, o
segmento de distribuição de energia elétrica demandou 359.629 GWh, dos quais 21,9% foram para clientes
residenciais, 47,9% industriais, 13,9% comerciais e 16,4% para outros tipos de clientes.
O consumo de energia no Brasil registrou em 2004 um total de 320.772 GWh, valor 4,5% superior ao de
2003. O consumo residencial apresentou um crescimento de 3,2% em relação a 2003, refletindo ainda uma
reversão das performances negativas de 2001 e 2002, devido ao racionamento. O consumo comercial cresceu
3,5% em relação a 2003, crescimento inferior ao apresentado no ano de 2003, de 6,5% em relação a 2002. O
consumo industrial foi o que apresentou a melhor performance em relação a 2003, com um crescimento de
7,1%. Segundo dados no Balanço Energético de 2004, essa performance foi fortemente alavancado pelos altos
níveis de exportações em 2004.
HISTÓRICO E REGULAMENTAÇÃO
A Constituição brasileira prevê que a exploração dos serviços e instalações de energia elétrica pode ser
realizada diretamente pelo Governo Federal ou indiretamente por meio da outorga de concessões, permissões
ou autorizações. Historicamente, o setor elétrico brasileiro foi explorado principalmente por concessionárias
de geração, transmissão e distribuição controladas pelo Governo Federal ou por governos estaduais. A partir
de meados dos anos 90, o Governo Federal adotou diversas medidas para reformular o setor elétrico. Em
geral, essas medidas visavam a aumentar o investimento privado e eliminar restrições aos investimentos
estrangeiros, ao passo que o Governo Federal se concentraria nas funções de formulador e supervisor da
execução de políticas e regulamentos para o setor.
Em particular, o Governo Federal adotou as seguintes medidas:
Em 15 de agosto de 1995, foi introduzida a Emenda Constitucional n.º 6, que permitiu ao Governo Federal
outorgar autorização ou concessão para a exploração dos potenciais de energia hidráulica a empresas
brasileiras ou empresas constituídas sob as leis brasileiras, com sede e administração situadas no Brasil.
Em 13 de fevereiro de 1995, o Governo Federal promulgou a Lei de Concessões, e em 7 de julho de 1995, a
Lei de Concessões de Serviços de Energia Elétrica que, em conjunto (i) exigiram que todas as novas
concessões para prestação de serviços relacionados a energia elétrica fossem outorgadas por meio de
processos licitatórios; (ii) disciplinaram a prorrogação das concessões existentes; (iii) gradualmente
permitiram que certos consumidores de energia elétrica que apresentassem demanda significativa adquirissem
energia elétrica diretamente de fornecedores concessionários, permissionários ou autorizados, hipótese em
que passam a ser designados Consumidores Livres; (iv) trataram da criação dos Produtores Independentes de
Energia Elétrica - PIE(s), que, por meio de concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender, por
sua conta e risco, a totalidade ou parte de sua energia elétrica a Consumidores Livres, distribuidoras e
comercializadores, entre outros; e (v) concederam aos Consumidores Livres e fornecedores de energia elétrica
livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão, mediante ressarcimento do custo de transporte
envolvido.
85

A partir de 1995, uma parcela das participações representativas do bloco de controle de algumas geradoras e
diversas distribuidoras detidas pela Eletrobrás e por vários Estados foi vendida a investidores privados.
Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei do Setor Elétrico, destinada a reformar a estrutura básica do
setor. A Lei do Setor Elétrico dispôs sobre as seguintes matérias: (i) criação de um órgão auto-regulado
responsável pela operação do mercado atacadista de energia elétrica e pela determinação dos preços de curto
prazo, o MAE, que substituiu o sistema anterior de preços de geração e contratos de fornecimento regulados;
(ii) exigência de que as distribuidoras e geradoras firmassem os Contratos Iniciais, via de regra,
compromissos de take-or-pay, com preços e quantidades aprovados pela ANEEL, sendo que a principal
finalidade dos Contratos Iniciais era assegurar que as distribuidoras tivessem acesso a fornecimento estável de
energia elétrica por preços que garantissem uma taxa de retorno fixa às geradoras de energia elétrica durante o
período de transição que culminaria no estabelecimento de um mercado de energia elétrica livre e
competitivo; (iii) criação do ONS, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, responsável pela
coordenação operacional das atividades de geração e transmissão do SIN; e (iv) estabelecimento de processos
licitatórios para outorga de concessões para construção e operação de usinas e instalações de transmissão de
energia elétrica.
Em 2001, o país enfrentou uma grave crise energética que perdurou até o final do primeiro bimestre de 2002.
Em conseqüência, o Governo Federal implementou medidas que incluíram: (i) a instituição do Programa
Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica nas regiões mais afetadas pela escassez de energia
elétrica, a saber, as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil; e (ii) a criação da GCE, que aprovou
uma série de medidas de emergência prevendo metas de redução do consumo de energia elétrica para
consumidores residenciais, comerciais e industriais situados nas regiões mais afetadas pela escassez de
energia elétrica, por meio da introdução de regimes tarifários especiais que incentivavam a redução do
consumo de energia elétrica. As metas de redução de consumo para as classes residenciais e industriais
chegavam a 20%.
Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o Programa Emergencial de Redução do
Consumo de Energia Elétrica, em razão do aumento da oferta (graças à elevação significativa dos níveis dos
reservatórios) e da redução moderada da demanda. A economia de energia durante o período em que o plano
de redução incentivada do consumo esteve em vigor foi de 26 mil MWh, incluindo a redução no consumo
registrada na Região Norte, que saiu do racionamento no dia 1º de janeiro de 2002. O total de energia
economizada correspondeu ao consumo, durante um ano, de 7,2 milhões de residências que gastam em média
300 KWh por mês.
Em 12 de dezembro de 2001, foi instituído o Acordo Geral do Setor Elétrico o qual visava solucionar
questões referentes ao plano de redução incentivada do consumo de energia, prevendo a compensação das
perdas de companhias de geração e distribuição de energia elétrica, de modo a evitar questionamentos
judiciais relacionados às obrigações previstas nos Contratos Iniciais e ao equilíbrio econômico-financeiro dos
contratos de concessão.
86

A Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, conforme alterada, trouxe para o setor elétrico brasileiro algumas
novidades, tais como: (a) o estabelecimento de diretrizes para o enquadramento de consumidores na subclasse
“residencial baixa renda”; (b) a criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica –
PROINFA; (c) a previsão da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE, com vistas a ressarcir as
distribuidoras das perdas financeiras provenientes do racionamento; (d) a criação da Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE; e (e) regras sobre metas para universalização dos serviços públicos de
energia elétrica a serem cumpridas pelas concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição
de energia elétrica.
A Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002, (a) proibiu as concessionárias de oferecerem bens vinculados à
concessão, os direitos dela emergentes e qualquer outro ativo que possa comprometer suas respectivas
concessões em garantia de operação destinada a atividade distinta de sua concessão; e (b) autorizou a criação
de subvenção econômica para outorga de benefícios tarifários aos consumidores integrantes da subclasse
residencial baixa renda, dentre outras providências.
Em 4 de agosto de 2003, foi instituído o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias
de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, mediante a concessão de financiamento do BNDES
às distribuidoras, destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação do
mecanismo de compensação de valores relativos à Parcela A das tarifas de energia elétrica (CVA).
Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em um
esforço para reestruturar o setor elétrico, tendo por meta proporcionar aos consumidores fornecimento seguro
de energia elétrica com modicidade tarifária. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi regulamentada por
diversos decretos editados pelo Governo Federal e por resoluções da ANEEL.
CONCESSÕES
As empresas ou consórcios que desejam construir e/ou operar instalações para geração, transmissão ou
distribuição de energia no Brasil devem participar de processos licitatórios. Empresas ou consórcios que
desejem atuar em comercialização ou geração térmica devem solicitar permissão ou autorização ao MME ou à
ANEEL, conforme o caso. Concessões dão o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia em determinada
área de concessão por um período determinado. Esse período é limitado a 35 anos para novas concessões de
geração, e 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Concessões existentes poderão ser
renovadas a critério do Poder Concedente.
87

A Lei de Concessões estabelece, entre outras matérias, as condições que a concessionária deve cumprir ao
fornecer serviços de energia, os direitos dos consumidores, e as obrigações da concessionária e do Poder
Concedente. Os principais dispositivos da Lei de Concessões estão resumidos como segue:
• responsabilidade objetiva. A concessionária é objetivamente responsável pelos danos diretos e indiretos
resultantes da prestação inadequada dos serviços de distribuição de energia, tais como interrupções
abruptas no fornecimento e variações na voltagem.
• alterações na participação controladora. O Poder Concedente deve aprovar qualquer alteração direta ou
indireta de participação controladora na concessionária.
• intervenção pelo Poder Concedente. O Poder Concedente poderá intervir na concessão, por meio de
processo administrativo, a fim de garantir o desempenho adequado dos serviços e o cumprimento integral
das disposições contratuais e regulatórias.
• término antecipado da concessão. O término do contrato de concessão poderá ser antecipado por meio de
encampação ou caducidade. Encampação consiste no término prematuro de uma concessão por razões
relacionadas ao interesse público. A caducidade deve ser declarada pelo Poder Concedente depois de a ANEEL
ou o MME ter emitido um despacho administrativo final dizendo que a concessionária, entre outras coisas, (1)
deixou de prestar serviços adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável, ou (2) não tem
mais capacidade técnica financeira ou econômica para fornecer serviços adequados. A concessionária tem direito
à indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou
depreciados, após dedução de quaisquer multas e danos devidos pela concessionária.
• término por decurso do prazo. Quando a concessão expira, todos os ativos, que são relacionados à prestação dos
serviços de energia revertem à União. Depois do término, a concessionária tem direito de indenização por seus
investimentos em ativos revertidos que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados.
De acordo com a Lei de Concessões, as concessões de energia elétrica poderão ser extintas nos seguintes casos:
• pelo advento do termo final do contrato;
• pela encampação dos serviços, que consiste na retomada dos serviços pelo Poder Concedente em virtude
de relevante interesse público, mediante autorização legislativa;
• pela caducidade, que consiste na rescisão do contrato de concessão unilateralmente pelo Poder
Concedente em decorrência de descumprimento de obrigações regulamentares ou contratuais do
concessionário, conforme apurado em processo administrativo;
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• pela rescisão, que poderá ser de comum acordo entre as partes ou decorrente de decisão judicial
irrecorrível proferida em processo proposto pelo concessionário;
• pela anulação decorrente de vício ou irregularidade constatados no procedimento ou no ato de sua
outorga; e
• em caso de falência ou extinção da concessionária.
Após a extinção da concessão, todos os bens vinculados ao serviço prestado, bem como todos os direitos e
privilégios cedidos ao concessionário, serão revertidos à União.
CONSTITUIÇÃO DE GARANTIAS FINANCEIRAS
A Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002 (“Lei n.º 10.604/02”), estabeleceu que as concessionárias e
permissionárias de serviço público de energia elétrica somente poderão oferecer os direitos emergentes e
qualquer outro ativo vinculado à prestação de serviço público, em garantia de empréstimo, financiamento ou
qualquer outra operação vinculada ao objeto da respectiva concessão e, excepcionalmente, poderão oferecer
garantias a financiamentos de empreendimentos de geração de energia elétrica de que participem direta ou
indiretamente, outorgados antes da vigência da Lei.
A Resolução ANEEL n.º 521/2002 determinou que as concessionárias de serviço público de energia elétrica
interessadas em constituir garantias em favor de empreendimentos de geração de energia elétrica, com outorga já
concedida, encaminhem solicitação de autorização à ANEEL, indicando o valor, o prazo e demais condições da
operação. Referidas garantias somente poderão ser constituídas para lastrear financiamento dos bens e serviços
destinados à implantação dos empreendimentos de geração de energia elétrica de que se trata e desde que esses
pertençam ao mesmo grupo controlador da concessionária de serviço público de energia elétrica garantidora.
Os agentes integrantes da CCEE deverão apresentar garantias financeiras com o objetivo de dar segurança ao
mercado de energia elétrica, minimizando o risco de inadimplência no processo de liquidação financeira da
energia vendida na CCEE.
Em 28 de fevereiro de 2005, a ANEEL aprovou a Resolução Normativa n.º 150/05 que altera a forma de
cálculo das garantias financeiras previstas na comercialização de energia elétrica. Os novos critérios
instituídos pela nova resolução, no que concerne à comercialização, levam em conta a apuração dos três
últimos saldos devedores por empresa, nos 24 meses precedentes à contabilização das transações de compra e
venda de energia na CCEE. Períodos atípicos como os de racionamento e os de redução, em níveis críticos, da
capacidade de armazenamento dos reservatórios de usinas hidrelétricas não serão considerados no histórico
desses 24 meses de contabilização. A ANEEL já sinalizou que está analisando uma proposta de regra de
mercado com a caracterização definitiva dos períodos atípicos.
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PESQUISA E DESENVOLVIMENTO – P&D
As concessionárias e autorizados do serviço público de distribuição, geração e transmissão de energia elétrica
são obrigados a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 1% de sua receita operacional líquida, em
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico. As empresas que geram energia, exclusivamente, a partir de
instalações eólicas, solares, de biomassa e PCHs estão isentas desta obrigação.
UNIVERSALIZAÇÃO
O programa de universalização do fornecimento de energia elétrica foi criado pela Lei n.º 10.438 de 26 de
abril de 2002, posteriormente modificada pela Lei n.º 10.762, de 11 de novembro de 2003, e refere-se à
obrigação do atendimento a todos os pedidos de nova ligação para fornecimento de energia elétrica a unidades
consumidoras com carga instalada menor ou igual a 50 kW, em tensão inferior a 2,3 kV, ainda que necessária
a extensão de rede de tensão inferior ou igual a 138 kV, sem ônus para o solicitante.
PENALIDADES
A regulamentação da ANEEL prevê a imposição de sanções contra os agentes do setor e classifica as
penalidades com base na natureza e severidade da infração (inclusive advertências, multas, suspensão
temporária do direito de participar de processos de licitação para novas concessões, permissões ou
autorizações e caducidade). Quando a infração é caracterizada como multa, os valores atingidos podem
chegar a até 2% da receita oriunda da venda de energia elétrica e prestação de serviços (deduzidos o ICMS e o
ISS) no período de 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração. Determinadas infrações que podem
resultar em multas referem-se à falha das concessionárias em solicitar a prévia e expressa autorização da
ANEEL, em relação a certas condutas, inclusive:
• celebração de contratos entre partes relacionadas;
• venda ou cessão de ativos relacionados a serviços prestados, bem como dá-los em garantia, em especial
conceder aval, fiança, penhor, hipoteca ou qualquer outro comprometimento do patrimônio relacionado à
concessão ou permissão, ou a receita dos serviços de energia elétrica; e
• proceder a alteração do estatuto social, transferir ações que implique mudança de seu controle acionário,
assim como efetuar reestruturação societária da concessionária.
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PRINCIPAIS AUTORIDADES
Ministério de Minas e Energia - MME
Após a aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, atuando basicamente por
meio do MME, assumiu certas obrigações que estavam previamente sob a responsabilidade da ANEEL,
destacando-se a outorga de concessões e a emissão de instruções para os processos de licitação para
concessões referentes aos serviços públicos. O MME é o principal órgão do setor energético do Governo
Federal, atuando como Poder Concedente em nome do Governo Federal, e tendo como sua principal
atribuição o estabelecimento das políticas, diretrizes e da regulamentação do setor.
Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
O setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, uma autarquia federal. Depois da promulgação da Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico, a principal responsabilidade da ANEEL passou a ser de regular e supervisionar o setor
elétrico, em linha com a política a ser adotada pelo MME e com as atribuições a ela delegadas pelo MME. As atuais
responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras: (i) fiscalização de concessões para atividades de geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica, inclusive aprovação de tarifas de energia elétrica; (ii) promulgação de
regulamentos para o setor elétrico; (iii) implementação e regulamentação da exploração das fontes de energia,
incluindo a utilização de energia hidrelétrica; (iv) promoção do processo licitatório para novas concessões; (v)
solução de litígios administrativos entre entidades geradoras e compradores de energia elétrica; e (vi) definição dos
critérios e metodologia para determinação das tarifas de transmissão.
Conselho Nacional de Política de Energia - CNPE
Em agosto de 1997, foi criado o CNPE para prestar assessoria ao Presidente da República no tocante ao
desenvolvimento e criação da política nacional de energia. O CNPE é presidido pelo MME, sendo a maioria
de seus membros ministros do Governo Federal. O CNPE foi criado com a finalidade de otimizar a utilização
dos recursos energéticos do Brasil e assegurar o fornecimento de energia elétrica ao país.
Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS
O ONS, criado em 1998, é uma entidade de direito privado sem fins lucrativos constituída por geradores,
transmissores, distribuidores e Consumidores Livres, além de outros agentes privados, tais como importadores e
exportadores. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu ao Governo Federal poder para indicar três
diretores para a Diretoria Executiva do ONS. O papel básico do ONS é coordenar e controlar as operações de
geração e transmissão do SIN, sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e as principais
responsabilidades do ONS incluem: planejamento da operação da geração e transmissão; a organização e controle
da utilização do SIN e interconexões internacionais; a garantia de acesso à rede de transmissão de maneira não
discriminatória a todos os agentes do setor; o fornecimento de subsídios para o planejamento da expansão do
sistema elétrico; apresentação ao MME de propostas de ampliações da Rede Básica (propostas estas que serão
levadas em consideração no planejamento da expansão do sistema de transmissão); proposição de normas para
operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL; e a elaboração de um programa de despacho
otimizado com base na disponibilidade declarada pelos agentes geradores.
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Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE e sua sucessora a Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica – CCEE
O MAE foi originalmente instituído como um órgão não-personificado, instituído por meio de um Acordo de Mercado
elaborado pelos próprios participantes, segundo regras de participação estabelecidas pela ANEEL e sujeito à
homologação desta, sendo responsável pela operação do mercado atacadista de energia elétrica e pela determinação
dos preços de curto prazo (Lei de Reestruturação do Setor Elétrico). A partir de 2002, o MAE passou a ser organizado
como uma pessoa jurídica de direito privado e ficou sujeito à autorização, fiscalização e regulamentação da ANEEL.
Os agentes do MAE incluíam todas as grandes geradoras, comercializadores (inclusive distribuidoras) e importadores
e exportadores de energia elétrica. Geradoras de menor porte também eram elegíveis para participar do MAE. O MAE
calculava e publicava o preço à vista (PMAE) da energia elétrica tomando por base critérios aprovados pela ANEEL e
com dados gerados pelo ONS. O preço à vista da energia elétrica era determinado levando em consideração, entre
outros fatores: (i) a utilização ótima dos recursos energéticos; (ii) o equilíbrio entre sua oferta e demanda; (iii) a carga
dos agentes conectados ao SIN; e (iv) a projeção de carga de energia elétrica.
O MAE foi extinto e suas atividades, ativos e passivos foram absorvidos em 12 de novembro de 2004 pela CCEE,
criada por força da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. A CCEE foi constituída sob a forma de pessoa jurídica
de direito privado sob a regulamentação e fiscalização da ANEEL com a finalidade de viabilizar as operações de
compra e venda de energia elétrica entre seus agentes no SIN. São agentes com participação obrigatória na CCEE:
(a) os concessionários, permissionários ou autorizados de geração que possuam central geradora com capacidade
instalada igual ou superior a 50MW, (b) os autorizados para importação ou exportação de energia elétrica com
intercâmbio igual ou superior a 50MW, (c) os concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e
instalações de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano,
referido ao ano anterior, (d) os concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de
distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja inferior a 500GWh/ano, referido ao ano anterior,
quando não adquirirem a totalidade da energia de supridor com tarifa regulada, (e) os autorizados de
comercialização de energia elétrica, cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano, referido ao
ano anterior e (f) os Consumidores Livres e os consumidores que adquirirem energia diretamente de
empreendimentos de fonte solar, eólica, biomassa ou PCHs com potência igual ou inferior a 30MW.
Um dos principais papéis da CCEE é realizar leilões públicos no ACR. A CCEE é responsável também,
dentre outras atribuições, (a) pelo registro de todos os contratos de comercialização de energia no ACR e os
contratos resultantes dos leilões de ajustes, bem como dos montantes de potência e energia dos contratos
celebrados no ACL, e (b) pela contabilização e liquidação da diferença entre os montantes efetivamente
gerados ou consumidos e aqueles registrados por meio de contratos bilaterais e dos montantes de energia
elétrica comercializados no mercado de curto prazo.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o preço da energia elétrica comprada ou vendida no
mercado spot (Preço de Liquidação de Diferenças – PLD) será calculado pela CCEE e levará em conta, dentre
outros fatores, (a) a otimização do uso dos recursos eletro-energéticos para atendimento das cargas do
sistema, (b) as necessidades de energia elétrica dos agentes e (c) o custo do déficit de energia elétrica.
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CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Em 26 de outubro de 2004, por meio da Resolução Normativa n.º 109, a ANEEL instituiu a Convenção de
Comercialização de Energia Elétrica, que estabelece a estrutura e a forma de funcionamento da CCEE e as
condições de comercialização de energia elétrica.
A Convenção de Comercialização de Energia Elétrica define, dentre outros, as obrigações e direitos dos
agentes da CCEE, as penalidades e sanções a serem impostas aos agentes, forma de solução de conflitos,
condições relativas à comercialização de energia elétrica no ACR e no ACL e o processo de contabilização e
liquidação financeira das operações realizadas no mercado de curto prazo.
Empresa de Pesquisa Energética - EPE
Criada em 16 de agosto de 2004, a Empresa de Pesquisa Energética, ou EPE, é responsável por conduzir
pesquisas estratégicas no setor elétrico, inclusive com relação à energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes
energéticas renováveis. As pesquisas realizadas pela EPE serão usadas para subsidiar o MME.
Comitê de Monitoramento do Setor de Energia - CMSE
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico,
ou CMSE, que atua sob a direção do MME e é composto por representantes da ANEEL. As principais
atribuições do CMSE serão (i) acompanhar as atividades do setor energético, (ii) avaliar as condições de
abastecimento e atendimento ao mercado de energia elétrica e (iii) elaborar propostas de ações preventivas ou
saneadoras visando à manutenção e/ou restauração da segurança no abastecimento e no atendimento eletroenergético,
encaminhado-as ao CNPE.
Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE
A Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE - é a agência reguladora e fiscalizadora dos serviços de
energia, criada pelo Governo do Estado de São Paulo em 1997 para controlar e fiscalizar as concessionárias de
energia elétrica e gás canalizado no Estado de São Paulo. Na área de energia elétrica, a CSPE exerce a fiscalização
técnica, comercial e econômico-financeira, nas 14 concessionárias de distribuição de energia elétrica, que atuam no
Estado de São Paulo, por meio de convênio de delegação e descentralização, firmado com a ANEEL.
O NOVO MODELO PARA O SETOR
Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico em um
esforço para reestruturar o setor elétrico a fim de fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para
construir e manter a capacidade de geração e garantir o fornecimento de energia a tarifas moderadas por meio
de processos competitivos de leilões públicos de energia. Essa lei foi regulamentada por inúmeros decretos a
partir de maio de 2004, e está sujeita à regulamentação posterior a ser emitida pela ANEEL e pelo MME.
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A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está sendo contestada perante o Supremo
Tribunal Federal. Porém, se a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo
Supremo Tribunal Federal, parte do marco regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
poderá perder a sua eficácia, gerando incertezas a respeito de quando e como o Governo Federal introduzirá
novas mudanças no setor elétrico.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes na regulamentação do Setor Elétrico
brasileiro visando (1) fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter capacidade de
geração e (2) garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas módicas por meio de processos de leilões
públicos de energia elétrica. As principais características da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:
• criação de dois ambientes distintos para comercialização de energia, com (1) um para contratação da
energia destinada às empresas de distribuição, chamado ACR, operado a partir de leilões de compra de
energia; e (2) um outro mercado com regras de comercialização mais flexíveis, para geradores,
Consumidores Livres e empresas de comercialização de energia, chamado ACL;
• a obrigatoriedade, por parte das empresas de distribuição, de adquirir energia suficiente para satisfazer
100% da sua demanda;
• existência de lastro físico de geração para toda a energia comercializada em contratos;
• restrições a certas atividades de distribuidoras, de forma a garantir que estejam voltadas apenas a seu
principal negócio, a fim de assegurar serviços mais eficientes e confiáveis a seus consumidores;
• restrição ao auto-suprimento (self-dealing), para fornecer um incentivo para que distribuidoras contratem
energia a preços mais competitivos, ao invés de comprar energia de partes relacionadas;
• cumprimento dos contratos assinados antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a fim de
proporcionar estabilidade às transações realizadas antes de sua promulgação; e
• proibição de as distribuidoras venderem eletricidade aos Consumidores Livres a preços não
regulamentados e de desenvolverem atividades de geração e de transmissão de energia elétrica.
Ademais, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Plano Nacional
de Privatização, que é um programa criado pelo governo em 1990 visando promover o processo de
privatização das empresas estatais.
Em 30 de julho de 2004, o Governo Federal promulgou o Decreto n.º 5.163, que: (i) regulamenta a
comercialização de energia elétrica nos ACR e ACL; e (ii) dispõe sobre o processo de outorga de concessões
e autorizações para geração de energia elétrica. Suas principais disposições versam sobre:
• regras gerais de comercialização de energia elétrica;
• comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada (incluindo as regras sobre
informações e declarações de necessidades de energia elétrica, leilões para compra de energia elétrica,
contratos de compra e venda de energia elétrica e repasse às tarifas dos consumidores);
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• comercialização de energia elétrica no ACR;
• contabilização e liquidação de diferenças no mercado de curto prazo; e
• outorgas de concessão.
Dentre as principais regras destaca-se a obrigatoriedade de (i) todo agente consumidor de energia elétrica
contratar a totalidade de sua carga; e (ii) todo agente vendedor de energia elétrica apresentar o correspondente
lastro físico para a venda de energia (mediante garantia física de energia proporcionada por empreendimento
de geração próprio ou de terceiros). Os agentes que descumprirem esta obrigação ficarão sujeitos às
penalidades impostas pela ANEEL.
Segundo as regras de comercialização de energia elétrica no ACR, a forma pela qual as distribuidoras devem cumprir a
obrigação de atender à totalidade de seu mercado será, essencialmente, por meio dos leilões de compra de energia.
Adicionalmente, as distribuidoras poderão adquirir a energia elétrica para atendimento de seu mercado por meio de
aquisição de energia proveniente (i) de geração distribuída, (ii) de usinas participantes da primeira etapa do PROINFA,
(iii) de contratos de compra e venda de energia firmados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, e (iv)
de Itaipu. Caberá ao MME a definição do montante total de energia a ser contratado no ACR e a relação de
empreendimentos de geração aptos a integrar os leilões a cada ano.
Em linhas gerais, a partir de 2005, todo agente de distribuição, gerador, comercializador, Autoprodutor ou
Consumidor Livre deve declarar, até 1º de agosto de cada ano, sua previsão de mercado ou carga, para cada
um dos cinco anos subseqüentes. Cada agente de distribuição deverá declarar, até sessenta dias antes de cada
leilão de energia proveniente de empreendimentos existentes ou de energia proveniente de novos
empreendimentos, os montantes de energia que deverá contratar nos leilões. Além disso, as distribuidoras
devem especificar a parcela de contratação que pretendem dedicar ao atendimento aos consumidores que,
apesar de apresentarem os requisitos regulatórios para se tornarem Consumidores Livres, não exerceram tal
opção e ainda são atendidos pela sua concessionária de distribuição.
Os leilões de compra, pelas distribuidoras, de energia proveniente de novos empreendimentos de geração
serão realizados: (i) cinco anos antes do início da entrega da energia (denominados leilões “A-5”); e (ii) três
anos antes do início da entrega (denominados leilões “A-3”). Haverá, ainda, leilões de compra de energia
provenientes de empreendimentos de geração existentes (i) realizados no ano anterior ao de início da entrega
da energia (denominados leilões “A-1”); e (ii) para ajustes de mercado, com início de entrega em até 4 meses
posteriores ao respectivo leilão.
Os editais dos leilões serão elaborados pela ANEEL, com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME,
notadamente a utilização do critério de menor tarifa no julgamento. Os vencedores de cada leilão de energia
realizado no ACR deverão firmar os CCEAR com cada distribuidora, em proporção às respectivas
declarações de necessidade das distribuidoras. A única exceção a esta regra se refere ao leilão de ajuste, em
que os contratos são específicos entre agente vendedor e agente de distribuição.
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Os CCEAR provenientes dos leilões “A-5” ou “A-3” terão prazo de 15 a 35 anos, enquanto que os CCEAR
provenientes dos leilões “A-1” terão prazo de 5 a 15 anos. Em 2005, o CCEAR dos leilões A-1 poderão ter
duração de 3 anos. Os contratos provenientes do leilão de ajuste terão prazo máximo de dois anos.
Para os CCEAR decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos existentes, o Decreto
estabelece três possibilidades de redução das quantidades contratadas, quais sejam (i) compensação pela perda
de consumidores para o mercado livre (que se tornaram Consumidores Livres), (ii) redução, a critério da
distribuidora, de até 4% ao ano do montante contratado para adaptar-se aos desvios do mercado face às
projeções de demanda, a partir do segundo ano subseqüente ao da declaração que deu origem à respectiva
compra e (iii) adaptação às variações de montantes de energia estipuladas nos contratos de geração firmados
até 11 de dezembro de 2003.
Coexistência de Dois Ambientes de Contratação de Energia
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, negócios de compra e venda de energia serão
realizados em dois mercados: (1) o ACR, que inclui a contratação de energia elétrica pelas empresas de
distribuição por meio de leilões para o atendimento a todo o seu mercado e (2) ACL, que inclui a compra e
venda de energia livremente negociada por geradores, Consumidores Livres e comercializadores.
A energia gerada por (1) aproveitamentos caracterizados como geração distribuída, conectados diretamente no
sistema elétrico do comprador (normalmente, usinas de co-geração e PCHs), (2) usinas qualificadas de acordo
com o PROINFA, e (3) Itaipu, não estarão sujeitos a processo de leilão para fornecimento de energia ao ACR.
A energia gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e os volumes que devem ser comprados por cada
concessionária de distribuição são estabelecidos por meio de quotas definidas pela ANEEL. A tarifa pela qual
a energia gerada por Itaipu é comercializada é denominada em dólar norte-americano e estabelecida conforme
tratado firmado entre Brasil e Paraguai. Como conseqüência, a tarifa de Itaipu aumenta ou diminui, em
conformidade com a variação da taxa de dólar norte-americano/real. Alterações no preço da energia gerada
por Itaipu estão, entretanto, sujeitas ao mecanismo de ressarcimento das variações dos custos da Parcela A
discutido abaixo em “Tarifas de Distribuição”.
AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA - ACR
No ACR, empresas de distribuição compram energia para seus mercados de energia por meio de leilões
públicos regulados pela ANEEL, e operacionalizados pela CCEE. Compras de energia serão feitas por meio
de dois tipos de contratos: (1) Contratos de Quantidade de Energia, e (2) Contratos de Disponibilidade de
Energia. Esses tipos de contratos estarão formalizados por meio de um Contrato de Comercialização de
Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEAR.
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Nos termos do Contrato de Quantidade de Energia, a geradora compromete-se a fornecer determinado volume de
energia e assume o risco de que esse fornecimento de energia seja afetado por condições hidrológicas e níveis baixos
dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam reduzir a energia produzida ou alocada, hipótese na qual a
geradora é obrigada a comprar energia de outra fonte a fim de cumprir seu compromisso de fornecimento. De acordo
com o Contrato de Disponibilidade de Energia, a geradora compromete-se a disponibilizar um volume específico de
capacidade ao ACR. Se o gerador tiver um contrato de disponibilidade de energia, não haverá liquidação de diferenças
para o gerador, pois o resultado líquido da contabilização das diferenças de todos os geradores contratados nessa
modalidade será alocado ao pool, para repasse aos consumidores regulados. Assim, a receita da geradora está garantida
e possíveis riscos hidrológicos são imputados às distribuidoras. Entretanto, eventuais custos adicionais incorridos pelas
distribuidoras são repassados aos consumidores. Juntos, esses contratos constituem os CCEAR.
AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE - ACL
No ACL a energia elétrica é comercializada entre concessionárias de geração, produtores independentes de
energia, autoprodutores, agentes de comercialização, importadores de energia e Consumidores Livres,
essencialmente nos moldes do modelo institucional que vigorava antes da promulgação da Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico.
Consumidores potencialmente livres são aqueles que podem exercer a opção por outro supridor de energia
elétrica, sendo caracterizado por:
• se ligados após 8 de julho de 1995, com demanda contratada acima de 3 MW e em qualquer nível de tensão;
• se ligados antes de 8 de julho de 1995, com demanda contratada acima de 3 MW, mas atendidos em nível
de tensão maior ou igual a 69 kV.
Além disso, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW poderão ser servidos por
supridores, que não sua empresa local de distribuição, desde que contratando energia de fontes supridoras
com determinadas características, entre elas: PCHs, energia solar, eólica e biomassa.
Os consumidores potencialmente livres que tenham contratos com prazo indeterminado só poderão optar pelo
ACL, com entrega da energia a partir do ano subseqüente à opção, até 15 dias antes da data em que o agente
distribuidor deve informar ao Ministério de Minas e Energia a sua necessidade anual de compra de energia
elétrica para entrega no ano seguinte.
Uma vez que um consumidor tenha optado pelo ACL, este somente poderá retornar ao ambiente regulado se
notificar seu distribuidor local com cinco anos de antecedência, ou em menor prazo a critério do distribuidor.
Tal exigência prévia busca, além de evitar comportamentos oportunistas pelo consumidor potencialmente
livre, garantir que o distribuidor possa comprar energia adicional no ACR sem impor custos extras ao seu
mercado cativo.
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A fim de minimizar os efeitos de perdas resultantes de consumidores que escolhem se tornar Consumidores
Livres, as distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratado junto a geradoras de acordo com o
volume de energia que não irão mais distribuir aos Consumidores Livres. Geradoras estatais podem vender
energia a Consumidores Livres, mas diferentemente das geradoras privadas, são obrigadas a fazê-lo por meio
de um processo público, o que garante transparência e acesso igual às partes interessadas.
Atualmente, clientes de alta tensão que compram energia de distribuidores de forma regulada o fazem a
preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por “subsídio cruzado”, começou a ser gradualmente retirado a
partir de julho de 2003 e será totalmente eliminado até 2007, por meio de um processo denominado de
realinhamento tarifário.
Eliminação do auto-suprimento (self-dealing)
Uma vez que a compra de energia para consumidores cativos será realizada no ACR, a contratação entre
partes relacionadas (self-dealing), por meio da qual as distribuidoras podiam atender até 30% de suas
necessidades de energia por meio da energia adquirida de empresas afiliadas, não será mais permitida, exceto
no contexto dos contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL antes da promulgação da Lei do
Novo Modelo do Setor Elétrico ou em função de leilões de energia em que empresas afiliadas atuem
concomitantemente como vendedoras e compradoras.
Atividades Restritas
Distribuidoras do SIN não podem (1) desenvolver atividades relacionadas a geração e transmissão de energia,
(2) vender energia a Consumidores Livres, (3) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em
qualquer outra empresa, ou (4) desenvolver atividades que não estejam relacionadas às suas respectivas
concessões, exceto aquelas permitidas por lei ou constantes do contrato de concessão. A Lei do Novo Modelo
do Setor Elétrico concedeu um período de transição de 18 meses para as empresas se ajustarem a essas regras,
e a ANEEL pode prorrogar esse prazo por outros 18 meses (uma única vez) na hipótese de as empresas não
serem capazes de cumprir as exigências dentro do período prescrito.
Contratos Assinados Antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que contratos assinados por empresas de distribuição e
aprovados pela ANEEL antes da edição da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não podem ser alterados em
seus prazos, preços ou volumes já contratados, com exceção dos Contratos Iniciais, conforme descrito abaixo.
Durante o período de transição (1998-2005) para o mercado de energia livre e competitivo estabelecido pela
legislação anterior, compra e venda de energia entre concessionárias de geração e de distribuição deveriam
ocorrer por meio dos Contratos Iniciais. O objetivo do período de transição era o de permitir a introdução
gradual da concorrência no setor e proteger os participantes do mercado contra a exposição aos preços do
mercado de curto prazo, potencialmente voláteis. Durante esse período, os Contratos Iniciais seriam reduzidos
em 25% a cada ano, a partir de 2003, encerrando-se em 31 de dezembro de 2005.
98

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de geração podem comercializar sua
energia não contratada no ACR ou no ACL. Quando os Contratos Iniciais venceram no fim de 2005, toda a
energia descontratada passou a ser negociada no ACR ou no ACL. Entretanto, a Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico permitiu que empresas públicas e privadas de geração, inclusive produtoras independentes de
energia, aditassem seus Contratos Iniciais em vigor em março de 2004, recontratando suprimento até 31 de
dezembro de 2004. Empresas de geração, públicas e privadas, inclusive produtoras independentes de energia
que aditaram seus Contratos Iniciais, não foram obrigadas a reduzir 25% do montante de energia
comprometido de acordo com tais contratos.
Compras de Energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
Em 30 de julho de 2004, o governo editou regulamentação relativa à compra e venda de energia no ACR e no
ACL, assim como a outorga de autorizações e concessões para projetos de geração de energia. Essa
regulamentação inclui regras referentes aos leilões, aos contratos de comercialização de energia e ao método
de repasse de custos aos consumidores finais.
A regulamentação determina que os agentes compradores de eletricidade devem contratar toda a demanda de
energia necessária para o atendimento de 100% de seus mercados ou cargas de acordo com as diretrizes do
novo modelo. Os agentes vendedores de energia devem fornecer suporte comprobatório (lastro) relacionado a
100% de seus contratos de venda às instalações de geração de energia existentes ou planejadas. Os agentes
que não cumprirem tais exigências estão sujeitos a multas impostas pela ANEEL.
Desde janeiro de 2005, todas as empresas de distribuição são obrigadas a notificar ao MME, até 1º de agosto
de cada ano, a respeito de mercado estimado de energia para cada um dos cinco anos subseqüentes. Além
disso, as empresas de distribuição são obrigadas a especificar a parte do montante que pretendem contratar
para atender seus consumidores que, apesar de apresentarem os requisitos regulatórios para se tornarem
Consumidores Livres, não exerceram tal opção.
O MME estabelece o montante total de energia a ser comercializado no ACR e a lista das instalações de
geração que têm permissão para participar dos leilões a cada ano.
A nova regulamentação determina que as empresas de distribuição de energia cumpram suas obrigações de
contratação de energia basicamente por meio de leilões públicos, em conformidade com os procedimentos
descritos em “O Leilão de 2004” e “Leilões Subseqüentes”, abaixo.
Além desses leilões e de contratos celebrados anteriormente a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico, a empresa de distribuição pode comprar energia de geração distribuída (empresas de geração ligadas
diretamente ao sistema da empresa de distribuição) e, compulsoriamente, adquirir cotas de energia
proveniente da fase inicial do PROINFA e de Itaipu.
99

Leilões – Energia Existente, Novos Projetos e Ajustes
Os leilões de energia para novos projetos de geração serão realizados (1) cinco anos antes da data da entrega
inicial (mencionados como leilões “A-5”), e (2) três anos antes da data da entrega inicial (mencionados como
leilões “A-3”). Haverá também leilões de energia de empreendimentos existentes de geração de energia (1)
realizados um ano antes da data da entrega inicial (mencionados como leilões “A-1”) e (2) realizados no
máximo quatro meses antes da data da entrega e com o montante contratado limitado até 1% da carga total
contratada do agente de distribuição (mencionados como “ajustes de mercado”). Os editais para os leilões
serão preparados pela ANEEL, em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo MME.
Cada empresa de geração vencedora nos leilões assinará um contrato de compra de energia com cada empresa
de distribuição, na proporção da respectiva demanda estimada de energia das empresas de distribuição. A
única exceção a essas regras refere-se ao leilão de ajuste de mercado, em que os contratos serão entre
empresas vendedoras específicas e empresas de distribuição. O CCEAR de ambos os leilões A-5 e A-3 terá
uma duração entre 15 e 30 anos, e o CCEAR dos leilões A-1 terá uma duração entre 5 e 15 anos. Em 2005, o
CCEAR dos leilões A-1 poderão ter duração de 3 anos. Contratos resultantes dos leilões de ajuste do mercado
serão limitados a uma duração de dois anos.
Primeiro Leilão de Energia Existente
Em 7 de dezembro de 2004, a CCEE realizou o primeiro leilão de energia existente, conforme as condições
estabelecidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Com base nas declarações de necessidades de
mercado das distribuidoras, o MME estabeleceu o montante total de energia a ser comercializado no leilão de
2004. A energia ofertada para compra foi adquirida por meio de contratos que previam o fornecimento às
distribuidoras pelo período de 2005 a 2012 (por um preço médio de R$57,5 por MWh), de 2006 a 2013 (por
um preço médio de R$67,3 por MWh), e de 2007 a 2014 (por um preço médio de R$75,5 por MWh). O
volume total de energia negociado no leilão foi de, aproximadamente, 1,1 bilhão de MWh e o.volume
financeiro foi da ordem de R$74,7 bilhões.
Segundo Leilão de Energia Existente
Ainda objetivando concluir a fase de transição, em 2 de abril de 2005 ocorreu o segundo leilão de energia
existente, para entregas a partir do ano de 2008, com contratos de comercialização de energia elétrica com
duração de 8 anos. Nesse leilão, o volume financeiro negociado foi da ordem de R$7,7 bilhões. As geradoras
venderam cerca de 93 milhões de MWh para as distribuidoras, a um preço médio R$83,1 por MWh.
Terceiro e Quarto Leilões de Energia Existente
Em 11 de outubro de 2005, ocorreram o terceiro e o quarto leilões de energia existente, para o suprimento a
partir de 2006 até 2008 e de 2009 até 2016. O volume financeiro negociado no terceiro e quarto leilões,
respectivamente, foi da ordem de R$168, 9 milhões e de R$7,7 bilhões. No terceiro leilão, as geradoras
venderam cerca de 2 milhões de MWh para as distribuidoras, a um preço médio de R$62,9 por MWh. No
quarto leilão, as geradoras venderam cerca de 81 milhões de MWh a um preço médio de R$94,9 por MWh.
100

Primeiro Leilão de Energia Nova
Em 16 de dezembro de 2005, foi realizado o primeiro leilão de energia proveniente de novos empreendimentos e de
empreendimentos existentes ou de projetos de ampliação que haviam, cumulativamente, (i) obtido outorga de
concessão ou de autorização até 16 de março de 2004, (ii) entrado em operação comercial a partir de 1º de janeiro
de 2000 e (iii) cuja energia não tivesse sido contratada até 16 de março de 2004. Com base nas declarações de
necessidades de mercado das distribuidoras, o MME estabeleceu a contratação da energia proveniente de
empreendimentos hidrelétricos por meio de CCEAR com início de suprimento em 2008, 2009 e 2010, durante
trinta anos cada. Para a contratação da energia proveniente de empreendimentos termoelétricos, foram celebrados
CCEAR com início de suprimento em 2008, 2009 e 2010 e durante quinze anos cada. Foram vendidos cerca de 564
milhões de MWh a um preço médio de R$121,2 por MWh, constituindo um volume financeiro negociado de,
aproximadamente, R$68 bilhões.
Redução do Nível de Energia Contratada
O Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, conforme alterado (“Decreto nº 5.163/04”), que regula a
comercialização de energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, permite que empresas de
distribuição reduzam seus CCEARs (1) para compensar o exercício da opção de compra de energia
proveniente de outro fornecedor, pelos consumidores que se tornarem Consumidores Livres atendidos de
forma regulada, conforme declaração de necessidade de contratação encaminhada ao MME, (2) de outras
variações de mercado, hipótese na qual poderá haver, em cada ano, redução de até 4% do montante inicial
contratado, independentemente do prazo de vigência contratual, do início do suprimento e dos montantes
efetivamente reduzidos nos anos anteriores e (3) na hipótese de aumentos nos montantes de energia adquirida
nos termos dos contratos firmados antes de 17 de março de 2004.
Limitação de Repasse
As regras estabelecem também limites para repasse dos custos com a compra de energia aos consumidores
finais. O Valor Anual de Referência (VR), que corresponde à média ponderada dos preços da energia nos
leilões A-5 e A-3, calculado para todas as empresas de distribuição, cria um incentivo para empresas de
distribuição contratarem suas demandas esperadas de energia nos leilões A-5 que, acredita-se, terão preços
inferiores aos dos leilões A-3. O VR será aplicado nos primeiros três anos dos contratos de comercialização
de energia dos novos projetos de geração de energia, firmados em A-5. Do quarto ano em diante, os custos de
aquisição da energia desses projetos serão integralmente repassados. O decreto estabelece as seguintes
restrições na capacidade de empresas de distribuição de repassar os custos aos consumidores:
• não repasse dos custos referentes aos volumes de sobrecontratação que ultrapassem 103% da carga anual
de fornecimento da distribuidora;
• durante os três primeiros anos de entrega, repasse limitado dos custos para compras de energia feitas em um leilão
“A-3”, se o volume da energia adquirida exceder 2% da demanda verificada 2 anos antes (ou seja, em “A-5”);
101

• repasse limitado dos custos de aquisição de energia de novos projetos de geração de energia se o volume
recontratado por meio de CCEARs de instalações existentes de geração estiver abaixo do “Limite Inferior
de Contratação” definido pelo Decreto Nº 5.163/04;
• de 2005 a 2009, compras de energia das instalações existentes no leilão “A-1” estão limitadas a 1% da
carga das empresas de distribuição verificada no ano anterior ao da declaração de necessidade da
distribuidora. Se a energia adquirida no leilão “A-1” exceder o limite de 1%, o repasse de custos da
parcela excedente aos consumidores finais está limitado a 70% do valor médio de tais custos de aquisição
de energia gerada pelas instalações existentes de geração;
• o MME estabelecerá o preço máximo de aquisição para a energia gerada pelos projetos existentes; e
• se as distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratarem integralmente suas demandas, o repasse
dos custos de energia adquirida no mercado de curto-prazo às tarifas dos consumidores será sempre
equivalente ao menor valor entre o Preço de Liquidação das Diferenças - PLD e o VR, representando um
risco de preço às distribuidoras.
Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu
A energia gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e os volumes que devem ser comprados por cada
concessionária de distribuição são estabelecidos por meio de quotas definidas pela ANEEL, proporcionais ao
mercado consumidor de cada distribuidora. A tarifa pela qual a energia gerada por Itaipu é comercializada é
denominada em dólar norte-americano e estabelecida conforme tratado firmado entre Brasil e Paraguai. Como
conseqüência, a tarifa de Itaipu aumenta ou diminui, conforme a variação da taxa de dólar norteamericano/real.
Não obstante, essas flutuações no custo da energia comprada de Itaipu compõem a CVA,
compensadas em reajustes tarifários futuros.
ESCASSEZ DE ENERGIA E RACIONAMENTO
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, em situação na qual o Governo Federal decrete
redução compulsória do consumo de energia elétrica em certa região, todos os Contratos de Energia no ACR,
registrados na CCEE, na qual o comprador estiver localizado, terão suas quantidades ajustadas na mesma
proporção da redução de consumo.
TARIFAS PELO USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E TRANSMISSÃO
A ANEEL homologa tarifas pelo uso e acesso aos sistemas de distribuição e de transmissão. As tarifas são (i)
uma tarifa pelo transporte de energia no sistema da distribuidora (tarifas de uso do sistema de distribuição), ou
TUSD, e (ii) uma tarifa pelo uso do sistema de transmissão, compreendendo a Rede Básica e suas instalações
auxiliares, ou TUST. Além disso, as empresas de distribuição do sistema interligado Sul/Sudeste pagam taxas
específicas pela transmissão de eletricidade gerada em Itaipu.
102

TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
A TUSD é paga por concessionárias e Consumidores Livres, pelo uso do sistema de distribuição de uma
empresa de distribuição à qual estão conectados, sendo revisada anualmente, levando-se em conta,
principalmente, dois fatores: a inflação verificada no ano e os investimentos de expansão, manutenção e
operação da rede verificadas no ano anterior, de acordo com a variação de seus componentes. A TUSD
compreende os custos de operação e manutenção da rede, encargos setoriais, remuneração dos investimentos
e suas depreciações. Atualmente a TUSD é composta por duas parcelas. Uma denominada “TUSD encargos”
cobrada com base no consumo de energia, e outra, a “TUSD fio” cobrada pela demanda contratada. O
encargo mensal a ser pago pelo respectivo agente conectado ao sistema de distribuição, por ponto de conexão,
é calculado pela multiplicação do montante de uso, em KW, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/kW.
A diminuição da arrecadação decorrente da saída do Consumidor Livre não impõe necessariamente à
distribuidora redução nas suas margens de lucro, uma vez que a remuneração dos investimentos se dá por
meio da TUSD, tarifa que permanece sendo auferida pela distribuidora. Porém, os clientes que se tornam
clientes livres deixam de pagar a RTE criada para compensar distribuidores e geradores de eletricidade pelas
perdas sofridas durante o racionamento. Assim, a saída do cliente livre pode afetar a capacidade de uma
distribuidora de recuperar o valor integral da RTE.
TUST - Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
A TUST é paga por empresas de distribuição, geradoras e Consumidores Livres pelo uso da Rede Básica e é
revisada anualmente de acordo com (i) a inflação e (ii) a receita anual das empresas de transmissão (que
incorpora custos de expansão da própria rede). De acordo com critérios estabelecidos pela ANEEL,
proprietários das diferentes partes da rede de transmissão transferiram a coordenação de suas instalações para
o ONS em contrapartida do recebimento de pagamentos de usuários do sistema de transmissão. Usuários da
rede, inclusive empresas de geração, empresas de distribuição e Consumidores Livres, assinaram contratos
com o ONS que lhes conferem o direito de usar a rede de transmissão mediante o pagamento de tarifas.
Outras partes da rede que são de propriedade de empresas de transmissão mas não consideradas como parte da
rede de transmissão, são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxa
específica para a empresa de transmissão.
Tarifa de Transporte de Itaipu
A usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operada em corrente contínua e alternada, que não
é considerada como parte da Rede Básica ou do sistema de conexão intermediário. O uso deste sistema é
remunerado por uma tarifa específica chamada de tarifa de transporte de Itaipu, paga pelas empresas que
compulsoriamente compram energia de Itaipu, proporcionalmente às respectivas quotas.
103

TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
Os valores das tarifas de distribuição são reajustados anualmente pela ANEEL, conforme fórmula paramétrica
prevista no contrato de concessão. Ao ajustar tarifas de distribuição, a ANEEL divide a receita das concessionárias
de distribuição em duas parcelas correspondentes aos seguintes custos: (1) custos exógenos aos da distribuidora
(chamado de custos “não gerenciáveis”), ou Parcela A, e (2) custos sob o controle das distribuidoras (chamado de
custos “gerenciáveis”), ou Parcela B. Os custos da Parcela A incluem, entre outros:
• custos de energia comprada para revenda de acordo com Contratos Iniciais;
• custos de energia comprada de Itaipu;
• custos de energia comprada de acordo com contratos bilaterais livremente negociados entre as partes;
• preços de energia comprada em leilões públicos;
• determinados encargos tarifários (taxas regulatórias); e
• custos de conexão e transmissão.
Para contratos de compra de energia pelas distribuidoras, celebrados até 16 de março de 2004, ficaram
mantidas as normas para cálculo do repasse dos custos de aquisição da energia, com limites de repasse dos
preços de compra às tarifas dos consumidores da distribuidora, baseados em Valores Normativos,
determinados pela ANEEL. Para contratos de compra de energia celebrados após aquela data, os critérios de
repasse foram alterados, conforme explicado anteriormente no item “Limitação de Repasse” (vide Seção
“O Setor de Energia Elétrica no Brasil – O Novo Modelo para o Setor”).
A Parcela B compreende os itens de custo que estão sob o controle das concessionárias (principalmente custos
operacionais).
O contrato de concessão de cada empresa de distribuição estabelece um Reajuste Anual de Tarifa. Os custos
da Parcela A são geralmente totalmente repassados às tarifas. Os custos da Parcela B, por sua vez, são
corrigidos de acordo com o índice IGPM, ajustado por um fator chamado de X (componente que busca
induzir as distribuidoras na busca da eficiência operacional).
As empresas de distribuição de energia elétrica, conforme o contrato de concessão, também têm direito à revisão
periódica das tarifas com intervalos que geralmente variam entre três e cinco anos. Nessas revisões (1) todos os
custos da Parcela B são recalculados e (2) o fator X é calculado com base em três componentes: (i) Xc estabelecido
a cada ano, é baseado na satisfação do cliente conforme pesquisa da ANEEL; (ii) Xa, também estabelecido a cada
ano, é calculado considerando a diferença entre os índices de inflação IPCA e o IGPM multiplicada pelos custos
totais com pessoal da distribuidora (uma vez que os aumentos de salários se baseiam no IPCA e os aumentos da
Parcela B se baseiam no IGPM) e; e (iii) Xe, estabelecido a cada revisão periódica, é um fator baseado em ganhos
de produtividade da concessionária devido ao crescimento de mercado.
O fator X é usado para ajustar a proporção da mudança no índice IGPM que deve ser aplicada ao componente
da Parcela B nos reajustes anuais. Dessa forma, quando da conclusão de cada revisão periódica, a aplicação
do fator X (devido à aplicação do Xe) determina o compartilhamento dos ganhos de produtividade das
empresas de distribuição com os clientes finais.
104

Além disso, concessionárias de distribuição de energia têm direito à revisão extraordinária, analisadas caso a
caso, para assegurar seu equilíbrio econômico-financeiro e compensá-las por custos imprevisíveis, inclusive
impostos, que alterem significativamente sua estrutura de custos.
Desde 2002, clientes de baixa renda têm-se beneficiado de uma tarifa especial estabelecida pelo Governo
Federal através da ANEEL. Durante o ano de 2002, o déficit gerado pela aplicação desta tarifa especial foi
financiado pela Eletrobrás com fundos da RGR. Em 2002, de acordo com o Decreto nº 4.336, de 15 de agosto
de 2002, foi determinado que as empresas de distribuição seriam compensadas pela perda de receitas
resultante da Tarifa Especial pelo Governo Federal com fundos derivados de dividendos pagos pela Eletrobrás
e outras empresas estatais federais e da CDE.
REMUNERAÇÃO DAS GERADORAS
Ao contrário das concessionárias de distribuição de energia elétrica, em geral, as concessionárias de geração
não têm, em seus respectivos contratos de concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste e
revisão destas.
No âmbito dos Contratos Iniciais, as geradoras são remuneradas pelas tarifas fixadas entre estas e as
respectivas distribuidoras, as quais são homologadas pela ANEEL. Já no âmbito dos Contratos Bilaterais, os
preços são livremente negociados entre as partes.
As limitações ao repasse pelas distribuidoras dos custos de aquisição de energia acabam limitando os preços
de energia cobrados pelas geradoras, uma vez que estes não podem ser superiores ao Valor Normativo ou ao
Valor Anual de Referência para serem competitivos e passíveis de aprovação pela ANEEL. Com a
promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente poderão vender sua energia
para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e pela CCEE. Exceto quando o
gerador é caracterizado como serviço público de geração, tal restrição não se aplica à venda de energia no
ACL, em que as geradoras produtoras independentes de energia podem vender sua energia a preços
livremente negociados.
COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA
A comercialização de energia como atividade autônoma está prevista na Lei de Reestruturação do Setor
Elétrico de 27 de maio de 1998, conforme alterada, e no Decreto nº 2.655 de 02 de julho de 1998, conforme
alterado, estando sujeita a um regime competitivo, do qual diversos agentes podem participar, entre os quais
as geradoras, atuando no regime de serviço público ou no de produção independente, os agentes
comercializadores e/ou importadores de energia. Diferentemente da prestação dos serviços de distribuição e
transmissão, cujos preços são regulados, na comercialização de energia elétrica os preços são fixados
livremente, balizados pelas condições de mercado.
105

ASPECTOS CONCORRENCIAIS
Em um esforço para promover o aumento da concorrência, a ANEEL, em março de 1998, estabeleceu limites
à concentração de certos serviços e atividades do setor elétrico. Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites
à concentração de certos serviços e atividades no setor energético. De acordo com esses limites, com exceção
de empresas que participam do Programa Nacional de Privatização (que precisam apenas cumprir tais limites
desde que sua reestruturação societária final seja consumada):
• nenhuma geradora, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos, poderá
deter mais de 20% da capacidade instalada do Brasil, 25% da capacidade instalada da região
sul/sudeste/centro-oeste ou 35% da capacidade instalada da região norte/nordeste;
• nenhuma distribuidora, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos,
poderá responder por mais de 20% do mercado de distribuição do Brasil, 25% do mercado de
distribuição na região sul/sudeste/centro-oeste ou 35% do mercado de distribuição na região
norte/nordeste;
• nenhuma companhia de comercialização, isoladamente ou em conjunto com seus controladores
diretos e indiretos, poderá negociar mais de 20% da energia comercial final do Brasil (consumidores
finais), 20% da energia elétrica comercial intermediária do Brasil (entre empresas), e 25% do
mercado comercial total do Brasil (consumidores e empresas); e
• nenhuma distribuidora poderá adquirir de geradora afiliada ou gerar por si mais de 30% das
necessidades de energia total de seus consumidores cativos (denominado limite de auto-contratação).
As geradoras e distribuidoras sujeitas aos limites acima são companhias ou consórcios detentores de
concessões, permissões ou autorizações, conforme o caso, para gerar ou distribuir energia elétrica, ou agentes
que detêm ações do grupo de controle da empresa geradora ou distribuidora. No caso de agente que detenha
ações do grupo de controle de empresa geradora ou distribuidora, o cálculo de tais limites toma por base o
número de ações ordinárias da companhia detidas pelo agente nestas empresas. No caso de sociedade de
responsabilidade limitada, o cálculo toma por base a participação do agente no capital da companhia.
A chamada auto-contratação (autorização para as distribuidoras comprarem até 30% de suas necessidades de
energia elétrica contratando energia elétrica de empreendimento de geração próprio) não será mais permitida,
exceto em relação a contratos devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do
Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras poderão, no entanto, comprar energia elétrica de partes
relacionadas quando participarem dos processos licitatórios para compra de energia elétrica no ACR e a
geradora vencedora da licitação for uma parte relacionada da distribuidora.
106

A DESVERTICALIZAÇÃO NO ÂMBITO DO NOVO MARCO REGULATÓRIO
A desverticalização no setor de energia elétrica é um processo aplicável às empresas que atuam de forma
verticalmente integrada, tendo como objeto a segregação das atividades de geração, transmissão e distribuição
de energia elétrica e vem sendo implementada no Brasil desde 1995. Basicamente, o processo de
desverticalização tem como objetivos (i) preservar a identidade de cada concessão, evitando a contaminação
na formação dos custos e da base de remuneração da atividade de serviço público, permitindo a aferição do
equilíbrio econômico-financeiro de cada concessão, ensejando a transparência da gestão e permitindo ao
mercado e à sociedade o pleno conhecimento dos resultados da concessão; e (ii) efetivar e estimular a
competição no setor elétrico nos segmentos nos quais a competição é possível (geração e comercialização),
bem como aprimorar o sistema de regulação dos segmentos nos quais há monopólio de rede (transmissão e
distribuição).
A Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico, que dispõe sobre a comercialização de energia elétrica, determina
que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica
que atuem no SIN, não poderão desenvolver atividades: (i) de geração; (ii) de transmissão, (iii) de venda de
energia a Consumidores Livres; (iv) de participação em outras sociedades, direta ou indiretamente, ressalvado
quando para captação, aplicação e gerência de recursos financeiros necessários à prestação do serviço e
quando disposto nos contratos de concessão; ou (v) estranhas ao objeto social, exceto nos casos previstos em
lei e nos respectivos contratos de concessão. Tais restrições não se aplicam (i) ao fornecimento de energia a
sistemas elétricos isolados; (ii) ao atendimento de seu próprio mercado desde que inferior a 500 GWh/ano e
(iii) na captação, aplicação ou empréstimo destinados à própria distribuidora ou a sociedade do mesmo grupo
econômico, mediante prévia anuência da ANEEL.
As atividades estranhas aos serviços públicos de distribuição de energia elétrica desenvolvidas por concessionárias
de acordo com os respectivos contratos de concessão deverão ser incluídas como fontes alternativas de receita da
concessionária e os rendimentos advindos de tais atividades serão considerados para a determinação dos valores das
tarifas aplicáveis, com vistas à modicidade tarifária dos serviços de energia elétrica.
Da mesma forma, as concessionárias e as autorizadas de geração ou transmissão que atuem no SIN não
poderão ser coligadas ou controladoras de sociedades que desenvolvam atividades de distribuição de energia
elétrica no SIN.
As concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição, transmissão e de geração de energia elétrica
deveriam adaptar-se às regras de desverticalização referidas acima no prazo de até 18 meses a contar da
publicação da Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico, isto é, setembro de 2005.
O prazo acima estabelecido poderá ser prorrogado pela ANEEL, uma única vez, por igual período, se
efetivamente comprovada a impossibilidade no cumprimento das disposições decorrentes de fatores alheios à
vontade das concessionárias, permissionárias e autorizadas.
107

INCENTIVOS PARA FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA ELÉTRICA
Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), com a finalidade de
diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência das Usinas Hidrelétricas. Os
benefícios conferidos às Usinas Termelétricas nos termos do PPT incluem (i) fornecimento garantido de gás
durante 20 anos; (ii) garantia do repasse de seu custo de aquisição pelas distribuidoras, até o limite do valor
normativo de acordo com a regulamentação da ANEEL; e (iii) acesso garantido a programa de financiamento
especial do BNDES para o setor elétrico.
Em 2002, o PROINFA foi estabelecido pelo governo para criar incentivos para o desenvolvimento de fontes
alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, pequenas usinas hidrelétricas e projetos de
biomassa, no sistema interligado. Nos termos do PROINFA, a Eletrobrás compra a energia gerada por estas
fontes alternativas por um período de 20 anos e a repassa para os Consumidores Livres e distribuidoras, as quais
se incumbem de incluir os custos do programa em suas tarifas para todos os consumidores finais da área de
concessão, a exceção dos consumidores de baixa renda. Em sua fase inicial, o PROINFA está limitado a uma
capacidade contratada total de 3.300 MW (um terço para cada fonte). Projetos que buscam qualificar-se para os
benefícios oferecidos pelo PROINFA devem estar totalmente operacionais até 30 de dezembro de 2008.
ENCARGOS SETORIAIS
Em determinadas circunstâncias, as empresas de energia são compensadas por ativos ainda não depreciados,
usados na concessão caso a mesma seja revogada ou não renovada ao final do contrato de concessão. A
Reserva Global de Reversão (RGR) foi criada pelo Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, conforme
alterado, com o objetivo de prover fundos para essa compensação. Em fevereiro de 1999, a ANEEL revisou a
cobrança de uma taxa exigindo que todas as distribuidoras e determinadas geradoras que operam sob regimes
de serviço público fizessem contribuições mensais ao Fundo RGR a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos
ativos fixos da empresa em serviço, até um teto de 3% do total das receitas operacionais em cada ano. Nos
últimos anos, o Fundo RGR tem sido usado, principalmente, para financiar projetos de geração e distribuição.
O Fundo RGR está programado para ser suspenso até 2010, e a ANEEL está obrigada a revisar a tarifa de tal
forma que o consumidor receba algum benefício pelo término do Fundo RGR.
No modelo institucional anterior a 2004, o governo impunha uma taxa aos Produtores Independentes de
Energia baseada em recursos hídricos, exceto por pequenas usinas hidrelétricas, similar à taxa cobrada de
empresas do setor público em associação como Fundo RGR. Produtores Independentes de Energia eram
obrigados a fazer contribuições ao Fundo de Uso de Bem Público, ou Fundo UBP, de acordo com as regras do
processo de licitação pública correspondente para a outorga de concessões. Já no modelo regulatório atual, a
licitação de novos empreendimentos terá como critério vencedor o lance pela menor tarifa na venda de
energia elétrica ao ACR.
108

Empresas de distribuição, e empresas de geração que vendem diretamente a clientes finais, são obrigadas a
contribuir para a Conta de Consumo de Combustível - CCC que foi criada pela Lei nº 7.990 de 28 de
dezembro de 1989, conforme alterada, com o objetivo de gerar reservas financeiras para cobertura de custos
de combustíveis associados ao aumento do uso de usinas de energia termelétrica. As contribuições anuais são
calculadas com base em estimativas do custo de combustível necessário para a geração de energia pelas
usinas termelétrica no ano seguinte. A CCC é administrada pela Eletrobrás.
Em fevereiro de 1998, o governo estabeleceu a extinção da CCC. Estes subsídios estão sendo gradualmente
extintos, desde 2003, durante um período de três anos para usinas de energia termelétrica construídas até
fevereiro de 1998 e atualmente pertencentes ao SIN. Usinas termelétricas construídas depois daquela data não
terão direito a subsídios da CCC. Em abril de 2002, o governo estabeleceu que os subsídios da CCC
continuariam a ser pagos às usinas termelétricas localizadas em sistemas isolados por um período de 20 anos
com o intuito de promover a geração de energia nestas regiões.
À exceção de algumas pequenas usinas de energia hidrelétricas, todas as instalações hidrelétricas no Brasil
devem pagar uma taxa a estados e municípios pelo uso de recursos hídricos, a Compensação Financeira pelo
Uso de Recursos Hídricos, ou CFURH, que foi introduzida em 1989. As taxas são determinadas com base no
volume de energia gerado por cada empresa e são pagas aos estados e municípios onde a usina ou o
reservatório da usina está localizado.
A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) foi instituída pela Lei nº 9.427 de 26 de
dezembro de 1996, conforme alterada, e equivale a 0,5% do benefício econômico anual auferido pela
concessionária. Trata-se de parcela cujo valor anual é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir
sua receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. A TFSEE fixada anualmente é paga
mensalmente em duodécimos pelas concessionárias.
Em 2002, o governo instituiu a CDE, que é financiada por pagamentos anuais feitos por concessionárias pelo
uso de ativos públicos, penalidades e multas impostas pela ANEEL e, desde 2003, pelas taxas anuais pagas
por agentes que oferecem energia a usuários finais, por meio de um valor adicionado às tarifas pelo uso dos
sistemas de transmissão e distribuição. Estas taxas são reajustadas anualmente. A CDE foi criada para dar
suporte (1) ao desenvolvimento da produção de energia em todo o país, (2) à produção de energia por fontes
alternativas, e (3) à universalização de serviços de energia em todo o Brasil. A CDE permanecerá em vigor
por 25 anos e é administrada pela Eletrobrás.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que a falta de pagamento da contribuição ao RGR,
PROINFA, CDE, CCC, compensação financeira por utilização de recursos hídricos, ou de pagamentos
devidos em virtude da compra de energia e no ACR ou de Itaipu impedirá que a parte inadimplente receba
reajuste de tarifa (exceto a revisão extraordinária) ou receba recursos advindos do RGR, CDE ou CCC.
109

MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA
De acordo com as regras de comercialização em vigor, a proteção financeira contra riscos hidrológicos para
os geradores é garantida através do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). O MRE é um mecanismo
financeiro que objetiva o compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam os geradores, na busca de
garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do SIN.
Sua função é garantir que todos os geradores participantes do MRE comercializem a Energia Assegurada que
lhes foi atribuída pela ANEEL, independente de sua produção real de energia, desde que as usinas
participantes do MRE, como um todo, tenham gerado energia suficiente para tal. Em outras palavras, o MRE
realoca a energia, transferindo (ou alocando) a energia excedente daquelas que geraram acima de suas
Energias Asseguradas para aquelas que geraram abaixo de suas Energias Asseguradas. O despacho das usinas
é determinado pelo ONS, que leva em conta a demanda de energia, as condições hidrológicas do SIN e as
limitações da transmissão.
O ressarcimento dos custos de geração da energia realocada é realizado para compensar os geradores que
realocam energia ao sistema acima de seu montante de Energia Assegurada. Isto é feito através do pagamento
de seus custos variáveis de operação (exceto combustível) e das compensações financeiras pelo uso da água.
Os custos desta energia realocada (de todos os geradores que doaram energia ao MRE) serão então totalizados
e pagos por todos aqueles
geradores que receberem energia do MRE.
O MRE abrange todas as usinas hidrelétricas sujeitas ao despacho centralizado, as PCHs que optaram pela inclusão
no mecanismo e as usinas térmicas com despacho centralizado, contempladas nos Contratos Iniciais e que tenham
seus custos de combustível cobertos pela CCC (Conta de Consumo de Combustível Fósseis). Desde 2003 as usinas
da CCC participam apenas parcialmente do MRE, em função da redução gradual do subsídio.
MEIO AMBIENTE
A Emissora está sujeita a abrangente legislação ambiental brasileira nas esferas federal, estadual e municipal. O
cumprimento desta legislação é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor sanções
administrativas contra a Companhia por eventual inobservância da legislação.
As violações à legislação ambiental podem ainda caracterizar crime ambiental, atingindo tanto os administradores,
que podem até ser presos, como a própria pessoa jurídica da Companhia. Podem, ainda, acarretar penalidades
administrativas, como multas de até R$50 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de reincidência) e
suspensão temporária ou definitiva de atividades. Tais sanções serão aplicadas independentemente da obrigação de
reparar a degradação causada ao meio ambiente e a terceiros afetados.
110

Na esfera civil os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isto significa
que a obrigação de reparar a degradação causada poderá afetar a todos os direta ou indiretamente envolvidos,
independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como conseqüência, a contratação de terceiros para
proceder a qualquer intervenção nas operações da Companhia, como a disposição final de resíduos, não exime a
responsabilidade da contratante por eventuais danos ambientais causados pela contratada.
A legislação ambiental brasileira determina que o regular funcionamento de atividades consideradas efetiva ou
potencialmente poluidoras, ou que, de qualquer forma, causem degradação do meio ambiente, está condicionado ao
prévio licenciamento ambiental. Este procedimento é necessário tanto para a instalação inicial e operação do
empreendimento quanto para as ampliações nele procedidas, sendo que as licenças emitidas precisam ser renovadas
periodicamente. O licenciamento ambiental de atividades cujos impactos ambientais são considerados significativos
está sujeito ao Estudo Prévio de Impacto Ambiental e seu respectivo Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA),
assim como à implementação de medidas mitigadoras e compensatórias dos impactos ambientais causados pelo
empreendimento. No caso das medidas compensatórias, a legislação ambiental impõe ao empreendedor a obrigação
de destinar recursos à implantação e manutenção de unidades de conservação, no montante de, pelo menos, 0,5%
do custo total previsto para a implantação do empreendimento.
O processo de licenciamento ambiental compreende, basicamente, a emissão de três licenças, todas com prazos
determinados de validade: licença prévia, licença de instalação e licença de operação. Cada uma destas licenças é
emitida conforme a fase em que se encontra a implantação do empreendimento e a manutenção de sua validade
depende do cumprimento das condicionantes que forem estabelecidas pelo órgão ambiental licenciador. A ausência
de licença ambiental, independentemente da atividade estar ou não causando danos efetivos ao meio ambiente,
caracteriza a prática de crime ambiental, além de sujeitar o infrator a penalidades administrativas, tais como multas
que, no âmbito federal, podem chegar a R$10 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de
reincidência) e interdição de atividades.
As demoras ou indeferimentos, por parte dos órgãos ambientais licenciadores, na emissão ou renovação dessas
licenças, assim como a eventual impossibilidade da Companhia de atender às exigências estabelecidas por tais
órgãos ambientais no curso do processo de licenciamento ambiental, poderão prejudicar, ou mesmo impedir,
conforme o caso, a instalação e a operação dos seus empreendimentos.
111

HISTÓRICO DA EMISSORA
A The São Paulo Tramway, Light and Power Co., Ltd., fundada em 1899 em Toronto, Canadá, foi autorizada,
por decreto do presidente Campos Sales, a atuar no Brasil. Em 1904, estendeu seu mercado ao Rio de Janeiro,
fundando a The Rio de Janeiro Tramway, Light and Power Co., Ltd. A partir de 1912, essas empresas passaram
a ser controladas pela holding Brazilian Traction Light and Power Co., Ltd. Em 1956, o grupo reestruturou-se,
passando a ter como controlador a Brascan Limited. Em 1979, o governo brasileiro, por meio da Eletrobrás,
adquiriu da Brascan Limited o controle acionário da então Light – Serviços de Eletricidade S.A.
Em 1981, o Governo do Estado de São Paulo adquiriu da Eletrobrás o subsistema paulista da Light, criando a
Eletropaulo – Eletricidade de São Paulo S.A. Com a aprovação do Conselho Diretor do PED – Programa
Estadual de Desestatização, a partir de 1º de janeiro de 1998, a Eletropaulo foi cindida, dando origem a quatro
empresas independentes: a Bandeirante Energia S.A. (anteriormente denominada EBE – Empresa Bandeirante
de Energia S.A.), a Eletropaulo – Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., a Empresa Paulista de
Transmissão de Energia Elétrica S.A. – EPTE e a Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. – EMAE.
Como conseqüência das medidas implementadas pelos Governos Federal e Estadual na década de 90, visando
transferir empresas controladas pelos Municípios, Estados e União à iniciativa privada, a Bandeirante foi
privatizada em 17 de setembro de 1998, data em que 29,80% de seu capital social, correspondente a
11.010.661.268 (onze bilhões, dez milhões, seiscentas e sessenta e uma mil, duzentas e sessenta e oito) ações
ordinárias, foi adquirido pelo consórcio Luso-Brasileiro, formado pela Enerpaulo, controlada pela EDP, e pela
Draft 1 Participações S.A., controlada pela CPFL. Para adquirir o controle da Bandeirante, o consórcio Luso-
Brasileiro dispendeu, aproximadamente, R$ 1,014 bilhão.
Em 1º de outubro de 2001 foi aprovada, em Assembléia Geral Extraordinária, a cisão parcial da Bandeirante,
com versão da parcela cindida do seu patrimônio para a CPFL, nos termos do protocolo e da justificação da
cisão nesta mesma Assembléia. A Bandeirante cindida ficou com 51,36% do antigo mercado e passou a ser
controlada pela Enerpaulo.
Como parte da reestruturação societária do Grupo EDP, em Assembléia realizada em 31 de outubro de 2002,
a Bandeirante incorporou parcela cindida do capital da controladora Enerpaulo, que foi extinta mediante a
incorporação da parcela remanescente do seu patrimônio pela Energias do Brasil, a qual passou a deter o
controle da Bandeirante.
Em 19 de abril de 2004, as administrações da Energias do Brasil e suas controladas, Bandeirante, Iven,
Escelsa e Enersul, protocolaram, naquela data, perante a ANEEL, pedido de autorização prévia para
realização de reorganização societária, objetivando notadamente, simplificar a estrutura societária dessas
companhias, capturar sinergias e consolidar exclusivamente na Energias do Brasil a liquidez e a dispersão dos
valores mobiliários de emissão dessas companhias. A reorganização integra-se no processo em curso que visa
ao crescimento auto-sustentado das empresas do Grupo Energias do Brasil e não acarreta alteração indireta do
controle dessas companhias, atualmente detido pelo Grupo EDP.
Em 25 de abril de 2005, por meio da Resolução Autorizativa nº. 164, a ANEEL anuiu a proposta da
reorganização societária das concessionárias Enersul, Escelsa e Bandeirante mencionada acima.
112

A Assembléia Geral Extraordinária realizada em 29 de abril de 2005 aprovou, sem reservas, entre outros
assuntos, o “Instrumento de Justificação de Cisão Parcial e de Incorporação de Sociedade e de Ações”,
celebrado em 07 de abril de 2005 pelas administrações dessas companhias e das demais sociedades
envolvidas, o qual estabeleceu as condições de incorporação de ações da Companhia pela Energias do Brasil e
a conseqüente transformação da Companhia em subsidiária integral desta. Neste processo, os acionistas
minoritários da Companhia receberam ações da Energias do Brasil em troca de suas participações.
Essa mudança foi executada após um amplo processo de esclarecimento aos acionistas minoritários das
distribuidoras Bandeirante, Escelsa e Enersul, além das sociedades Iven e Magistra – duas empresas de
participação constituídas para a compra da Enersul e da Escelsa. A Iven detinha 52,27% da Escelsa, que era a
única acionista da Magistra. Esta, por sua vez, possuía 65,2% da Enersul. Foi apresentada proposta de
migração das ações para a Energias do Brasil, com resultados significativos (adesão de 99,98%), sobretudo
considerando-se o elevado número de acionistas envolvidos (aproximadamente 48 mil).
Ao mesmo tempo, 67,5% do capital da Energias do Brasil passou a ser detido pela EDP, sendo os 32,5%
restantes, propriedade dos investidores das distribuidoras que concordaram com a troca de ações, com base
em uma avaliação independente.
A migração dos minoritários permitiu a adoção do melhor modelo de desverticalização possível, evitando
ineficiências fiscais e operacionais.
A reorganização societária compreendeu as seguintes etapas: 1) incorporação da Iven pela Energias do Brasil;
2) cisão parcial da Energias do Brasil e incorporação dessa parcela cindida pela Escelsa; 3) transformação da
Enersul em subsidiária integral da Escelsa, por meio da incorporação de ações de emissão da Enersul pela
Escelsa, e 4) transformação da Escelsa e da Bandeirante em subsidiárias integrais da Energias do Brasil, por
meio da incorporação de ações da Escelsa e da Bandeirante pela holding.
113

ESTRUTURA ORGANIZACIONAL E PRINCIPAIS ACIONISTAS
Atualmente, a Bandeirante é subsidiária integral da Energias do Brasil.
O gráfico abaixo mostra detalhadamente o grupo de empresas em que se insere a Bandeirante:
27,65%
Lajeado
Legenda
% do Capital
CESA 2
100,0
60,0
Peixe
Angical
Acionistas da Bandeirante
Grupo EDP
62,4
Energest 2
100,0
51,0
Costa Rica
100,0
Pantanal
Energética
Geração
Considerando que a Emissora é subsidiária integral da Energias do Brasil, esta é sua única acionista, detentora
da totalidade das ações de emissão da Bandeirante, conforme indicado no quadro abaixo:
114
AÇÕES ON
Acionistas QTDE %
Energias do Brasil 39.091.735.037 100,0
Descrição da Principal Acionista – Energias do Brasil
Enertrade
Comercialização
Distribuição
Notas:
1 Capital votante e representa o percentual que a Energias do Brasil detém da energia produzida. A Energias do Brasil possui 26,70% do capital total
2 Inclui os ativos de geração da Escelsa
3 Inclui os ativos de geração da Enersul
A Energias do Brasil é uma sociedade anônima de capital aberto, constituída em julho de 2000, com sede na
cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo, cujo objeto social consiste em: (i) participar em outras
sociedades, como sócia, acionista ou quotista, bem como em negócios e empreendimentos do setor
energético, no Brasil e/ou no exterior; (ii) gerir ativos de distribuição, geração, transmissão e comercialização
de energia, em suas diversas formas e modalidades; (iii) estudar, planejar, desenvolver e implantar projetos de
distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; e
(iv) prestar serviços em negócios do setor energético no Brasil e/ou no exterior participar em outras
sociedades. Desde a sua constituição, os investimentos do Grupo EDP no Brasil foram sendo gradativamente
transferidos para a Energias do Brasil, que passou a atuar como holding detentora de todos os ativos do Grupo
100,0
Mercado
37,6
100,0
Bandeirante
100,0
Escelsa
100,0
Enersul

EDP no país, com exceção da participação na CERJ, que continuou a ser detida diretamente pela Energias de
Portugal.
Acordo de Acionistas
Em 31 de dezembro de 2005, não havia nenhum acordo de acionistas arquivado na sede da Companhia.
Reestruturações Societárias da Companhia e do Grupo Energias do Brasil
Além das reestruturações societárias da Bandeirante descritas neste Prospecto, as demais sociedades do Grupo
Energias do Brasil estiveram envolvidas nas seguintes reestruturações nos últimos 3 anos:
• Com a constituição da EDP Brasil S.A. (antiga denominação da Energias do Brasil), em julho de 2000, os
investimentos do Grupo EDP no Brasil foram sendo gradativamente transferidos para esta companhia,
que passou a atuar como holding detentora de todos os ativos do Grupo EDP no país, com exceção da
participação na CERJ, que continuou a ser detida diretamente pela Energias de Portugal. Em outubro de
2002, após a conclusão de um processo de reestruturação societária, as seguintes empresas passaram para
o controle direto da Energias do Brasil: Energest, Enertrade, Bandeirante, EDP Lajeado, Fafen e
Enerpeixe. Em dezembro de 2003, a Energias do Brasil passou a deter o controle direto da Iven, empresa
que controlava a Escelsa e a Enersul até abril de 2005. Nesse processo foram extintas as seguintes
sociedades (todas utilizadas como veículos para a aquisição de participações no capital da Iven): Calibre
Participações S.A., 135 Participações S.A., EDP 2000 Participações Ltda. e EDP Investimentos Ltda.
• Um acordo assinado em outubro de 2003 entre a Energias do Brasil e Furnas, aliado à obtenção de um
financiamento de R$670 milhões com o BNDES, permitiu retomar as obras de Peixe Angical, suspensas
desde 2002. Por meio do acordo, Furnas adquiriu 40% da Enerpeixe, sociedade de propósito específico
detentora do empreendimento.
• No início de 2004 o Consórcio Ener-Rede Couto Magalhães solicitou à ANEEL a formalização da
rescisão amigável do contrato de concessão de Couto Magalhães (aproveitamento hidrelétrico localizado
no Rio Araguaia de potência instalada de 150 MW) – cujas obras estavam suspensas desde 2002 –,
devido a exigências ambientais não previstas no projeto licitado e que afetariam o retorno do
investimento. Atualmente o consórcio aguarda uma posição do órgão regulador sobre a referida
solicitação.
• Em dezembro de 2004, o Grupo EDP vendeu sua participação de 80% na Fafen para a Petróleo Brasileiro
S.A. (Petrobras) por R$ 96 milhões. A medida foi tomada com base em decisão do Grupo EDP de
descontinuar investimentos em geração termelétrica, em virtude da inexistência de um quadro estável que
garantisse a viabilidade desses investimentos, especialmente a inexistência de condições aceitáveis para
115

aquisição de combustível e as dificuldades para gerir os riscos cambiais dos projetos termelétricos, entre
outros riscos.
• Em 29 de abril de 2005, as Assembléias Gerais Extraordinárias das Companhias integrantes do Grupo
Energias do Brasil, aprovaram uma reorganização societária visando facilitar o processo de
desverticalização das atividades, exigida pela nova legislação do Setor Elétrico (vide Seção “Visão Geral
do Setor de Energia Elétrica no Brasil”). A referida reorganização societária compreendeu os seguintes
eventos, entre outros: (i) incorporação da Iven pela Energias do Brasil; (ii) transformação da Enersul em
subsidiária integral da Escelsa, por meio da incorporação de ações de emissão da Enersul pela Escelsa; e
(iii) transformação da Escelsa e da Bandeirante em subsidiárias integrais da Energias do Brasil, por meio
da incorporação de ações da Escelsa e da Bandeirante pela Energias do Brasil. Por meio da
implementação dessa reorganização societária, os acionistas minoritários da Bandeirante, Escelsa,
Enersul e Iven receberam ações da Energias do Brasil em troca da participação que detinham no capital
das referidas sociedades.
• Em 30 de junho de 2005, as Assembléias Gerais Extraordinárias das companhias integrantes do Grupo
Energias do Brasil envolvidas, aprovaram uma segunda reorganização societária para concluir o processo
de desverticalização. A desverticalização compreendeu (a) a cisão da Escelsa, com versão dos acervos
cindidos para a Energias do Brasil, para a Energest e para a CESA; (b) a incorporação da Magistra pela
Energias do Brasil; (c) a cisão da Enersul com versão dos acervos cindidos para a Energest e para a
Pantanal Energética; e (d) a incorporação da Enercorp pela Energest. Após a implementação dessa
reorganização societária:
(i) a Enersul, cujo capital era detido integralmente pela Escelsa, passou a ser uma controlada integral da
Energias do Brasil;
(ii) a dívida da Escelsa com a Energias do Brasil, decorrente da assunção de dívida pela Energias do
Brasil, por meio do Compromisso de Assunção de Dívida celebrado em 13 de junho de 2005, pelo qual
assumiu parte da dívida da Escelsa no valor total de R$794,1 milhões representada por títulos de dívida
no mercado externo, emitidos em 28 de julho de 1997, foi parte da parcela do acervo cindido da Escelsa
incorporada pela Energias do Brasil, o que acarretou, mediante confusão entre credor e devedor da
referida obrigação, a conseqüente extinção da dívida em questão;
(iii) as geradoras CESA e Costa Rica, antes detidas direta e indiretamente pela Escelsa, respectivamente,
passaram a ser controladas diretamente pela Energest, que por sua vez é diretamente controlada pela
Energias do Brasil; e
(iv) outros ativos de geração antes detidos pela Escelsa e pela Enersul foram transferidos para a Energest,
para a CESA e para a Pantanal Energética, todas direta ou indiretamente controladas pela Energias do
Brasil.
116

• Em 02 de setembro de 2005, houve um aumento de capital na Energest, integralmente subscrito pela
Energias do Brasil e integralizado mediante conferência das participações por ela detidas na CESA e na
Pantanal Energética, com base nos respectivos valores contábeis.
Reestruturações e Participações Societárias da Bandeirante
Nos últimos 5 anos, além das já citadas anteriormente, a Bandeirante passou pelas seguintes reorganizações
societárias:
Em 2000, o Grupo EDP e a CPFL, então controladores da Bandeirante, realizaram oferta pública para
aquisição de ações da Companhia. As ações adquiridas na oferta pública, adicionadas a aquisições posteriores,
elevaram a participação do Grupo EDP na Bandeirante para 54,0% do capital total.
Em outubro de 2001, o Grupo EDP e a CPFL concluíram o processo de cisão da Bandeirante, com vistas à
segregação do controle da Companhia. Como conseqüência desse processo, foi criada uma nova sociedade, a
Piratininga. Esta companhia passou a ser controlada pela CPFL e a Bandeirante, pelo Grupo EDP. A
Bandeirante passou a deter somente os ativos de distribuição das áreas do Alto Tietê e Vale do Paraíba, no
Estado de São Paulo, o equivalente a 51,4% da sua área de concessão original. Ao adquirir o controle
exclusivo da Bandeirante (com 96,5% do capital total da Companhia), o Grupo EDP pode implementar na
distribuidora paulista suas políticas de gestão.
Em outubro de 2002, após a conclusão de um processo de reestruturação societária do Grupo Energias do
Brasil, a Bandeirante passou para o controle direto da Energias do Brasil. Em 2005, a Bandeirante passou a
ser subsidiária integral da Energias do Brasil.
Participações Societárias
Atualmente, a Bandeirante não detém participações em outras sociedades.
117

ATIVIDADES DA EMISSORA
A Bandeirante é uma das principais concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica do
Estado de São Paulo e a maior do Grupo Energias do Brasil, atendendo a 28 municípios das regiões do Alto
Tietê e Vale do Paraíba, onde conta com uma base de 1,3 milhão de clientes, atendendo uma população de
cerca de 4 milhões de habitantes, em uma área de 10 mil km 2 . O Estado de São Paulo, área de atuação da
Bandeirante, é o principal gerador de riqueza nacional, respondendo por cerca de 33,4% do PIB brasileiro, em
2004, segundo estimativa da Fundação Sistema Estadual de Análise de Dados – SEADE. Sua área de
concessão localiza-se numa região altamente desenvolvida em infra-estrutura, escoamento da produção e
ambiente empresarial dinâmico, com mais de 8 mil indústrias e mais de 83 mil estabelecimentos comerciais,
compreendendo os mais variados ramos de negócios.
Durante o ano de 2005, a Bandeirante forneceu um total de 8.004 GWh de energia, sem consumo próprio, para 1,3
milhão de consumidores, correspondente a 7,7% da energia consumida em todo o Estado de São Paulo. A receita
líquida da Bandeirante representou 45,7% da receita líquida total do Grupo Energias do Brasil em 2005.
A prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica é viabilizada por meio de redes de
distribuição, ramificadas em toda a área de concessão da Companhia. Esse serviço é prestado diretamente pela
Bandeirante aos consumidores finais, subdivididos em várias classes de tensão e de consumo. A energia
elétrica vendida é quantificada por meio da instalação de medidores com leituras mensais, cujas informações
são processadas e servem de base para a emissão de faturas com a aplicação de tarifas, encargos e tributos
estabelecidos pelas leis vigentes.
A rede de eletricidade da Bandeirante inclui a sub-transmissão de energia de alta voltagem (138 kV e 88 kV)
e sua transformação e distribuição em voltagens médias (principalmente 13,8 kV). Em 2005, a Bandeirante
foi responsável por 7,7% do total da energia elétrica consumida no Estado de São Paulo, vendendo 8.003.912
MWh de eletricidade, dos quais 3.543.929 MWh foram fornecidos a consumidores industriais, 2.307.300
MWh a consumidores residenciais, 1.318.081 MWh a consumidores comerciais e 834.602 MWh para outros,
inclusive órgãos governamentais e consumidores rurais.
São acessórias à distribuição de energia elétrica pela Bandeirante as seguintes atividades: (i) ligação e vistoria
da unidade consumidora; (ii) aferição de medidor a pedido do consumidor; (iii) verificação do nível de tensão
a pedido do consumidor; (iv) religação de unidade consumidora; (v) faturamento e arrecadação; (vi)
averiguação de danos no sistema; e (vii) construção de novas linhas de transmissão e distribuição.
As tarifas cobradas pela Emissora de seus clientes são fixadas pelo Poder Concedente, passíveis de reajuste e
revisão. Os reajustes: (i) ordinários são procedidos anualmente, e (ii) os extraordinários a qualquer tempo,
sempre que o equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão for ameaçado. As revisões tarifárias
da Bandeirante ocorrem a cada quatro anos e objetivam, nos termos do Contrato de Concessão, a
recomposição do equilíbrio econômico-financeiro da concessão.
118

As atividades da Emissora são influenciadas por diversos fatores, como por exemplo, a política econômica do
governo federal, inflação, flutuações das taxas de câmbio e das taxas de juros, assim como a deterioração das
condições econômicas no mercado nacional e em outros países, que podem afetar a economia nacional e os
negócios da Emissora. Para detalhes sobre esses fatores, ver Seção “Fatores de Risco”.
As atividades da Emissora são conduzidas exclusivamente no mercado brasileiro, não estando sujeita às leis e
regras dos mercados estrangeiros referentes à distribuição de energia elétrica.
A Companhia atua em ambiente altamente regulado pelo governo brasileiro, estando assim sujeita aos efeitos de
ações governamentais e regulação específica. Para detalhes sobre as ações governamentais e regulamentação
específica às quais a Emissora se sujeita, favor ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”.
Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica e Instalações Operacionais
A energia é transferida das centrais elétricas para os consumidores finais por meio de sistemas de transmissão,
subtransmissão e distribuição.
Após ser gerada nas usinas, a energia elétrica é transportada pelo sistema de transmissão de alta tensão.
Devido às grandes distâncias a serem percorridas, a tensão é elevada do valor com o qual foi gerada para ser
transportada. Essa tensão de transmissão, maior que a de geração, pode ser de 765, 500, 440, 345 e 230kv. O
valor da tensão de transmissão é estabelecido em função da distância a ser percorrida e do montante de
energia a ser transportado. Alguns clientes, devido a seu porte, são atingidos diretamente em tensão de
transmissão. A Bandeirante atende apenas um cliente na tensão de 230 kv.
Por outro lado, a grande diversidade no montante de potência demandada pelos vários consumidores
inviabiliza o suprimento de todos os usuários na tensão de transmissão. Assim, a tensão é reduzida pelas
subestações de subtransmissão, para permitir a sua distribuição aos grandes clientes na tensão de
subtransmissão (138, 88 ou 69 kV) e também às subestações de distribuição das concessionárias de
distribuição. Nas subestações de distribuição, uma nova redução é realizada para a tensão de distribuição
primária (34,5 ou 13,8 kV). Por sua vez, a rede de distribuição primária, ou rede de média tensão (MT),
alimenta os transformadores de distribuição, onde nova redução é realizada para a tensão de distribuição
secundária (127/220 V), e assim alimentar a rede de distribuição secundária ou rede de baixa tensão (BT) que
atende a grande maioria dos clientes da Bandeirante.
A área de concessão da Bandeirante inclui 28 municípios localizados nas regiões do Alto do Tietê e do Vale
do Paraíba, abrangendo geograficamente 3,86% do Estado de São Paulo.
119

Em 31 de dezembro de 2005, o sistema da Bandeirante era constituído por 8 linhas, de subtransmissão nas
tensões de 88 e 138 kV, totalizando 866 km, conforme a tabela abaixo:
Em km (data-base dezembro de 2005)
Região 88 kV 138 kV Total
Alto Tietê 163 24 187
Vale do Paraíba 543 136 679
Total 706 160 866
Em 31 de dezembro de 2005, a Bandeirante dispunha de 44 subestações de distribuição com capacidade
instalada total de transformação de 3.052 MVA, distribuídas por região conforme mostra a tabela abaixo.
Regional
Em MVA (data-base dezembro de 2005)
Subestação de
Distribuição
120
Transformador de
Distribuição
Alto Tietê 1.698 1.260
Vale do Paraíba 1.353 1.228
Total 3.052 2.488
O sistema da Bandeirante alimenta, também, 68 subestações de clientes na tensão de subtransmissão, dos
quais, 25 estão localizadas na região do Alto do Tietê e 43 na Vale do Paraíba. Destas subestações, 55 são de
88 kV e 13 de 138 kV.
A rede primária da Bandeirante opera na tensão de 13,8 kV. A rede secundária opera em 220/127 V. O
sistema possui 359 circuitos primários com extensão total de 12.250 km, e uma rede de baixa tensão de
220/127 V, com extensão de 12.200 km.
Em dezembro de 2005, estavam instalados na rede de distribuição 49.649 transformadores, aproximadamente,
com potência total de 2.488 MVA, distribuída por região conforme o quadro abaixo:
Regional Quantidade (un) MVA (potência)
Alto Tietê 24.473 1.260
Vale do Paraíba 25.176 1.228
Total 49.649 2.488

A tabela seguinte fornece algumas informações sobre o crescimento do sistema da Bandeirante, nas datas
mencionadas.
2003 2004 2005
Quilômetros de linhas AT 866 866 866
Quilômetros de redes MT/BT 23.788 24.135 24.432
Capacidade Instalada nas Subestações em VA: 3.012 3.031 3.052
Número de Subestações
Transformadores de distribuição
43 44 44
MVA 2.378 2.434 2.488
Número 47.497 48.550 49.649
Número de Postes 468.795 476.039 482.106
Número de Lâmpadas de Iluminação Pública 302.066 309.021 313.254
Mercado de Energia Elétrica
A Bandeirante é a quarta maior distribuidora de energia elétrica do Brasil, em termos de volume de vendas,
com mais de 1,3 milhão de clientes, atendendo as regiões do Alto Tietê e Vale do Paraíba.
A Região do Vale do Paraíba engloba os seguintes municípios: Aparecida, Caçapava, Cachoeira Paulista,
Canas, Cruzeiro, Potim, Roseira, Santa Branca, São José dos Campos, Guaratinguetá, Jacareí, Jambeiro,
Lorena, Monteiro Lobato, Taubaté, Tremembé, São Sebastião, Caraguatatuba e Pindamonhangaba.
A Região do Alto Tietê inclui as seguintes cidades: Biritiba-Mirim, Ferraz de Vasconcelos, Guararema,
Guarulhos, Itaquaquecetuba, Mogi das Cruzes, Poá, Salesópolis, e Suzano.
O total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante (energia vendida a clientes finais, consumo
próprio, energia em trânsito), no ano de 2005, foi de 12.315 GWh, o que representa um crescimento 1,0% em
relação ao ano anterior, e de 12.188.848 GWh, no ano de 2004, representando um crescimento de 7,1% com
relação ao ano de 2003, ambos os aumentos são reflexo do crescimento econômico na área de concessão da
Bandeirante verificada nos setores de atividade do comércio por atacado, atividades imobiliárias, transporte,
entre outros.
Fornecimento de Energia Elétrica
(em MWh) exercício findo em 31 de dezembro
2004 / 2005 /
2003 2004 2005 2003 2004
(%) (%)
Energia Vendida aos Clientes Finais 9.539.520 8.811.987 8.003.912 (7,63) (9,17)
Suprimento a outras concessionárias
488.682 478.413 387.650 (2,10) (18,97)
Clientes de uso da rede
1.348.640 2.896.202 3.917.924 114,75 35,28
Consumo próprio 4.000 2.246 5.083 (43,85) 126,31
Energia distribuída 11.380.842 12.188.848 12.314.569 7,10 1,03
121

Por outro lado, no ano de 2005, o consumo de energia foi de 8.004 GWh, tendo uma variação negativa de
9,2% em relação ao ano de 2004, e negativa de 7,6% se compararmos o ano de 2004 em relação a 2003. As
variações negativas são decorrentes da migração de clientes para o regime de contratação livre, notadamente
nas classes industrial e outros.
Sazonalidade
2003 2004 2005
122
Var.
04/03
(GWh) %
Var.
05/04
Residencial 2.132 2.283 2.307 7,1 1,1
Industrial 5.227 4.355 3.544 (16,7) (18,6)
Comercial 1.180 1.235 1.318 4,7 6,7
Rural 85 86 88 1,5 1,8
Outros 916 853 747 (6,8) (12,4)
Total Forn. Fat. Clientes Finais 9.540 8.812 8.004 (7,6) (9,2)
As atividades da Bandeirante não apresentam sazonalidade relevante, pois as características econômicas dos
mercados que atendem, industrial, residencial e comercial, sejam de mercados cativos, sejam de Consumidores
Livres, proporcionam uma compensação, mantendo relativamente uniforme o fluxo total de energia ao longo de
todo o ano. Ademais, a infra-estrutura de transmissão e distribuição de energia elétrica não apresenta nenhuma
característica estrutural ou operacional que a sujeite à sazonalidade. A receita e os resultados da Companhia são
influenciados de forma mais significativa pelo desempenho da economia regional de sua área de concessão.
Fornecedores
Por ser uma distribuidora de energia elétrica, a Companhia depende basicamente da energia elétrica que lhe é
suprida pelas empresas de geração de energia elétrica. Como a Bandeirante não possui empreendimento de
geração, a energia necessária ao atendimento do seu mercado é, integralmente, adquirida de terceiros.
Em 31 de dezembro de 2005, a compra de energia elétrica, incluindo os encargos de conexão e uso do
sistema, representou 64,5% dos custos e despesas operacionais da Companhia. Atualmente, os CCEAR,
firmados no Leilão em 7 de dezembro de 2004, representam 20,6% do total de energia elétrica comprada para

o ano de 2005 e o suprimento com Itaipu representa 42,1% do total de energia elétrica. A tabela a seguir
mostra os montantes de energia elétrica comprada pela Emissora nos últimos 3 (três) exercícios e os
respectivos fornecedores:
Volume de Energia Comprada/Gerada –
Contratada (MWh)
Itaipu
Contratos
Itaipu.
Iniciais Furnas
Cesp
Tietê
Paranapanema
123
Realizado Realizado Var. Var.
+ Ajustes + Ajustes 04/03 05/04
2003 2004 2005 %
4.088.940
2.545.235
2.265.259
871.743
680.850
Emae
528.136
Contratos
Leilão
Bilaterais
Leilão 2005 -
Intragrupo Enertrade -
Investco
12.356
EDP Lajeado
113.779
Bilaterais
Outros Fafen
Curto Prazo e Compras no
-
Curto Prazo
Geração
Mercado -
Própria Própria -
Total
11.106.298
4.088.317
1.565.800
2.436.990
536.286
418.851
649.807
-
263.520
12.356
113.779
-
356.919
-
10.442.626
4.153.470 0,0 1,6
876.000 (38,5) (44,1)
779.640 7,6 (68,0)
300.030 (38,5) (44,1)
234.330 (38,5) (44,1)
181.770 23,0 (72,0)
2.037.559 n.a. n.a.
306.600 n.a. 16,3
12.356 0,0 0,0
113.779 0,0 0,0
876.000 n.a. n.a.
17.487 0,0 (95,1)
- n.a. n.a.
9.889.020 (6,0) (5,3)
A queda observada no volume de energia comprada pela Bandeirante deveu-se à diminuição dos volumes
contratados nos Contratos Iniciais (ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”), extintos
em 2005. Essa diminuição nos volumes dos Contratos Iniciais não foi acompanhada de compra de
substituição no mesmo montante, pois a Bandeirante pôde ajustar melhor suas compras ao volume de energia
fornecido a clientes finais (além do fato de ter diminuído a energia vendida com a saída de Consumidores
Livres – ver Seção “Atividades da Emissora – Clientes”).
Itaipu: As distribuidoras do Sul, Sudeste e Centro-Oeste, incluindo a Companhia, são obrigadas a comprar
energia de Itaipu a tarifas com base no Dólar, de forma a custear as despesas operacionais de Itaipu e os
pagamentos de principal e juros sobre os empréstimos em Dólares tomados por Itaipu, bem como o custo de
transmissão dessa energia ao SIN. Dessa forma, as flutuações da taxa de câmbio do Dólar para o real afetam o
custo, em termos reais, da energia elétrica que as distribuidoras são obrigadas a comprar de Itaipu. Alterações

no preço da energia gerada por Itaipu estão, entretanto, sujeitas ao mecanismo de ressarcimento das variações
dos custos da Parcela A, conforme discutido no item “Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu”
da Seção "Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”. Em 2003, 2004 e 2005, a Bandeirante teve
uma despesa com Itaipu de R$ 368 milhões, R$ 375 milhões e R$ 329 milhões, respectivamente.
Contratos bilaterais: Em 2005, a Bandeirante contratou 1.309 GWh, por meio de contratos bilaterais.
Leilão: A Bandeirante adquiriu 2.038 GWh da energia, em leilões de transição para o novo modelo do setor
elétrico destinados às distribuidoras de energia elétrica, até o final de 2005.
Contratos Iniciais: A Bandeirante adquiriu, em 2005, 2.372 GWh para suprimento de energia por meio dos
Contratos Iniciais que foram extintos ao final de 2005.
Contratos de curto prazo: Contratos de compra de energia elétrica com prazo de até 6 meses. Tendo em vista
a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a utilização desses contratos tende a diminuir, uma vez que as
distribuidoras deverão ter 100% de sua demanda contratada. Além disso, o Novo Modelo permite o repasse
para a tarifa de até 3% de sobrecontratação do fornecimento da distribuidora para o ano.
Os contratos relevantes referentes ao fornecimento de energia elétrica para a Bandeirante estão descritos
abaixo no item “Contratos Relevantes – Contratos Operacionais – Contratos de Compra e Venda de Energia”.
Em 2005, a Bandeirante comprou um total de 9.872 GWh para o atendimento do seu mercado e para as perdas
no seu sistema, mediante a homologação dos contratos iniciais, bilaterais de longo prazo e energia oriunda de
Itaipu. Em relação a 2004, verificou-se uma queda de 214 GWh, que se deveu aos requisitos do mercado
cativo da Emissora. As reduções nos montantes de compra ocorridas nos anos de 2004 e de 2005 estão
diretamente relacionadas às reduções no mercado de fornecimento, pois os clientes que migraram para o
regime de contratação livre (os Consumidores Livres) compram energia diretamente dos supridores.
A Bandeirante efetuou, em 2005, transações de compra de energia elétrica na Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE, no montante de 17.487 MWh pelo valor de R$ 419 mil.
Clientes
Os consumidores da Bandeirante podem ser subdivididos em sete categorias distintas: (i) industriais; (ii)
comerciais; (iii) residenciais; (iv) rurais; (v) poderes públicos; (vi) iluminação pública; e (vii) serviços
públicos.
124

A participação no mercado da Bandeirante, em dezembro de 2005 e dezembro de 2004, relativa a cada uma
das categorias acima elencadas, está descrita na tabela abaixo:
exercício findo em 31 de dezembro de 2005 e 2004
Nº de Consumidores MWh
Var.
Var.
Fornecimento de Energia Elétrica
%
% 05/04
%
% 05/04
2004 Total 2005 Total (%) 2004 Total 2005 Total (%)
Residencial 1.164.452 91,5 1.175.375 91,6 0,9 2.282.686 25,9 2.307.300 28,8 1,1
Industrial 8.406 0,7 8.204 0,6 (2,4) 4.354.868 49,4 3.543.929 44,2 (18,6)
Comércio,
atividades
serviços e outras
83.365 6,6 83.473 6,5 0,1 1.235.234 14,0 1.318.081 16,5 6,7
Rural 7.906 0,6 7.835 0,6 (0,9) 86.131 1,0 87.673 1,1 1,8
Poder público 6.405 0,5 6.363 0,5 (0,7) 212.464 2,4 211.999 2,6 (0,2)
Iluminação pública 1.100 0,1 1.127 0,1 2,5 305.593 3,5 305.802 3,8 0,1
Serviço público 895 0,1 911 0,1 1,8 335.011 3,8 229.128 2,9 (31,6)
Consumo próprio 105 0,0 99 0,0 (5,7) 2.246 0,0 5.803 0,1 158,4
Total do fornecimento faturado 1.272.634 100,0 1.283.387 100,0 0,8 8.814.233 100,0 8.008.995 100,0 (9,1)
Em 31 de dezembro de 2005, o número total de clientes da Bandeirante era de 1,3 milhão.
A Companhia atende as regiões do Alto do Tietê e do Vale do Paraíba. Na região do Alto do Tietê, a
Companhia atende a 9 municípios. Segundo o censo demográfico realizado em 2000 pelo IBGE, essa região
tinha uma população de 2.203.682 habitantes. O consumo em 2005 foi de 4.240 GWh, que representa 52,98%
da energia vendida pela Bandeirante. A participação no mercado na região do Alto Tietê, em dezembro de
2005, relativa a cada uma das categorias de consumidores está descrita na tabela abaixo:
Classe de Consumo Consumo (MWh) Clientes
Residencial 1.124.875 588.662
Industrial 2.028.702 3.974
Comercial 706.759 37.777
Rural 50.319 3.173
Poderes Públicos 79.917 2.462
Iluminação Pública 144.219 398
Serviços Públicos 105.423 261
Total 4.240.214 636.707
A Companhia fornece energia a 19 municípios na região do Vale do Paraíba, região que, segundo o censo
demográfico realizado no ano de 2000, possuía uma população de 1.712.930 habitantes. O consumo em 2005
foi de 3.764 GWh, correspondendo a 47,02% da energia vendida pela Bandeirante. A participação no
125

mercado na região do Vale do Paraíba, em dezembro de 2005, relativa a cada uma das categorias de
consumidores está descrita na tabela abaixo:
Classe de Consumo Consumo (MWh) Clientes
Residencial 1.182.425 586.713
Industrial 1.515.227 4.230
Comercial 611.322 45.696
Rural 37.354 4.662
Poderes Públicos 132.082 3.901
Iluminação Pública 161.583 729
Serviços Públicos 123.705 650
Total 3.763.698 646.581
A Bandeirante faturou 8.008.995 MWh para os clientes cativos e consumo próprio no período findo em 31 de
dezembro de 2005, representando uma redução de 9,1% em relação ao mesmo período do ano anterior. Essa
redução é devida basicamente à migração de clientes cativos para a condição de livres. Ressalta-se que a saída
de clientes cativos não afeta o resultado da Companhia, pois esses clientes continuam remunerando a
prestação de serviço por meio da TUSD.
A energia elétrica vendida no mercado cativo em 2005 apresentou variações conforme cada classe de
consumo:
• A classe residencial teve um volume de vendas de 2.307 GWh, representando um crescimento de
1,1% em relação ao ano de 2004;
• A classe industrial teve um total de energia vendida de 3.544 GWh, representando um decréscimo de
18,6% em relação ao ano anterior, que está associado à migração de consumidores industriais para o
mercado livre. Se não tivesse ocorrido esta migração, as vendas de energia na classe industrial teriam
apresentando um crescimento de 2,7%;
• A classe comercial teve um crescimento de 6,7% em relação ao ano anterior, com volume de vendas
de 1.318 GWh no ano;
• As demais classes totalizaram 835 GWh em energia vendida, o que corresponde a um decréscimo de
11,1% em relação a 2004, devido, principalmente, à migração de consumidores da classe serviço
público para o mercado livre.
Durante o ano de 2005, a energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante para o mercado livre e para
outras concessionárias totalizou o montante de 4.306 GWh, o que representa um crescimento de 27,6%, em
relação ao ano anterior.
126

Com relação ao número de clientes faturados, a Companhia encerrou o ano de 2005 com 1.283.288 clientes
faturados, representando um crescimento de 0,8% sobre o ano anterior.
A tabela abaixo apresenta o número de clientes, o volume de energia vendida e distribuída e a receita líquida
por classe de consumo de clientes finais para o período de 2003, 2004 e 2005.
Clientes
Faturados
2003 2004 2005
Volume
Receita
Operacional
Clientes
Faturados
127
Volume
Receita
Operacional
Clientes
Faturados
Volume
Receita
Operacional
Unid. Unid. Unid. Unid. (GWh) (R$ mil) Unid. (GWh) (R$ mil)
Residencial 1.133.687 2.132 583.466 1.164.452 2.283 697.817 1.175.375 2.307 722.724
Industrial 8.625 5.227 682.035 8.406 4.355 675.058 8.204 3.544 638.106
Comercial 81.250 1.180 262.670 83.365 1.235 307.632 83.473 1.318 337.673
Rural 7.791 85 12.386 7.906 86 14.727 7.835 88 15.461
Outros 7.753 916 141.948 8.400 853 154.583 8.401 747 150.665
Total Forn.
Fat. Clientes
Finais
Clientes de
Uso da Rede
Consumo
próprio
Total energia
distribuída
Concorrência
1.239.106 9.540 1.682.504 1.272.529 8.812 1.849.817 8.004 1.864.629
1.837 34.092 31 3.375 121.825 62 4.306 230.980
118 4 105 2 99 5
1.239.224 11.381 1.716.596 1.272.665 12.189 1.971.642 1.283.449 12.315 2.095.609
Receita Operacional = Receita Bruta (-) (ICMS, ECE e EAEEE, ICMS sem ECE e EAEEE e RTE)
Dentro de sua área de concessão, a Emissora não enfrenta concorrência na distribuição de energia elétrica a
consumidores residenciais, comerciais e industriais supridos na baixa tensão.
No entanto, outros fornecedores de energia elétrica podem competir com a Emissora na oferta de energia
elétrica a certos consumidores qualificados como Consumidores Livres. Nos termos da Lei do Novo Modelo
do Setor Elétrico, os consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda seja igual ou superior a 3
MW, atendido na tensão de 69 KV, ou novos consumidores, com início de fornecimento a partir de 1998, com
demanda igual ou superior a 3 MW, atendidos em qualquer tensão, ainda atendidos pela sua concessionária de
distribuição, não tendo exercido a opção de se tornarem Consumidores Livres.
Adicionalmente, consumidores com demanda contratada entre 500 kW e 3000 kW têm a faculdade de
contratar energia gerada em empreendimentos de fontes alternativas ou fontes renováveis, como PCHs ou
biomassa.

É ainda permitida a atuação de cooperativas de eletrificação rural (sob regime de autorização), conforme
legislação vigente, na área de concessão da Companhia.
A operação da rede de distribuição dá-se em ambiente de monopólio legal, sendo os serviços de rede
remunerados por meio da TUSD. A Lei de Concessões exige que as empresas de distribuição e transmissão de
energia elétrica permitam que terceiros utilizem suas redes e instalações, mediante pagamento de TUSD e
possibilita aos Consumidores Livres firmar contratos com outros fornecedores para suprimento de energia
elétrica. Dessa maneira, grandes consumidores de eletricidade dispõem hoje de várias alternativas de
suprimento de energia, tais como contratar diretamente com empresa de geração ou comercialização de
energia elétrica, e pagar tarifa a uma empresa de distribuição e transmissão. Assim, os clientes localizados
dentro das áreas de concessão da Companhia, tanto cativos como livres, utilizam a rede de distribuição para
ter acesso à energia elétrica, remunerando a Emissora por meio da TUSD.
A migração de consumidores para o mercado livre influenciou o perfil dos clientes no total de vendas de
energia e participação na receita.
Atendimento ao Cliente
Além dos escritórios comerciais e centros de atendimento localizados de forma a evitar transtornos e custos
indevidos ao cliente, a Bandeirante complementou o atendimento implementando novas modalidades em
2003, como o atendimento via internet e a disponibilização de terminais em Postos de Atendimentos e em
outros locais da sua área de concessão. Adicionalmente, a “Rede Fácil” – um meio alternativo de pagamento
da conta de energia elétrica que funciona fora do horário bancário – esteve presente em 23 municípios da área
de concessão, com aproximadamente 130 estabelecimentos comerciais credenciados.
A utilização da via telefônica é, atualmente, a principal opção de acesso do cliente às concessionárias
distribuidoras de energia elétrica. Considerando que o motivo que leva o solicitante a acessar esse tipo de
central telefônica pode ser de caráter emergencial – situações de risco ou falta de energia –, o atendimento às
ligações deve ser realizado com extrema agilidade. Com esse objetivo, e de acordo com sua visão de ser
reconhecida como a empresa de referência do setor, buscando sempre a melhoria da qualidade dos serviços
prestados e com foco na constante elevação da satisfação de seus clientes, a Bandeirante, em abril de 2004,
colocou em operação seu novo Call Center, em parceria com a Dedic, uma empresa do Grupo Portugal
Telecom, certificada pela NBR ISO9001:2000.
A nova central emprega tecnologia de última geração e tem capacidade de atender a – e gravar digitalmente –
200 mil ligações/mês. Estima-se que 80% das ligações serão atendidas em até 20 segundos. Para a solicitação
dos serviços de consulta de débitos, emissão de 2ª via de conta, informe de leitura e solicitação de religação, o
teleatendimento pode ser feito de forma automatizada (URA), sem a interferência humana, proporcionando
uma maior agilidade na prestação do serviço.
128

Tarifas
As tarifas são cobradas pela Bandeirante com base nos seguintes fatores: (i) classificação do consumidor em
relação aos grupos de demanda (A e B); (ii) potência demandada e efetivamente consumida; (iii) energia
efetivamente consumida; (iv) meses do ano em que é efetuado o fornecimento; e (v) o horário de fornecimento.
Os critérios expostos acima são utilizados na definição de dois sistemas tarifários: o horo-sazonal e o
convencional.
O sistema horo-sazonal é aplicável somente aos consumidores do grupo A, ou seja, aqueles cuja tensão
demandada seja igual ou superior a 13,8 KV, que optarem por este sistema. Os consumidores desse grupo
pagam, de acordo com a potência contratada e efetivamente utilizada e pela quantidade de energia
efetivamente consumida. O valor da tarifa é calculado com base no horário (de ponta ou fora de ponta) e nos
períodos do ano (secos ou úmidos) de fornecimento.
O sistema tarifário convencional é aplicável a todos os consumidores do grupo B e aos consumidores do
grupo A que não optarem pelo sistema horo-sazonal, sendo calculado sobre a energia efetivamente
consumida, sem considerar horário ou sazonalidade. Em relação a estes consumidores do grupo A, também é
aplicada à tarifa em função do maior dos valores obtidos entre a demanda máxima registrada ou a contratada.
As tarifas de fornecimento de energia elétrica estão sujeitas aos seguintes procedimentos de reajuste e revisão:
• Reajuste Anual – no caso da Bandeirante, é realizado em 23 de outubro de cada ano, com base em
uma fórmula que visa (a) compensar variações nos custos da Bandeirante representados pela cota da
RGR, pela CCC e pela CDE, pelos encargos da compensação financeira pela utilização de recursos
hídricos, pela TFSEE, pelos encargos de conexão e uso do sistema de transmissão e pela compra de
energia elétrica para revenda (conhecidos como “Parcela A”), e (b) atualizar a parte das tarifas que
não corresponda àqueles custos (excluído o ICMS) por índice de inflação (o IGPM ou índice que o
substitua) (conhecida como “Parcela B”);
• Revisão Extraordinária – pode ser solicitada pela concessionária a qualquer tempo, caso ocorram
alterações significativas nos seus custos (principalmente no que se refere à criação, alteração ou
extinção de tributos, exceto o imposto sobre a renda), de modo a restaurar o equilíbrio econômicofinanceiro
do Contrato de Concessão;
• Revisão Tarifária Periódica – no caso da Bandeirante, ocorre a cada 4 anos, e visa o equilíbrio
financeiro da concessão. Para definir as novas tarifas, são consideradas as mudanças ocorridas na
estrutura de custos e de mercado das concessionárias e a taxa adequada de retorno sobre os
investimentos realizados. São ainda considerados os ganhos futuros de eficiência que serão obtidos
pelas distribuidoras de energia elétrica, denominado Fator X. O valor do Fator X é definido de acordo
com metodologia estabelecida na Resolução ANEEL n.º 55, de 5 de abril de 2004, que considera os
129

ganhos de produtividade da concessionária, previsto para o próximo período tarifário, decorrentes de
crescimento de mercado, avaliação do grau e satisfação do consumidor e a manutenção do equilíbrio
econômico-financeiro definido na revisão tarifária. Esse Fator X poderá ser acrescido ou diminuído da
variação do IGPM, constante da fórmula de reajuste para definição do IRT, e objetiva compartilhar os
ganhos de eficiência com os consumidores, podendo ser aplicado como possível redutor nos reajustes
anuais das distribuidoras, até a próxima revisão tarifária periódica.
Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD
Um consumidor que opte pelo mercado livre continua pagando a TUSD ao distribuidor local. Assim, a
diminuição da arrecadação decorrente da saída do consumidor não impõe à distribuidora redução nas margens
de lucro estabelecidas, uma vez que a remuneração dos investimentos está alocada na TUSD, parcela que
permanece sendo auferida pela distribuidora, mesmo quando da opção do consumidor livre por outro supridor
de energia. A tabela abaixo apresenta a receita bruta devida ao uso da rede da Bandeirante por Consumidores
Livres e concessionárias (energia em trânsito pelo sistema de distribuição da Companhia). Para mais
informações vide Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil – Tarifas pelo Uso dos Sistemas
de Distribuição e Transmissão”.
Receita bruta devida
do uso da rede por
Consumidores Livres e
concessionárias
130
R$ milhões
2004 2005
144 276
No acumulado de dezembro de 2005, a receita dos serviços de uso da rede da Bandeirante evoluiu em mais de 92,5%, em
comparação com o mesmo período de 2004. Tal performance ocorreu em função (i) do aumento do volume de energia
distribuído a clientes livres, (ii) do número de clientes livres, e (iii) da reestruturação e reajuste da tarifa (TUSD).
Revisão Tarifária
Após quatro anos consecutivos de reajustes anuais, as tarifas da Bandeirante passaram pelo processo de
revisão tarifária periódica em 2003, conforme estabelecem as regras do Contrato de Concessão. Ao mesmo
tempo, o órgão regulador procedeu à abertura das tarifas de fornecimento nos componentes “fio” e “energia”
e deu início à eliminação gradual dos subsídios implícitos na estrutura tarifária, mediante o processo de
“realinhamento tarifário”, conforme determinação legal.
A revisão tarifária periódica obedece a métodos e critérios do regulador e consiste no ajuste do nível da
receita para adequar aos custos operacionais eficientes e contemplar a remuneração e depreciação dos
investimentos prudentes. Sob a ótica dos custos operacionais, parte se refere aos componentes de custos não
gerenciáveis, denominados “Parcela A”, os quais são integralmente repassados à tarifa analogamente à forma
utilizada no reajuste, os demais custos operacionais são aferidos pelo regulador de forma a reconhecer os

custos eficientes. A aferição da remuneração leva em conta uma taxa de remuneração de ativos e uma taxa de
depreciação média aplicadas sobre os investimentos prudentes reconhecidos como Base de Remuneração
Regulatória (BRR). Este valor decorre de uma análise do conjunto de ativos empregados na prestação do
serviço público de energia elétrica e é constituída pelo (i) ativo imobilizado em serviço, avaliado e
depreciado, (ii) almoxarifado de operação, (iii) ativo diferido, (iv) obrigações especiais e (v) capital de giro,
conforme estabelecido pela Resolução nº 493, de 3 de setembro de 2002.
Na revisão tarifária de 2003 da Bandeirante, o índice de reposicionamento homologado provisoriamente pela
ANEEL por meio da Resolução nº 566, de 22 de outubro de 2003, foi de 18,08%, dos quais 14,68% foram
imediatamente aplicados às tarifas e o restante diferido em três parcelas anuais. O parcelamento do
reposicionamento tarifário consistiria na aplicação em etapas do índice de reposicionamento, de forma a
atenuar eventuais impactos sobre os consumidores de energia elétrica.
Em outubro de 2004, ainda provisoriamente, a ANEEL decidiu rever o valor da Base de Remuneração
Regulatória (BRR) da Bandeirante. Em função dessa alteração, por meio da Resolução Homologatória nº 243,
de 18 de outubro de 2004, o índice da revisão tarifária fixado em outubro de 2003 foi reduzido de 18,08%
para 10,51% e o parcelamento do reposicionamento tarifário tornou-se desnecessário.
Na reunião extraordinária pública de diretoria da ANEEL, ocorrida em 18 de outubro de 2005, foi deliberada
a definição do valor final da BRR líquida em R$998 milhões (base setembro de 2003), em substituição ao
valor preliminar de R$1.092 milhões anteriormente estabelecido, bem como ajustes nos custos operacionais
da empresa de referência, o que resultou na alteração do índice de reposicionamento tarifário de 2003 de
10,51% para 9,67%, de forma definitiva.
Em decorrência, há uma diferença entre as receitas recebidas baseadas nos reposicionamentos tarifários provisórios
de 14,68% e 10,51%, aplicados nos períodos tarifários de 23 de outubro de 2003 a 22 de outubro de 2004 e de 23
de outubro 2004 a 22 de outubro de 2005, respectivamente, e o reposicionamento tarifário final de 9,67%,
correspondendo a um valor financeiro a devolver de R$ 102.292, que será contemplado no reajuste das tarifas de
energia elétrica da Bandeirante que vigorarão no período entre 23 de outubro de 2005 e 22 de outubro de 2006.
Embora a Companhia aguarde a divulgação de informações técnicas complementares, já deu entrada na
ANEEL de recurso administrativo solicitando reconsideração da decisão. As informações técnicas,
especialmente as notas técnicas da ANEEL que fundamentam a homologação dos índices da revisão tarifária
e do reajuste tarifário, deverão trazer as informações detalhadas que possibilitem completa análise e
mensuração dos valores econômico-financeiros reconhecidos na revisão. Os efeitos econômico-financeiros e
fiscais, decorrentes do reposicionamento tarifário mencionado no Comunicado ao Mercado divulgado pela
Energias do Brasil em 19 de outubro de 2005 tiveram seus efeitos contábeis registrados, líquidos das
provisões já constituídas ao longo do 4º trimestre de 2005.
131

Reajustes Tarifários
No processo de reajuste tarifário, a ANEEL considera a variação de custos que a empresa incorre nos doze
meses anteriores a outubro de 2005 – esta variação é o reajuste propriamente dito, sendo complementado por
eventuais reconhecimentos de ajustes financeiros.
A fórmula de cálculo do reajuste inclui custos gerenciáveis (que compõem a chamada Parcela B), sobre os
quais incide o IGPM ajustado pelo Fator X, e custos não gerenciáveis (Parcela A) repassados integralmente às
tarifas, tais como energia comprada de geradoras, encargos setoriais e de transmissão. Também são acrescidos
ao percentual resultante desta fórmula ajustes financeiros reconhecidos pela ANEEL na Conta de Variação de
Itens da Parcela A (CVA) e outras variações.
A Resolução Homologatória nº 227, de 18 de outubro de 2005, determinou um reajuste das tarifas da
Bandeirante de, em média, 8,86% negativo, para o período de 23 de outubro de 2005 a 22 de outubro de 2006,
a ser aplicado sobre uma “tarifa de referência” utilizada pela ANEEL, composto de:
• 7,66% negativo, relativo ao reajuste tarifário anual propriamente dito, que contempla, principalmente, as
reduções de 4,42% advinda de menores custos na aquisição de energia para distribuição e de 3,63% para
ajuste na parcela B no exercício de 2005; e
• 1,20% negativo, relativo aos componentes financeiros externos ao reajuste tarifário anual e inclui,
principalmente, a redução de 5,56% relativa aos efeitos da definição do índice de reposicionamento
tarifário descrito acima, o qual será aplicado exclusivamente no período tarifário 2005/2006.
Ressalta-se que, a partir do reajuste tarifário de 2005, está sendo aplicado novo tratamento para o Programa de
Integração Social – PIS/PASEP e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS,
sendo a incidência destes tributos, com suas novas alíquotas, excluída da composição das tarifas, passando a
ser aplicada diretamente nas faturas de energia, a exemplo do que já se pratica com o ICMS. Assim, na
prática, o ajuste da parcela B corresponde a 0,74%, pois a exclusão do PIS/PASEP e da COFINS das tarifas
de fornecimento representa a -4,37 p.p. do ajuste de negativo de 3,63% da parcela B.
Repasse PIS e COFINS
O aumento do PIS (de 0,65% para 1,65%) como também da COFINS (de 3,00% para 7,60%) são repassados
às tarifas, constituindo um ativo regulatório. Enquanto aguarda definição por parte da ANEEL, a Companhia
não registrou até o momento qualquer atualização monetária sobre o saldo a receber, que em dezembro
de2005 é de R$ 30.439 mil.
Vendas
A tabela abaixo demonstra a composição da receita de vendas, nos últimos 3 (três) anos:
Em 2004, a receita bruta de vendas da Companhia foi de R$ 2.509.001 mil, passando para R$ 2.667.924 mil,
em 2005, equivalente a um incremento de 6,3 %, devido, principalmente, ao reajuste tarifário ocorrido em
2005, apesar de uma diminuição de 9,2% no consumo de energia elétrica. A tabela abaixo apresenta os
valores nos últimos 3 exercícios sociais:
Descrição dezembro de 2003 dezembro de 2004 dezembro de 2005
Receita Operacional Bruta (R$ mil) 2.265.930 2.509.001 2.667.924
Receita Operacional Líquida (R$ mil) 1.695.526 1.822.806 1.976.388
132

Faturamento e Arrecadação
O procedimento utilizado para faturamento e cobrança da energia elétrica fornecida é determinado pela
categoria do consumidor. As leituras de medidores e o faturamento ocorrem em intervalos de
aproximadamente 30 dias, com exceção dos consumidores rurais, cuja leitura pode ser realizada em uma
periodicidade de até 3 meses, observado que, caso o consumidor rural faça a autoleitura, a distribuidora
deverá fazer leitura do medidor a cada 12 meses.
As faturas de energia elétrica são preparadas com base na leitura de medidores ou no uso estimado e
encaminhadas em aproximadamente 3 dias úteis após a leitura. O prazo de vencimento da fatura é de 5 dias
úteis a contar da data da entrega da fatura, sendo esse prazo de 10 dias úteis para os consumidores
classificados como Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e Cooperativa de Eletrificação Rural.
Na hipótese de inadimplência, uma notificação é encaminhada ao consumidor inadimplente, concedendo prazo para
que o saldo devedor seja quitado. Na Bandeirante o sistema de faturamento permite o envio da notificação após 5
dias do vencimento da fatura para todos os consumidores. Caso o pagamento não seja recebido em até 15 dias, o
fornecimento de energia elétrica do consumidor inadimplente está sujeito à suspensão.
Em 31 de dezembro de 2004, o índice de inadimplência em relação ao faturamento anual da Bandeirante foi
de 1,37%, e em 31 de dezembro de 2005, de 1,10%.
Débitos de Liquidação Duvidosa e Contas Pendentes
As provisões para créditos de liquidação duvidosa são constituídas de acordo com a norma do Manual de
Contabilidade de Serviço Público de Energia Elétrica da ANEEL e após criteriosa análise das contas a receber
vencidas, sendo considerada pela administração da Companhia suficiente para cobrir eventuais perdas na
realização dos valores a receber, inclusive títulos a receber. Em 31 de dezembro de 2005, a provisão para
créditos de liquidação duvidosa somava R$ 15.338 mil.
A tabela abaixo ilustra o histórico da provisão nos últimos três exercícios sociais:
Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa
Discriminação 2003 2004 2005
PDD 5.979 20.687 15.338
O índice de inadimplência, assim como o saldo da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, apresentou uma
redução no ano de 2005, causada pela regularização do faturamento da Companhia resultantes da implantação do
novo sistema comercial (CCS). A Companhia possui projetos direcionados à redução destes saldos e indicadores. O
índice de inadimplência é calculado como a média de 12 meses de Provisão para Devedores
133

Duvidosos somada às perdas líquidas do período sobre a média de 12 meses do total de receita de fornecimento
faturado e receita de disponibilização da rede de distribuição. A evolução do índice encontra-se no quadro abaixo:
Índice de
Inadimplência
2003 2004 2005
0,82% 1,37% 1,10%
Em 31 de dezembro de 2005, a Companhia tinha um total de contas vencidas no valor aproximado de R$ 107.863
mil, sendo que a Companhia possuía o montante provisionado de R$ 15.338 mil. A tabela a seguir descreve o perfil
dos saldos vincendos da Companhia:
Consumidores
Saldos
Vincendos
Vencidos
até 90
dias
Vencidos
há mais de
Total Curto Prazo Total Longo Prazo
90 dias 31/12/2004 31/12/2005 31/12/2004 31/12/2005
Residencial 42.094 36.573 12.245 111.530 90.912
Industrial
Comércio, Serviços e Outras
3.969 12.458 8.901 58.983 25.328 28.325
Atividades 10.648 12.817 7.466 39.141 30.931 145
Rural
Poder Público
557 342 144 1.376 1.043
Federal 1.193 326 77 2.469 1.596
Estadual 1.893 496 279 3.129 2.668
Municipal 2.316 1.133 1.816 4.472 5.265 12
Iluminação Pública 1.130 1.133 5.636 21.302 7.899
Serviço Público 1.561 1.298 2.357 1.980 5.216
Parcelamento de débitos
(-) Arrecadação em processo
10.591 560 45 6.063 11.196 10.857 29.858
de classificação (2.537) (468) (2.537)
Outros créditos 1.037 4.009 1.037
Fornecimento não faturado
Ativos regulatórios
122.414 136.448 122.414
Perdas de receita 71.181 76.789 71.181 110.805 14.747
Energia livre 30.208 32.731 30.208 68.819 6.620
PIS e COFINS das Geradoras
Fornecimento não faturado -
6.307 6.307
diferimento tarifário
(-) Provisão para diferimento
52.691
tarifário (52.691)
Outros ativos regulatórios 4.339 4.049 4.339
Concessionárias
308.901 67.136 38.966 504.003 415.003 190.481 79.707
Energia de curto prazo
Encargos de uso da rede
1.405 1.761 2.307 3.166 14.072 11.070
elétrica 2.022 2.957 2.022
Outros 1.063 42.281 1.063 18.330
4.490 - 1.761 47.545 6.251 14.072 29.400
(-) Provisão para créditos de
liquidação duvidosa (15.338) -20.687 (15.338)
Total 313.391 67.136 25.389 530.861 405.916 204.553 109.107
134

Em razão do disposto na Lei n.º 10.848/04, a Companhia poderá melhorar a sua arrecadação, na medida em
que tais normativos estabelecem mecanismos que possibilitam o combate à inadimplência, uma vez que
estabelecem que as concessionárias e permissionárias de distribuição poderão condicionar a continuidade de
fornecimento aos usuários inadimplentes, excetuados consumidores que prestem serviços públicos essenciais,
de mais de uma fatura mensal em um período de 12 meses: (i) ao oferecimento de depósito-caução, limitado
ao valor inadimplido, não aplicável aos consumidores integrantes da Classe Residencial; e (ii) à comprovação
de vínculo entre o titular da unidade consumidora e o imóvel onde se encontra, não aplicável ao consumidor
integrante da Subclasse Residencial Baixa Renda.
Na hipótese de inadimplência de consumidor apto à livre aquisição de energia, a concessionária poderá exigir
que o usuário inadimplente apresente contrato de compra de energia com outro agente, para utilizar-se do
serviço de distribuição.
Perdas de Energia
Os resultados financeiros são afetados por perdas de energia elétrica, uma vez que essa energia poderia de
outra forma ter sido distribuída a consumidores finais ou outras concessionárias, reduzindo as necessidades de
compra de energia para revenda. As perdas de energia estão divididas em duas categorias básicas: perdas
técnicas, que são inerentes ao fluxo de energia elétrica através do sistema de distribuição e, perdas comerciais,
que são as que resultam de conexões ilegais e fraudes.
Cabe salientar que as perdas técnicas são intrínsecas ao transporte de energia, podendo ocorrer tanto na
transmissão quanto na distribuição de energia, na medida em que estão associadas à dissipação da energia
ocorrida na rede elétrica. Portanto, trata-se de quantidade de energia não consumida pelos clientes.
As perdas comerciais consistem na quantidade de energia efetivamente consumida pelos clientes, mas não
convertida em receita de vendas de energia, em decorrência de ligações clandestinas, medidores fraudados ou
medidores defeituosos, entre outros.
Em 2005, o aumento das perdas decorreu da mudança do critério de medição das perdas técnicas adotado pela
ANEEL, do aumento de furtos de energia elétrica, bem como do aperfeiçoamento do tratamento das
informações proporcionado pelo sistema comercial. A tabela abaixo apresenta dados relacionados às perdas
técnicas e comerciais:
2003 2004 2005
Técnica 6,8% 7,5% 8,1%
Comercial 1,3% 1,7% 2,4%
Total 8,1% 9,2% 10,5%
135

Nota-se, assim, que os índices de perdas comerciais e técnicas vêm se deteriorando desde 2003.
Combate às Perdas Comerciais
A partir do racionamento de energia em 2001, o setor de energia elétrica brasileiro registrou um crescimento
significativo nos percentuais de perdas comerciais. Considerando esse quadro, a Bandeirante intensificou as
ações em 2005 e definiu um Plano de Combate às Perdas Comerciais para o triênio 2006/08, com o objetivo
de reduzir essas perdas, com metas e objetivos quantificados e critérios de retorno financeiro dos recursos
aplicados.
Na Bandeirante, com a intensificação das ações do Programa de Combate às Perdas Comerciais para o ano de
2005, foram realizadas 61.603 inspeções de campo, substituídos 21.511 medidores entre obsoletos,
danificados e eletromecânicos por eletrônicos e adquiridos 10 veículos com equipamentos e ferramentas
específicas, utilizando um recurso da ordem de R$ 6,0 milhões com um retorno financeiro de R$ 8,6 milhões,
correspondente à recuperação de 39,8 GWh.
A Bandeirante vêm implementando investimentos em manutenção preventiva e melhoria de redes elétricas,
envolvendo redes de distribuição, linhas de transmissão e subestações, permitindo, entre outros, manter as
perdas técnicas dentro de limites adequados.
Em 2005, a Bandeirante tomou uma série de medidas para minimizar suas perdas, as quais resumimos a
seguir:
(i) aumentou o número de equipes preparadas e dotadas de equipamentos especiais de detecção de fraude,
tendo detectado 1.700 irregularidades no seu sistema;
(ii) promoveu a regularização de áreas clandestinas, tendo regularizado 2.300 ligações; e
(iii) substituiu 7.500 medidores defeituosos.
136

Qualidade dos Serviços Prestados
O nível de qualidade e eficiência do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição de energia
elétrica é demonstrado pelos índices de DEC (duração média das interrupções, medido em horas por
consumidor por ano) e FEC (freqüência das interrupções, medido em número de interrupções por consumidor
por ano). As metas de DEC e FEC a serem observadas pelas concessionárias são definidas pela ANEEL e
publicadas na conta do consumidor.
No ano de 2004, em conseqüência de investimentos realizados nas redes, na modernização e na automação do
sistema elétrico, além da criteriosa utilização de recursos na gestão e manutenção, os índices DEC e FEC
apresentaram melhoras significativas em relação ao ano anterior, deixando a Bandeirante em situação
confortável quanto ao cumprimento dos padrões estabelecidos para aquele período. Em 31 de dezembro de
2005 o DEC foi de 9,17 horas, enquanto no mesmo período anterior tinha sido de 6,75, ambos abaixo da meta
ANEEL de 12,58 horas. O gráfico abaixo mostra a DEC para os períodos indicados:
Em 31 de dezembro de 2005 a FEC – Freqüência equivalente de Interrupção por Consumidor índice que mede
o número médio por cliente, de interrupções no fornecimento de energia elétrica foi de 6.62, enquanto que no
mesmo período anterior tinha sido de 5,76, ambos abaixo da meta ANEEL de 9,74. O gráfico abaixo mostra a
FEC para os períodos indicados:
137

Estratégia da Companhia
As principais diretrizes estratégicas da Bandeirante são:
• a criação de valor para os acionistas através do aumento da produtividade e eficiência;
• a modernização da Companhia como forma de sustentar os resultados e melhorar a qualidade do
serviço prestado aos seus clientes;
• e a implementação de políticas de desenvolvimento dos seus recursos humanos.
A Bandeirante vem implementando medidas que visam a melhoria de eficiência, com especial destaque para a
redução das despesas operacionais e para o combate ao desperdício, e participou ativamente no Programa de
Eficiência realizado no âmbito do Grupo Energias do Brasil, buscando sinergias com as outras empresas do
Grupo, promovendo iniciativas de eficiência que permitam reduzir as despesas operacionais
As novas tecnologias introduzidas na rede elétrica e as tecnologias de informação implementadas colocam a
Bandeirante entre as mais modernas empresas de distribuição de eletricidade do mundo.
As ações de valorização e desenvolvimento profissional e pessoal dos colaboradores da Bandeirante têm
vindo a merecer uma especial atenção por parte da gestão da Companhia, visando sustentar a criação de valor,
suportar a modernização tecnológica e proporcionar o desenvolvimento e a qualidade de vida dos que
trabalham na Bandeirante.
A concretização dos investimentos em modernização, a melhoria da eficiência e o desenvolvimento dos
colaboradores da Companhia permitiram um aumento significativo da produtividade e da qualidade de
serviço.
Investimentos Realizados
A Emissora detém toda a inteligência dos estudos, projetos e tecnologias necessários às suas atividades,
terceirizando a execução dos serviços em que a terceirização apresente vantagens de custo sem o
comprometimento dos padrões de qualidade requeridos.
A Bandeirante utiliza recursos de empréstimos a longo prazo e custos reduzidos para financiamento de parte de
seus investimentos, objetivando alavancar tanto a capacidade de investir quanto a rentabilidade de seus acionistas.
Os investimentos em 2005 foram de R$ 117 milhões. A maior parcela do investimento foi destinada à
expansão do Sistema Elétrico, ao atendimento da demanda do mercado em níveis exigidos pela legislação e
na manutenção da rede de modo a melhorar a qualidade dos serviços prestados aos clientes. Em 2005, houve
redução no volume de investimentos em modernização, dado que esses investimentos foram concentrados nos
anos de 2002 a 2004.
138

A Bandeirante tem realizado investimentos que visam o desenvolvimento e a melhoria dos serviços por ela
prestados. Em 2004, foram investidos um total de R$ 53 milhões. Para 2005, os investimentos foram de R$ 66
milhões. A distribuição dos investimentos feitos nos últimos 3 anos, segue abaixo:
Investimento
Investimentos (em R$ mil) 2003 2004 2005
Expansão da Rede 31.938 41.808 52.927
Melhoramento da Rede 11.901 10.777 12.588
Telecomunicações e Informatica 1.390 844 3.912
Modernização 71.272 42.540 13.895
Pesquisa e Desenvolvimento 12.284 3.786
Universalização e Luz Para Todos 6.936 2.249 8.452
Outros 12.821 9.407 21.687
Total 136.258 119.909 117.247
Programa de Universalização e Luz para Todos
O Programa de Universalização, no que diz respeito ao perímetro urbano dos municípios, foi integralmente
concluído durante o ano de 2004, quando a Companhia efetuou a ligação de 42.976 unidades consumidoras,
tendo suplantado a meta estabelecida. A Companhia estima que o valor a ser por ela despendido no programa
de "universalização" será de R$ 7,4 milhões, não sendo um investimento relevante relativamente aos
investimentos usuais previstos.
No âmbito do Programa Luz para Todos, programa federal de eletrificação rural coordenado pelo Ministério
de Minas e Energia, a Bandeirante deu forte impulso ao desenvolvimento econômico e social das áreas rurais
onde atua. Com investimentos de R$ 8,5 milhões, levou energia elétrica a mais de 2.000 propriedades rurais
no ano, totalizando 2.509 ligações no Programa. Para finalizar o programa está prevista a ligação de mais
3.708 unidades em 2006.
Programa Integrado de Modernização
O Programa Integrado de Modernização – PIM, iniciado em 2002, consolidou-se no exercício de 2005 com
um investimento total de R$ 13,9 milhões, contribuindo decisivamente para dotar a Companhia de maior
eficiência, agilidade e flexibilidade operacionais, reduzir custos, melhorar a qualidade dos serviços prestados
aos clientes e assegurar a sustentabilidade dos resultados.
139

Incorporando as mais modernas tecnologias de supervisão e comando à distância, o Sistema de Controle e
Comando – SCC permite, a partir do Centro de Operação do Sistema – COS, telecomandar equipamentos,
monitorar e sinalizar, em tempo real, qualquer evento que ocorra na rede elétrica, reduzindo o tempo dos
desligamentos e de atendimento aos clientes. Conforme previsto, o Programa Integrado de Modernização foi
concluído em dezembro de 2005 e telecomanda as 57 subestações em operação na Companhia.
No projeto de automação das redes de distribuição, que consiste no telecomando e telesupervisão, a partir do
COS, de religadoras automáticas instaladas ao longo dos 12.000 km de rede de média tensão, via
comunicação “wireless”, foram adquiridas novas unidades de microrremotas, totalizando 275 equipamentos já
telecomandados.
Em maio de 2005, entrou em produção o “PowerOn”, completando a implantação do Sistema de Informações
Técnicas – SIT. Esta nova ferramenta permite trabalhar com o cadastro de toda a rede de distribuição
georeferenciada, facilitando e agilizando o despacho de turmas e a localização das possíveis falhas associadas
a reclamações de clientes.
Para suporte aos sistemas e soluções implantadas pelo Programa Integrado de Modernização e incorporando
as mais modernas tecnologias de telecomunicações e de segurança da informação, foi ampliada a rede
corporativa de telecomunicações de alta capacidade, convergente, para transmissão de voz, dados e imagem,
com a integração das 13 novas lojas de atendimento comercial e prestadores de serviço, destacando-se a
integração com as demais empresas do Grupo Energias do Brasil.
Expansão e melhoramento da rede
Para atendimento da demanda do mercado, com níveis de qualidade exigidos pela legislação, em 2005, foram
investidos R$ 66 milhões na expansão e adequação das redes elétricas, na ligação de novos clientes e na
instalação de sistemas de medição e iluminação pública.
Destaca-se a construção da estação de transformação em Maresias, no município de São Sebastião, agregando
uma potência de 15 MVA e beneficiando diretamente a população do litoral Norte, principalmente nos
períodos de verão.
Foi também iniciada a construção da linha de transmissão Norte-Nordeste, localizada no Parque Ecológico do
Tietê, que permitirá interligar duas estações terminais que suprem a Bandeirante e viabilizar o
remanejamento, através do sistema de subtransmissão, de cargas de até 300 MVA, bem como postergar, sem
prejuízo da qualidade de serviço, investimentos significativos na ampliação destes terminais. Adicionalmente,
esta obra aumentará a qualidade e confiabilidade do fornecimento de energia elétrica ao município de
Guarulhos.
Também foram ampliadas as estações de transformação Valter José dos Santos, José Centro, Barra do Una e
Bonsucesso, disponibilizando potência adicional de 30 MVA.
140

Tecnologia de Informação
Pelo quarto ano consecutivo, a Bandeirante está entre as “100 Empresas Mais Ligadas do Brasil”, segundo a
revista InfoExame, destacando-se como integrante da vanguarda de TI – Tecnologia de Informação no país.
Entre as concessionárias distribuidoras de energia elétrica, a Bandeirante foi a única a figurar na relação em
2004.
Em 2005 foram disponibilizadas novas infra-estruturas de TI para suporte aos projetos de modernização
implementados pela Emissora, assim como a formação das equipes de manutenção e estabilização dos
referidos projetos. A relação computadores pessoais por colaborador efetivo é de 0,8. Foram realizados
projetos de consolidação dos servidores descentralizados e upgrade para o Windows2003 Server e de
implementação de novas soluções de Segurança da Informação.
Para atendimento às necessidades adicionais de tráfego, foi implantada uma nova rede corporativa de
telecomunicações de alta capacidade, convergente, com gerenciamento on line em regime ininterrupto, que
integra todos os sistemas técnicos, comerciais, financeiros e de administração, bem como todas as centrais
telefônicas, em tecnologia de voz sobre IP (Internet Protocol), permitindo o controle remoto de tarifação,
programação, monitoramento e seleção automática de rotas inteligentes para minimizar os custos das ligações
e comportando sistemas de videoconferência, televigilância e segurança operativa.
Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética
A estratégia adotada para o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento se baseia na seleção de projetos que
possam melhorar o sistema elétrico da Bandeirante, permitindo um melhor atendimento aos clientes por meio
do aumento da confiabilidade, redução de perdas do sistema, melhoria na gestão dos processos,
desenvolvimento de ferramentas de auxílio ao planejamento e produtos voltados à melhoria da qualidade da
energia elétrica.
No Programa de Eficiência Energética, buscando assegurar a melhor utilização do produto distribuído aos
seus clientes, a Bandeirante promoveu em 2005 diversas atividades e projetos de eficiência energética, que
resultaram na economia de 11,4 mil MWh/ano e redução da demanda no horário de ponta da ordem de 2,6
MW, entre outros benefícios.
Cumpre destacar o projeto desenvolvido pela Bandeirante, de utilização de dados de descargas atmosféricas
para o desenvolvimento, otimização, operação e manutenção do seu sistema elétrico, gerando informações
precisas sobre a incidência e características dos raios na sua área de concessão.
Merecem destaque especial os projetos de “Capacitação em Eficiência Energética Industrial”, um amplo
programa de treinamento orientado para a melhor gestão da demanda energética de 80 clientes, desenvolvido
de forma personalizada à realidade de cada unidade consumidora e o projeto de “Controle da Demanda e
141

Consumo no Horário de Ponta” no Sistema Autônomo de Águas e Esgotos de Guaratinguetá/SP – SAAEG,
que resulta, além da economia de 1 GWh/ano e a redução da demanda no horário de ponta de 0,8 MW, em
grande economia e melhoria do sistema de distribuição de água à população daquele município.
A Bandeirante também conquistou em 2005 o Prêmio FIESP de Conservação e Uso Racional de Energia,
promovido pela Federação das Indústrias do Estado de São Paulo. O projeto “Eficientização em Sistema de
Saneamento”, realizado na Estação Elevatória de Água de Santana, da SABESP – Cia. de Saneamento Básico
de São Paulo, destacou-se como o mais expressivo do Estado de São Paulo em ganho de produtividade e
redução do desperdício de recursos naturais.
A legislação específica determinou que, após 31 de dezembro de 2005, as distribuidoras devem aplicar em
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico, anualmente, o montante mínimo de 0,75% da sua Receita
Operacional Líquida (“ROL”) anual, e, no mínimo, 0,25% em programas de eficiência energética, voltados para
o uso final da energia. Até 31 de dezembro de 2005, as distribuidoras aplicaram 1% da ROL anual, divididos em
partes iguais de 0,5% para eficiência energética e 0,5% para pesquisa e desenvolvimento. No que tange a
pesquisa e desenvolvimento fica distribuído 0,2% para projetos executados pelas distribuidoras, 0,2% destinados
ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT e 0,1% destinados ao MME, a fim
de custear os estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como, os de
inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidrelétricos.
Contratos Relevantes
Contratos Operacionais
Contrato de Concessão
Os direitos à exploração de serviços relativos à distribuição de energia elétrica nas áreas de concessão dentro
do Estado de São Paulo foram outorgados à Bandeirante por meio da Resolução da ANEEL n.º 72, de 25 de
março de 1998, publicada no Diário Oficial da União de 27 de março de 1998.
As condições para exploração dos serviços acima mencionados constam do Contrato de Concessão, firmado
em 23 de outubro de 1998 entre a Bandeirante e a União, esta última na qualidade de Poder Concedente.
O prazo do Contrato de Concessão é de 30 anos, contado a partir da data de assinatura, podendo ser
prorrogado, no máximo, por período igual, mediante requerimento da Bandeirante, apresentado até 36 meses
antes do término do prazo do contrato, o qual será analisado pelo Poder Concedente, que decidirá com base
nos princípios de continuidade e qualidade do serviço público.
A Bandeirante se compromete, nos termos do Contrato de Concessão, a manter e aperfeiçoar equipamentos e
instalações em conformidade com a qualidade, continuidade, segurança e confiabilidade dos padrões de
serviços estabelecidos, ou a serem estabelecidos, pela ANEEL.
142

O Contrato de Concessão estabelece a inexistência de exclusividade para a Bandeirante com relação aos
consumidores de energia elétrica qualificados como Consumidores Livres nos termos da Lei do Setor
Elétrico, aos quais é assegurado livre acesso à energia elétrica de qualquer outro fornecedor. No que concerne
ao relacionamento com os consumidores, cumpre ainda ser ressaltado que a Bandeirante se compromete a
manter em permanente funcionamento o chamado “conselho de consumidores”, integrado por representantes
das diversas classes de consumidores, de caráter consultivo e voltada para orientação, análise e avaliação dos
serviços e da qualidade do atendimento prestado pela Bandeirante, bem como para a formulação de sugestões
e propostas de melhoria dos serviços.
Ainda nos termos do Contrato de Concessão, a Bandeirante deve ter por objeto social a exploração de
serviços públicos de energia elétrica, comprometendo-se somente a exercer outra atividade empresarial
mediante prévia autorização da ANEEL e desde que as receitas auferidas, que deverão ser contabilizadas em
separado, sejam parcialmente destinadas a favorecer a modicidade das tarifas do serviço de energia elétrica.
Observadas as regras da legislação econômica vigente, por iniciativa da ANEEL ou da Companhia, as tarifas
poderão ser reajustadas mediante aplicação de fórmulas constantes no Contrato de Concessão, com periodicidade
anual, podendo haver revisão de tarifas de acordo com as situações elencadas no Contrato de Concessão.
Especificamente no caso da Companhia, a época prevista para o reajuste anual é outubro de cada ano.
Além do reajuste anual, a Companhia está sujeita à revisão ordinária a cada 4 anos, que pode aumentar ou
diminuir as suas tarifas. A primeira revisão ordinária da Companhia ocorreu em 2003. Para mais informações,
ver item “Tarifas” nesta mesma seção.
O Contrato de Concessão sofreu três aditamentos, respectivamente em: 1º de julho de 2002, 25 de março de
2003 e 29 de agosto de 2005.
O primeiro termo aditivo ao Contrato de Concessão estabeleceu a transferência à Piratininga de parcela da
área de concessão da Bandeirante e respectivos ativos, como conseqüência da cisão parcial da concessão
outorgada à Companhia.
O segundo termo aditivo ao Contrato de Concessão formalizou a transferência da participação acionária da
Companhia, detida pela Enerpaulo, para a EDP, sendo que a parcela cindida, referente ao ágio da aquisição da
Bandeirante e a provisão para preservação de dividendos, foi transferida para a Bandeirante e a parcela
cindida, referente aos demais direitos e obrigações, foi transferida para a EDP.
O terceiro termo aditivo foi firmado, refletindo alterações da legislação, para possibilitar o repasse dos custos
de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos (i) de energia elétrica proveniente de
empreendimentos de geração distribuída; (ii) de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado
– CCEAR e (iii) decorrentes de leilões de ajuste pelos agentes de distribuição, para as tarifas dos
consumidores finais dos agentes de distribuição.
143

Contrato de Uso ao Sistema de Transmissão (CUST) e Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão
(CCT)
Em 30 de dezembro de 2002, a Bandeirante, o ONS e as concessionárias de transmissão representadas pelo
ONS, firmaram o contrato CUST n° 118/2002, com prazo de duração até a extinção da concessão, com o
objetivo de estabelecer os termos e as condições que regularão (i) a prestação de serviços de transmissão pelas
concessionárias, mediante controle e supervisão do ONS; (ii) a prestação pelo ONS dos serviços de
coordenação e controle de operação dos sistemas eletroenergéticos interligados, das interligações
internacionais e de administração dos serviços de transmissão prestados pelas concessionárias de transmissão;
e (iii) a administração pelo ONS da cobrança e da liquidação dos encargos de uso da transmissão e a execução
do sistema de garantias, atuando por conta e ordem das concessionárias de transmissão.
A Bandeirante pagará mensalmente os encargos de uso da transmissão, bem como eventuais ultrapassagens
do montante de uso e sobrecargas em instalações e equipamentos das concessionárias de transmissão,
conforme regulamentação da ANEEL, sendo que os encargos serão compostos de 4 partes: (i) pagamento dos
serviços de transmissão às concessionárias de transmissão; (ii) pagamento ao ONS pelos serviços prestados;
(iii) pagamento às concessionárias de transmissão na hipótese de ultrapassagem do montante de uso; e (iv)
pagamento às concessionárias de transmissão por eventuais sobrecargas em suas instalações e equipamentos.
Em 10 de fevereiro de 2000, a Bandeirante e a CTEEP – Companhia de Transmissão de Energia Elétrica
Paulista firmaram Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão, com prazo de duração até a extinção da
concessão, cujo objeto é estabelecer as condições, procedimentos, responsabilidade técnico-operacionais e
comerciais que regulam a conexão da Bandeirante com a rede básica, por meio das instalações e pontos de
conexão de propriedade da CTEEP e da Companhia, cujos encargos são de acordo com os montantes e regras
estabelecidos pela ANEEL.
Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica
Com exceção dos contratos celebrados com empresas do Grupo Energias do Brasil (descritos a seguir), os
principais contratos de compra e venda de energia celebrados pela Companhia seguem indicados abaixo:
Vendedora
Período de Suprimento - Data
Início Término
Ano GWh
CESP 01-jan-05 31-dez-12
2005
2006
180,036
144,572
CHESF 01-jan-05 31-dez-12
2005
2006
562,613
451,786
COPEL 01-jan-05 31-dez-12
2005
2006
220,544
177,100
FURNAS 01-jan-05 31-dez-12
2005
2006
643,782
516,967
ITAIPU 10-jun-99 31-dez-13 4.025,550
144

Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica celebrados com empresas do Grupo Energias do Brasil
A Companhia celebrou diversos contratos de compra e venda de energia elétrica com partes relacionadas. As
principais características desses contratos encontram-se descritas a seguir:
Vendedora
Data de
Assinatura
Prazo/Vencimento
Montante no período
total (MWh)
Aprovação
pela ANEEL
EDP Lajeado 09.11.2001 12 anos 1.341.590 sim
Investco 01.08.2002 15.12.2032 379.257 sim
Enerpeixe 23.12.2002 31.01.2016 9.428.258 sim
Enertrade 23.10.2003 31.12.2005 570.120 sim
* a tabela acima não inclui contratos referentes ao primeiro leilão de energia existente, que não necessitam de aprovação
da ANEEL.
EDP Lajeado – Em 09 de novembro de 2001, a Bandeirante firmou contrato de compra e venda de energia
elétrica com a EDP Lajeado, para início de suprimento em 01 de dezembro de 2001, e término em 31 de
dezembro de 2013. O montante anual contratado foi de 90.025,4 MWh para o ano de 2001 e 113.778,6 MWh
nos demais anos, ao preço de R$ 50,12/MWh, data-base de dezembro de 2000, reajustável anualmente. O
contrato foi homologado pela ANEEL em 28 de agosto de 2002, por meio do Ofício n.º 827/2002-SFF/ANEEL.
Em 18 de outubro de 2002, foi celebrado o Primeiro Termo de Aditamento ao Contrato de Compra e Venda de
Energia Elétrica alterando a data para o reajuste do preço para o dia 23 de outubro de cada ano.
Investco – Em 01 de agosto de 2002, a Bandeirante celebrou contrato de compra e venda de energia elétrica
com a Investco, para início de suprimento em 1º de agosto de 2002 e término em 15 de dezembro de 2032, no
montante de 1.029,67 MWh ao mês, ao preço de R$ 53,97/MWh, data-base de fevereiro de 2002. O contrato
foi homologado pela ANEEL em 14 de abril de 2003, por meio do Ofício nº. 494/2003-SFF/ANEEL.
Enerpeixe – Em 23 de dezembro de 2002, a Bandeirante celebrou contrato de compra e venda de energia
elétrica com a Enerpeixe, para início de suprimento em 1º de fevereiro de 2006 e término em 31 de janeiro de
2016. O montante anual contratado foi de 93,4 MW-médios para o ano de 2006 e 109 MW-médios para os
demais anos, ao preço de 107,18/MWh, data-base de outubro de 2003, reajustável anualmente, conforme
aditamento celebrado em 17 de outubro de 2003. O contrato e o aditamento foram homologados pela ANEEL
em 06 de novembro de 2003, por meio do Ofício nº 1850/2003-SFF/ANEEL.
Enertrade – Em 23 de outubro de 2003, a Bandeirante celebrou contrato de compra e venda de energia
elétrica com a Enertrade, com início de suprimento em 1º de janeiro de 2004 e término em 31 de dezembro de
2005. O montante contratado foi de 30 MW-médios em 2004 e 35-MW médios em 2005, ao preço de R$
68,80/MWh, data-base de outubro de 2003. O contrato foi homologado pela ANEEL em 24 de dezembro de
2003, por meio do Ofício nº 2195/2003-SFF/ANEEL. A última fatura, referente ao suprimento do mês de
dezembro de 2005 será paga à Enertrade em janeiro de 2006.
145

Leilão de Energia
Em 7 de dezembro de 2004, foi realizado o primeiro leilão de energia nos termos da Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico. Para maiores informações sobre a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ver Seção “Visão
Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil” deste Prospecto.
Os contratos nesse leilão foram firmados com vigência até 31 de dezembro de 2012 para os contratos com
início de suprimento em 1° de janeiro de 2005, até 31 de dezembro de 2013 para os contratos com início de
suprimento em 1° de janeiro de 2006, e até 31 de dezembro de 2014 para os contratos com início de
suprimento em 1° de janeiro de 2007.
Os contratos prevêem que o suprimento de energia elétrica vigorará pelo prazo previsto, independentemente
do prazo final da concessão, permissão ou autorização do comprador, assumindo o sucessor todas as
obrigações e direitos previstos no CCEAR.
Leilão 01/2005
Em 2 de abril de 2005, foi realizado o segundo leilão de energia de empreendimentos existentes nos termos da
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Para maiores informações sobre a Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil” deste Prospecto.
Os contratos foram firmados com vigência até 31 de dezembro de 2015 e início de suprimento em 1° de
janeiro de 2008.
Os contratos prevêem que o suprimento de energia elétrica vigorará pelo prazo previsto, independentemente
do prazo final da concessão, permissão ou autorização do comprador, assumindo o sucessor todas as
obrigações e direitos previstos no CCEAR.
Contratos Financeiros
Com exceção do contrato de empréstimo celebrado com a Energias do Brasil (descritos na Seção “Operações
com Partes Relacionadas”), segue abaixo descrição dos contratos de financiamento relevantes da Companhia.
Além dos contratos abaixo mencionados, a Companhia também é parte em outros contratos de financiamento
celebrados no curso normal de seus negócios.
Empréstimos em Moeda Nacional
Contratos de Financiamento celebrados com o BNDES
A Companhia celebrou Contratos de Financiamento envolvendo recursos do BNDES, cujo saldo devedor, em 31
de dezembro de 2005, era de R$ 198,4 milhões. Esses contratos possuem termos e condições semelhantes, dentre
os quais se destaca a restrição à alienação e oneração de ativos, amortização de ações, emissão de debêntures e
concessão de preferência a outros créditos em detrimento daqueles concedidos pelo BNDES. Tais contratos
apresentam ainda hipóteses usuais de inadimplemento e vencimento antecipado. Os contratos são:
146

(a) Contrato celebrado no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias
de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, conforme Lei nº 10.762 de 11 de novembro de 2003.
Este contrato destina-se a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação dos
mecanismos de compensação das variações dos itens da Parcela A, para os reajustes e revisões tarifárias
anuais, referente ao período compreendido entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004. Foi celebrado com a
interveniência da ANEEL e do Bradesco, em 7 de abril de 2004, com vencimento em 15 de novembro de
2006, no montante de R$71,9 milhões, com juros incidentes à taxa de 1% ao ano acima da taxa média anual
ajustada da Selic, cujo saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 43,8 milhões. A dívida é
garantida por cessão e transferência do produto da cobrança da tarifa de fornecimento de serviços públicos de
distribuição de energia elétrica no valor equivalente a 2,77% do faturamento mensal da Bandeirante.
(b) Contrato celebrado no âmbito do Acordo Geral do Setor Elétrico e Lei nº 10.438 de 26 de abril de
2002, conforme alterada. Este contrato destina-se a suprir parte das insuficiências de recursos decorrentes da
redução de receita ocorrida durante a vigência do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia
Elétrica (vide a Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil – Histórico e Regulamentação”).
Foi celebrado com a interveniência da ANEEL e do Bradesco, em 13 de fevereiro de 2002, aditado em 29 de
agosto de 2002, 21 de outubro de 2002 e em 6 de maio de 2003, com vencimento em 15 de junho de 2007, no
montante de R$ 306,1 milhões, com juros incidentes à taxa de 1% ao ano acima da taxa média anual ajustada
da Selic, cujo saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 154,6 milhões. A dívida é garantida por
cessão e transferência do produto da cobrança da tarifa de fornecimento de serviços públicos de distribuição
de energia elétrica no valor equivalente a 5,38% do faturamento mensal da Companhia, sendo este percentual
reduzido para 3,77% até 31 de dezembro de 2006.
Contas Garantidas
Referem-se a empréstimos obtidos em diversas instituições financeiras nacionais, para cobertura do fluxo de caixa
operacional, com taxa de juros média de 104,5% do CDI, garantidos por notas promissórias de em média 120% do
valor do principal. O saldo devedor desses contratos, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 151,0 milhões.
Empréstimos em Moeda Estrangeira
Contrato celebrado com o BID. A Bandeirante celebrou Contrato de Empréstimo com o BID, em 5 de março
de 2004, no montante de até US$100,0 milhões, cujo saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era de R$
236,6 milhões. O principal foi disponibilizado em duas tranches com as seguintes condições: (i) Tranche “A” no
valor de US$38,9 milhões, com vencimento em 15 de fevereiro de 2012, remunerado por juros calculados pela
taxa Libor (Taxa Interbancária do Mercado de Londres) acrescida de 4,375% ao ano; (ii) Tranche “B” no valor
de US$61,1 milhões, com vencimento em 15 de fevereiro de 2009, remunerado por juros calculados pela taxa
Libor (Taxa Interbancária do Mercado de Londres) acrescida de 4% ao ano. Este contrato contém hipóteses
usuais de vencimento antecipado e inadimplemento. Por meio deste contrato a Bandeirante tem a obrigação de
observar os seguintes índices financeiros: (1) de Coeficiente de Cobertura de Liquidez não inferior a 1:1 a partir
de maio de 2006; (2) Coeficiente Dívida Total/EBITDA inferior a 3,5:1 durante o ano de 2005, e inferior a
3,25:1 ao final de cada trimestre subseqüente; e (3) Coeficiente Dívida Total/Dívida Total e Patrimônio Líquido
inferior a 0,6:1 ao final de cada trimestre anterior a 2007, e inferior a 0,55:1 ao final de cada trimestre
subseqüente. A Bandeirante celebrou também Contratos de Swap com o Banco J.P. Morgan S.A., em 15 de
março de 2004, e com o Banco Citibank, em 13 de novembro de 2003, para trocar os encargos originais do
financiamento por remunerações baseadas no intervalo de 95% a 118,64% do CDI para os quais valem os
mesmos índices financeiros acima. No contrato celebrado com o Banco J.P. Morgan S.A., a Bandeirante
compromete-se, tal como com o BID, a (a) não assumir novas dívidas superiores a US$50 milhões, exceto se
esta nova dívida seja resultado de renegociação ou substituição de dívida existente, desde que celebrada dentro
dos padrões e taxas de mercado e seja observada a estipulação prevista no item “2” acima e (b) observar a
estipulação prevista no item “1” acima até o término do contrato ou dos acordos a ele relacionados. A dívida é
garantida pela cessão e transferência ao BID de (i) todos os direitos e interesses da Bandeirante relativos ao
produto da cobrança da tarifa de fornecimento de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, e demais
147

serviços prestados pela Bandeirante, aos seus clientes, incluindo sem limitação, todas as receitas, juros devidos à
ou recebidos pela Bandeirante assim como todo direito em espécie, cheques, transferências eletrônicas e
qualquer outra forma de pagamento devido à ou recebido pela Bandeirante àqueles títulos, limitado, em cada
período de apuração, ao valor equivalente a 2 vezes o valor do próximo pagamento do serviço da dívida, e o
direito de crédito da Bandeirante em face do Unibanco – União de Bancos Brasileiros S.A. relacionado a
determinadas contas ou em face de qualquer terceiro para quem o objeto desta cessão seja transferido; e (ii)
todos os direitos decorrentes de qualquer direito a indenização ou direitos a quaisquer outros valores de qualquer
natureza, pagos, devidos ou potencialmente devidos à Bandeirante pelo Poder Concedente ou, ainda, por
qualquer outra autoridade, a título de indenização das parcelas dos investimentos vinculados aos bens reversíveis
da concessão, ainda não amortizados ou depreciados, assim como qualquer indenização que venha a ser recebida
pela Bandeirante em virtude do término da concessão e/ou da decorrência de qualquer evento de desapropriação
previsto no contrato.
Contrato de repasse externo lastreado com recursos captados no DEG – Deutsche Investitions und
Entwicklungsgesellschaft MBH celebrado com o Banco Itaú BBA. A Companhia celebrou contrato de
repasse externo lastreado com recursos captados no DEG – Deutsche Investitions und
Entwicklungsgesellschaft MBH, firmado em 5 de fevereiro de 2002, com vencimento final em 15 de março
de 2006. O saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era R$ 2,9 milhões, com juros de 9,5% ao ano, mais
variação cambial e garantido com nota promissória e que estabelece ainda covenants, integralmente atendidos
até o momento, cujo descumprimento resultaria em aumento da taxa de juros e até a antecipação do
vencimento do contrato. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial no valor de R$ 1,8
milhões, com característica de hedge.
Contrato de Empréstimo celebrado com o Banco Santander Brasil. A Companhia firmou em 20 de
dezembro de 2004 contrato de US$11 milhões com juros de 4,15% ao ano, mais variação cambial e garantido
com nota promissória, com vencimento de principal e encargos em uma única parcela em 11 de dezembro de
2006, cujo saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 26,9 milhões. Para este empréstimo foi
realizada operação de swap cambial no valor de R$ 9,6 milhões, com característica de hedge.
Outros Contratos
A Companhia celebrou diversos contratos de prestação de serviços com diversas partes, sendo que os
contratos principais seguem discriminados na tabela abaixo:
Objeto Contratado
Área de
Atuação
Vigência
Município
São José dos
Valor Total
atual (R$) Início Fim
Serviços de construção e CONSTRUTORA
Campos 13.431.937,30 01/04/03 31/03/08
manutenção em redes de
distribuição de energia
REMO LTDA.
Litoral Norte 9.091.340,36 01/04/03 31/03/08
elétrica, em áreas
START ENGENH.E
primárias ou secundárias, ELETRIC.LTDA. Guaratinguetá 9.284.172,71 01/04/03 31/03/08
incluindo iluminação IELO INSTAL.ELETR.E Vale do
pública, serviços de
OBRAS LTDA Paraíba Taubaté 6.792.639,52 01/04/03 31/03/08
ligação, modificação,
KVA ENG. E
aferição em campo, corte EQUIPAMENTOS
e religação de clientes,
LTDA Cumbica 5.200.000,00 01/07/05 31/03/07
serviços de intervenção na
vegetação, turmas
complementares e turmas
de emergência.
START ENGENH.E
ELETRIC.LTDA.
FM RODRIGUES & Alto
Mogi das
Cruzes e
Suzano 18.438.994,78 01/04/03 31/03/08
CIA.LTDA. Tietê Guarulhos 5.200.000,00 01/07/05 31/03/07
148

Serviços de leitura de
medidores com repasse de
irregularidades e pedidos
de verificação de leituras
para clientes atendidos em
baixa tensão, em unidades
consumidoras
monofásicas, bifásicas e
trifásicas, com medição
direta ou indireta, e
entrega de faturas de
energia elétrica, reavisos
de vencimentos, cartas
comerciais e/ou
comunicados, para
clientes atendidos em
baixa, média e alta tensão,
situados em regiões
urbanas e rurais.
Serviços de atendimento
comercial pessoal,
exclusivo da bandeirante,
através da instalação de
lojas e quiosques, de
titularidade da attendix
serviços de atendimento
ltda., aos clientes
atendidos em baixa e
média tensão, na área de
concessão da bandeirante.
Serviços de segurança e
vigilância, em
conformidade com as
normas legais reguladoras
da atividade para as
dependências da
bandeirante, situadas nos
municípios pertencentes à
área de concessão da
bandeirante.
Serviços de portaria,
recepção, monitoramento
e telefonista, em
conformidade com as
normas legais reguladoras
das atividades para as
dependências da
bandeirante, situadas nos
municípios pertencentes à
área de concessão da
bandeirante.
ENGELÉTRICA-
TECNOL.DE
MONTAG.L
ATTENDIX -
SERVIÇOS DE
ATENDIM
VANGUARDA
SEGUR.E
VIGILÂNC.LT.
INTERATIVA
SERVICE LTDA
Toda
concessão 28 Municípios 3.807.135,87 01/06/05 30/06/06
Toda
concessão 28 Municípios 4.295.616,00 01/06/05 31/05/07
Toda
concessão 28 Municípios 2.490.762,39 01/05/05 30/04/07
Toda
concessão 28 Municípios 2.313.562,35 01/05/05 30/04/07
149

Serviço de limpeza,
conservação e jardinagem.
Serviço de fornecimento
de materiais de escritórios
LIMITE
SERV.ADM.CONS.E
SERV.LT
GIMBA SUPRIM
ESCRIT E INFORM
ENTEL
CONSTR.ELÉTRICAS
LTDA.
Toda
concessão
Toda
28 Municípios 1.905.600,00 01/11/04 31/12/06
concessão 28 Municípios 1.468.000,00 14/011/05 30/06/07
Serviços de recuperação
Toda
de transformadores de
concessão 28 Municípios 1.069.127,90 30/05/03 31/05/06
distribuição aérea TRANSFORMADORES Toda
JUNDIAI LTDA concessão 28 Municípios 1.095.127,40 30/05/03 31/05/06
Serviços de manutenção e
recuperação de
equipamentos de
distribuição e de CMEL-SERV-CENTRO Toda
instrumentos de medição
Serviços de teleatendimento
centralizado
DE MANUTENÇÃO concessão 28 Municípios 3.768.000,00 15/06/02 15/09/06
(comercial 120 e técnico
Toda
196) MOBITEL S/A concessão 28 Municípios 9.266.384,41 01/04/04 31/03/06
Patentes, Marcas e Licenças
O Grupo Energias do Brasil tem por política proteger suas marcas e possui cerca de 30 marcas com registro
pedido ou concedido no Brasil em diversas classes, sendo as principais marcas as que envolvem o nome do
grupo, bem como as que tratam dos nomes das empresas do Grupo Energias do Brasil, como “EDP”,
“Energias do Brasil”, “Bandeirante”, “Enersul”, “Escelsa”, “Enertrade”, entre outras.
Marketing
A Bandeirante está efetuando investimentos significativos na melhoria da qualidade de seus serviços, para
então melhor divulgar sua marca, com vistas à competição ora em fase de implantação no setor elétrico, e à
conquista de novos negócios.
Meio Ambiente
A Emissora está sujeita a abrangente legislação ambiental brasileira nas esferas federal, estadual e municipal.
O cumprimento desta legislação é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor
sanções administrativas contra a Companhia por eventual inobservância da legislação.
A Bandeirante é uma distribuidora de energia elétrica, operando um sistema em tensão inferior a 138 kV, que
por suas características, não gera impactos ambientais significativos.
150

As questões ambientais são tratadas pelo Grupo de Atividade de Meio Ambiente, órgão ligado diretamente à
Diretoria Técnica da empresa e constituído por profissionais qualificados, que além de gerenciar as atividades
da empresa tendo em vista o cumprimento da legislação ambiental, participa da implementação do sistema de
gestão integrada, que congrega atividades das áreas de meio ambiente, segurança do trabalho, saúde
ocupacional e comunicação social.
A Emissora não adere, por qualquer meio, a padrões internacionais relativos à proteção ambiental.
Destacamos, a seguir, as principais ações ambientais desenvolvidas durante o ano de 2005:
1) Desenvolvimento de Sistema Integrado de Gestão Ambiental, Saúde Ocupacional, Segurança do Trabalho
e Comunicação Social – PROJETO SIGA.
O PROJETO SIGA foi desenvolvido tendo como objetivos principais a redução, controle, eliminação ou
mitigação de impactos e riscos relativos ao meio ambiente, saúde ocupacional, segurança do trabalho e
comunicação social, observando rigorosamente todos os requisitos estabelecidos nas normas internacionais da
série ISO 14.000 e OHSAS 18.000, bem como na legislação brasileira. Após auditoria realizada por empresa
especializada e reconhecida internacionalmente, no âmbito do processo de financiamento com o BID, o SIGA
foi aprovado como uma moderna e inovadora solução integrada de gestão.
2) Identificação e tratamento dos principais impactos ambientais e sociais.
No âmbito do PROJETO SIGA, todos os processos que envolvem a expansão e operação do sistema elétrico
foram detalhados e analisados com a finalidade de se identificar as atividades geradoras de riscos, bem como
os respectivos aspectos e impactos potenciais ao meio ambiente. A partir dessa identificação foram
estabelecidos objetivos, metas e indicadores de desempenho e desenvolvidos procedimentos que visam à
prevenção, minimização, mitigação e controle de riscos e impactos ambientais e sociais.
Foram detectados pequenos vazamentos de óleo mineral biodegradável (gotejamento) nas flanges de 8
transformadores da Bandeirante. Esse tipo de ocorrência é comum em distribuidoras de energia elétrica, sendo
inclusive tema de discussões entre equipes de manutenção na ABNT – Associação Brasileira de Normas
Técnicas. A situação já foi regularizada, porém, até o momento, nenhum estudo ou análise foi feito para
averiguação de possíveis danos ocasionados por esse tipo de vazamento.
3) Diagnóstico Sócio-ambiental.
A Bandeirante iniciou em 2004 um diagnóstico social e ambiental em todas as instalações em que há
equipamentos instalados ou armazenados com grandes volumes de óleo, fontes de ruído permanente ou
substâncias químicas perigosas que possam apresentar riscos ao meio ambiente, buscando certificar-se da
inexistência de passivos ambientais.
151

4) Coleta Seletiva de lixo.
O programa de coleta seletiva de resíduos e destinação de materiais como papel, papelão, vidros e plásticos
para a reciclagem foi implantado em setembro de 2001. Os recursos obtidos com a venda dos materiais
recicláveis são destinados para o programa social “Bandeirante Comunidade”.
5) Regularização de empreendimentos construídos a partir de 1981.
Todos os empreendimentos construídos a partir de 1981 são objeto de processo de regularização conjunta
perante a Secretaria de Estado do Meio Ambiente – SMA, para a emissão da respectiva licença ambiental de
operação. Com esta finalidade, a partir da análise dos diversos empreendimentos, ora em operação, a
Bandeirante espera firmar um Termo de Compromisso de Ajustamento de Conduta – TAC com a Secretaria
de Estado do Meio Ambiente – SMA. Não há previsão para a assinatura do Termo de Compromisso de
Ajustamento de Conduta, tendo em vista que depende do levantamento e análise de documentos solicitados
pelo órgão fiscalizador.
6) Educação e Conscientização Ambiental.
A Bandeirante realizou em 2005 diversas ações e eventos, como palestras e treinamentos, voltados aos
colaboradores, visando promover a educação e conscientização ambiental.
Plano Verão
A Bandeirante possui um plano de ação para enfrentar as situações de emergência ocorridas durante a estação
das chuvas: o Plano Verão.
O Plano Verão tem vigência de novembro a março, período em que as chuvas são constantes e intensas, e seu
objetivo é assegurar o pronto atendimento à demanda de fornecimento de energia elétrica para os municípios
da sua área de concessão, especialmente para as localidades litorâneas, durante os períodos de alta temporada,
dispondo recursos técnicos adicionais e desenvolvendo trabalhos de manutenção preventiva.
Após o período das chuvas, a Bandeirante dá início ao programa de poda de árvores que causam interferência
na rede elétrica, que é desenvolvido mediante a obtenção de autorizações junto aos órgãos ambientais
estaduais e municipais.
Óleo Ascarel
A Bandeirante mantém em operação duas estações de bancos de capacitores que ainda utilizam o óleo ascarel
como meio isolante. Os equipamentos em operação, quando da ocorrência de defeitos, são submetidos a
procedimentos específicos de manuseio, acondicionamento, transporte e destinação final. Existe um plano de
152

desativação gradativa desses equipamentos até 2008, o que exigirá recursos da ordem de R$ 1,3 milhão. Em
se tratando de investimento previsto para a recomposição do sistema elétrico, não houve necessidade de
provisão contabilizada.
Dentro do processo de regularização de instalações operacionais antigas da Bandeirante no que diz respeito ao
seu licenciamento ambiental, a Bandeirante está realizando um estudo para detectar eventuais passivos
ambientais envolvendo potencial contaminação local de solo e águas subterrâneas com óleo ascarel.
Seguros
A Companhia mantém contratos de seguros com coberturas determinadas por orientação de especialistas,
levando em conta a natureza e o grau de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais
perdas significativas sobre seus ativos e responsabilidades. Os principais valores em risco com coberturas de
seguros, em 31 de dezembro de 2005, eram:
Política de Hedge Cambial
A Companhia mantém uma política conservadora em relação à exposição do seu passivo bancário frente às
oscilações cambiais, mantendo hedge para 100% de sua dívida vinculada a moeda estrangeira. Atualmente, o
hedge tem sido feito por meio de operações de swaps, nas quais a Bandeirante fica ativa em variação cambial
e passiva em algum indexador.
Prêmios
Em 2004, a Bandeirante consolidou um programa de modernização iniciado em 2002, denominado “Programa
Integrado de Modernização”. O referido programa contribui no aumento de eficiência, agilidade e
flexibilidade operacionais da Bandeirante, bem como na redução de custos, melhora na qualidade dos serviços
prestados aos clientes e sustentabilidade dos resultados. O Programa Integrado de Modernização compreende
a implantação do Sistema de Comando e Controle – SCC, do projeto de Automação das Redes de
Distribuição, do Sistema de Informações Técnicas – SIT e do Sistema de Gestão Comercial – CCS. A
Bandeirante investiu um total de R$ 144,2 milhões no Programa Integrado de Modernização, sendo R$ 30,5
milhões em 2002, R$ 71,2 milhões em 2003, e R$ 42,5 milhões em 2004.
153

O SCC, cuja conclusão está prevista para este ano, permite, a partir do Centro de Operação do Sistema –
COS, telecomandar equipamentos, monitorar e sinalizar, em tempo real, qualquer evento que ocorra na rede
elétrica, reduzindo o tempo dos desligamentos e de atendimento aos clientes. Com relação ao projeto de
automação das redes de distribuição, que consiste no telecomando e telesupervisão de religadoras automáticas
a partir do COS, através de comunicação celular, foram instaladas mais 100 unidades, totalizando 210
equipamentos telecomandados.
Por conta dos avanços proporcionados pelo Programa Integrado de Modernização, a Bandeirante recebeu o
prêmio “As Empresas mais Ligadas do País” de 2000 a 2004, da Revista Info-Exame, que a considerou entre
as cem empresas mais avançadas em tecnologia da informação no Brasil e a terceira colocada no setor de
serviços públicos. Entre as concessionárias distribuidoras de energia elétrica, a Bandeirante foi a única a
figurar na relação de 2004 da referida revista.
154

PROPRIEDADES, PLANTAS E EQUIPAMENTOS
A Companhia possui diversos imóveis próprios, todos destinados à prestação dos serviços concedidos nos termos
do Contrato de Concessão. Nenhum dos imóveis que a Companhia aluga é essencial às suas atividades.
Em 31 de dezembro de 2005, do ativo imobilizado da Companhia, R$ 112.547 mil correspondiam a terrenos,
edificações, obras civis e benfeitorias da Bandeirante, contabilizados no balanço (na rubrica de ativo
imobilizado) com valores de referência histórico.
A Companhia não onera imóveis operacionais, como subestações, cuja eventual perda ou restrição ao uso
possa comprometer a realização das atividades da Companhia, uma vez que, segundo a legislação que rege o
setor elétrico, a alienação, oneração ou cessão de bens necessários e vinculados à prestação do serviço
concedido não podem ser feitas sem a prévia autorização da ANEEL.
A tabela a seguir indica os imóveis mais relevantes da Emissora e seus respectivos valores em 31 de maio de
2004 (data da última reavaliação destes imóveis):
Local / Imóvel
155
Valor atualizado em
maio de 2004
VALE DO PARAÍBA
Prédio - Instalação da Seção Guaratinguetá 889.460,00
Prédio - PAC / Seção e ETD José Centro 1.217.330,00
Prédio - Técnica Vale do Paraíba – SJC 1.316.920,00
Prédio - Seção e ETD Taubaté 1.837.980,00
ALTO DO TIETÊ
Terreno ECH Norte – Guarulhos 1.923.830,00
Terreno ETD Itaquaquecetuba 760.700,00
Terreno ETD Bras Cubas 865.600,00
Prédio Superintendência. Regional Leste -
Mogi das Cruzes
4.479.180,00

Empregados
RECURSOS HUMANOS
Em 31 de dezembro de 2005, a Bandeirante possuía 1.198 empregados. No quadro abaixo, pode-se identificar
a evolução do quadro de pessoal da Bandeirante nos últimos três anos:
ANO 2003 2004 2005 Var. 03/04 (%) Var. 04/05 (%)
Nº de empregados em dezembro 1.257 1.202 1.198 (4,4) (0,3)
A tabela a seguir apresenta o número de empregados, somado ao número de aprendizes e estagiários, por
plano, região e diretoria, referente aos anos de 2003, 2004 e 2005:
Em 31 de dezembro de 2005, o valor da folha de pagamento da Bandeirante, incluindo remuneração, encargos
sociais e benefícios dos empregados, totalizava R$ 97.362 mil, sendo que esse valor foi de R$ 94.922 mil em
dezembro de 2004 e R$ 92.319 mil em dezembro de 2003.
Sindicatos
Nº EMPREGADOS
Nº CLIENTES
ANO POR PLANO POR REGIÃO POR DIRETORIA POR EMPREGADO
Operacionais 488 Sede 352 Presidência 71
Admin / Téc 307 Alto Tietê 494 Administrativa 130
2003 Téc. Profission 220 V.Paraíba 442 Comercial 265
Universitários 273 Financeira 41
Técnica 781
Total 1.288 Total 1.288 Total 1.288 1050
Operacionais 431 Sede 370 Presidência 121
2004
Admin / Téc
Téc. Profission
305 Alto Tietê
207 V.Paraíba
429 Administrativa
434 Comercial
119
244
Universitários 290 Financeira 43
Técnica 706
Total 1.233 Total 1.233 Total 1.233 1144
Operacionais 405 Sede 371 Presidência 132
Admin / Téc 322 Alto Tietê 400 Administrativa 120
2005 Téc. Profission 205 V.Paraíba 455 Comercial 256
Universitários 294 Financeira 42
Técnica 676
Total 1.226 Total 1.226 Total 1.226 1182
Os empregados da Bandeirante são representados pelo Sindicato dos Eletricitários do Estado de São Paulo
(“Sindicato”). A Bandeirante possui um bom relacionamento com esse sindicato e tem acordos coletivos de
trabalho, que são renegociados anualmente.
A renegociação salarial dos empregados da Bandeirante ocorre no mês de junho. O índice de reajuste salarial
nos últimos três anos foram os seguintes: (i) 14,74% em 2003, partir de junho de 2003; (ii) 4,00% em 2004, a
partir de junho de 2004; e (iii) 8,00% em 2005, a partir de junho de 2005.
Em razão da privatização, a Bandeirante e o Sindicato estabeleceram, nos acordos coletivos de trabalho
firmados anualmente, cláusula que restringe a possibilidade de a Companhia rescindir os contrato de trabalho
156

de seus empregados sem justa causa. Apesar de o Sindicato considerar tal cláusula como garantia de emprego,
considerando o bom relacionamento, a abrangência das cláusulas e o número de empregados efetivamente
dispensados nos últimos anos, a Bandeirante entende que se trata apenas de restrição e imposição de
formalidade, já que a Companhia fica comprometida a justificar ao Sindicato, no momento de sua
homologação, o motivo de toda e qualquer rescisão de contrato de trabalho.
Pelo acordo coletivo de trabalho atual, com vigência até 31 de maio de 2006, a cláusula quinta estabelece que
a Bandeirante fica comprometida a não efetuar dispensa de empregados que não as decorrentes de baixo
desempenho, descumprimento de obrigações contratuais ou que não fundamentada em motivo disciplinar,
administrativo, técnico ou econômico, exceto quando (i) os desligamentos forem decorrentes de pedidos de
demissão, acordo mútuo, justa causa, término de contrato de trabalho, falecimento e quando se tratar de
ocupantes de cargos gerenciais, quais sejam: Gestor de Grupo de Atividade, Gerente de Divisão, Gerente
Executivo, Assistente de Diretoria e Presidente, ou (ii) ocorrerem eventuais reduções do quadro de pessoal
decorrentes de modernização dos processos de trabalho, de reestruturação organizacional, de implementação
de novas tecnologias e/ou extinção de atividades.
Além disso, esse mesmo acordo prevê que: (i) a Bandeirante realizará, no ano de 2006, uma rotatividade de
até 2% no seu quadro de pessoal sendo que as reposições de pessoal deverão ocorrer em no máximo 60 dias;
(ii) ao empregado demitido sem justa causa, durante a vigência do acordo, será mantido o fornecimento de
auxílio-alimentação, no montante do valor participativo da Bandeirante por seis meses, desde que o mesmo
esteja usufruindo desse benefício; (iii) a Bandeirante pagará também ao empregado demitido, sem justa causa,
as mensalidades relativas ao plano de saúde pelo período de seis meses; e (iv) a Bandeirante pagará, ainda, ao
empregado demitido sem justa causa, uma indenização especial correspondente a 20% do seu último salário
base mensal, para cada ano completo de efetivo serviço prestado, limitado a quatro salários.
Durante os últimos três anos, não ocorreu nenhuma paralisação na Bandeirante e não houve nenhum Plano de
Demissão Voluntária.
A tabela a seguir apresenta o número de empregados dispensados nos 3 últimos anos pela Bandeirante:
ANO 2003 2004 2005
nº de empregados
dispensados
173 132 109
O quadro abaixo indica o montante de verbas rescisórias da Companhia nos 3 últimos anos:
2003 2004 2005
Verbas rescisórias (em R$ mil) 3.476 4.177 215
Plano de Previdência Privada - Fundação CESP
A Companhia é patrocinadora da Fundação CESP, entidade fechada de previdência privada, sem fins
lucrativos, que tem por finalidade gerar e administrar um conjunto de planos de benefícios previdenciários em
favor de empregados e ex-empregados, através do Plano de Suplementação de Aposentadoria e Pensão -
PSAP/Bandeirante.
157

Esse plano de benefícios têm suas reservas matemáticas calculadas atuarialmente, segundo o regime de
capitalização sendo as mesmas reavaliadas anualmente.
31/12/2005 31/12/2004
Curto Longo Curto Longo
Prazo Prazo Prazo Prazo
BSPS – Reservas a amortizar 13.148 88.157 12.451 92.569
Programas assistenciais 4.436 3.460
Total 17.584 88.157 15.911 92.569
O valor de R$101.305 mil, apurado em 31 de dezembro de 2005, de acordo com a deliberação CVM nº 371,
de 13 de dezembro de 2000, corresponde à parcela de benefícios excedente aos ativos do Plano de Benefício
Suplementar Proporcional Saldado – BSPS que corresponde aos benefícios proporcionais dos empregados,
calculados com base no tempo de serviço até março de 1998. O déficit será liquidado em 240 meses, contados
a partir de setembro de 1997, com base em percentual sobre a folha de salários, podendo ser revisado
semestralmente para assegurar a liquidação do saldo no período acima. O percentual de contribuição atual é
de 28,16% e para o primeiro semestre de 2006 é de 26,89%. Atualmente, o plano PSAP/Bandeirante é
formado pelos seguintes planos de benefício:
Plano BSPS
Plano BD - Vigente até 31 de março de 1998 - Plano de Benefício Saldado, do tipo Benefício Definido, que
concede Benefício Suplementar Proporcional Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia reversível em pensão,
aos participantes inscritos até 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo de
serviço passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de
concessão. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano é da Companhia.
Plano Misto (BD + CD)
Plano BD - Vigente após 31 de março de 1998 - Plano do tipo Benefício Definido, que concede renda vitalícia
reversível em pensão, relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998, na
base de 70% da média salarial 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 de março de 1998) e, portanto, não incluem apenas o tempo de serviço passado acumulado
após 31 de março de 1998. A responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano é
paritária entre a Companhia e os participantes.
Plano CD - Implantado junto com o Plano BD vigente após 31 de março de 1998, é um plano previdenciário
que, até a concessão da renda vitalícia, reversível ou não em pensão, é do tipo Contribuição Definida, não
158

gerando qualquer responsabilidade atuarial para a Companhia. 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 poder gerar responsabilidade atuarial à Companhia.
Apresenta-se, a seguir, a demonstração do número de participantes do plano de previdência privada da Bandeirante:
159
PSAP / Bandeirante
Participantes Ativos 1.222
Participantes Assistidos:
Com benefícios diferidos 179
Aposentados e Pensionistas 292
471
Total 1.693
Na qualidade de patrocinadora, a Bandeirante contribui com uma parcela mensal proporcional à contribuição
realizada pelos participantes da Fundação CESP de acordo com o estabelecido no plano de benefícios. A
Companhia realizou contribuições nos seguintes montantes (i) R$ 16.819, no exercício de 2005; e (ii) R$
15.257, no exercício de 2004.
A posição atuarial dos planos de benefício BSPS e Misto, em 31 de dezembro de 2005, fornecida pela
Fundação CESP é a seguinte:
BSPS (*) Plano Misto (*)
31/12/05 31/12/04 31/12/05 31/12/04
Reservas Matemáticas
Benefícios Concedidos 83.393 62.743 14.100 16.336
Benefícios a Conceder 155.024 146.335 60.685 50.513
Superávit Técnico 14.981 13.689
Patrimônio
(*) Não auditado.
238.417 209.078 89.766 80.538
Plano de Participação nos Lucros e Resultados – PLR
A Companhia possui um plano de participação nos lucros. De acordo com este plano, a participação
condiciona-se a resultados financeiros, técnicos, empresariais, regionais e individuais, limitada a um
dispêndio equivalente a 150% da folha nominal do mês anterior ao do seu pagamento. A recompensa do
empregado é apurada em número de salários (representado pela soma do salário base e adicionais), podendo
variar de zero ao máximo de dois salários do mês anterior ao do seu pagamento, assim distribuídos:
• 50% da folha nominal, em função do Resultado do Serviço (Receita Operacional Líquida menos
Despesa Operacional) se esta for superior a R$ 150 milhões;

• Até 70% da folha nominal, em função de metas de qualidade que são apuradas até março do ano
subseqüente;
• Até 5% da folha nominal, em função do Absenteísmo Coletivo;
• Até 10% da folha nominal, em função do Absenteísmo Individual; e
• Até 15% da folha nominal, em função do Lucro Líquido do exercício, se igual ou superior a R$ 100
milhões.
Também possui programa de remuneração variável que abrange apenas os cargos de Assistente da
Presidência e Diretoria, Gerentes Executivos, Gerentes de Divisão e Gestores de Grupo de Atividades. De
acordo com este programa, as metas e resultados individuais estão integrados aos objetivos e resultados da
própria Bandeirante.
Em abril de 2005, foi pago um total de R$ 4.640 mil a título de Participação nos Lucros e Resultados e o
Programa de Remuneração Variável. Em abril de 2004, este total foi de R$ 3.774 mil.
Planos de Opção de Compra de Ações destinados a empregados
A Companhia não possui planos de opção de compra de ações destinados a empregados ou de outras formas
de seu envolvimento no capital da Companhia.
Terceirização de mão-de-obra
Além das atividades exercidas por seus empregados, a Companhia terceiriza determinados serviços, tais como:
• serviços de construção e manutenção em redes de distribuição de energia elétrica, em áreas primárias
ou secundárias, incluindo iluminação pública, serviços de ligação, modificação, aferição em campo,
corte e religação de clientes, serviços de intervenção na vegetação, turmas complementares e turmas
de emergência;
• serviços de leitura de medidores com repasse de irregularidades e pedidos de verificação de leituras
para clientes atendidos em baixa tensão, em unidades consumidoras monofásicas, bifásicas e
trifásicas, com medição direta ou indireta, e entrega de faturas de energia elétrica, reavisos de
vencimentos, cartas comerciais e/ou comunicados, para clientes atendidos em baixa, média e alta
tensão, situados em regiões urbanas e rurais;
• serviços de atendimento comercial pessoal, exclusivo da Bandeirante, através da instalação de lojas e
quiosques de titularidade da contratada, aos clientes atendidos em baixa e média tensão, na área de
concessão da Bandeirante;
160

• serviços de segurança e vigilância, em conformidade com as normas legais reguladoras da atividade
para as dependências da Bandeirante;
• serviços de portaria, recepção, monitoramento e telefonista, em conformidade com as normas legais
reguladoras das atividades para as dependências da Bandeirante;
• serviços de limpeza, conservação e jardinagem;
• 'serviços de manutenção predial;
• serviços de recuperação de transformadores de distribuição aérea;
• serviços de recuperação e calibração de medidores de energia elétrica e verificações de erros em
medidores de energia com emissão de laudos técnicos e triagem de medidores de energia;
• serviços de manutenção e recuperação de equipamentos de distribuição e de instrumentos de
medição;
• serviços de ensaios, manutenção e recuperação de equipamentos de proteção individual e
equipamentos de proteção coletiva;
• serviços de pré-triagem, triagem e revisão de transformadores de distribuição aérea, em campo;
• serviços de inspeção e o auxílio à administração da qualidade;
• serviços de atendimento telefônico – ouvidoria; e
• serviços de tele-atendimento centralizado (comercial 120 e técnico 196).
Em 31 de dezembro de 2005, a Companhia possuía diversas empresas contratadas para prestação dos serviços
indicados. A Bandeirante nunca foi questionada, seja na esfera judicial ou administrativa, acerca da
regularidade da sua terceirização de atividades. Para maiores informações sobre a contratação desses serviços,
vide Seção “Atividades da Emissora – Contratos Relevantes – Outros Contratos”.
161

DESCRIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL E DIVIDENDOS
Abaixo uma breve descrição da composição do capital social da Emissora, incluindo as disposições
referentes ao seu Estatuto Social e à Lei das Sociedades por Ações. Para maiores detalhes, os potenciais
investidores devem consultar o Estatuto Social da Emissora e/ou a Lei das Sociedades por Ações.
Capital Social
A Bandeirante é uma sociedade por ações de capital aberto, constituída nos termos das leis brasileiras como
subsidiária integral da Energias do Brasil. Na data deste Prospecto, o capital social da Companhia era de R$
254.628.684,49 representado por 39.091.735.037 ações ordinárias, todas nominativas, sem valor nominal.
Cada ação ordinária confere ao seu titular o direito a um voto nas assembléias gerais dos acionistas.
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AÇÕES ON
Acionistas QTDE %
Energias do Brasil 39.091.735.037 100
Alterações relevantes na participação dos membros do grupo de controle
Não houve alterações relevantes na participação da Energias do Brasil na Companhia nos últimos 3 exercícios
sociais, pois desde 2003, a Energias do Brasil detém o controle da Companhia. Em 2003 e 2004, detinha
96,5% das ações da Companhia. Em abril de 2005, em decorrência da incorporação de ações da Companhia
ao patrimônio da Energias do Brasil, a Bandeirante se tornou subsidiária integral da Energias do Brasil (vide
Seção "Estrutura Organizacional e Principais Acionistas - Reestruturações Societárias da Companhia e do
Grupo Energias do Brasil" deste Prospecto).
Ações em tesouraria e política para negociação de valores mobiliários de emissão da Bandeirante
A Companhia não detém, na presente data, ações em tesouraria.
A Emissora não possui uma política para negociação de valores mobiliários de sua emissão, aplicando-se à
mesma política adotada para a Energias do Brasil.
Assim, considerando que a Energias do Brasil é companhia listada no Novo Mercado, seus acionistas
controladores e administradores têm restrições quanto à negociação dos títulos e valores mobiliários da
companhia de que são titulares. Nos 6 meses subseqüentes ao início da negociação dos valores mobiliários da
companhia no Novo Mercado, acionistas controladores e administradores da companhia estão proibidos de
vender e/ou ofertar à venda quaisquer ações e títulos e valores mobiliários negociados em mercados de
liquidação futura ou outros ativos tendo como lastro ou objeto valores mobiliários de emissão da companhia

de que eram titulares quando do início de negociação dos valores mobiliários da companhia no Novo
Mercado. Após esse período inicial, por um período adicional de 6 meses, acionistas controladores e
administradores da companhia somente podem vender ou ofertar à venda até 40% das ações e títulos e valores
mobiliários negociados em mercados de liquidação futura ou outros ativos tendo como lastro ou objeto
valores mobiliários de emissão da companhia de que eram titulares quando do início da negociação dos
valores mobiliários da companhia no Novo Mercado.
Além disso, a regulamentação em vigor determina certas restrições temporárias à negociação dos títulos e
valores mobiliários de emissão da Companhia, de titularidade dos acionistas controladores, administradores e
membros do conselho fiscal em determinadas hipóteses, como por exemplo:
• anteriormente à divulgação ao público de qualquer ato ou fato relevante que diga respeito aos
negócios da Companhia;
• se existir a intenção de promover incorporação, cisão total ou parcial, fusão, transformação ou
reorganização societária da Companhia;
• durante o período de 15 dias anteriores à divulgação de nossas informações trimestrais (ITR) e
anuais (IAN e DFP); ou
• em relação aos acionistas controladores, diretos ou indiretos, diretores e membros do Conselho de
Administração, sempre que estiver em curso a aquisição ou a alienação de ações de emissão da
Companhia, de suas coligadas ou outra sociedade sob controle comum, ou se houver sido outorgada
opção ou mandato para o mesmo fim.
Ações detidas por empregados e membros da administração da Companhia
Considerando que a Emissora é subsidiária integral da Energias do Brasil e conforme previsto em seu estatuto
social, os membros do Conselho de Administração da Companhia não são acionistas da Companhia.
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Forma de Transferência das Ações
A transferência de ações nominativas realizar-se-á mediante termo lavrado no livro societário “Trasferência
de Ações Nominativas”.
Restrições
As ações que compõem o controle acionário da Bandeirante não poderão ser transferidas, cedidas ou sob
qualquer forma alienadas, gratuita ou onerosamente, no todo ou em parte, sem a prévia concordância da
ANEEL.
Ações da Companhia direta ou indiretamente detidas pelos Administradores
Em 31 de dezembro de 2005, não havia participação relevante direta ou indireta detida por quaisquer
administradores da Companhia em seu capital social.
Política de Distribuição de Dividendos
Do lucro líquido do exercício, apurado nos termos da legislação aplicável, serão feitas as seguintes deduções e
destinações:
• 5% para constituição da reserva legal, até que seu montante atinja 20% do Capital Social, nos termos
da Lei das Sociedades por Ações;
• a importância necessária para assegurar a distribuição do dividendo mínimo obrigatório de 25% do
lucro líquido do exercício, não cumulativo;
O Estatuto Social da Bandeirante atribui ao Conselho de Administração da Companhia a faculdade de
declarar dividendos intermediários, sob quaisquer das modalidades facultadas. Serão pagos no prazo de 60
dias da data em que forem declarados, salvo disposição em contrário da Assembléia Geral, mas sempre dentro
do exercício social.
Os dividendos não reclamados no prazo de 3 anos, reverterão em favor da Companhia.
Os valores dos dividendos que forem devidos aos acionistas, não sofrerão incidência de encargos financeiros.
O valor dos juros, pago ou creditado, a título de remuneração sobre o capital próprio, nos termos da legislação
e regulamentação pertinentes, poderá ser imputado ao dividendo obrigatório, integrando tal valor o montante
dos dividendos distribuídos pela sociedade para todos os efeitos legais. No entanto, tal dividendo não será
obrigatório no exercício social em que a Diretoria, dando prévio conhecimento ao Conselho de
Administração, informar à Assembléia Geral Ordinária, com parecer do Conselho Fiscal, ser o dividendo
obrigatório incompatível com a situação financeira da Companhia.
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Histórico de Pagamento de Dividendos
O quadro abaixo demonstra os valores dos dividendos e juros sobre capital próprio declarados e pagos nos
anos de 2001 a 2004 e declarados no ano de 2005 (a ser pago durante o exercício de 2006):
Distribuição de Dividendos e Juros sobre capital próprio aos Acionistas
Exercício Proventos R$ mil
2001 Juros sobre capital próprio -
2001 Dividendos 5.949
2002 Juros sobre capital próprio -
2002 Dividendos 1.965
2003 Juros sobre capital próprio -
2003 Dividendos 23.430
2004 Juros sobre capital próprio 51.128
2004 Dividendos 37.709
2005 Juros sobre capital próprio 26.325
2005 Dividendos 4.069
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PRÁTICAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVA
Política de Divulgação de Informações e Manutenção de Sigilo
A Emissora e as demais companhias do Grupo EDP adotam uma política interna de divulgação de
informações e manutenção de sigilo acerca de ato ou fato relevante ainda não divulgado ao mercado, em
conformidade com a Instrução CVM n.° 358, de 03 de janeiro de 2002, conforme alterada.
Essa política é destinada aos acionistas controladores, administradores e qualquer pessoa que tenha
conhecimento de informação relativa a fato relevante. Essa política estabelece regras de sigilo e
confidencialidade, procedimentos relativos à manutenção de sigilo, bem como atribui responsabilidade direta
e subsidiária pela divulgação de fato relevante ao diretor de relações com investidores e aos destinatários que
tenham conhecimento pessoal de fato relevante, respectivamente.
Cumpre ao diretor de relações com investidores o dever de divulgar e comunicar à CVM e à BOVESPA,
qualquer ato ou fato relevante ocorrido ou relacionado aos negócios da Companhia, bem como zelar por sua
ampla e imediata disseminação, simultaneamente em todos os mercados em que tais valores mobiliários sejam
admitidos à negociação.
De acordo com a política interna da Companhia, a divulgação de qualquer ato ou fato relevante, deverá ser feita
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.
As divulgações a serem feitas pelo diretor de relações com investidores ocorrerão, sempre que possível, antes
do início ou após o encerramento dos negócios nas bolsas de valores e entidades do mercado de balcão
organizado em que os valores mobiliários de emissão da Energias do Brasil e/ou de suas controladas sejam
admitidos à negociação.
Regras do Novo Mercado
A Energias do Brasil, de modo a manter um elevado padrão de governança corporativa, celebrou em 2005 um
contrato com a BOVESPA visando cumprir com os requisitos de listagem do Novo Mercado. O Novo
Mercado é destinado à negociação de ações emitidas por companhias que se comprometam voluntariamente a
cumprir com práticas de boa governança corporativa e maiores exigências de divulgação de informações em
relação àquelas já impostas pela legislação brasileira. Em geral, tais regras ampliam os direitos dos acionistas
e melhoram a qualidade da informação fornecida aos acionistas.
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Na qualidade de companhia listada no Novo Mercado, adicionalmente às informações requeridas pela
legislação aplicável, a Energias do Brasil deve:
• realizar, pelo menos uma vez por ano, uma reunião pública com analistas e quaisquer outros interessados,
para divulgar informações quanto à sua situação econômico-financeira, projetos e perspectivas;
• divulgar calendário anual até o final de janeiro de cada ano, informando sobre eventos corporativos
programados;
• divulgar informações sobre todo e qualquer contrato celebrado (i) entre a Energias do Brasil e suas
controladas e coligadas, administradores e acionistas controladores; (ii) entre a Energias do Brasil e
as sociedades controladas e coligadas de seus administradores e de seus acionistas controladores; ou
(iii) entre a Energias do Brasil e outras sociedades que com qualquer dessas pessoas listadas em (i) e
(ii) integre um mesmo grupo de fato ou de direito, sempre que for atingido, em um único contrato ou
em contratos sucessivos, com ou sem o mesmo fim, em qualquer período de um ano, valor igual ou
superior a R$200 mil, ou valor igual ou superior a 1% sobre o patrimônio líquido da Energias do
Brasil, considerando-se aquele que for maior;
• divulgar cópia de todos os acordos de acionistas, que se encontrem arquivados na sede da Energias
do Brasil e dar notícia das averbações de acordos existentes em seus livros, sendo que, quando da
celebração de novos acordos, o envio/notícia deverá ocorrer nos 5 dias subseqüentes ao seu
arquivamento e/ou averbação; e
• divulgar cópia de todos os programas de opções de aquisição de ações ou de outros títulos e valores
mobiliários de sua emissão, destinados aos seus empregados ou administradores.
Outras Práticas de Governança Corporativa
Destacam-se ainda outras práticas de governança corporativa adotadas pela Emissora, as quais são recomendadas
no Código de Melhores Práticas de Governança Corporativa do IBGC – Instituto Brasileiro de Governança
Corporativa, tais como: (i) contratação de empresa de auditoria independente para análise de seus balanços e
demonstrativos financeiros; (ii) escolha do local para a realização da Assembléia Geral de forma a facilitar a
presença de todos os sócios ou seus representantes; (iii) clara definição no Estatuto Social (a) da forma de
convocação da Assembléia Geral, (b) das competências do Conselho de Administração e da Diretoria, (c) da forma
de deliberação das mesmas, (d) do sistema de votação e (e) da forma de eleição, destituição e tempo de mandato
dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria; (viii) transparência na divulgação pública do relatório
anual da administração; (ix) livre acesso às informações e instalações da companhia pelos membros do Conselho de
Administração; e (x) estabelecimento de atribuições e limites de poderes dos membros da Diretoria em vista a
evitar o mau uso dos ativos da sociedade.
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POLÍTICAS DE RESPONSABILIDADE SOCIAL, PATROCÍNIO E INCENTIVO CULTURAL
No âmbito da responsabilidade social, patrocínio e incentivo cultural, vale destacar o Programa Bandeirante
Comunidade Educação que apoiou, em 2005, mais de 20 mil crianças do ensino fundamental, em 68 escolas
públicas municipais localizadas na área de concessão da Bandeirante, contando com a participação de 112
colaboradores em regime de voluntariado e outros parceiros.
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ADMINISTRAÇÃO
A Emissora é administrada por um Conselho de Administração, formado por no mínimo 5 membros e no máximo 7
membros (cada um, um “Conselheiro” e, em conjunto, os “Conselheiros”), e por uma Diretoria composta por, no
máximo, 5 membros (cada um, um “Diretor” e, em conjunto, os “Diretores”), sendo um deles Diretor-Presidente.
Conselho de Administração
O Conselho de Administração da Emissora composto, atualmente por 7 membros efetivos, é responsável,
dentre outras atribuições, pelo estabelecimento das políticas e diretrizes gerais dos negócios da Companhia,
incluindo a estratégia de longo prazo, pela eleição e destituição dos membros da Diretoria e pela fixação de
suas atribuições, bem como por fiscalizar a gestão dos Diretores. Os membros do Conselho de Administração
são eleitos pelos acionistas da Emissora em assembléia geral. O mandato dos Conselheiros é de 3 anos, sendo
permitida a reeleição, considerando-se o ano como o período compreendido entre 2 Assembléias Gerais
Ordinárias. Os membros do Conselho de Administração permanecerão no exercício de seus cargos até a
eleição e posse de seus sucessores.
Conforme previsto no Estatuto Social, o Conselho de Administração se reúne, ordinariamente, uma vez por
ano e extraordinariamente, sempre que necessário. As reuniões do Conselho de Administração devem ser
realizadas com a presença da maioria de seus membros em exercício e as deliberações são tomadas mediante
o voto favorável da maioria dos membros em exercício, sendo que, no caso de empate, caberá ao Presidente
do Conselho de Administração o voto de qualidade.
Endereço Comercial dos membros do Conselho de Administração da Companhia:
Rua Bandeira Paulista, n.º 530, Itaim – São Paulo – SP
Composição
Na data deste Prospecto Definitivo, os membros do Conselho de Administração da Emissora eram:
Nome Data da Eleição Término Cargo
António Fernando Melo Martins da Costa 29/04/2005 30/04/2008 Presidente
João José Gomes de Aguiar 29/04/2005 30/04/2008 Vice-Presidente
Antonio José Sellare 29/04/2005 30/04/2008 Membro Efetivo
Custódio Alexandre Rouxinol Miguens 29/04/2005 30/04/2008 Membro Efetivo
Carlos Alberto Silva de Almeida Loureiro 29/04/2005 30/04/2008 Membro Efetivo
António Eduardo da Silva Oliva 29/04/2005 30/04/2008 Membro Efetivo
Severino Justino da Silva 29/04/2005 30/04/2008 Membro Efetivo
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Experiência Profissional
ANTÓNIO FERNANDO MELO MARTINS DA COSTA. Nascido em 13 de dezembro de 1954. Licenciado em
Engenharia Civil, com MBA, ambos pela Universidade do Porto e com formação executiva complementar no
INSEAD (Fontainebleau), AESE (Universidade Navarra) e Wharton School (Filadélfia, EUA). Iniciou sua
carreira profissional em 1976, como docente universitário, tendo ingressado na EDP em 1981. Em 1989,
mudou para o setor financeiro, onde foi Diretor Geral do Banco Comercial Português (Millenium BCP) e
Administrador Executivo de empresas de Seguros, Pensões, Gestão de Fundos e Patrimônios do Grupo
Millenium BCP. A partir de 1990 passou também a Diretor da Holding financeira Eureko BV (Holanda),
detentora de participações de controle em diversas seguradoras e sociedades gestoras de ativos na Europa. Foi
também Presidente Executivo da Eureko Polska e Vice-Presidente Executivo da PZU, Polônia (a maior
seguradora e gestora de ativos e fundos de pensões da Europa Central). Em 2003, regressou à EDP para
assumir a posição de CEO das operações no Brasil. É Vice-Presidente do Conselho de Administração e
Presidente da Diretoria da Companhia. Ocupa ainda o cargo de Presidente do Conselho de Administração da
Bandeirante, Escelsa, Enersul, Ampla, Enerpeixe e Energest. É Diretor Presidente da Enertrade.
JOÃO JOSÉ GOMES DE AGUIAR. Nascido em 23 de janeiro de 1950. Engenheiro eletrotécnico, licenciado
em 1976 pelo Instituto Superior Técnico, mestrado em Política Econômica e Planejamento de Energia, pela
Universidade Técnica de Lisboa em 1989. Entre 1988 e 1998 atuou como Professor Auxiliar convidado do
Instituto Superior Técnico, lecionando Física de Energia e Tecnologia Energética no curso de Engenharia
Física Tecnológica. Admitido para a EDP em 1979, desenvolveu sucessivamente atividades como engenheiro
no Laboratório Central e na Rede de Transporte da Energias do Brasil, ligado à realização de ensaios e a
estudos de fiabilidade, e no departamento de Informação de Gestão e Planejamento da Direção de
Equipamento Térmico, tendo nessa qualidade acompanhado os projetos das centrais térmicas a carvão de
Sines e Pego (1983 a 1991). Em 1992 assumiu funções de Subdiretor da Direção de Produção Térmica da
CPPE, responsável pelo departamento de Gestão da Produção, tendo participado no Grupo de Trabalho que
desenhou os Contratos de Aquisição de Energia então instituídos (1992 a 1996). A partir de 1996 assume
cargos de Direção e Direção Executiva em diversas empresas do Grupo EDP ou desta participadas,
nomeadamente: Diretor de Recursos Humanos da CPPE (1996 a 1997); Diretor Executivo da CPPE –
Empresa de Produção que opera o parque de centrais hídricas e térmicas do Grupo EDP, entre maio de1997 e
maio de 1998; Diretor da EDA – Electricidade dos Açores, entre 4 de outubro de 2000 e junho de 2003; Vice-
Presidente do Conselho de Administração da EDP Distribuição – Energia, S.A. (distribuidora de energia
elétrica de Portugal) entre fevereiro de 2000 e junho de 2003, empresa que tem a responsabilidade de
distribuição de energia elétrica em Portugal Continental, resultante da fusão das quatro distribuidoras
regionais, de que era Administrador desde 11 de maio de 1998; Diretor Executivo da LBC – Tanquipor, empresa
de movimentação portuária, combustíveis líquidos e produtos químicos, entre outubro de 1997 e fevereiro de
2005; Diretor Executivo da Labelec – Estudos, Desenvolvimento e Actividades Laboratoriais, S.A., empresa de
170

serviços energéticos do Grupo EDP, vocacionada para o desenvolvimento de projetos de inovação tecnológica
no sector elétrico entre junho de 2003 e fevereiro de 2005. Assumiu também funções de representação do
Grupo EDP em entidades ou instituições relevantes em Portugal e no estrangeiro, de que se destaca: Membro
do Conselho Consultivo da Entidade Reguladora do Sector Eléctrico, entre 1999 e 2002; Representante
português na EURELECTRIC – Union of Electricity Industry, para a Área de Negócios das redes de
Transporte e Distribuição de energia eléctrica; Vice-Presidente da Associação Portuguesa de Energia, entre
maio de 1999 e fevereiro de 2005.
ANTONIO JOSÉ SELLARE. Nascido em 19 de julho de 1953. Formado em Administração de Empresas pela
Pontifícia Universidade Católica de São Paulo – PUC em 1980. Anteriormente ao ingresso no Grupo EDP,
acumulou experiência em instituições financeiras com responsabilidade durante a carreira pelas áreas
administrativas e contábeis, administração de fundos de investimento, operações em bolsas de valores e com
derivativos, gestão de risco, gestão de tesouraria e modelagem de produtos financeiros. É responsável no
Grupo EDP pela coordenação das gestões financeiras das unidades de negócios no Brasil, pelas negociações
para financiamento de projetos, pelo acompanhamento e avaliação dos resultados das empresas participadas,
pela avaliação local de novos projetos e oportunidades de negócios, pelas operações de reorganização
societária e pela coordenação dos planos de negócio das empresas, nas quais o Grupo EDP detém participação
no Brasil. É Diretor Vice-Presidente e de Relações com Investidores da Energias do Brasil. É também
membro efetivo do Conselho de Administração das empresas Bandeirante, Escelsa, Enersul, Enerpeixe e
Energest; e membro suplente das empresas Ampla, Coelce e Investco; além de Diretor Financeiro da
Enertrade.
CUSTÓDIO ALEXANDRE ROUXINOL MIGUENS. Nascido em 04 de setembro de 1948. Licenciado em
Engenharia Electrotécnica pelo Instituto Superior Técnico de Lisboa, Portugal. De maio de 1993 até outubro
de 2000, foi Presidente do Conselho de Administração e da Comissão Executiva da CEM – Companhia de
Electricidade de Macau, além de desempenhar os cargos de “Council Member” AESIEAP – The Association
of The Electricity Supply Industry of East Asia and The Western Pacific (de novembro de 1993 a outubro de
2000), “Council Member” Macau Management Association (de maio de 1993 a maio de 1997) e Vice-
Presidente (de maio de 1997 a outubro de 2000). De outubro de 2000 a junho de 2002, foi Presidente da
Comissão Executiva da EDP Internacional, SGPS, SA, simultaneamente sendo Administrador Executivo da
Edinfor, Presidente do Conselho de Administração da Internel – Serviços de Consultoria Internacional S.A,
Presidente do Conselho de Administração da CEM – Companhia de Electricidade de Macau, S.A,
Administrador da EDP, Administrador da EEGSA – Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A., Administrador da
DECA II – Distributión Eléctrica Centroamericana Dos, S.A., Administrador da Redal S.A. (Marrocos),
membro da Direção da Câmara de Comércio e Indústria Luso-Chinesa. No período de julho de 2002 a junho
de 2003, foi Administrador Executivo da EDP - Gestão de Produção de Energia, S.A. e da CPPE –
Companhia Portuguesa de Produção de Electricidade e Presidente do Conselho de Administração da EDP -
Cogeração – Produção de Electricidade e Calor, S.A., sendo simultaneamente, Presidente do Conselho de
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Administração (não executivo) da CEM – Companhia de Electricidade de Macau, SA, Administrador da
Ecogen e membro da Direção da Câmara de Comércio e Indústria Luso-Chinesa. Até outubro de 2003,
desempenhou o cargo de Administrador Executivo da Enernova. Atualmente ocupa o cargo de Diretor Vice-
Presidente de Geração e Meio-Ambiente da Energias do Brasil. É também membro do Conselho de
Administração da Bandeirante, Escelsa, Enersul, Investco, Enerpeixe e Energest; além de Diretor-Presidente
da Energest, Enerpeixe, EDP Lajeado e Enercouto.
CARLOS ALBERTO SILVA DE ALMEIDA E LOUREIRO. Nascido em 10 de agosto de 1946. Formado em
Engenharia Electrotécnica na Universidade do Porto. Cursou ainda Alta Direção de Empresas (PADE), na
AESE – Escola de Direcção e Negócios, concluindo o curso em 2001. Desempenhou diversas funções na
Ordem dos Engenheiros de Portugal, além de ter sido Delegado de Portugal na EUREL - Associação Européia
das Associações de Engenheiros Electrotécnicos e posteriormente Presidente da EUREL. Exerceu os
seguintes cargos públicos em Portugal: Vereador da Câmara Municipal de Coimbra; Deputado à Assembléia
Municipal de Coimbra; Vice-Presidente da Comissão de Coordenação da Região Centro; Governador Civil do
Distrito de Coimbra; Secretário de Estado da Construção e Vias Terrestres (Ministério das Obras Públicas
Transportes e Comunicações); Presidente da Comissão de Coordenação da Região Centro; Secretário de
Estado da Administração Interna; e Deputado à Assembléia Municipal do Cadaval. Dentre as atividades
profissionais desenvolvidas nos últimos anos destacam-se Diretor da Direção de Gestão e Sistemas
Comerciais da EDP Distribuição – Energia, S.A, Diretor Adjunto da Direção de Gestão e Sistemas
Comerciais, Diretor Adjunto da Direção Central Comercial, Assessor do Conselho de Administração para as
áreas da Qualidade, da Auditoria e da Comunicação da Electricidade de Lisboa e Vale do Tejo. Finalmente,
foi Diretor Comercial da Bandeirante, ocupando o cargo de janeiro de 2002 a dezembro de 2003. Atualmente
ocupa o cargo de Diretor Vice-Presidente de Comercialização da Energias do Brasil. É também membro
suplente do Presidente do Conselho de Administração da Enerpeixe, membro do Conselho de Administração
da Bandeirante, Escelsa, Enersul, Ampla e Coelce; além de Diretor Vice-Presidente da Enertrade.
ANTÓNIO EDUARDO DA SILVA OLIVA. Nascido em 4 de fevereiro de 1946. Engenheiro Eletrotécnico,
formado pela Universidade de Lourenço Marques em Moçambique. Foi professor na Escola Industrial
Mouzinho de Albuquerque em Moçambique, sócio e engenheiro eletrotécnico na Urboprojecto Ltda –
Gabinete de Estudos e Projetos de Engenharia, Chefe da Divisão de Centrais e Subestações e Chefe dos
Serviços Elétricos e Direção de Exploração da respectiva Rede Elétrica na SHER-Sociedade Hidroelétrica do
Revué, S.A. Em 1974, ingressou na EDP como engenheiro de Projetos, tendo sido nomeado, em julho de
1989, Chefe do Centro de Distribuição Coimbra, assegurando a gestão dos diversos serviços (Recursos
Humanos, Administrativo, Comercial e Técnico), a elaboração dos planos de atividades e orçamento, sua
coordenação e responsabilidade pela sua execução. Foi nomeado, em 1991, Diretor Executivo da Direção
Operacional de Distribuição Centro de Portugal. Em 1994, passou a Vogal Executivo do Conselho de
Administração da Cenel – Eletricidade do Centro S.A. (empresa de distribuição de energia elétrica do Grupo
EDP). Em 1997, foi Vogal Executivo do Conselho de Administração da EN – Eletricidade do Norte S.A.
172

(empresa de distribuição de energia elétrica – Grupo EDP). Foi Presidente Executivo do Conselho de
Administração da HDN – Energia do Norte S.A. (empresa de produção hidroelétrica do Grupo EDP), de
janeiro de 1997 a maio de 1998, e Presidente Executivo da Hidrocenel – Energia do Centro S.A. (empresa de
produção hidroelétrica do Grupo EDP), de maio de 1998 a junho de 2001, após exercer a função de Vogal
Executivo do Conselho de Administração da empresa. Em fevereiro de 2000, foi nomeado Vogal Executivo
do Conselho de Administração da EDP Distribuição – Energia, S.A, com atribuição da responsabilidade da
Área de Negócio Serviços de Rede. Um ano antes, havia sido nomeado Vogal Executivo dos Conselhos de
Administração da LTE – Eletricidade de Lisboa e Vale do Tejo S.A. e da SLE – Eletricidade do Sul S.A.
(empresas de distribuição de energia elétrica do Grupo EDP). Atualmente ocupa o cargo de Diretor Vice-
Presidente de Distribuição e Serviços Técnicos da Energias do Brasil. É também membro do Conselho de
Administração da Bandeirante, Escelsa e Enersul, sendo Diretor Presidente das duas últimas companhias.
SEVERINO JUSTINO DA SILVA. Nascido em 08 de fevereiro de 1948. Técnico em Contabilidade pelo
Colégio Riachuelo. Admitido na Light Serviços de Eletricidade S.A em 08 de janeiro de 1979, na Área de
Suprimento. Na Eletropaulo – Eletricidade de São Paulo S.A desenvolveu atividades na área contábil, foi
membro do Conselho de Representantes dos Empregados em 1987, Vice-Presidente da CIPA e Coordenador
da Brigada de Incêndio. Atualmente na Bandeirante, desenvolve atividades na área de Custos e Patrimônio.
Diretoria
A Diretoria da Companhia é composta atualmente por 5 Diretores. Nos termos do Estatuto Social, o Conselho
de Administração é responsável por eleger e destituir os Diretores, ocupando seus cargos por um mandato de
3 anos, considerando-se o ano como o período compreendido entre 2 Assembléias Gerais Ordinárias podendo
ser reeleitos, devendo permanecer em seus cargos até a eleição e posse de seus sucessores. As reuniões de
Diretoria são convocadas pelo Diretor-Presidente ou por quaisquer dois membros em conjunto, sempre que
assim exigir os negócios sociais, sendo que somente serão instaladas com a presença da maioria de seus
membros. As deliberações da Diretoria serão tomadas por maioria de votos dos presentes.
Os Diretores são responsáveis, dentre outras atribuições, pela administração dos negócios em geral e a prática
de todos os atos necessários ou convenientes, bem como pela execução das deliberações tomadas pelo
Conselho de Administração. Os Diretores têm responsabilidades individuais estabelecidas pelo Conselho de
Administração e Estatuto Social.
Endereço Comercial dos Diretores da Companhia:
Rua Bandeira Paulista, n.º 530, Itaim – São Paulo – SP
173

Composição
O mandato dos Diretores teve início no dia 10 de junho de 2005 e se encerrará no dia 30 de abril de 2008. Na
data deste Prospecto, os membros da Diretoria da Emissora eram:
Nome
Data da
Eleição Término Cargo
João José Gomes de Aguiar 10/06/2005 30/04/2008 Diretor Presidente
Thomas Daniel Brull 10/06/2005 30/04/2008
Diretor Administrativo-Financeiro e de
Relações com Investidores
Welington Cezar Xavier 10/06/2005 30/04/2008 Diretor Comercial
Agostinho Gonçalves Barreira 10/06/2005 30/04/2008 Diretor Executivo
Manuel Fernando das Neves Bento 10/06/2005 30/04/2008 Diretor Técnico
Experiência Profissional
JOÃO JOSÉ GOMES DE AGUIAR. Biografia já apresentada na Seção “Administração – Conselho de
Administração”, tendo em vista que o referido diretor também faz parte do Conselho de Administração da Companhia.
THOMAS DANIEL BRULL. Nascido em 17 de maio de 1954. Administrador de Empresas, formado em 1976,
pela Escola de Administração de Empresas da Fundação Getúlio Vargas, Mestrado pela USP - Universidade de
São Paulo e MBA pela Indiana University Bloomington, EUA. Carreira desenvolvida nas áreas de Finanças,
Controladoria, Planejamento e Administração, iniciou no Citibank em 1978 e foi Diretor do Grupo Sharp (1981 -
1991), Diretor e Conselheiro da Tec Toy S.A. (1990 - 1998) e Vice Presidente da Rádio e Televisão
Bandeirantes (1998 - 2001). Desde 01 de outubro de 2001 responde pelas Diretorias Financeira e de Relações
com Investidores e Administrativa da Bandeirante. Recebeu em 2004, do IBEF - Instituto Brasileiro de
Executivos de Finanças de São Paulo, o Troféu “O Equilibrista” que premia o Executivo de Finanças do Ano.
Foi Fulbright Scholar entre 1986 e 1988. É co-autor do livro Laboratório de Finanças (Editora Nobel) e
Professor de Contabilidade e Finanças do MBA Executivo da Business School São Paulo. Atualmente é também
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores e Diretor de Administração nas empresas Escelsa e Enersul.
WELINGTON CEZAR XAVIER. Nascido em 07 de julho de 1951. Economista pela Faculdade Padre Anchieta,
Estudos Sociais pela Faculdade Filosofia Ciências e Letras N.Sra. do Patrocínio. Fez MBA – Mestrado em
Gestão de Empresas – Fundação Dom Cabral e Mestrado em Administração de Empresas pela PUC/ BH.
Participou em diversos cursos e seminários: Curso Perfil Gerencial, Seminário Finanças no Setor Elétrico
Brasileiro-1992, Curso Qualidade de Vida na Organização-1993, Seminário sobre Licitações-1993, Seminário
Internacional de Marketing do Setor Elétrico-CODI-1993, Encontro de Distribuição de Energia Elétrica no
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Mercosul-1993, Seminário Oficina de Custeio-1994, Curso Qualidade é Preciso Gerenciar-1994, Curso
Programa de Desenvolvimento de Executivos para Alta Administração do Setor Elétrico-USP-1994/1995,
Seminário Introdução à Gestão pela Qualidade Total-1996, Curso O Ambiente da Qualidade-1996, Curso
Transformando Organizações-1996. Atuou como Superintendente de Gestão da Distribuição, na Diretoria de
Distribuição, em 1991 e Assistente Executivo da Diretoria de Distribuição em 1997 na Eletropaulo –
Eletricidade de São Paulo S.A. Na Bandeirante desde 1998, atuou nos cargos de Superintendente de
Desenvolvimento de Negócios, Gerente Executivo de Gestão de Grandes Clientes, Assistente Executivo da
Diretoria Comercial e Assistente da Presidência e desde 01 de janeiro de 2004, como Diretor Comercial.
Atualmente é também Diretor Comercial nas empresas Escelsa e Enersul.
AGOSTINHO GONÇALVES BARREIRA. Nascido em 28 de setembro de 1955. Engenheiro Eletrotécnico pela
Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto. Fez estágio na empresa Lenforder Metallwaren
(Alemanha), promovido pelo IAESTE. Participou em diversas Conferências e Seminários: XXIII Congresso
Unipede (Birmingham), Redes Européias de Energia (Bruxelas), Conferência DA/DSM Europa 95 (Roma),
Seminário Internacional Unipede – Strategy Management 96 (Suécia), Conferência DA/DSM Europa 96
(Áustria), Conferência DA/DSM Europa 98 (Londres), Conferência CIRED 99 (França). Freqüentou Cursos
Internacionais – Strategy Management, promovido pela Unipede 95 (Alemanha) e EDP Top Management
Programme 2005 (INSEAD – França). Atuou na gestão de projetos e construção de redes elétricas e
subestações na EDM – Eletricidade de Moçambique. Na EDP, desempenhou funções de projeto e construção
no Centro de Distribuição de Guimarães (DODN), planejamento de redes no Porto (DODN), Chefe do Centro
de Distribuição da Guarda (DODC), Chefe do Centro de Distribuição da Maia (DODN) membro da Comissão
Diretiva da Direção Operacional de Distribuição Norte (DODN) e Diretor Técnico da EN – Eletricidade do
Norte S.A. (Grupo EDP). Desde 05 de Outubro de 1999, assumiu como Diretor Técnico da Bandeirante.
MANUEL FERNANDO DAS NEVES BENTO. Nascido em 23 de janeiro de 1951. Graduado em Engenharia
Eletrotécnica pelo Instituto Superior de Engenharia de Coimbra. Foi membro do Conselho de Administração
da Coelce, da Energias do Brasil, membro suplente do Conselho de Administração da CERJ, Diretor Vice-
Presidente Técnico da CERJ e Diretor de Distribuição da CENEL, do Grupo EDP. Atualmente é Diretor
Técnico da Escelsa e da Enersul.
Conselho Fiscal
O Conselho Fiscal da Companhia somente será instalado nos exercícios sociais em que for convocado
mediante deliberação dos acionistas, conforme previsto em lei, sendo composto por 3 membros efetivos e
igual número de suplentes eleitos pela Assembléia Geral que deliberar sua instalação e que lhes fixará os
honorários, respeitados os limites legais. Quando de seu funcionamento, o Conselho Fiscal tem as atribuições
e os poderes conferidos por lei. O período de funcionamento do Conselho Fiscal terminará na primeira
Assembléia Geral Ordinária realizada após sua instalação, considerando-se o período compreendido entre 2
Assembléias Gerais Ordinárias
175

Quando instalado, a principal responsabilidade do Conselho Fiscal, que é independente da administração e
dos auditores independentes nomeados pelo Conselho de Administração, é analisar as demonstrações
financeiras, reportando-as aos acionistas. O Conselho Fiscal da Companhia também é encarregado da
elaboração de pareceres acerca de (i) propostas de alterações no capital social; (ii) emissão de debêntures ou
bônus de subscrição; (iii) planos de investimentos ou orçamento de capital; (iv) distribuições de dividendos; e
(v) reorganizações societárias apresentadas para análise. O Conselho Fiscal também fiscaliza, por quaisquer
de seus membros e de forma colegiada, os atos dos Administradores, verificando o cumprimento dos seus
deveres legais e estatutários.
Na data do presente Prospecto, não havia Conselho Fiscal instalado.
Remuneração dos Administradores
A remuneração global da Administração é definida em Assembléia Geral Ordinária. No exercício encerrado
em 31 de dezembro de 2005, o valor total da remuneração, inclusive benefícios, paga aos Administradores
totalizou aproximadamente R$ 5.150 mil.
Relação entre Administradores e a Companhia
Nenhum dos Administradores da Companhia possui relação familiar com os demais ou com Administradores
da Energias do Brasil e atualmente não há contratos ou outras obrigações relevantes existentes entre os
Administradores e a Companhia.
Planos de Opção de Compra de Ações
A Companhia não possui planos de opção de compra de ações destinados a Administradores.
176

INFORMAÇÕES SOBRE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS PELA COMPANHIA
Os valores mobiliários emitidos pela Bandeirante são (i) as ações que compõem o seu capital social, (ii) as
debêntures da 1ª emissão de debêntures feita em 1999 e (iii) as debêntures da 2ª emissão de debêntures feita
em 1999.
1ª Emissão Pública de Debêntures em 1999
Em 03 de agosto de 1999 a Companhia realizou sua 1ª emissão pública de debêntures, nominativas, não
conversíveis em ações, com garantia real, no valor total de R$400 milhões. Os recursos captados foram
utilizados como reforço de garantia ofertada à liminar concedida no Mandado de Segurança nº 92.0054247-6
perante a Vara de Justiça Federal.
As debêntures rendiam juros de 6% ao ano, acumulados exponencialmente “pro rata temporis” por dias
corridos, base 360 dias e calculados sobre o valor nominal até a data do efetivo pagamento. Esta 1ª emissão
foi integralmente cancelada pela Assembléia Geral Extraordinária da Companhia realizada em 17 de
novembro de 1999 não tendo sido efetivada.
2ª Emissão Pública de Debêntures em 1999
A Assembléia Geral Extraordinária da Bandeirante, realizada em 17 de novembro de 1999, bem como a
Reunião do Conselho de Administração da Companhia, realizada em 17 de dezembro de 1999, aprovaram a
emissão, para distribuição pública, de 280.000 debêntures nominativas escriturais, conversíveis em ações,
com garantia flutuante, em série única, no valor nominal unitário de R$ 1.000,00, com data de emissão em 1º
de novembro de 1999, perfazendo o valor total da emissão de R$280 milhões. Cada debênture era
conversível, simultaneamente, em 40.407 (quarenta mil, quatrocentas e sete) ações ordinárias e em 61.115
(sessenta e uma mil, cento e quinze) ações preferenciais de emissão da Bandeirante.
As debêntures da 2ª emissão rendiam juros calculados à base de 8% (oito por cento) ao ano sobre o valor
nominal das debêntures corrigido pela variação do IGPM, ambos calculados pro rata temporis desde a data de
emissão, ou do último pagamento dos juros, o que ocorrer por último, até a data do efetivo pagamento.
O vencimento das debêntures da 2ª emissão estava previsto para 1° de novembro de 2002, porém a
Companhia efetivou o resgate antecipado dessas debêntures em janeiro de 2001 antes da cisão da Companhia.
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Contingências Judiciais
CONTINGÊNCIAS JUDICIAIS E ADMINISTRATIVAS
A Bandeirante é parte em 3.525 ações judiciais e administrativas em andamento oriundas do curso normal de
seus negócios. Em 31 de dezembro de 2005, o provisionamento total para contingências judiciais era de R$
105.377 mil, sendo R$ 57.129 mil para ações fiscais, R$ 42.286 mil para ações cíveis e R$ 5.962 mil para
ações trabalhistas, conforme tabela abaixo.
O cálculo dos valores a serem provisionados é feito com base nos valores efetivamente envolvidos e no
parecer dos advogados externos e internos responsáveis pela condução dos processos, sendo que somente são
provisionados os valores relativos aos processos que a Companhia entende ser de perda provável.
Quando o risco de perda é provável é feito provisionamento de 100% do valor devido nessas ações, conforme
avaliação da própria Emissora e de seus assessores legais, obedecidos os critérios estabelecidos no manual de
contabilidade da ANEEL.
A Companhia possui diversos processos de natureza cível e trabalhista os quais entende serem de expectativa de
perda remota, cujo valor não se encontra contemplado no valor total das contingências demonstrado a seguir.
Processos de Natureza Trabalhista
A Bandeirante figura como parte em processos judiciais que versam sobre matéria trabalhista. Há vários
processos que se iniciaram antes da cisão ocorrida em 2001, em que a Bandeirante figura no pólo passivo,
porém que são de responsabilidade da Piratininga, conforme reconhecido no protocolo de cisão.
Os principais pedidos dos processos de responsabilidade da Bandeirante, que totalizavam, em 31 de dezembro
de 2005, 538 ações, estão relacionados a horas extras e equiparação salarial.
Em 31 de dezembro de 2005, o valor total da contingência trabalhista da Companhia era de, aproximadamente, R$
37.135 mil, dos quais R$ 5.962 mil correspondem ao valor de risco de perda provável, R$ 2.042 mil correspondem
ao valor de risco de perda possível, resultando no valor de R$ 8.004 mil, e R$ 29.131 mil correspondem ao valor de
risco de perda remoto. Não existem ações trabalhistas de grande relevância.
178

Em 31 de dezembro de 2005, a Companhia registrou provisões de R$ 5.962 mil para fazer frente às perdas
prováveis nas ações trabalhistas em que é parte, já incluídos os encargos previdenciários devidos pelo empregado e
pela empresa. Na mesma data, o valor total depositado judicialmente, seja em razão de interposição de recurso e/ou
garantia da execução, era de R$ 2.854 mil.
Processos de Natureza Cível e Arbitral
A Companhia figura como parte em diversos processos judiciais que versam sobre matéria cível, os quais, em
31 de dezembro de 2005, representavam contingências totais com risco de perda provável e possível de R$
59.271 mil, sendo que R$ 42.286 mil encontravam-se provisionados. Deste montante, R$ 37.250 mil referemse
a ações propostas por consumidores industriais da Companhia, que pleiteiam a restituição de valores pagos
a título de majoração tarifária durante o congelamento de preços determinado pelo Plano Cruzado.
A Companhia é parte em disputa com a CPFL referente a ajustes a serem realizados entre elas relativos ao
processo de cisão da Bandeirante realizado em 2001. Tais valores referem-se essencialmente à divergência de
entendimentos entre a Companhia e a CPFL acerca do critério de compartilhamento entre elas da
compensação a ser paga a cada uma pelas perdas incorridas pela Bandeirante durante o período de
racionamento de energia (período anterior à cisão). Tal compensação se dará por meio de Recomposição
Tarifária Extraordinária (RTE) concedida à Companhia e à CPFL pela ANEEL por ocasião da celebração do
Acordo Geral do Setor Elétrico. O direito à recomposição de perdas referente ao período de racionamento, na
proporção estabelecida no protocolo de cisão, foi expressamente reconhecido em sentença arbitral que, no
entanto, deixou de condenar a Piratininga, no âmbito do objeto do processo arbitral em que ela foi proferida.
Na evolução do procedimento de cobrança, em conjunto com consultores externos, foram identificadas ao
final do 3º trimestre de 2005 questões que podem dificultar a realização do ativo. A reversão deste valor, no
terceiro trimestre de 2005, por conservadorismo contábil, não significa que a Companhia tenha desistido de
seu recebimento. O valor em disputa, que em 31 de dezembro de 2005 era de R$ 25.923 mil, encontra-se
contabilizado no balanço da Companhia conjuntamente com outros créditos por ela detidos contra a CPFL
Piratininga de Força e Luz, sendo objeto de nota explicativa de suas demonstrações financeiras.
Processos de Natureza Fiscal
A Companhia figura como parte em diversos processos judiciais e procedimentos administrativos que versam
sobre matéria fiscal, os quais, em 31 de dezembro de 2005, representavam contingências totais com risco de
perda provável e possível de R$ 71.263 mil, sendo que R$ 57.129 mil encontravam-se provisionados. As
contingências fiscais consolidadas envolvem, basicamente, principalmente, os tributos PIS/PASEP/COFINS e
Imposto de Renda Pessoa Jurídica (“IRPJ”), conforme descrito abaixo:
• COFINS: a Companhia impetrou mandados de segurança, visando impugnar os efeitos da ampliação
da base de cálculo da COFINS após a edição da Lei nº 9.718, de 27 de novembro de 1998, sendo que
em julho de 1999 obteve liminar que autorizou o recolhimento deste tributo até dezembro de 1999 na
forma da legislação anterior. Contudo, em novembro de 2003 a decisão foi reformada, sendo que
179

atualmente aguarda-se o julgamento dos recursos interpostos pelos tribunais superiores. Com a
revogação da sentença que lhe era parcialmente procedente, o crédito tributário, cuja exigibilidade
estava suspensa, tornou-se exigível, o que ensejou a autuação da Companhia pela Secretaria da
Receita Federal, em R$37,5 milhões (abril de 2003), que foi objeto de impugnação e atualmente
aguarda o julgamento do recurso administrativo. O valor envolvido nessa demanda em 31 de
dezembro de 2005, que se encontra integralmente provisionado, era de R$ 50.025 mil, sendo que R$
47.400 mil correspondem à alíquota e R$ 2.625 mil à base de cálculo.
• IMPOSTO DE RENDA: a Companhia contesta a indedutilidade da Contribuição Social sobre o Lucro
Líquido na apuração do imposto de renda dos exercícios de 2001 e 2002. O passivo total estimado para
essa ação, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 7.104 mil, totalmente provisionados.
• ICMS: diversos clientes da companhia estiveram sujeitos ao pagamento da demanda contratada de
energia elétrica. Algumas dessas empresas ingressaram em juízo contra a Companhia buscando a
devolução de parte dos valores de ICMS pagos sobre a demanda contratada de energia elétrica. Segundo
essas empresas, nos meses em que o consumo de energia elétrica foi inferior ao valor da demanda, o
ICMS deveria incidir sobre o consumo efetivo. Em 31 de dezembro de 2005, a contingência total desses
processos era de R$ 365 mil, valor não considerado relevante para a Companhia.
• TAXA DE FISCALIZAÇÃO DE OCUPAÇÃO: a Companhia questiona a cobrança de Taxa de
Fiscalização de Ocupação de Permanência em áreas, em vias e em logradouros públicos, tendo em
vista o uso e a ocupação de postes pela Companhia nas vias públicas. Essa discussão vem sendo
travada contra vários municípios e a contingência total é de R$ 26 milhões.
Processos de Natureza Regulatória
Em 28 de outubro de 2005, foi iniciado processo administrativo pela Emissora, com relação à revisão tarifária de 2003,
concluída em 2005, no qual se discute a revisão inicialmente proposta pela Emissora, a qual, temporariamente
homologada pela ANEEL em 18,08%, foi reduzida, em 2004, para 10,51% e, em 2005, para 9,67%.
Abaixo, encontra-se uma descrição dos autos de infração lavrados pela ANEEL e CSPE contra a Companhia
objeto dos principais autos de infração sobre matéria regulatória propostos contra a Companhia:
• não conformidades apontadas por ocasião da implantação do sistema de gerenciamento (CCS) das
áreas de Atendimento, Cadastramento e Faturamento, este lavrado pela CSPE, que em 31 de
dezembro de 2005 representava um passivo estimado de R$ 245 mil, integralmente provisionado,
cuja perspectiva de perda é provável; e
• atraso na apresentação dos laudos de avaliação, exigidos pela Resolução ANEEL nº 493, que em 31
de dezembro de 2005 representava um passivo estimado de R$ 4.055 milhões, integralmente
provisionado, cuja perspectiva de perda é possível.
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OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
A Bandeirante celebra, no curso normal de nossos negócios, operações com partes relacionadas a preços,
prazos, encargos financeiros e demais condições compatíveis com as de mercado.
Em 31 de dezembro de 2005 e 2004, as transações com partes relacionadas estavam detalhadas da seguinte
forma:
Empréstimos
Energias do Brasil – Refere-se ao Contrato de Compra e Venda de Títulos celebrado com a Energias do
Brasil, em 27 de dezembro de 2001, aditado em 30 de abril de 2002, 18 de dezembro de 2002 e 28 de julho de
2003, no montante total de R$472,9 milhões, cujo saldo devedor, em 31 de dezembro de 2005, era de R$ 290
mil. Por meio desse contrato, a Bandeirante comprou Brady Bonds que, por sua vez, os adquiriu com a
finalidade de liquidar dívida que possuía com a União, nos termos de Contrato de Confissão e Consolidação
de Dívida celebrado com a União e outros, em 29 de dezembro de 1997. Por meio do terceiro aditamento ao
Contrato de Compra e Venda de Títulos, datado de 28 de julho de 2003, as partes acordaram que, em 31 de
dezembro de 2003, o saldo total remanescente (principal + encargos) deveria ser liquidado em 24 parcelas
mensais, de janeiro de 2004 a dezembro de 2005, e os juros incidentes sobre este novo principal deverão ser
liquidados em quatro parcelas semestrais a partir de julho de 2004.
Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica
Os saldos apontados com EDP Lajeado e com Enertrade no quadro acima se referem a contratos bilaterais de
compra e venda de energia elétrica. Os saldos com Cesa e Energest se referem a contratos de compra e venda
de energia elétrica resultantes de leilão (para maiores informações ver Seção “Atividades da Emissora –
Contratos Relevantes – Contratos Operacionais – Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica”).
181

Contratos de Prestação de Serviços
Edinfor – A Bandeirante celebrou contratos de prestação de serviços de informática com a Edinfor, empresa
relacionada à EDP, que englobam administração e manutenção do centro de processamento de dados
outsourcing dos sistemas implantados (BW, CCs, R/3 e SIT), manutenção e suporte de licença desses
sistemas e locação de imóveis. Os contratos foram celebrados ao longo dos últimos 3 anos e têm prazo médio
de 5 anos. Segue abaixo a descrição das principais características desses contratos:
Data Prazo/Vencimento Valor (Milhões)
01.02.2004 31.01.2009 EU$12,8
12.05.2004 11.05.2009 R$0,217
01.11.2004 31.09.2009 R$9,9
Ace – A Bandeirante celebrou contrato de prestação de serviços com a Ace Sistemas Comerciais, empresa
relacionada à EDP, abrangendo atividades de gerenciamento e manutenção da Intranet e de aplicativos
desenvolvidos por terceiros, além da avaliação e desenvolvimento de novas soluções de sistemas, em 01 de
maio de 2002, com vencimento em 30 de abril de 2007, no valor total de R$ 2,9 milhões.
182

5. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao
Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2005, com respectivo
Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração
• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao
Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2004, com respectivo
Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração
• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao
Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2003, com respectivo
Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração
183

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)
184

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao
Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2005, com respectivo
Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração
185

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)
186

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL
CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS
DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS
Divulgação Externa
EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2005 Legislação Societária
O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA
VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.
01.01 - IDENTIFICAÇÃO
1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE
01698-5 BANDEIRANTE ENERGIA S.A. 02.302.100-0001-06
01.02 - SEDE
1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UF
Rua Bandeira Paulista, 530 Chácara Itaim 04532-001 São Paulo SP
6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex
11 2185-5180 2185-5188 2185-5695 –
11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail
11 2185-5182 2185-5167 – www.bandeirante.com.br
01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)
1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou Distrito
Thomas Daniel Brull Rua Bandeira Paulista, 530 Chácara Itaim
4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone
04532-001 São Paulo SP 11 2185-5040 2185-5041 –
11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail
- 11 2185-5006 2185-5013 – tbrull@bandeirante.com.br
01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR
Exercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social
1 - Último 01/01/2005 31/12/2005
2 - Penúltimo 01/01/2004 31/12/2004
3 - Antepenúltimo 01/01/2003 31/12/2003
4 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. Técnico
KPMG Auditores Independentes 00418-9 José Luiz Ribeiro de Carvalho 007.769.948-32
01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL
Número de Ações (Mil) 1 - 31/12/2005 2 - 31/12/2004 3 - 31/12/2003
Do Capital Integralizado
1 - Ordinárias 39.091.735 15.558.967 15.558.967
2 - Preferenciais 0 23.532.768 23.532.768
3 - Total 39.091.735 39.091.735 39.091.735
Em Tesouraria
4 - Ordinárias 0 0 0
5 - Preferenciais 0 0 0
6 - Total 0 0 0
01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA
1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código Atividade
Empresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional –
5 - Atividade Principal 6 - Tipo de Consolidado
Prestação 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 RCA 28/12/2005 Juros sobre Capital Próprio ON 0,0007780000
01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES
1 - Data 2 - Assinatura
22/02/2006
187

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)
Código Descrição 31/12/2005 31/12/2004 31/12/2003
1 Ativo Total 2.138.645 2.363.208 2.245.648
1.01 Ativo Circulante 630.846 699.442 641.551
1.01.01 Disponibilidades 20.281 12.652 48.517
1.01.02 Créditos 573.464 670.109 572.798
1.01.02.01 Consumidores e concessionárias 405.916 530.861 455.737
1.01.02.02 Progr.emerg.red.consumo energ.elétrica 101 606 3.363
1.01.02.03 Impostos e contrib. sociais compensáveis 61.317 28.303 65.218
1.01.02.04 Impostos contribuições sociais diferidos 39.621 35.754 44.894
1.01.02.05 Cauções depósitos vinculados a litígios 32 34 149
1.01.02.06 Despesas pagas antecipadamente 66.477 74.551 3.437
1.01.03 Estoques 7.537 5.734 7.158
1.01.04 Outros 29.564 10.947 13.078
1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 638.674 807.649 766.858
1.02.01 Créditos Diversos 636.855 807.649 766.858
1.02.01.01 Consumidores e concessionárias 109.107 204.553 253.752
1.02.01.02 Progr.emerg.red.consumo energ.elétrica 0 9.451 9.451
1.02.01.03 Impostos e contrib. sociais compensáveis 11.738 15.325 8.445
1.02.01.04 Impostos contribuições sociais diferidos 322.592 350.254 331.200
1.02.01.05 Cauções depósitos vinculados a litígios 23.881 17.105 17.329
1.02.01.06 Despesas pagas antecipadamente 169.537 210.961 146.681
1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 0 0 0
1.02.02.01 Com Coligadas 0 0 0
1.02.02.02 Com Controladas 0 0 0
1.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 0
1.02.03 Outros 1.819 0 0
1.03 Ativo Permanente 869.125 856.117 837.239
1.03.01 Investimentos 681 673 673
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 681 673 673
1.03.02 Imobilizado 868.444 855.444 836.566
1.03.02.01 Em Serviço 774.122 777.434 707.750
1.03.02.02 Em Curso 94.322 78.010 128.816
1.03.03 Diferido 0 0 0
188

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)
Código Descrição 31/12/2005 31/12/2004 31/12/2003
2 Passivo Total 2.138.645 2.363.208 2.245.648
2.01 Passivo Circulante 897.044 752.966 922.711
2.01.01 Empréstimos e Financiamentos 391.642 172.862 366.803
2.01.02 Debêntures 0 0 0
2.01.03 Fornecedores 207.022 211.734 216.063
2.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 74.608 112.521 109.500
2.01.05 Dividendos a Pagar 26.612 19.498 23.588
2.01.06 Provisões 1.499 531 424
2.01.06.01 Provisões para Contingências 1.499 531 424
2.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 1.927 148.729 130.973
2.01.08 Outros 193.734 87.091 75.360
2.01.08.01 Folha de pagamento 110 283 523
2.01.08.02 Encargos de dívidas 6.386 4.364 12.826
2.01.08.03 Taxas regulamentares 9.155 18.160 7.879
2.01.08.04 Obrigações estimadas 14.615 13.081 10.314
2.01.08.05 Benefícios pós emprego 17.584 15.911 18.090
2.01.08.06 Devolução tarifária 75.573 0 0
2.01.08.07 Outras contas a pagar 70.311 35.292 25.728
2.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 555.532 910.910 664.586
2.02.01 Empréstimos e Financiamentos 330.052 530.741 213.392
2.02.02 Debêntures 0 0 0
2.02.03 Provisões 103.878 88.869 84.580
2.02.03.01 Provisões para Contingências 103.878 88.869 84.580
2.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 130.973
2.02.05 Outros 121.602 291.300 235.641
2.02.05.01 Fornecedores 1.656 65.569 71.563
2.02.05.02 Encargos de dívidas 0 37 0
2.02.05.03 Impostos e contrib sociais correntes 0 50.776 20.262
2.02.05.04 Benefícios pós emprego 88.157 92.569 91.614
2.02.05.05 Devolução tarifária 0 64.678 0
2.02.05.06 Reserva para reversão e amortização 17.248 17.248 17.248
2.02.05.07 Obrigações estimadas 0 0 34.301
2.02.05.08 Outras contas a pagar 14.541 423 653
2.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 0
2.05 Patrimônio Líquido 686.069 699.332 658.351
2.05.01 Capital Social Realizado 254.628 254.628 254.628
2.05.02 Reservas de Capital 334.728 334.728 334.728
2.05.02.01 Doações e Subvenções para Investimento 177.342 177.342 177.342
2.05.02.02 Incentivos Fiscais 787 787 787
2.05.02.03 Ágio na incorporação de sociedade 156.599 156.599 156.599
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 96.713 109.976 68.995
2.05.04.01 Legal 16.609 15.752 9.261
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 80.104 94.224 59.734
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
189

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)
01/01/2005 a 01/01/2004 a 01/01/2003 a
Código Descrição 31/12/2005 31/12/2004 31/12/2003
3.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.667.924 2.509.001 2.265.930
3.02 Deduções da Receita Bruta (691.536) (686.195) (570.404)
3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.976.388 1.822.806 1.695.526
3.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.598.623) (1.410.891) (1.400.508)
3.04.01 Custo com energia elétrica (1.156.948) (1.096.423) (1.145.446)
3.04.07 Custos de operação (441.755) (314.236) (254.014)
3.04.08 Custo do serviço prestado a terceiros 80 (232) (1.048)
3.05 Resultado Bruto 377.765 411.915 295.018
3.06 Despesas/Receitas Operacionais (368.935) (278.180) (193.813)
3.06.01 Com Vendas (46.866) (50.600) (25.288)
3.06.02 Gerais e Administrativas (133.932) (109.582) (99.277)
3.06.03 Financeiras (175.316) (113.632) (67.524)
3.06.03.01 Receitas Financeiras 116.845 156.466 170.634
3.06.03.02 Despesas Financeiras (292.161) (270.098) (238.158)
3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0
3.06.05 Outras Despesas Operacionais (12.821) (4.366) (1.724)
3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0
3.07 Resultado Operacional 8.830 133.735 101.205
3.08 Resultado Não Operacional 1.391 162 980
3.08.01 Receitas 4.223 6.299 2.253
3.08.02 Despesas (2.832) (6.137) (1.273)
3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 10.221 133.897 102.185
3.10 Provisão para IR e Contribuição Social (35.694) (65.831) (32.151)
3.11 IR Diferido 36.499 10.624 (5.680)
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 30.394 51.128 0
3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 41.420 129.818 64.354
NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 39.091.735 39.091.735 39.091.735
LUCRO POR AÇÃO 0,00106 0,00332 0,00165
PREJUÍZO POR AÇÃO – – –
190

04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)
01/01/2005 a 01/01/2004 a 01/01/2003 a
Código Descrição 31/12/2005 31/12/200431/12/20034.01
04.01 Origens 441.094 964.913 319.920
4.01.01 Das Operações 200.218 267.579 146.918
4.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 41.420 129.818 64.354
4.01.01.02 Vls. que não repr. mov. Cap. Circulante 158.798 137.761 82.564
4.01.01.02.01 Ajuste de exercício anterior (24.289) 0 0
4.01.01.02.02 Consumidores e concessionárias (35.507) (43.694) (54.225)
4.01.01.02.03 Devolução tarifária - provisão 0 64.678 0
4.01.01.02.04 Conta de compens.de var custos parcela A (21.492) (28.374) (26.475)
4.01.01.02.05 Pis e Cofins - majoração de alíquota 0 (8.450) 0
4.01.01.02.06 Fornecedores - energia livre 17.121 28.223 8.318
4.01.01.02.07 Depreciações e amortizações 90.684 84.506 72.823
4.01.01.02.08 Vr residual ativo permanente baixados 2.320 5.908 2.871
4.01.01.02.09 Impostos e contrib.sociais compensáveis 0 (5.983) 0
4.01.01.02.10 Impostos e contrib.sociais diferidos 15.691 (15.854) (28.621)
4.01.01.02.11 Impostos e contrib.sociais correntes (3.498) 12.514 0
4.01.01.02.12 Var. monet.e juros do exig.longo prazo 53.560 39.314 48.207
4.01.01.02.13 Provisões para contingências 15.977 4.396 23.351
4.01.01.02.14 Benefícios pós emprego - CVM nº 371 (3.715) (656) 211
4.01.01.02.15 Provisão para perdas na realiz.de ativos 60.200 0 0
4.01.01.02.16 Obrigações estimadas 0 0 34.301
4.01.01.02.17 Outros (8.254) 1.233 1.803
4.01.02 Dos Acionistas 0 0 0
4.01.03 De Terceiros 240.876 697.334 173.002
4.01.03.01 Empréstimos e financiamentos 5.394 508.418 1.465
4.01.03.02 Obrigações vinculadas à concessão 11.235 10.617 7.913
4.01.03.03 Conta de compens.var.custos parcela A 0 0 27.495
4.01.03.04 Obrigações estimadas 0 0 20.262
4.01.03.05 Receita diferida 0 0 1.038
4.01.03.06 Transf.realiz. longo prazo p/circulante 209.080 176.688 113.716
4.01.03.07 Transf.passivo circ.p/ exig.longo prazo 15.167 1.611 1.113
4.02 Aplicações 653.768 737.277 523.795
4.02.01 No realizável a longo prazo 0 0 0
4.02.02 Cauções e depósitos vinculados litígios 696 1.009 6.811
4.02.03 Despesas pagas antecipadamente 38.659 107.812 0
4.02.04 Transf.ativo circ p/realiz longo prazo 67.632 6.639 81.639
4.02.05 Outros créditos 2.396 897 2.758
4.02.06 No permanente 0 0 0
4.02.07 Imobilizado 117.247 119.909 136.258
4.02.08 Exigíveis longo prazo transf.p/circulant 396.744 412.174 272.898
4.02.09 Dividendos propostos 30.394 88.837 23.431
4.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (212.674) 227.636 (203.875)
4.04 Variação do Ativo Circulante (68.596) 57.891 (54.486)
4.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 699.442 641.551 696.037
4.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 630.846 699.442 641.551
4.05 Variação do Passivo Circulante (144.078) 169.745 (149.389)
4.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício (752.966) (922.711) (773.322)
4.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício (897.044) (752.966) (922.711)
191

05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2005 A 31/12/2005 (Reais Mil)
Lucros/ Total
Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio
Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido
5.01 Saldo Inicial 254.628 334.728 0 109.976 0 699.332
5.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 (24.289) (24.289)
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 41.420 41.420
5.07 Destinações 0 0 0 (13.263) (17.131) (30.394)
5.07.01 Reserva legal 0 0 0 857 (857) 0
5.07.02 Dividendos 0 0 0 0 (30.394) (30.394)
5.07.03 Constituição reserva retenção de lucros 0 0 0 12.205 (12.205) 0
5.07.04 Reversão da reserva retenção de lucros 0 0 0 (26.325) 26.325 0
5.08 Outros 0 0 0 0 0 0
5.09 Saldo Final 254.628 334.728 0 96.713 0 686.069
05.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2004 A 31/12/2004 (Reais Mil)
Lucros/ Total
Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio
Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido
5.01 Saldo Inicial 254.628 334.728 0 68.995 0 658.351
5.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 0
5.02.01 Ajuste de Exercício Anterior 0 0 0 0 (34.301) (34.301)
5.02.02 Ajuste Exerc.Anterior no Resultado 2003 0 0 0 0 34.301 34.301
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 0 129.818 129.818
5.07 Destinações 0 0 0 40.981 (129.818) (88.837)
5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 6.491 (6.491) 0
5.07.02 Dividendos 0 0 0 0 (88.837) (88.837)
5.07.03 Constituição Reserva Retenção de Lucros 0 0 0 92.495 (92.495) 0
5.07.04 Reversão da Reserva Retenção de Lucros 0 0 0 (58.005) 58.005 0
5.08 Outros 0 0 0 0 0 0
5.09 Saldo Final 254.628 334.728 0 109.976 0 699.332
05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil)
Lucros/ Total
Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio
Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido
5.01 Saldo Inicial 254.628 334.728 0 28.072 0 617.428
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 98.655 98.655
5.07 Destinações 0 0 0 75.224 (98.655) (23.431)
5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 4.932 (4.932) 0
5.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (23.431) (23.431)
5.07.03 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 70.292 (70.292) 0
5.08 Outros 0 0 0 (34.301) 0 (34.301)
5.08.01 Ajuste Identificado em 2004 (Nota 13.2) 0 0 0 0 (34.301) (34.301)
5.08.02 Reversão da Res.de Retenção “Pro Forma” 0 0 0 (34.301) 34.301 0
5.09 Saldo Final 254.628 334.728 0 68.995 0 658.351
192

09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVA
Ao
Conselho de Administração e aos Acionistas da
Bandeirante Energia S.A.
São Paulo - SP
1. Examinamos o balanço patrimonial da Bandeirante Energia S.A. levantado em 31 de dezembro de 2005, e as
respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens e aplicações de recursos,
correspondentes ao exercício findo naquela data, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa
responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras.
2. Nosso exame foi conduzido de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil e compreendeu: (a) o
planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de
controles internos da Companhia; (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 Companhia, bem como da apresentação das demonstrações financeiras
tomadas em conjunto.
3. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas representam, adequadamente, em todos os aspectos
relevantes, a posição patrimonial e financeira da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2005, o resultado de
suas operações, as mutações do seu patrimônio líquido e as origens e aplicações de seus recursos, correspondentes ao
exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.
4. Nosso exame foi efetuado com o objetivo de formarmos uma opinião sobre as demonstrações financeiras, tomadas em
conjunto. As demonstrações do valor adicionado e dos fluxos de caixa relativas ao exercício findo em 31 de dezembro
de 2005, representam informações complementares àquelas demonstrações e são apresentadas para possibilitar uma
análise adicional. Essas informações complementares foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria
aplicados às demonstrações financeiras acima referidas e, em nossa opinião, estão apresentadas, em todos os aspectos
relevantes, adequadamente em relação às demonstrações financeiras, tomadas em conjunto.
5. As demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2004, apresentadas para fins
comparativos, foram examinadas por outros auditores independentes que, sobre elas, emitiram um parecer sem
ressalvas, datado de 4 de fevereiro de 2005.
10 de fevereiro de 2006
KPMG Auditores Independentes
CRC 2SP014428/O-6
José Luiz Ribeiro de Carvalho
Contador CRC 1SP141128/O-2
193

10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO
ÍNDICE
MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE
CENÁRIO MACROECONÔMICO
A BANDEIRANTE E SUA ÁREA DE CONCESSÃO
PRINCIPAIS INDICADORES
PRINCIPAIS EVENTOS DE 2005
Reorganização Societária
Nova Marca e Novo Nome
REDE ELÉTRICA
Caracterização do Sistema Elétrico
AMBIENTE REGULATÓRIO E TARIFÁRIO
Reajuste e Revisão Tarifária
Passivo Regulatório
BALANÇO ENERGÉTICO
Compra de Energia
Transações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE
Balanço Energético
Energia Distribuída
Perdas Técnicas e Comerciais
ATIVIDADE COMERCIAL
Relacionamento com Clientes
Combate às Perdas Comerciais
PROGRAMA LUZ PARA TODOS
INVESTIMENTO
Programa de Integrado de Modernização
Expansão do Sistema Elétrico
Tecnologia da Informação
INDICADORES DE PERFORMANCE
DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO
Receita Operacional Líquida
Gastos Operacionais
Endividamento e Resultado Financeiro
Resultado Líquido
PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICI NCIA ENERGÉTICA
RECURSOS HUMANOS
Quadro de colaboradores
Capacitação e Desenvolvimento
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RESPONSABILIDADE SOCIAL, MEIO AMBIENTE E SUSTENTABILIDADE
Responsabilidade Social
Meio Ambiente e Sustentabilidade
AUDITORIA EXTERNA
AGRADECIMENTO
BALANÇO SOCIAL
ADMINISTRAÇÃO
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
NOTAS EXPLICATIVAS
PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES
MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE
As principais diretrizes estratégicas definidas para o triênio 2005-2007 são: a criação de valor para os acionistas, através
do aumento da receita, da melhoria da margem operacional e da otimização do uso dos ativos; a criação de uma empresa
de excelência, focada no cliente e na qualidade de gestão; o desenvolvimento dos recursos humanos, criando uma equipe
de alta performance; e o desenvolvimento sustentável, através da responsabilidade social e ambiental.
Seguindo esta orientação, a Bandeirante vem implementando medidas que visam a melhoria da eficiência, com especial
destaque para a contenção das despesas operacionais e para o combate ao desperdício, participando ativamente do
programa de eficiência realizado no âmbito da EDP - Energias do Brasil S.A. e buscando sinergias com as outras empresas
do Grupo.
Face ao crescimento das perdas comerciais, implantou um programa abrangente, que inclui, além da intensificação das
inspeções de combate a fraudes e ligações clandestinas, a modernização do parque de medidores, com a conseqüente
recuperação de receita para a Companhia.
O Programa Integrado de Modernização, iniciado em 2002 e no qual já foram investidos mais de R$ 200 milhões, encontrase
praticamente concluído, sendo que já são automatizadas e telecomandadas todas as subestações existentes, através do
Centro de Operação do Sistema Bandeirante.
É de realçar a conclusão do Sistema de Informações Técnicas - SIT, com a entrada em serviço, em maio de 2005, do
módulo de gestão de ocorrências e turmas de prontidão, bem como a automação e o telecomando das redes de distribuição,
com implantação definida para o período 2002-2007, que já atingiu 67% de realização.
Visando melhorar o relacionamento com os nossos clientes e superar as suas expectativas, foram implementados diversos
projetos dentre os quais registramos a expansão e otimização dos canais de atendimento, totalizando 24 postos de
atendimento, 17 dos quais terceirizados. Para diminuir o tempo de espera e suportar o aumento da demanda, aumentamos
também a capacidade de atendimento do Call Center e modernizamos a página da Bandeirante na Internet, tornando o
acesso à loja virtual mais ágil e dinâmico.
As ações de valorização e desenvolvimento profissional e pessoal dos colaboradores da Bandeirante continuam merecendo
uma especial atenção por parte da gestão da Companhia, visando sustentar a criação de valor, suportar a modernização
tecnológica e proporcionar o desenvolvimento e a qualidade de vida dos que trabalham na Bandeirante. Nestas ações foram
investidos, em 2005, mais de 2,9% dos gastos com pessoal.
A concretização dos investimentos em modernização, a melhoria da eficiência e o desenvolvimento dos colaboradores da
Companhia permitiram um aumento significativo da produtividade e da qualidade de serviço, apresentando valores ao
nível dos melhores do País. Nos últimos quatro anos, a produtividade medida pelo índice de clientes por colaborador
aumentou 38%.
195

Em outubro de 2005, como conseqüência da fixação definitiva do valor da Base de Remuneração Regulatória - BRR
inferior aos valores provisórios fixados em 2003 e 2004, foram refletidos, nos respectivos reajustes anuais, significativos
impactos financeiros negativos. Não concordando com o valor fixado, a Companhia apresentou de imediato o devido
recurso à Aneel, pleiteando um valor de BRR de acordo com o laudo apresentado, para o qual aguarda resposta.
Fundamentada nos princípios de desenvolvimento sustentável e com o firme propósito de compatibilizar o desenvolvimento
de suas atividades com o meio ambiente e com as comunidades locais, a Bandeirante vem empreendendo esforços
significativos para o uso racional de recursos e para a conscientização dos colaboradores, fornecedores e comunidades e em
relação às questões ambientais, observando atentamente os preceitos estabelecidos na legislação ambiental.
Também durante o ano, consolidou-se a implantação do Projeto SIGA, um sistema integrado de gestão ambiental, de saúde
ocupacional, segurança do trabalho e de comunicação social, alicerçado nas normas internacionais aplicáveis.
No âmbito da responsabilidade social, o Programa Bandeirante Comunidade Educação apoiou mais de 20 mil crianças do
ensino fundamental, em 68 escolas públicas municipais localizadas na área de concessão da Bandeirante, contando com a
participação de 112 colaboradores em regime de voluntariado e outros parceiros.
Como reconhecimento do trabalho realizado, a Bandeirante conquistou os prêmios “TOP Social” ADVB - Associação dos
Dirigentes de Vendas de Marketing do Brasil e Responsabilidade Social Empresarial do Alto do Tietê, bem como o título
de “Empresa Amiga da Criança”, atribuído pela Fundação ABRINQ.
Apesar do impacto negativo da redução das tarifas determinada pelo Regulador, quando da revisão do valor da BRR, o
crescimento da energia distribuída, a modernização da Companhia e o aumento da eficiência e da produtividade permitiram
obter um resultado positivo de R$ 41,4 milhões.
Integrada com as demais Companhias do Grupo e sob coordenação da EDP - Energias do Brasil S.A., a Bandeirante
participou ativamente no desenvolvimento do novo modelo de gestão, visando melhorar a eficiência da Companhia.
Como conclusão, podemos afirmar que a modernização da Companhia e o aumento da eficiência e da produtividade já
conseguidas permitem encarar o futuro da Bandeirante com confiança, garantindo a sustentabilidade dos seus resultados.
CENÁRIO MACROECONÔMICO
O ano de 2005 foi caracterizado pela estabilidade dos principais indicadores macroeconômicos brasileiros.
Em relação às contas externas, o País continuou a apresentar um cenário positivo, com superávit comercial recorde de US$
44,8 bilhões e saldo de transações correntes de US$ 14,2 bilhões. Além disso, a manutenção do quadro de alta liquidez no
mercado internacional e o aumento de confiança dos investidores no País, entre outros fatores, explicam a apreciação do
real em relação ao dólar.
A taxa de inflação, medida pelo IPCA, atingiu 5,7%, mantendo a trajetória de queda apresentada desde 2003. O Banco Central
retomou a política de redução gradual da taxa de juros a partir de setembro, encerrando dezembro no nível de 18,0% ao ano.
Estimativas preliminares indicam que o crescimento do Produto Interno Bruto (PIB), em 2005, situe-se em torno de 2,0% a 2,5%,
ante 4,9% no ano anterior. Esse arrefecimento na atividade econômica pode ser creditado ao aperto monetário aplicado durante
o ano – com elevadas taxas de juros –, à deterioração da atividade do setor agrícola e a um crescimento líquido das exportações
menor do que em 2004. A taxa de desemprego reduziu-se de 9,6%, em dezembro de 2004, para 8,3% em dezembro de 2005. A
atividade agrícola foi afetada pela queda de preços de alguns produtos, pela quebra de safra devido a fatores climáticos e pela
redução da taxa de câmbio. Esses fatores explicam um crescimento estimado do PIB agropecuário inferior a 2,0%.
A produção industrial geral cresceu 3,1% no acumulado do ano, até novembro de 2005, concentrada no segmento de bens
duráveis, beneficiada pelo aumento de crédito aos consumidores, especialmente na modalidade de crédito consignado.
Além disso, o setor automobilístico produziu 10,7% mais que em 2004 e as exportações evoluíram 25,9%, graças
principalmente aos mercados mexicano e argentino.
A BANDEIRANTE E SUA ÁREA DE CONCESSÃO
A Bandeirante Energia S.A., Companhia de capital aberto, tem por objetivo a prestação de serviços públicos de energia
elétrica, pelo prazo de 30 anos, a partir de 23 de outubro de 1998, conforme contrato de concessão firmado naquela data.
A Companhia atua em 28 municípios do Estado de São Paulo, especificamente nas regiões do Alto do Tietê e Vale do
Paraíba, atendendo aproximadamente 1,3 milhões de clientes e distribuindo 12.315 GWh ao ano. A partir de abril de 2005,
a Companhia passou a ser subsidiária integral da EDP - Energias do Brasil S.A.
196

(1) EBITDA = Lucro antes de impostos, juros, depreciação e amortização
(2) Dívida Líquida = Dívida bruta – caixa e valores mobiliários – saldo líquido de ativos regulatórios
(3) Preço médio da energia vendida aos clientes finais = receita faturada dos clientes finais/ volume de energia vendida
aos clientes finais.
Observação: As informações contábeis apresentadas neste relatório são advindas das demonstrações financeiras
auditadas.
197

PRINCIPAIS EVENTOS DE 2005
Um amplo processo de reestruturação marcou o ano de 2005 na EDP – Energias do Brasil S.A.. Foram adotadas uma série
de medidas coordenadas para consolidar as bases de uma empresa que tem o objetivo de ser uma referência no setor
energético brasileiro: reorganização societária, com a migração de acionistas minoritários para a holding;
desverticalização, com a separação dos ativos de geração e distribuição; nova identidade visual e denominação, com a
mudança do nome para EDP – Energias do Brasil S.A.; e Oferta Pública de Ações, com ingresso no Novo Mercado da
Bovespa, atraindo investidores nacionais e internacionais.
Reorganização Societária
Em 29 de abril de 2005, foi aprovada uma reorganização societária que teve como objetivos simplificar a estrutura dos
negócios; ampliar a captura de sinergias existentes entre as atividades de distribuição, geração e comercialização,
proporcionando um maior potencial de criação de valor; permitir o aproveitamento fiscal de ágio contabilizado no
momento da aquisição das controladas Enersul e Escelsa; facilitar o processo de desverticalização das atividades, conforme
exigência da nova legislação do setor elétrico e promover a visibilidade, a concentração e o aumento da liquidez no
mercado de capitais. Iniciada no ano anterior, a reorganização permitiu dar uma nova lógica empresarial ao conjunto das
empresas do Grupo, além de incrementar a sua governança corporativa.
Essa mudança foi executada após um amplo processo de esclarecimento aos acionistas minoritários das distribuidoras
Bandeirante, Escelsa e Enersul, além das sociedades Iven e Magistra – duas empresas de participação criadas para a compra
da Enersul e da Escelsa. A Iven detinha 52,27% da Escelsa, que era a única acionista da Magistra. Esta, por sua vez, possuía
65,2% da Enersul. Foi apresentada proposta de migração das ações para a EDP – Energias do Brasil S.A., com resultados
significativos (adesão de 99,98%), sobretudo considerando-se o elevado número de acionistas envolvidos
(aproximadamente 48 mil).
Ao mesmo tempo, 67,5% do capital da EDP – Energias do Brasil S.A. passou a ser detido pela EDP – Energias de Portugal,
sendo os 32,5% restantes propriedade dos investidores das distribuidoras que concordaram com a troca de ações, com base
em uma avaliação independente.
A migração dos minoritários teve um duplo mérito: permitir a adoção do melhor modelo de desverticalização possível,
evitando ineficiências fiscais e operacionais, e prover um maior grau de liberdade no processo de redesenho da estrutura
organizacional do Grupo como um todo.
A reorganização compreendeu as seguintes etapas: 1) incorporação da Iven pela EDP – Energias do Brasil S.A.; 2) cisão
parcial da EDP – Energias do Brasil S.A. e incorporação dessa parcela cindida pela Escelsa; 3) transformação da Enersul
em subsidiária integral da Escelsa, por meio da incorporação de ações de emissão da Enersul pela Escelsa, e 4)
transformação da Escelsa e da Bandeirante em subsidiárias integrais da EDP – Energias do Brasil S.A., por meio da
incorporação de ações da Escelsa e da Bandeirante pela holding.
Nova Marca e Novo Nome
A mudança de identidade visual e de denominação foi um precedente lógico de todo o processo de reorganização. Para a
marca, foi adotada a mesma identidade visual que Grupo EDP assumira no final do ano anterior em Portugal: um sorriso
sobre um fundo vermelho. O símbolo reflete os atributos que conduzem a gestão dos negócios: simplicidade, proximidade
e conforto no atendimento aos clientes, e responsabilidade social. O nome Energias do Brasil reforça ainda o compromisso
com o País e a ambição de ser uma referência do setor, além de manter um paralelo com o acionista controlador.
REDE ELÉTRICA
Caracterização do Sistema Elétrico
O sistema elétrico da Bandeirante é composto por 57 estações com 3.000 MVA instalados, 866 km de rede de alta tensão,
24.000 km de redes de distribuição em média e baixa tensão e cerca de 50.000 transformadores de distribuição com
potência instalada de 2.500 MVA. O sistema elétrico atingiu a ponta de demanda de 2.085 MVA em agosto de 2005.
198

Principais Dados das Instalações Elétricas
AMBIENTE REGULATÓRIO E TARIFÁRIO
Reajuste e Revisão Tarifária
Na revisão tarifária de 2003 da Bandeirante, o índice de reposicionamento calculado provisoriamente pela Aneel, em
outubro daquele ano, foi de 18,08%, dos quais 14,68% foram imediatamente aplicados às tarifas e o restante diferido em
três parcelas anuais. O parcelamento do reposicionamento tarifário consistiria na aplicação em etapas do índice de
reposicionamento, de forma a atenuar eventuais impactos sobre os consumidores de energia elétrica.
Em 23 de outubro de 2004, ainda provisoriamente, a Aneel decidiu rever o valor da Base de Remuneração Regulatória -
BRR da Bandeirante. Em função dessa alteração, o índice da revisão tarifária fixado em outubro de 2003 foi reduzido de
18,08% para 10,51% e o parcelamento do reposicionamento tarifário tornou-se desnecessário.
Na reunião extraordinária pública de diretoria da Aneel ocorrida em 18/10/2005, foi deliberada a definição do valor final
da BRR líquida em R$ 998,0 milhões (base setembro de 2003) que se compara ao valor preliminar de R$ 1.092,0 milhões
anteriormente estabelecido, bem como ajustes nos custos operacionais da empresa de referência, o que resultou na
alteração do índice de reposicionamento tarifário de 2003 de 10,51% para 9,67%, de forma definitiva.
Em decorrência, há uma diferença entre as receitas recebidas baseadas nos reposicionamentos tarifários provisórios de
14,68% e 10,51% e o reposicionamento tarifário final de 9,67%, correspondendo a um valor financeiro a devolver de R$
102 milhões, que foi contemplado no reajuste das tarifas de energia elétrica da Bandeirante que vigorarão no período entre
23 de outubro de 2005 e 22 de outubro de 2006.
O efeito econômico registrado nos resultados da Bandeirante, em função do valor financeiro a ser compensado ao
consumidor, totalizou R$ 38 milhões, uma vez que a Companhia já havia reconhecido no exercício de 2004 uma provisão
no valor de R$ 64 milhões, em vista das alterações anteriormente descritas no processo de revisão tarifária.
Esse valor a devolver contribuiu para que o reajuste médio da tabela de tarifa, em outubro de 2005, ficasse estabelecido
em -8,86%, a ser aplicado sobre uma “tarifa de referência” utilizada pela Aneel. O reajuste tarifário foi composto de -7,66%
relativos ao reajuste tarifário anual propriamente dito, que contempla principalmente a redução de -4,42% advinda de
menores custos na aquisição de energia para distribuição, e -3,63% de ajuste na Parcela B (que observa a evolução do
IGPM, aplicação do Fator X e exclusão de PIS/Cofins anteriormente implícito na tarifa).
A Bandeirante entrou com recurso junto à ANEEL por ocasião da divulgação final das notas técnicas da referida revisão
tarifária por essa agência reguladora, mas a análise ainda não foi concluída.
199

Passivo Regulatório
Durante o racionamento de 2001 / início de 2002, as empresas Distribuidoras deveriam conceder um bônus, na forma de
desconto adicional na conta de luz, àqueles Clientes que ultrapassassem a meta do racionamento, isto é, economizassem
além do montante compatível com sua meta individual. Ficou estabelecido pela Câmara de Gestão de Crise - GCE que os
referidos bônus deveriam ser contabilizados e as empresas teriam o direito a ressarcimento, com recursos provenientes do
Tesouro. No último mês de dezembro, após insistentes pleitos das empresas para obter o ressarcimento a que tinham
direito, o MME realizou a quitação dos valores contabilizados, tendo a Bandeirante recebido o montante de R$ 11 milhões.
BALANÇO ENERGÉTICO
Compra de Energia
Em 2005 a Bandeirante comprou um total de 9.872 GWh para o atendimento do seu mercado, através dos Contratos
Iniciais, Bilaterais, Leilão e energia oriunda de Itaipu. Em relação a 2004, isso significou um decréscimo de 214 GWh, que
se deveu aos requisitos de mercado da área atendida pela Companhia.
Em relação aos Contratos Iniciais, conforme previsto na Lei n o 9.648, de 27/05/1998, em 2005 foram totalizadas reduções
de 75% dos montantes originais contratados em 2001.
A Bandeirante comprou energia através dos leilões de empreendimentos existentes, participando do primeiro leilão de
compra de energia elétrica realizado em dezembro de 2004 e, durante o ano de 2005, no leilão realizado no mês de abril.
Houve também a participação no leilão para compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos que foi
realizado em dezembro de 2005.
No leilão de energia existente foram adquiridos lotes de energia elétrica para o período de suprimento de 2008 a 2015, no
montante de 2.912 GWh, com preço médio de R$ 83,13 / MWh (preço referentes a abril/2005).
No leilão de energia nova foram adquiridos lotes de energia elétrica provenientes de usinas hidroelétricas com períodos contratuais
de 30 anos a partir de 2008, 2009 e 2010, nos montante de 114,5 GWh, 336,5 GWh e 9.533,2 GWh, a preços médios de 106,95
R$/MWh, 113,89 R$/MWh e 114,83 R$/MWh respectivamente. Em relação aos lotes de energia elétrica provenientes de usinas
termoelétricas com períodos contratuais de 15 anos a partir de 2008, 2009 e 2010, foram adquiridos os montantes de 452,5 GWh,
3.127,1 GWh e 4.611,9 GWh, a preços médios de 132,26 R$/MWh, 129,26 R$/MWh e 121,81 R$/MWh, respectivamente.
Transações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE promoveu a aplicação do Mecanismo de Compensação de
Sobras e Déficits - MCSD, previsto no artigo 29 do Decreto n o 5.163, de 30 de julho de 2004 que precede a redução da
energia adquirida, por parte dos Compradores, conforme as condições previstas na referida legislação.
Por esse mecanismo, em função do exercício pelos consumidores potencialmente livres da opção de compra de energia
elétrica proveniente de outro fornecedor, a Bandeirante cedeu 268 GWh, a partir de abril de 2005, dos contratos de leilão
referentes ao produto 2005-2012, o que representou uma redução de R$ 15,4 milhões/ano.
Durante o ano de 2005, a Bandeirante efetuou transações de venda de energia elétrica na CCEE, no montante de 91.595
MWh correspondente a R$ 2,7 milhões e transações de compra no montante de 17.487 MWh correspondente a R$ 419 mil.
Balanço Energético (MWh)
200

Energia Distribuída
O total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante (energia vendida a clientes finais, consumo próprio, energia
em trânsito), no ano de 2005, foi de 12.315 GWh, o que representa um crescimento 1,0% em relação ao ano anterior. Este
percentual foi impactado negativamente pelo decréscimo de 19% na energia distribuída para as concessionárias.
O total de energia elétrica vendida (sem consumo próprio) no mercado cativo, em 2005, atingiu o montante de 8.004 GWh,
representando um decréscimo de 9,2% em relação ao ano anterior. Esta redução deve-se, principalmente, à migração de
clientes cativos para o mercado livre.
A energia elétrica vendida no mercado cativo em 2005 apresentou variações conforme cada classe de consumo:
• A classe residencial teve um volume de vendas de 2.307 GWh, representando um crescimento de 1,1% em relação ao
ano de 2004;
• A classe industrial teve um total de energia vendida de 3.544 GWh, representando um decréscimo de 18,6% em relação
ao ano anterior, que está associado à migração de consumidores industriais para o mercado livre. Se não tivesse ocorrido
esta migração, as vendas de energia na classe industrial teriam apresentando um crescimento de 2,7%;
• A classe comercial teve um crescimento de 6,7% em relação ao ano anterior, com volume de vendas de 1.318 GWh no ano;
• As demais classes totalizaram 835 GWh em energia vendida, o que corresponde a um decréscimo de 11,1% em relação
a 2004, devido, principalmente, à migração de consumidores da classe serviço público para o mercado livre.
Durante o ano de 2005, a energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante para o mercado livre e para outras
concessionárias totalizou o montante de 4.306 GWh, o que representa um crescimento de 27,6%, em relação ao ano anterior.
Com relação ao número de clientes faturados, a Companhia encerrou o ano de 2005 com 1.283.288 clientes faturados,
representando um crescimento de 0,8% sobre o ano anterior.
Perdas Técnicas e Comerciais
O índice anual de perdas totais (técnicas e comerciais) foi de 10,5 %, o que representa um acréscimo de 1,3 pontos
percentuais em relação a 2004.
Parte deste acréscimo é devido ao aumento das perdas comerciais, o que justificou a intensificação do Programa de Combate às
Perdas Comerciais em 2005 com abrangência para o triênio 2006/2008, conforme abordado em item específico deste relatório.
201

ATIVIDADE COMERCIAL
Relacionamento com Clientes
O ano de 2005 foi marcado pelo Projeto Excelência no Atendimento ao Cliente, que tem como objetivo ajustar e preparar
todo o sistema comercial para atender as solicitações dos clientes, superar as suas expectativas disponibilizando as
interações adequadas, e em alinhamento com os objetivos da Companhia.
Com a finalidade de melhorar a rapidez e a qualidade do atendimento aos clientes, foram identificadas e implementadas
ações de reformulação da conta de energia elétrica, plano de comunicação aos clientes, modernização do site da
Bandeirante e iniciada a digitalização de toda a base de informações de clientes de alta e média tensão.
Iniciou-se também a reforma das Lojas de Atendimento a Clientes da Bandeirante, visando oferecer melhores condições
de atendimento aos clientes e de trabalho aos colaboradores, fortalecendo a imagem da Companhia.
Visando a expansão dos canais de atendimento, foi definido um novo conceito alternativo, para suportar o aumento da
demanda de clientes nas Lojas e diminuir o tempo de espera nas filas. Com isso ampliou-se de 13 para 24 pontos de
atendimento, distribuídos em 19 lojas, 4 quiosques e 1 Poupatempo, beneficiando um número maior de municípios.
Nesses pontos de atendimento são realizados todos os serviços comerciais e relacionamento com o cliente, além de
possibilitar o pagamento das contas de energia elétrica, proporcionando mais comodidade para os habitantes da região.
Dentro do escopo do Projeto Excelência do Atendimento ao Cliente, foi também identificada a necessidade de melhoria no
atendimento de clientes de Média e Alta Tensão e Poder Público. Diante disso, foi realizado um estudo específico das
melhores práticas de mercado no setor de serviços, culminando na implantação de duas áreas, sendo uma de Clientes de
Alta e Média Tensão e a outra de Poder Público para um atendimento diferenciado, mais efetivo e personalizado,
fornecendo a esses clientes respostas mais rápidas, soluções mais eficazes e melhorando o seu nível de satisfação.
Com relação à Central de Atendimento - Call Center, em continuidade ao cumprimento a Resolução 57, da Aneel, que
estipula novas regras e metas para a atividade de atendimento a cliente, a Bandeirante aumentou o número de posições de
atendimento que operam com atendimento 24 horas.
Com indicadores de qualidade cada vez mais exigentes, o Call Center da Bandeirante busca oferecer rapidez na solução
dos problemas, empregando alta tecnologia e atendentes capacitados, cumprindo assim as exigências da Aneel e a
expectativa de um adequado serviço aos clientes.
A página da Bandeirante na Internet foi modernizada e o acesso à Agência de Atendimento Virtual tornou-se mais ágil e
dinâmico. Continuam sendo disponibilizados mais serviços “on line”, totalizando 20 serviços. Em 2005 houve um
aumento em 51 % no número de acessos em relação a 2004, com a média mensal de 165 mil acessos.
Para maior facilidade ao pagamento da conta de energia elétrica, a Bandeirante disponibilizou aos clientes 493 postos
alternativos de recebimento de conta, distribuídos em estabelecimentos comerciais credenciados, correspondentes
bancários e lojas de atendimento terceirizadas da Bandeirante. Através desta facilidade o cliente pode evitar as filas dos
bancos e facilmente encontrar os pontos de recebimento de conta da Bandeirante.
Combate às Perdas Comerciais
A partir do racionamento de energia em 2001 o setor de energia elétrica brasileiro registrou um crescimento significativo
nos percentuais de perdas comerciais. Considerando esse quadro, a Bandeirante intensificou as ações em 2005 e definiu
um Plano de Combate às Perdas Comerciais para o triênio 2006/08, com o objetivo de reduzir essas perdas, com metas e
objetivos quantificados e critérios de retorno financeiro dos recursos aplicados.
Na Bandeirante, com a intensificação das ações do Programa de Combate às Perdas Comerciais para o ano de 2005, foram
realizadas 61.603 inspeções de campo, substituídos 21.511 medidores entre obsoletos, danificados e eletromecânicos por
eletrônicos e adquiridos 10 veículos com equipamentos e ferramentas específicas, utilizando um recurso da ordem de R$
6,0 milhões com um retorno financeiro de R$ 8,6 milhões, correspondente à recuperação de 39,8 GWh.
PROGRAMA LUZ PARA TODOS
O Programa de Universalização, no que diz respeito ao perímetro urbano dos municípios, foi integralmente concluído durante
o ano de 2004, quando a Companhia efetuou a ligação de 42.976 unidades consumidoras, tendo suplantado a meta estabelecida.
No âmbito do Programa Luz para Todos, programa federal de eletrificação rural coordenado pelo Ministério de Minas e
Energia, a Bandeirante deu forte impulso ao desenvolvimento econômico e social das áreas rurais onde atua. Com
investimentos de R$ 8,5 milhões, levou energia elétrica a mais de 2.000 propriedades rurais no ano, totalizando 2.509
ligações no Programa. Para finalizar o programa está prevista a ligação de mais 3.708 unidades em 2006.
202

INVESTIMENTO
Programa Integrado de Modernização
O Programa Integrado de Modernização – PIM, iniciado em 2002, consolidou-se neste exercício com um investimento total de
R$ 13,9 milhões, contribuindo decisivamente para dotar a Companhia de maior eficiência, agilidade e flexibilidade operacionais,
reduzir custos, melhorar a qualidade dos serviços prestados aos clientes e assegurar a sustentabilidade dos resultados.
Incorporando as mais modernas tecnologias de supervisão e comando à distância, o Sistema de Controle e Comando - SCC
permite, a partir do Centro de Operação do Sistema - COS, telecomandar equipamentos, monitorar e sinalizar, em tempo real,
qualquer evento que ocorra na rede elétrica, reduzindo o tempo dos desligamentos e de atendimento aos clientes. Conforme
previsto, o Projeto foi concluído em dezembro de 2005 e telecomanda as 57 subestações em operação na Companhia.
No projeto de automação das redes de distribuição, que consiste no telecomando e telesupervisão, a partir do COS, de
religadoras automáticas instaladas ao longo dos 12.000 km de rede de média tensão, via comunicação “wireless”, foram
adquiridas novas unidades de microrremotas, totalizando 275 equipamentos já telecomandados.
Em maio de 2005, entrou em produção o “PowerOn”, completando a implantação do Sistema de Informações Técnicas -
SIT. Esta nova ferramenta permite trabalhar com o cadastro de toda a rede de distribuição georeferenciada, facilitando e
agilizando o despacho de turmas e a localização das possíveis falhas associadas a reclamações de clientes.
Para suporte aos sistemas e soluções implantadas pelo Programa Integrado de Modernização e incorporando as mais modernas
tecnologias de telecomunicações e de segurança da informação, foi ampliada a rede corporativa de telecomunicações de alta
capacidade, convergente, para transmissão de voz, dados e imagem, com a integração das 13 novas lojas de atendimento
comercial e prestadores de serviço, destacando-se a integração com as demais empresas do Grupo Energias do Brasil.
Expansão do Sistema Elétrico
Para atendimento da demanda do mercado, com níveis de qualidade exigidos pela legislação, foram investidos R$ 65,5
milhões na expansão e melhoramento das redes elétricas, na ligação de novos clientes e na instalação de sistemas de
medição e iluminação pública.
Foi finalizada a montagem da linha de subtransmissão Norte-Nordeste de 88/138 kV, localizada no Parque Ecológico do Tietê,
com 7,5 Km de extensão, no limite entre os municípios de Guarulhos e São Paulo. Tal trecho compõe o complexo de obras que
irá permitir a interligação das duas subestações terminais da CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista,
subestação Norte e subestação Nordeste, que suprem a Bandeirante, viabilizando o remanejamento de até 300 MVA entre essas
subestações, além de postergar investimentos significativos da Bandeirante na ampliação dessas subestações terminais.
Tecnologia da Informação
O investimento em TI no Grupo Energias do Brasil foi majoritariamente realizado pela Escelsa e pela Enersul, destinado
aos projetos de unificação dos sistemas corporativos, tendo sido tomadas as plataformas da Bandeirante como referência.
Essa unificação permitirá maior flexibilidade e redução de custos, melhorando a qualidade dos serviços e garantindo a
sustentabilidade dos negócios. Destacam-se os seguintes projetos:
• Integração dos sistemas de back-office através da unificação da plataforma SAP R/3, na mesma plataforma em produção
na Bandeirante, que já entrou em operação;
• Integração dos sistemas de geoprocessamento que teve início em 2005, visando ter uma única solução para apoiar os
processos da Área Técnica. Foram adotados os softwares “GE Smallworld” e “Power On”, já em operação na Bandeirante;
203

• Integração do sistema que atende a área comercial da Bandeirante, o IS-U/CCS da SAP, iniciada em 2005 com a contratação
das licenças do produto pela Escelsa e Enersul. O desenvolvimento desse projeto se dará ao longo de 2006 e 2007;
• Extensão da rede de dados da Bandeirante à Holding, Escelsa e Enersul.
INDICADORES DE PERFORMANCE
Como conseqüência dos investimentos realizados nas redes, da implementação dos projetos de modernização e automação
do sistema elétrico e da criteriosa utilização de recursos na sua gestão e manutenção, a Bandeirante vem apresentando
padrões de qualidade melhores que os estabelecidos pelo Órgão Regulador. Os indicadores técnicos de qualidade do
serviço, notadamente, Duração Equivalente de Interrupção por Cliente – DEC e Freqüência Equivalente de Interrupção por
Cliente – FEC foram, respectivamente, de 9,17 horas e 6,62 interrupções.
204

O aumento verificado nesses indicadores foi ocasionado por eventos externos com origem no Sistema Interligado Nacional
(SIN) e, portanto, fora do controle da Companhia. O TMA (Tempo Médio de Atendimento), que indica o intervalo de
tempo médio, em minutos, entre uma reclamação de interrupção e seu restabelecimento apresentou um crescimento de 97,4
minutos em 2004, para 160,2 em 2005, impactado por temporais ocorridos na região.
O índice anual de perdas totais foi de 10,5 %, o que representa um acréscimo de 1,3 pontos percentuais em relação a 2004.
Parte deste acréscimo é devido ao aumento das perdas comerciais, o que justificou a intensificação do Programa de
Combate às Perdas Comerciais em 2005
DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO
O Resultado do Serviço de Energia Elétrica em 2005 totalizou R$ 184,1 milhões, inferior em 25,6% ao obtido no ano
anterior. Este desempenho resultou em uma redução da margem operacional de 13,57% em 2004 para 9,32% em 2005, O
LAJIDA (EBITDA) de 2005, de R$ 274,8 milhões, foi inferior em 17,2% ao obtido em 2004, resultando na redução da
margem do LAJIDA (EBITDA) de 18,21% em 2004 para 13,91% em 2005.
A redução das margens operacionais foi causada principalmente i) reversão de ativos no montante de R$ 25,9 milhões,
ocorrida no terceiro trimestre de 2005 (vide Nota Explicativa nº 5.2 às demonstrações financeiras), e ii) ajuste em 2005 do
índice de reposicionamento da Revisão Tarifária de 2003 de 10,51% para 9,67%, com efeitos retroativos até outubro de
2003, proporcionando um ajuste negativo na receita operacional de R$ 31,3 milhões, do total de provisão de R$ 37,6
milhões (vide Nota Explicativa nº 5.3 às demonstrações financeiras). Excluídos estes itens, o LAJIDA (EBITDA) atingiria
em 2005 o montante de R$ 332,0 milhões, mesmo patamar do ano de 2004.
Receita Operacional Líquida
A Receita Operacional Líquida atingiu o montante de R$ 1.976,4 milhões em 2005, resultado 8,4% superior à receita de
R$ 1.822,8 milhões obtida em 2004. O aumento verificado de R$ 153,6 milhões é proveniente i) do incremento de R$14,8
milhões do fornecimento de energia elétrica, ii) do aumento de R$109,2 milhões na receita de uso do sistema de
distribuição, faturada aos clientes que se tornam livres, e iii) da redução nas outras receitas e deduções, de R$ 29,6 milhões.
205

A receita líquida de fornecimento a consumidores finais apresentou um crescimento de 0,8% em 2005, atingindo R$1.864,6
milhões. Esta variação é composta pelo efeito conjunto de uma redução no mercado de energia em 9,2% e um aumento na
tarifa média da empresa de 11,0%. A redução do mercado verificou-se na classe industrial (menos 18,6%) e na classe
“outras” (menos 12,4%), em razão da migração de clientes cativos para o regime de contratação livre. Já a variação na
tarifa média de fornecimento deve-se ao impacto pleno do reajuste médio de 15,95% a partir de 23 de outubro de 2004,
parcialmente compensado pelo reajuste médio negativo de 8,86% a partir de 23 de outubro de 2005.
No ano de 2005, a receita de Uso do Sistema de Distribuição totalizou R$231,0 milhões contra R$121,8 milhões registrada
no mesmo período do ano anterior, com um crescimento de 89,6%, refletindo a migração de clientes cativos para a
condição de clientes livres.
Gastos Operacionais
Os Gastos Operacionais de 2005 foram de R$ 1.792,2 milhões, superiores em 13,8% aos R$ 1.575,4 milhões verificados
no ano de 2004.
Os gastos operacionais gerenciáveis da Bandeirante, compreendendo os custos de pessoal, materiais, serviços de terceiros e
outras despesas, cresceram R$ 49,9 milhões em 2005, correspondente a um incremento de 15,2% em relação ao ano anterior.
O aumento verificado de 2,6% na rubrica de Pessoal deve-se ao efeito do reajuste salarial concedido aos trabalhadores da
Bandeirante em julho de 2004 (4,0%) e em julho de 2005 (8,0%), parcialmente compensado pela revisão do montante da
Reserva a amortizar da Fundação CESP no valor de R$ 3,7 milhões (vide Nota Explicativa nº 17.1 às demonstrações
financeiras). O quadro de colaboradores da Bandeirante manteve-se estável, reduzindo-se de 1.202 colaboradores em
dezembro de 2004 para 1.198 colaboradores em dezembro de 2005.
A rubrica Serviços de Terceiros apresentou crescimento de 12,3% em relação ao ano anterior em decorrência i) do aumento
dos gastos para a melhoria no atendimento aos clientes, relativos aos serviços de call center, maior número de postos de
atendimento e da ampliação do horário para 24 horas/dia, ii) da entrada em operação de novos sistemas técnicos,
comerciais e de gestão da informação (IS-U/CCS, SIT, BW, dentre outros), aumentando os gastos com licenças de
software, iii) dos custos relativos aos projetos de reorganização societária, de novo modelo de gestão e de excelência no
atendimento aos clientes, e iv) de maiores desembolsos em relação à leitura, entrega e cobrança de contas, resultado dos
esforços da Companhia em regularizar faturamentos atrasados, com contratação de empresa especializada em cobrança.
As despesas com Depreciação e Amortização foram incrementadas em função da entrada em operação ao longo do ano de
2004 e de 2005 dos novos sistemas técnicos, comerciais e de gestão da informação (IS-U/CCS, SIT, BW, dentre outros),
realizados no âmbito do Programa Integrado de Modernização (PIM).
Já as Provisões para Devedores Duvidosos foram reduzidas em 2005 em R$ 5,0 milhões, demonstrando o resultado dos
esforços da Companhia quanto à recuperação de créditos em atraso. O índice de inadimplência, medido através do saldo
acumulado de doze meses de provisão com devedores duvidosos e perdas líquidas dividido pela receita de fornecimento
faturada de energia mais receita de disponibilização da rede do período, diminuiu de 1,37% em 2004 para 1,11% em 2005.
206

Outras Despesas Gerenciáveis apresentaram uma elevação de R$ 24,5 milhões em relação ao ano anterior. A principal causa
desta variação foi a reversão de ativos no valor de R$ 25,9 milhões (vide Nota explicativa nº 5.2 às demonstrações financeiras).
Os gastos operacionais não gerenciáveis correspondem aos custos com energia comprada, encargos setoriais e de
transmissão, cuja cobertura tarifária é assegurada pelo Regulador através dos reajustes tarifários e mecanismo da Conta de
Compensação de Variação de Custos da parcela “A” – CVA. Os custos não gerenciáveis totalizaram em 2005 o montante
de R$ 1.414,5 milhões, superior em 13,4% ao verificado em 2004.
Os custos com energia elétrica comprada para revenda apresentaram uma redução de 3,8% em 2005, atingindo o montante
de R$ 805,6 milhões. A principal causa desta variação foi a redução no volume de energia comprada de 2,1% em relação
a 2004, em razão da saída de clientes cativos para o regime de contração livre. Ocorreu, também, uma redução na tarifa
média de compra de 1,9% em conseqüência da substituição dos contratos iniciais pela aquisição de energia nos leilões de
dezembro de 2004, com preços inferiores.
Os custos com encargos setoriais e de transmissão apresentaram um incremento de 51,3% em 2005, refletindo os novos
valores homologados pela ANEEL para a Bandeirante e os níveis de cobertura tarifária estabelecidos nos reajustes anuais.
Endividamento e Resultado Financeiro
Em dezembro de 2005, a Bandeirante apresentou uma dívida bancária de R$ 728,4 milhões, inferior em 14,3% ao saldo
da dívida de dezembro do ano anterior. Do total da dívida existente em dezembro de 2005, 49,9% (R$ 363,5 milhões) foi
contratada em moeda estrangeira, totalmente coberta por operações de swap com características de hedge, mitigando o
risco cambial. Os 50,1% da dívida contratada em moeda nacional, R$ 364,8 milhões, estavam compostos de R$ 208,1
milhões de financiamentos junto ao BNDES, R$ 151,0 milhões de contas garantidas tomadas e R$ 5,7 milhões de
empréstimos junto a outras instituições.
Em dezembro de 2005, a dívida líquida da Bandeirante, de R$ 502,3 milhões, foi superior em 15,8% à dívida existente em
dezembro de 2004. Este crescimento deve-se principalmente a redução de R$ 197,6 milhões no Saldo de Ativos
Regulatórios no período, ocasionado pela i) redução do saldo das Perdas com o Racionamento em decorrência de sua
recuperação em curso e registro de provisão de R$ 60,2 milhões referente a expectativa de sua não recuperação plena no
prazo fixado pela ANEEL, março de 2007; e ii) redução do saldo de ativos da Conta de Compensação de Valores da Parcela
A – CVA, em função da recuperação efetuada dos custos incorridos sem cobertura tarifária a partir do reajuste anual de
outubro de 2004.
O resultado financeiro em dezembro de 2005, negativo em R$ 175,3 milhões, foi superior em 54,3% ao praticado em 2004.
A principal causa deste aumento foi o registro de provisão pela expectativa da não recuperação plena das Perdas com o
Racionamento dentro do prazo limite fixado pela ANEEL.
Resultado Líquido
A Bandeirante apresentou um lucro líquido de R$ 41,4 milhões, inferior em 68,1% ao praticado no ano anterior, de R$
129,8 milhões, como conseqüência dos efeitos acima demonstrados.
207

PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICI NCIA ENERGÉTICA
A estratégia adotada para o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento baseou-se na seleção de projetos que pudessem
melhorar o sistema elétrico da Bandeirante, permitindo um melhor atendimento aos clientes através do aumento da
confiabilidade, redução de perdas do sistema, melhoria na gestão dos processos, desenvolvimento de ferramentas de
auxílio ao planejamento com produtos voltados à melhoria da qualidade da energia elétrica.
No Programa de Eficiência Energética, com o objetivo de assegurar a melhor utilização do produto distribuído, a
Bandeirante implementou no ano de 2005 diversos projetos, em sistemas de refrigeração industrial e comercial de grande
porte, ar comprimido, iluminação e utilização de energia solar em ambientes industriais, que resultaram na economia de
11,4 GWh/ano e redução da demanda no horário de ponta da ordem de 2,6 MW, entre inúmeros outros benefícios aos seus
clientes e ao sistema elétrico nacional.
Merecem destaque especial os projetos de “Capacitação em Eficiência Energética Industrial”, um amplo programa de
treinamento orientado para a melhor gestão da demanda energética de 80 clientes, desenvolvido de forma personalizada à
realidade de cada unidade consumidora e o projeto de “Controle da Demanda e Consumo no Horário de Ponta” no Sistema
Autônomo de Águas e Esgotos de Guaratinguetá/SP – SAAEG, que resulta, além da economia de 1 GWh/ano e a redução
da demanda no horário de ponta de 0,8 MW, em grande economia e melhoria do sistema de distribuição de água à
população daquele município.
A Bandeirante também conquistou em 2005 o Prêmio FIESP de Conservação e Uso Racional de Energia, promovido pela
Federação das Indústrias do Estado de São Paulo. O projeto “Eficientização em Sistema de Saneamento”, realizado na
Estação Elevatória de Água de Santana, da SABESP – Cia. de Saneamento Básico de São Paulo, destacou-se como o mais
expressivo do Estado de São Paulo em ganho de produtividade e redução do desperdício de recursos naturais.
RECURSOS HUMANOS
Quadro de Colaboradores
O quadro de colaboradores próprios da Bandeirante, no encerramento de 2005, foi de 1.198, sendo 0,3% inferior ao de
2004. A relação clientes por colaborador evoluiu 1,1% em relação a 2004, conforme a seguir:
Capacitação e Desenvolvimento
2005 2004 Variação %
Nº de colaboradores 1.198 1.202 - 0,3
Relação clientes/colaboradores 1.071 1.059 1,1
A Bandeirante vem atendendo prontamente os desafios relacionados com a aquisição de know-how, melhoria dos processos
de trabalho, capacitação e formação de novos colaboradores, mediante ações de treinamento interno e externo, participação
em eventos técnicos e outras ações, em um total de 62.531 horas de treinamento, correspondente a 52 horas por
colaborador, com um investimento de R$ 1,7 milhão.
É de destacar a formação e capacitação dos Atendentes Comerciais de empresas parceiras, imprescindível para o sucesso
do projeto de expansão das lojas de atendimento, em um total de 252 horas de treinamento por pessoa, perfazendo 21.924
homens/hora/treinamento.
Premiado com o TOP RH 2005, o projeto Pontos de Informação e Cidadania – PICs que tem como objetivo a promoção
da inclusão digital dos colaboradores que não dispõem de microcomputador em seu trabalho, foi totalmente concluído,
permitindo o acesso a todos os seus colaboradores.
Com 13 unidades instaladas, os PICs possibilitam aos profissionais que trabalham em atividades externas o contato com a
Internet da Companhia, disponibilizando assim informações de forma rápida e fácil.
No cumprimento da Norma Regulamentadora NR10 - Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade, a Bandeirante
implementou, de forma inovadora e pioneira, o projeto Treinanet com o objetivo de certificar a Companhia e qualificar os
seus colaboradores nos conhecimentos exigidos pela nova regulamentação.
A estratégia utilizada foi o ensino a distância, na qual cada usuário com acesso a salas virtuais, montadas especialmente
para atender aos colaboradores de campo (particularmente aos Eletricistas) e em horários flexíveis pode participar do
treinamento em duas etapas : eletricidade básica (15 horas) e segurança em instalações e serviços de eletricidade (40 horas).
208

A turma piloto contou com 52 usuários, que envolveu Eletricistas, Técnicos e Engenheiros, sendo que o curso pretende
envolver no total um público de 600 colaboradores durante o ano de 2006.
Na seqüência da implantação da NR10, a Companhia desenvolveu novas vestimentas com propriedades anti-chamas,
transformando-as em Equipamento de Proteção Individual, que substituirão os atuais uniformes.
Pelo segundo ano consecutivo, a Companhia recebeu em 2005 a Medalha Eloy Chaves, prêmio criado pela Associação
Brasileira de Concessionárias de Energia Elétrica - ABCE em parceria com a fundação COGE, pelos elevados índices de
segurança e prevenção de acidentes apresentados.
RESPONSABILIDADE SOCIAL, MEIO AMBIENTE E SUSTENTABILIDADE
Responsabilidade Social
A Bandeirante apresentou seu plano sócio-cultural para 2005, com um slogan que traduz uma atitude ativa em termos de
responsabilidade social: mais energia em todos os caminhos.
O Programa Bandeirante Comunidade Educação, que desde 2002 contribui para a melhoria da qualidade do ensino público
municipal e do ambiente escolar, beneficiou mais de 20 mil alunos de 68 escolas.
A execução das ações do Programa contou com o empenho de mais de 100 colaboradores, que de forma voluntária,
contribuíram para o processo de aprendizagem das crianças e para o fortalecimento da gestão escolar e do conceito da cidadania.
Com esse programa social, a Bandeirante conquistou o Prêmio Responsabilidade Social Empresarial do Alto do Tietê e o
“TOP Social ADVB”, além do reconhecimento de “Empresa Amiga da Criança” pela Fundação ABRINQ.
No âmbito cultural, patrocinou projetos, via Lei Rouanet – lei de incentivo à cultura -, que proporcionaram a difusão das
artes nas cidades de sua área de concessão.
Com o Projeto Natal da Luz, iniciativa da Eletrobrás, a Bandeirante homenageou o Santuário Nossa Senhora Aparecida,
no município de Aparecida, onde foram instaladas 100 mil micro-lâmpadas de cristal, formando imagens natalinas, nas
quatro faces da torre da igreja.
Meio Ambiente e Sustentabilidade
Em 2005, a Bandeirante consolidou a implantação do Projeto SIGA, um sistema integrado de gestão ambiental, de saúde
ocupacional, segurança do trabalho e de comunicação social, alicerçado nas normas internacionais ISO 14.000 e OHSAS 18.000.
Neste âmbito deu início a um ambicioso Programa de Gestão de Resíduos, provendo soluções adequadas a todas as etapas que
caracterizam o processo – geração, manuseio, transporte, armazenagem temporária e destinação final. Destaque para o convênio
firmado com a Prefeitura Municipal de Guarulhos, que prevê atividades conjuntas para a destinação de resíduos sólidos, o que
ilustra o compromisso da Companhia com o meio ambiente e a capacidade de articulação com o Poder Público.
Durante a construção da Linha de Transmissão (LTA) Norte – Nordeste, na seqüência do processo de licenciamento
ambiental, foram cumpridas todas as condicionantes ambientais estabelecidas pela Secretaria de Estado de Meio Ambiente
para a obtenção da Licença de Operação. Além da construção de infra-estrutura no Parque Ecológico do Tietê e
fornecimento de equipamentos para o Centro de Recepção de Animais Silvestres - CRAS, a Bandeirante realizou o plantio
de 25.000 mudas de árvores às margens da Rodovia Airton Senna, no município de Guarulhos.
AUDITORIA EXTERNA
Em atendimento à Instrução CVM nº 381,de 14 de janeiro de 2003, sobre a necessidade de divulgação pelas Entidades
Auditadas, de informações sobre a prestação de outros serviços, pelo auditor independente, que não sejam auditoria
externa, a Bandeirante informa que os únicos serviços prestados, no exercício de 2005, pelos auditores independentes,
foram aqueles relacionados com os exames de auditoria independente das demonstrações financeiras.
AGRADECIMENTO
A Administração agradece a todos que trabalharam e contribuíram para que a Bandeirante alcançasse uma posição de
destaque no cenário nacional, Em especial, nosso reconhecimento pelo empenho e competência dos empregados, pelo
apoio e estimulo dos acionistas, clientes, fornecedores e parceiros.
209

BALANÇO SOCIAL
210

BANDEIRANTE ENERGIA S.A.
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
ANTÓNIO FERNANDO MELO MARTINS DA COSTA
Presidente
JOÃO JOSÉ GOMES DE AGUIAR
Vice-Presidente
ANTONIO JOSÉ SELLARE
CUSTÓDIO ALEXANDRE ROUXINOL MIGUENS
CARLOS ALBERTO SILVA DE ALMEIDA E LOUREIRO
ANTÓNIO EDUARDO DA SILVA OLIVA
SEVERINO JUSTINO DA SILVA
DIRETORIA
JOÃO JOSÉ GOMES DE AGUIAR
Diretor Presidente
AGOSTINHO GONÇALVES BARREIRA
Diretor Executivo
THOMAS DANIEL BRULL
Diretor Administrativo-Financeiro e de Relações com Investidores
MANUEL FERNANDO DAS NEVES BENTO
Diretor Técnico
WELINGTON CEZAR XAVIER
Diretor Comercial
211

11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS
1 – Contexto operacional
Bandeirante Energia S.A., Companhia de capital aberto, concessionária de serviço público de energia elétrica, controlada
integral da EDP - Energias do Brasil S.A., detém a concessão de distribuição de energia elétrica pelo prazo de 30 anos
válidos até outubro de 2028 e atua em 28 municípios no Estado de São Paulo, tendo suas atividades regulamentadas pela
Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, vinculada ao Ministério das Minas e Energia.
2 – Apresentação das demonstrações financeiras
As demonstrações financeiras estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, com base
nas disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, legislação específica emanada pela Agência Nacional de
Energia Elétrica - ANEEL, e nas normas estabelecidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM. Essas práticas são
consistentes com as adotadas nas informações trimestrais anteriores e nas demonstrações financeiras de 31 de dezembro
de 2004, publicadas em 25 de fevereiro de 2005.
Para a compatibilização aos critérios do grupo a qual pertence e à melhoria na comparabilidade das demonstrações
financeiras da Companhia, as alterações a seguir foram implementadas no exercício de 2005, efetuando-se as
correspondentes reclassificações para os valores apresentados no exercício de 2004:
• PIS e COFINS incidentes sobre o Encargo de Capacidade Emergencial - ECE e Encargo de Aquisição de Energia
Elétrica Emergencial - EAEEE estão classificados no grupo de Deduções da Receita Operacional e, a recuperação do
PIS e COFINS, como tributos dedutíveis quando do repasse à CBEE, estão apresentados reduzindo o saldo da rubrica
de Despesas gerais e administrativas.
• CVA - Conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, anteriormente classificada no balanço na rubrica
Conta de compensação de variação de custos da parcela “A” no ativo e no passivo, passou a ser classificada líquida no
balanço na rubrica de Despesas pagas antecipadamente.
3 – Principais práticas contábeis
3.1 – Demonstrações financeiras
a) Consumidores e concessionárias incluem:
(i) Os valores faturados a consumidores finais e concessionárias revendedoras, bem como a receita referente à energia
consumida e não faturada;
(ii) Os valores a receber relativos à energia comercializada na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
(Nota 5.1);
(iii) Os saldos a receber relativos à recomposição tarifária extraordinária - perda de receita e energia livre (Nota 6.1);
(iv) O crédito decorrente do diferimento da revisão tarifária ordinária, de 23 de outubro de 2003 e respectiva provisão
integral constituída em 2004 (Nota 5.3), ambos integralmente revertidos no 4º trimestre de 2005 em função da
definição, em 18 de outubro de 2005, do índice de reposicionamento tarifário de 2003; e
(v) Provisão para créditos de liquidação duvidosa - Os valores foram apropriados conforme Instrução Contábil 6.3.2,
do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.
212

) Programa emergencial de redução do consumo de energia elétrica
Inclui o saldo remanescente dos Custos a Reembolsar e incluía os valores de Bônus, aprovados pelos Despachos ANEEL
nº 600, de 27 de setembro de 2002 e nº 155 de 28 de março de 2003, recebido em dezembro de 2005, ambos decorrentes
da implantação do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica.
c) Estoques
Os materiais em estoque estão registrados ao custo médio de aquisição sendo que, os aplicáveis à operação e manutenção
são classificados no ativo circulante e, aqueles destinados a projetos, são classificados no imobilizado.
d) Imobilizado
Registrado ao custo de aquisição ou construção, corrigido monetariamente até 31 de dezembro de 1995, deduzido da
depreciação acumulada, calculada pelo método linear, tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas respectivas
Unidades de Cadastro - UC, conforme determina a Portaria DNAEE nº 815, de 30 de novembro de 1994, às taxas anuais
constantes da tabela anexa às Resoluções ANEEL nº 02, de 24 de dezembro de 1997 e nº 44, de 17 de março de 1999.
Em função do disposto nas Instruções Contábeis do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica e na
Instrução CVM nº 193, de 11 de julho de 1996, os encargos financeiros relativos aos financiamentos obtidos de terceiros,
efetivamente aplicados no imobilizado em curso, estão registrados neste subgrupo como custo das respectivas obras (Nota 22).
O mesmo procedimento foi adotado para os juros sobre o capital próprio (quando aplicável) que financiou as obras em
andamento conforme previsto na legislação específica do Serviço Público de Energia Elétrica.
As Obrigações Vinculadas à Concessão, demonstradas como retificadoras do Imobilizado, referem-se, principalmente, a
recursos recebidos dos consumidores destinados a execução de empreendimentos necessários ao atendimento de pedidos
de fornecimento de energia elétrica. Estas obrigações estão diretamente vinculadas à Concessão do Serviço Público de
Energia Elétrica, e sua eventual liquidação ocorrerá de acordo com determinações do Poder Concedente.
e) Demais ativos circulante e realizável a longo prazo
São demonstrados aos valores de custo ou realização, incluindo, quando aplicável, os rendimentos auferidos até a data do
balanço.
f) Fornecedores
Inclui o saldo a pagar a fornecedores de energia elétrica e o saldo de Energia Livre a pagar a geradores de energia elétrica.
g) Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas
Atualizados com base nas variações monetárias e cambiais, acrescidas dos respectivos encargos e, quando aplicável,
acrescidas e/ou reduzidas por ganhos e perdas das operações de swap, incorridos até a data do balanço.
h) Demais passivos circulante e exigível a longo prazo
São demonstrados pelos valores conhecidos ou exigíveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos,
variações monetárias e cambiais.
i) Imposto de renda e contribuição social
O imposto de renda registrado no resultado é calculado com base nos resultados tributáveis (lucro ajustado), às alíquotas
aplicáveis segundo a legislação vigente - 15%, acrescida de 10% sobre o resultado tributável que exceder R$ 240 anuais.
213

A contribuição social registrada no resultado é calculada com base nos resultados tributáveis antes do imposto de renda,
através da aplicação da alíquota de 9%.
O imposto de renda e contribuição social diferidos ativos foram registrados na rubrica de Imposto de renda e contribuição
social diferidos, a partir dos prejuízos fiscais, base negativa de contribuição social e diferenças temporárias, considerando
as alíquotas vigentes dos citados tributos, de acordo com as disposições da Deliberação CVM nº 273, de 20 de agosto de
1998 e Instrução CVM nº 371, de 27 de junho de 2002.
j) Fundo de pensão
A Companhia é patrocinadora da Fundação CESP, que administra o fundo de pensão para seus colaboradores.
Os custos, as contribuições e o passivo atuarial são determinados anualmente, com base em avaliação realizada por atuários
independentes, sendo a última efetuada para a data base 31 de dezembro de 2005.
A partir de 31 de dezembro de 2001, esses valores vêm sendo apurados e registrados de acordo com os termos da
Deliberação CVM n.º 371, de 13 de dezembro de 2000.
k) Apuração do resultado
As receitas e despesas são reconhecidas pelo regime contábil de competência. O faturamento de energia elétrica para todos
os consumidores é efetuado mensalmente, de acordo com o calendário de leitura.
A energia fornecida e não faturada, correspondente ao período decorrido entre a data da última leitura e o encerramento do
balanço, é estimada e reconhecida como receita não faturada.
l) Estimativas
A preparação de demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, com base nas
disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, requer que a Administração da Companhia se baseie em estimativas
para o registro de certas transações que afetam os ativos, passivos, receitas e despesas.
Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodos subseqüentes, podem
diferir dessas estimativas.
As principais estimativas relacionadas às demonstrações financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de:
• Provisão para créditos de liquidação duvidosa;
• Transações realizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE;
• Provisão para perdas – perda de receita e energia livre;
• Crédito decorrente do diferimento da revisão tarifária e respectiva provisão para redução integral;
• Recuperação do imposto de renda e contribuição social diferidos, sobre prejuízos fiscais, bases negativas e diferenças
temporárias;
• Provisão para contingências; e
• Planos de aposentadoria e pensão.
m) Tributação de operações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
Em decorrência dos termos do artigo 32 da Medida Provisória n.º 66, de 29 de agosto de 2002, convertida na Lei n.º 10.637,
de 30 de dezembro de 2002 e da Instrução Normativa n.º 199, de 12 de setembro de 2002, a concessionária, como agente
integrante da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, exerceu a opção pelo regime especial de tributação
do PIS e da COFINS, sobre receitas auferidas em operações realizadas no âmbito daquela Instituição.
Os principais efeitos referem-se à base de cálculo baseada nos resultados positivos líquidos e na continuidade da aplicação
214

da alíquota de 0,65% e 3% para o PIS e COFINS, respectivamente.
4 – Ativos e passivos regulatórios
Apresenta-se abaixo quadro sintético com os ativos e passivos regulatórios contidos no Balanço Patrimonial:
215

5 – Consumidores e concessionárias
5.1 – Energia de curto prazo
Refere-se, principalmente, às transações de venda, compra de energia e encargo de serviço de sistema, realizados no âmbito
da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.
Parte dos valores do ativo está sujeita a modificação dependendo de decisão de processos judiciais em andamento, movidos
por empresas do setor, relativos a interpretação de regras do mercado em vigor.
216

5.2 – Concessionárias - outras
O valor de R$18.330 no ativo realizável a longo prazo refere-se ao montante a receber da Companhia Piratininga de Força
e Luz - Piratininga, em decorrência da cisão parcial da Bandeirante realizada em 1º de outubro de 2001, conforme os
termos estabelecidos no protocolo de cisão.
Esta rubrica incluía, em 31 de dezembro de 2004, o valor de R$25.923 referente ao pleito formulado pela Bandeirante junto
à Piratininga, com base no protocolo de cisão da Bandeirante, com relação à recomposição das perdas experimentadas em
razão do racionamento de energia elétrica. O direito à recomposição de perdas referente ao período de racionamento, na
proporção estabelecida no protocolo de cisão, foi expressamente reconhecido em sentença arbitral que, no entanto, deixou
de condenar a Piratininga, no âmbito do objeto do processo arbitral em que ela foi proferida. Na evolução do procedimento
de cobrança, em conjunto com consultores externos, foram identificadas ao final do 3º trimestre de 2005 questões que
podem dificultar a realização do ativo. A reversão deste valor, no terceiro trimestre de 2005, por conservadorismo contábil,
não significa que a Companhia tenha desistido de seu recebimento.
A Bandeirante tem também registrado um passivo com a Piratininga, no valor de R$14.349, no Exigível a Longo Prazo.
Não há discordâncias entre as partes sobre os saldos atualmente registrados, a receber e a pagar, que deverão ser
oportunamente liquidados.
5.3 – Fornecimento não faturado - diferimento tarifário e devolução tarifária (reposicionamento tarifário periódico)
O reposicionamento tarifário provisório da Companhia, homologado através da Resolução ANEEL nº 566, de 22 de
outubro de 2003, foi de 18,08% sendo que, para atender ao princípio da modicidade tarifária e a condição do equilíbrio
econômico-financeiro do contrato de concessão, as tarifas foram reposicionadas em 14,68% a partir de 23 de outubro de
2003 e, para a diferença entre 18,08% e 14,68%, constituiu-se um ativo regulatório que seria compensado nos três reajustes
tarifários subseqüentes, através de acréscimos à Parcela “B”. Em 31 de dezembro de 2004, este ativo regulatório atingiu
o montante de R$52.691, demonstrado no quadro da nota 5 na rubrica Fornecimento não faturado - Diferimento tarifário.
A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 243, de 18 de outubro de 2004, decidiu rever o reposicionamento
tarifário provisório, de 23 de outubro de 2003, de 18,08% para 10,51%, em função de revisão, pelo Órgão Regulador, da
Base de Remuneração utilizada anteriormente.
Conseqüentemente, a Companhia constituiu em 30 de setembro de 2004 provisão integral no montante de R$64.678,
registrada na época no Passivo Exigível de Longo Prazo na rubrica Devolução tarifária, correspondente a diferença de
receita auferida pelo reposicionamento tarifário provisório de 14,68%, aplicado entre 23 de outubro de 2003 e 22 de
outubro de 2004, com a que seria auferida pelo novo reposicionamento tarifário provisório de 10,51% e, para o ativo
regulatório mencionado no primeiro parágrafo, constituiu uma provisão para redução integral deste ativo.
Em 18 de outubro de 2005, através da Resolução Homologatória nº 226 a ANEEL fixou em 9,67%, em caráter definitivo,
o índice de reposicionamento tarifário de 2003 e, conseqüentemente, a diferença de receita auferida pelo reposicionamento
montou o valor de R$102.292, exigindo complemento da respectiva provisão em R$37.614 no 4º trimestre de 2005. No
exercício de 2005 foi amortizado o valor de R$26.719.
6 – Acordo geral do setor elétrico
O Acordo Geral do Setor Elétrico, ao qual a Companhia aderiu em 20 de dezembro de 2001, estabeleceu condições para
solução de controvérsias contratuais e administrativas, eliminando a possibilidade de ocorrência de litígios judiciais ou
extrajudiciais sobre questões relativas ao período de racionamento. Os principais pontos do Acordo são listados a seguir:
• Declaração de Desistência/Renúncia;
• Acordo de Compra de Sobras Líquidas Contratuais;
• Acordo de Reembolso de Energia Livre;
• Termos Aditivos aos Contratos Iniciais; e
• Conta de Desenvolvimento Energético - CDE.
Com base na Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002
e demais regras legais, foi apurado o montante de Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE aplicável a cada
concessionária de distribuição de energia elétrica, com o objetivo de neutralizar os efeitos de perda de receita decorrentes
do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica - PERCEE, que vigorou no período compreendido
entre junho de 2001 e fevereiro de 2002.
217

Paralelamente foram apuradas as variações mensais de custos não gerenciáveis (Parcela “A”), relacionando, ainda, as
parcelas de custo adicional com a compra de energia no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
(Energia livre) a serem repassados para as geradoras.
Para o ressarcimento do montante da Perda de Receita, Energia Livre e Parcela “A”, em atendimento às disposições da
Medida Provisória n.º 14 (convertida na Lei n.º 10.438/02), foi concedido a partir de janeiro de 2002 o reajuste tarifário
extraordinário de 2,9% aplicável aos consumidores residenciais e rurais (exceto os de baixa renda) e de 7,9% para os
demais consumidores.
No exercício de 2002 foram liberados recursos equivalentes a 90% dos montantes homologados de Perda de Receita e de
Parcela “A”, relativos a abertura de crédito no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio Financeiro às
Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, através de contratos de financiamento com o
BNDES assinados em 13 de fevereiro de 2002 (Nota 13).
A Resolução Normativa ANEEL n.º 1, de 12 de janeiro de 2004, republicada em 1º de junho de 2004, retificou para
R$119.954 o montante de Energia Livre anteriormente homologado pela Resolução ANEEL n.º 483, de 29 de agosto de
2002 (Nota 6.1), alterou para 63 meses o prazo máximo de permanência da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE
nas tarifas de fornecimento de energia elétrica anteriormente estabelecido pela Resolução ANEEL n.º 484, de 29 de agosto
de 2002, excluiu deste prazo o montante relativo às variações dos itens da Parcela “A” verificadas no exercício de 2001 e
estabeleceu que a sua recuperação se dará por mecanismo equivalente ao previsto no art. 4º da Lei nº 10.438/02 e que, para
a Companhia, como concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica localizada no Sistema Interligado
Nacional sujeita ao Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica - PERCEE, essa recuperação se
dará imediatamente após o final da Recomposição Tarifária Extraordinária prevista no art. 4º da Lei n.º 10.438/02, pelo
prazo necessário para atingir o montante homologado pela Resolução ANEEL n.º 482, de 29 de agosto de 2002.
6.1 – Composição da RTE homologada pela ANEEL, representativa da perda de receita e energia livre
A composição da RTE no ativo é a seguinte:
De acordo com estudos elaborados pela Administração, periodicamente revisados, a Companhia projeta que no prazo
máximo estabelecido, haverá insuficiência de recuperação de parte desses ativos razão pela qual, por prudência, foram
constituídas provisões para perdas em dezembro de 2005.
A Administração, no entanto, baseada na própria legislação instituidora da RTE e, especialmente, nos termos do Acordo
Geral do Setor Elétrico, estará envidando todas as gestões visando a plena recuperação dos referidos créditos.
Os valores referentes à Energia Livre referem-se à energia elétrica gerada e não vinculada a contratos iniciais ou
equivalentes.
218

Atualização Monetária:
A Resolução ANEEL n.º 31, de 24 de janeiro de 2002 e o Ofício Circular ANEEL nº 2.212, de 20 de dezembro de 2005,
determinaram que o saldo remanescente da Recomposição Tarifária Extraordinária seja remunerado pela taxa de juros
equivalente à cobrada, de cada concessionária, nas operações de financiamento de que trata o art. 5º da Medida Provisória
n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, decorrente do programa de financiamento subsidiado pelo Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES e, na ausência dessa operação financeira, seja utilizada a taxa Selic. No
exercício de 2005 foi contabilizado, para Perda de Receita o montante de R$34.309 (R$38.228 em 2004) e, para Energia
Livre o montante de R$25.541 (R$19.161 em 2004), ambos registrados em contrapartida do resultado do exercício no
grupo de Receitas Financeiras. Para Energia Livre, ato contínuo foi registrado na rubrica de Fornecedores em contrapartida
do resultado do exercício no grupo de Despesas Financeiras, em função do repasse às geradoras.
Adicionalmente, a Companhia aguarda o recebimento de informações das Geradoras, relacionadas aos financiamentos por
elas obtidos, para atendimento ao Ofício Circular ANEEL nº 74, de 23 de janeiro de 2006.
A composição da RTE no passivo é a seguinte:
Para o mesmo montante de Energia Livre, registrado no exercício de 2001, líquido dos tributos incidentes no referido exercício
pelo registro da receita não faturada, foi registrada uma obrigação no passivo circulante e exigível a longo prazo na rubrica
Fornecedores de energia elétrica, com o conseqüente débito no resultado na rubrica Energia elétrica comprada para revenda.
6.2 – Variação dos itens da parcela “A”
Os contratos de concessão de distribuição de energia elétrica estabelecem, na composição das tarifas praticadas pelas
Concessionárias, valores para cada item de custos exógenos, imputáveis à despesa operacional, integrantes da variável
denominada Parcela “A”, da fórmula do “Índice de Reajuste Tarifário - IRT”, demonstrados a seguir:
• Tarifa de repasse de potência proveniente de Itaipu Binacional;
• Tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional;
• Quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis - CCC;
• Tarifa de uso das instalações de transmissão, integrantes da rede básica;
• Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos;
• Encargos de Serviços de Sistema - ESS;
• Energia comprada estabelecida nos contratos iniciais;
• Quota de Reserva Global de Reversão - RGR;
• Taxa de fiscalização de serviço de energia elétrica;
• Encargos de conexão;
• Conta de Desenvolvimento Energético - CDE;
• Contrato de Compra de Energia em Ambiente Regulado - CCEAR; e
• Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA.
Com o advento das Medidas Provisórias n.ºs 2.227 e 14 (convertida na Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002), de 04 de
setembro de 2001 e 21 de dezembro de 2001, respectivamente, e da Resolução ANEEL n.º 90, de 18 de fevereiro de 2002,
foi instituída uma conta gráfica, para registro da compensação de diferenças, positivas ou negativas, entre os valores pagos
de cada item, de 1º de janeiro de 2001 a 25 de outubro de 2001.
Os registros foram efetuados no ativo realizável a longo prazo na rubrica Despesas pagas antecipadamente, que tiveram
contrapartidas no resultado na rubrica Gastos operacionais, pela respectiva natureza.
219

6.2.1 – Composição da variação de itens da parcela “A” homologado pela ANEEL
Valor
Homologado 31/12/2005 31/12/2004
Resoluções nºs Remuneração Total Saldo a Saldo a
Item 482/02 e 001/04 Acumulada Acumulado Amortizar Amortizar
Parcela “A” 61.521 67.418 128.939 128.939 114.225
Atualização Monetária:
O montante homologado está atualizado nos termos definidos no Ofício Circular ANEEL nº 2.212, de 20 de dezembro de
2005 e, no exercício de 2005, foi contabilizado o montante de R$14.714 (R$17.714 em 2004), registrado em contrapartida
do resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras.
7 – Despesas pagas antecipadamente
Curto Prazo Longo Prazo
31/12/2005 31/12/2004 31/12/2005 31/12/2004
Parcela “A” - de 01/01/01 a 25/10/01 (Nota 6.2.1) 128.939 114.225
CVA - Conta de compensação de variação de
custos da parcela “A”, líquida 35.277 61.005 (2.394) 64.519
PIS e COFINS - Majoração de alíquota 19.515 11.403 10.924 23.349
Antecipação de cobertura de operações de hedge 7.575 21.447
Outros 4.110 2.143 10.621 8.868
Total 66.477 74.551 169.537 210.961
7.1 – CVA - conta de compensação de variação de custos da parcela “A”
Refere-se a variações dos itens da Parcela “A”, apuradas nos termos da Nota 6.2, para os períodos a partir de 26 de outubro
de 2001.
Os valores estão atualizados pela variação da taxa SELIC, tendo sido registrado no exercício de 2005 o valor de R$13.095
(R$13.378 em 2004) em contrapartida ao resultado financeiro. No exercício de 2005 foi amortizado o montante de
R$68.125 (R$9.348 em 2004).
A Medida Provisória n.º 127, de 4 de agosto de 2003, convertida na Lei n.º. 10.762/03, instituiu o Programa Emergencial e
Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, destinado a suprir a
insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação do mecanismo de compensação de que trata o artigo 1º da Medida
Provisória n.º 2.227, de 4 de setembro de 2001, para os reajustes e revisões tarifárias realizados entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril
de 2004, através de empréstimo concedido pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (Nota 13).
7.2 – PIS e COFINS - majoração de alíquota
Ativo Regulatório constituído em razão das alterações introduzidas pelas Leis nº 10.833/03 e 10.637/02, as quais
majoraram a alíquota do PIS de 0,65% para 1,65% e da COFINS de 3% para 7,6%, cujos efeitos financeiros são repassados
às tarifas. Enquanto aguarda definição por parte da ANEEL, a Companhia não registrou até o momento qualquer
atualização monetária sobre o saldo a receber.
220

7.3 – Antecipação de cobertura de operações de hedge
Refere-se a pagamentos de ajustes nos fluxos financeiros futuros projetados, ajustados a valor presente, dos instrumentos
de hedge para o valor total do financiamento obtido junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID (Nota 13),
previstos contratualmente para redução da exposição ao risco de crédito para ambas as partes. A amortização desses valores
para resultado ocorrerá durante o período de liquidação do financiamento, até o ano de 2012.
8 – Impostos e contribuições sociais
31/12/2005 31/12/2004
Curto Prazo Longo Prazo Curto Prazo Longo Prazo
Compensáveis - Ativo
Imposto de renda e contribuição social - correntes 24.883 802
ICMS 15.813 11.738 13.377 9.342
PIS e COFINS 15.258 12.110
PIS e COFINS sobre devolução tarifária - provisória 5.983
Outros 5.363 2.014
Total 61.317 11.738 28.303 15.325
A Recolher – Passivo
ICMS 46.265 61.039
Imposto de renda e contribuição social - correntes 671 21.071 42.878
PIS e COFINS 20.577 27.230 7.898
Outros 7.095 3.181
Total 74.608 112.521 50.776
O Imposto de Renda, Contribuição Social, PIS e COFINS de curto prazo, incluem o montante de R$854 (R$69.933 em
2004), referente a tributação da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE que, de acordo com o Parecer COSIT nº
26/2002, estabeleceu a exigibilidade de tributação quando do efetivo ressarcimento dessas receitas.
9 – Impostos e contribuições sociais diferidos
9.1 – Ativo
Os créditos fiscais a seguir detalhados, incidentes sobre o prejuízo fiscal, base negativa de contribuição social e outros
valores que constituem diferenças temporárias, que serão utilizados para redução de carga tributária futura, foram
reconhecidos tomando por base o histórico de rentabilidade da companhia e as expectativas de geração de lucros tributáveis
nos próximos exercícios, no prazo máximo de 10 anos.
Curto Prazo Longo Prazo
31/12/2005 31/12/2004 31/12/2005 31/12/2004
IR sobre prejuízos fiscais 9.129 14.641 71.441 83.814
CSLL sobre base negativa 3.301 5.292 31.183 35.445
IR e CSLL sobre demais adições temporárias 19.389 7.919 73.239 73.845
IR e CSLL sobre provisão para
déficit previdenciário - PSAP 1.721 1.939 18.928 23.269
IR e CSLL sobre crédito fiscal incorporado – Ágio 6.081 5.963 127.801 133.881
Total 39.621 35.754 322.592 350.254
A expectativa de realização dos créditos fiscais diferidos está demonstrada a seguir:
Realizável a
Circulante 2007 2008 2009 2010 2011 2012 longo prazo
39.621 96.334 61.910 76.874 53.484 0.591 3.399 322.592
221

Para atendimento à Instrução CVM n.º 371/02, a Administração elaborou, em 31 de dezembro de 2005, projeção de
resultados tributáveis futuros, inclusive considerando seus descontos a valor presente, demonstrando a capacidade de
realização desses créditos tributários nos períodos indicados, a qual foi aprovada pelo Conselho de Administração. Essas
estimativas são periodicamente revisadas, de modo que eventuais alterações na perspectiva de recuperação desses créditos
possam ser tempestivamente consideradas nas demonstrações financeiras.
9.1.1 – O crédito fiscal advindo da Provisão para Déficit Previdenciário - PSAP, refere-se à parcela de benefícios
excedente aos ativos relativos aos planos previdenciários do tipo benefício definido, cuja provisão em 31 de
dezembro de 2001 foi efetuada em contrapartida ao Patrimônio Líquido, dedutível por ocasião dos pagamentos
mensais, com expectativa de finalização no exercício de 2017.
9.1.2 – O crédito fiscal do ágio é proveniente da incorporação, ocorrida no exercício de 2002, da parcela cindida da
anterior controladora Enerpaulo - Energia Paulista Ltda., representada pelo ágio pago pela Enerpaulo na
aquisição de ações da Bandeirante, o qual foi contabilizado de acordo com as Instruções CVM nº 319/99 e 349/99
e que, conforme determinação da ANEEL, será amortizado pela curva entre a expectativa de resultados futuros
e o prazo de concessão da Companhia, o que resulta em realização anual média do crédito fiscal de R$6.085 até
o ano de 2027.
9.1.3 – A projeção de resultados tributáveis futuros indica que a Companhia apresenta base de cálculo suficiente para
recuperação do saldo integral dos créditos tributários no período como demonstrado. No entanto, quanto aos
créditos relacionados ao PSAP e Ágio, mencionados nas Notas 9.1.1 e 9.1.2, os mesmos serão realizados
financeiramente até 2017 e 2027, respectivamente, em consonância com as normas de amortização dos valores a
eles vinculados.
10 – Transações com partes relacionadas
Passivo Receitas (despesas) no exercício
Parte relacionada 31/12/2005 31/12/2004 2005 2004
EDP - Energias do Brasil S.A. 290 141.611 (4.110) (27.247)
EDP Lajeado 908 781 (9.258) (8.677)
Enertrade 616 1.818 (23.701) (18.595)
Escelsa (260)
Cesa 5 (20)
Energest 108 (444)
Enersul 415
Outras 4.519 (33.696)
Total 1.927 148.729 (37.378) (88.215)
EDP - Energias do Brasil S.A. - Refere-se em 2005, ao saldo de encargos do contrato firmado em 27 de dezembro 2001,
sem apresentação de garantias, no valor original de R$472.879. As parcelas foram reajustadas nas datas dos efetivos
pagamentos, adotando-se como teto para os encargos do contrato o menor valor entre a taxa de CDI e o custo equivalente
a Libor + 0,875% ao ano, acrescido da variação do IGP-M, conforme determinação da ANEEL, através do Ofício n.º 106
- SFF/ANEEL, de 20 de dezembro de 2001. Em 28 de julho de 2003, foi celebrado o 3º Termo de Aditamento ao Contrato
de Compra e Venda de Títulos estabelecendo que, em 31 de dezembro de 2003, o saldo total remanescente (principal e
encargos) tornou-se “novo principal”, para liquidação em 24 parcelas, mensais e sucessivas, de janeiro de 2004 a dezembro
de 2005 e os juros incidentes sobre o “novo principal” vencíveis em quatro parcelas semestrais a partir de julho de 2004.
EDP Lajeado - Em 09 de novembro de 2001, a Bandeirante firmou contrato de compra e venda de energia elétrica com a
EDP Lajeado Energia S/A, para início de suprimento em 01 de dezembro de 2001 e término em 31 de dezembro de 2013,
no montante anual de 90.025,4 MWh em 2001 e 113.778,6 MWh nos demais anos, ao preço de R$ 50,12 / MWh, com
data-base de reajuste em dezembro de 2000. O contrato foi homologado pela ANEEL em 28 de agosto de 2002, através
do Ofício n o 827/2002-SFF/ANEEL. Em 18 de outubro de 2002 foi firmado o Primeiro Termo de Aditamento ao Contrato
de Compra e Venda de Energia Elétrica alterando a data base de reajuste para o dia 23 de outubro de cada ano.
Enertrade - Em 23 de outubro de 2003, a Bandeirante firmou contrato de compra e venda de energia elétrica com a
Enertrade - Comercializadora de Energia S/A, para início de suprimento em 01 de janeiro de 2004 e término em 31 de
dezembro de 2005, no montante de 30 MW médios em 2004 e 35 MW médios em 2005, ao preço de R$ 68,80/ MWh, database
de reajuste em outubro de 2003. O contrato foi homologado pela ANEEL em 24 de dezembro de 2003, através do
Ofício n o 2195/2003-SFF/ANEEL.
222

11 - Imobilizado
31/12/2005 31/12/2004
Taxas anuais
médias de
depreciação (%)
Em serviço
Distribuição 1.731.661 1.648.689 4,48%
Comercialização 59.976 61.016 9,45%
Administração 48.089 40.541 18,15%
(-) Depreciação
1.839.726 1.750.246 5,06%
Distribuição (864.416) (796.535)
Comercialização (21.781) (10.931)
Administração (31.364) (27.481)
(917.561) (834.947)
Em curso
922.165 915.299
Distribuição 90.070 74.895
Comercialização 1.302 (605)
Administração 6.568 6.281
Atividades não vinculadas (nota 9.1.2)
97.940 80.571
Ágio na incorporação de sociedade controladora 460.584 460.584
(-) Provisão para manutenção de dividendos (460.584) (460.584)
Amortização da provisão para manutenção de dividendos 66.812 47.855
(-) Amortização acumulada do ágio (66.812) (47.855)
- -
Obrigações vinculadas à concessão (Nota 3.1.d) (151.661) (140.426)
Total 868.444 855.444
A composição das obrigações vinculadas à concessão é como segue:
31/12/2005 31/12/2004
Contribuição de consumidores 116.945 108.485
Doações e subvenções 34.716 31.941
151.661 140.426
11.1 – Dos bens vinculados à concessão
De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº. 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados na
geração, transmissão, distribuição, inclusive comercialização, são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados,
alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador.
A Resolução ANEEL n.º 20, de 3 de fevereiro de 1999, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público
de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à
alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada, para aplicação na concessão.
12 – Fornecedores
Curto Prazo Longo Prazo
31/12/2005 31/12/2004 31/12/2005 31/12/2004
Suprimento de Energia Elétrica:
Itaipu (Eletrobrás) 70.204 64.871
Furnas 14.464 16.617
Energia Livre 34.809 44.139 942 65.569
Leilão de energia 7.165
Outros supridores
CCEE (compra de energia de curto prazo
26.666 33.660
e exposição financeira) 592 1.015
PIS e COFINS das Geradoras 7.077
Subtotal 160.977 160.302 942 65.569
Encargos de Uso da Rede Elétrica 26.643 30.101
Encargos de Serviços de Sistema 1.452 460
Materiais e Serviços 17.950 20.871 714
Total 207.022 211.734 1.656 65.569
223

13 – Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas
Banco Itaú BBA S.A. - Contrato de repasse externo lastreado com recursos captados junto ao DEG - Deutsche
Investitions und Entiwicklungsgesellschaft MBH, firmado em 5 de fevereiro de 2002. O saldo remanescente equivale a
US$1,2 milhões, com juros de 9,5% ao ano, a vencer semestralmente nos meses de março e setembro, com vencimento
final em 15 de março de 2006, garantido por nota promissória e que estabelece ainda “covenants”, integralmente atendidos
até o momento, cujo descumprimento resultaria em aumento da taxa de juros e até a antecipação do vencimento do
contrato. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge.
Banco Santander Brasil S.A. - Resolução 2770/00 - contrato de US$11 milhões, firmado em 20 de dezembro de 2004, com
juros de 4,15% ao ano e garantido com nota promissória, com vencimento de principal e encargos em uma única parcela em
11 de dezembro de 2006. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge.
BID - Banco Interamericano de Desenvolvimento - Contrato de financiamento externo com participação de consórcio de
bancos brasileiros, portugueses e espanhóis, firmado em 5 de março de 2004, no montante de US$100 milhões, liberado durante
o exercício de 2004, com carência de 2 anos para início de pagamento do principal e com vencimento final em até 8 anos, sendo:
• Tranche “A” - US$38,9 milhões, com principal vencível trimestralmente no período de 15 de maio de 2006 a 15 de
fevereiro de 2012, remunerado por juros calculados pela taxa Libor acrescida de 4,375% ao ano, vencíveis
trimestralmente a partir de 15 de maio de 2004.
• Tranche “B” - US$61,1 milhões, com principal vencível trimestralmente no período de 15 de maio de 2006 a 15 de
fevereiro de 2009, remunerado por juros calculados pela taxa Libor acrescida de 4% ao ano, vencíveis trimestralmente
a partir de 15 de maio de 2004.
Este financiamento é destinado a projetos de investimento, com garantia nos recebíveis da Companhia pelo fornecimento
de energia elétrica, com estabelecimento de “covenants” (dívida total em relação à dívida total mais patrimônio líquido,
dívida total em relação ao EBITDA e índice de cobertura do serviço da dívida, entre outros não financeiros), integralmente
atendidos até o momento, cujo descumprimento poderia resultar, parcial ou integralmente, em até a antecipação do
vencimento do contrato. Para este empréstimo foram realizadas operações de swap cambial, com característica de hedge.
Credit Suisse First Boston S.A. - Resolução 2770/00 - Contrato firmado em 9 de março de 2004, no valor de US$20
milhões, com principal e juros liquidados em 28 de dezembro de 2005, remunerado com juros de 2,5% ao ano, garantido
por notas promissórias. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge.
BNDES - CVA - Contrato firmado em 7 de abril de 2004, em consonância com o Programa Emergencial e Excepcional de
Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica conforme Lei n.º 10.762/03. Destina-se a
suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação dos mecanismos de compensação das variações dos
itens da Parcela “A”, para os reajustes e revisões tarifárias anuais referentes ao período compreendido entre 8 de abril de 2003
e 7 de abril de 2004. No exercício de 2004 foram liberados recursos no montante de R$78.134. Sobre o valor do principal
224

incide juros à taxa de 1% ao ano, acima da taxa média anual ajustada da Selic, capitalizados no dia 15 de cada mês desde a
data da liberação dos recursos até o dia 14 de dezembro de 2004 e exigíveis mensalmente a partir do dia 15 de dezembro de
2004, juntamente com as prestações do principal e com vencimento final em 15 de novembro de 2006, com garantia em conta
bancária através de vinculação do valor equivalente a 2,77% do faturamento mensal da Companhia.
BNDES - Recomposição Tarifária Extraordinária - Contrato firmado em 13 de fevereiro de 2002, em consonância com
o Acordo Geral do Setor Elétrico e Lei n.º 10.438/02. No exercício de 2002 foram liberados recursos no montante de
R$306.105, equivalentes a 90% do valor da Perda de Receita e Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela “A”
de 1º de janeiro de 2001 a 25 de outubro de 2001. Sobre o valor do principal incide juros à taxa de 1% ao ano, acima da
taxa média anual ajustada da Selic. A parcela de crédito no valor original de R$250.736 e respectivos juros está sendo
amortizada mensalmente desde março de 2002, em 55 prestações mensais e sucessivas com vencimento final em 15 de
setembro de 2006 e a parcela de crédito no valor original de R$55.369 deverá ser amortizada em 9 prestações mensais e
sucessivas, vencendo-se a primeira em 15 de outubro de 2006 e a última em 15 de junho de 2007 e, durante a carência, os
juros estão sendo integralizados ao principal do empréstimo. Ambos com garantia em conta bancária através de vinculação
do valor equivalente a 3,77%, do faturamento mensal da Companhia.
Contas Garantidas - Referem-se a empréstimos obtidos junto a diversas instituições financeiras nacionais, para cobertura
do fluxo de caixa operacional, com taxa de juros média de 104,5% do CDI, garantidas por notas promissórias.
Eletrobrás:
Programa Luz no Campo - Contrato firmado em 1º de junho de 2000. Recursos liberados no montante de R$2.986
(R$1.635 em 10/08/2000 e R$1.351 em 06/12/2004). Sobre o saldo devedor corrigido incide juros de 5% ao ano e taxa de
administração de 1% ao ano, ambos vencíveis mensalmente, a partir de 30 de setembro de 2002. O saldo devedor será pago
em 60 parcelas mensais, iguais e sucessivas, vencendo-se a primeira em 30/09/2002 e a última em 30/08/2007. Garantia
em notas promissórias e vinculação de receita própria.
Programa Reluz - Contrato firmado em 19 de dezembro de 2002. Recurso liberado no valor de R$511 em 05 de dezembro de
2003. Sobre o saldo devedor corrigido incide juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1,5% ao ano, ambos vencíveis
mensalmente, a partir de 30 de julho de 2005. O saldo devedor será pago em 36 parcelas mensais, iguais e sucessivas, vencendose
a primeira em 30/07/2005 e a última em 30/06/2008. Garantia em notas promissórias e vinculação de receita própria.
Programa Luz para Todos - Contrato firmado em 28 de maio de 2004. Linha de crédito no valor de R$11.523, a título de
financiamento e R$1.773,a título de subvenção econômica. Recursos liberados no montante de R$3.457 (R$1.152 em 22/07/2004
e R$2.305 em 05/08/2005), a título de financiamento e R$532, a título de subvenção econômica. Sobre o saldo devedor corrigido
incide juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1% ao ano, ambos vencíveis mensalmente, a partir de 30 de julho de 2004.
O saldo devedor será pago em 120 parcelas mensais, iguais e sucessivas, vencendo-se a primeira em 30/08/2006 e a última em
30/07/2016. Sobre o saldo não desembolsado incide uma comissão de reserva de crédito de 1% ao ano, vencível no dia 30 de
cada mês, até o encerramento do crédito. Garantia em notas promissórias e vinculação de receita própria.
Os vencimentos das parcelas de principal e encargos estão descritos a seguir:
Tipo de moeda
Vencimento Nacional Estrangeira Total
Circulante
2006 281.415 116.613 398.028
Subtotal 281.415 116.613 398.028
Longo prazo
2007 77.236 87.809 165.045
2008 1.841 82.875 84.716
2009 1.250 34.925 36.175
2010 869 18.992 19.861
2011 346 17.968 18.314
2012 346 4.356 4.702
2013 346 346
2014 346 346
Após 2014 547 547
Subtotal 83.127 246.925 330.052
Total 364.542 363.538 728.080
225

14 – Obrigações estimadas
31/12/2005 31/12/2004
Folha de pagamento 12.018 10.855
INSS e FGTS 2.597 2.226
Total 14.615 13.081
Refere-se a provisão de férias e respectivas gratificações e encargos sociais, além da provisão para Participação nos Lucros
e Resultados do exercício de 2005.
15 – Taxas regulamentares
As obrigações a recolher, derivadas de encargos estabelecidos pela legislação do setor elétrico, são as seguintes:
Encargo 31/12/2005 31/12/2004
Quota de Reserva Global de Reversão – RGR 1.254 2.509
Quota da Conta de Consumo de Combustível - CCC 620 10.377
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 6.871 4.931
Taxa de fiscalização – ANEEL 410 343
Total 9.155 18.160
16 – Depósitos vinculados a litígios e provisão para contingências – curto e longo prazo
31/12/2005 31/12/2004
Valor da Provisão Depósito Valor da Provisão Depósito
No exercício Acumulada Judicial No exercício Acumulada Judicial
Trabalhistas 3.514 5.962 2.854 (3.184) 2.448 2.632
Cíveis 6.748 42.286 617 3.961 35.538 830
Fiscais 5.715 57.129 20.410 3.619 51.414 13.643
15.977 105.377 23.881 4.396 89.400 17.105
16.1 – Trabalhistas
Ações ajuizadas correspondentes aos períodos posteriores a 1º de janeiro de 1998, conforme protocolo de cisão parcial da
Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. Subseqüentemente, nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da Bandeirante,
ocorrida em 1º de outubro de 2001, cada concessionária (Bandeirante e Piratininga) é responsável pelas obrigações
correspondentes aos empregados alocados nas respectivas regiões assumidas por cada Companhia, enquanto que as ações
corporativas serão assumidas na proporção percentual dos controladores (Bandeirante e Piratininga) determinada no
respectivo protocolo de cisão.
16.2 – Cíveis
Refere-se principalmente a pedidos de restituição dos valores pagos a título de majoração tarifária, efetuados pelos
consumidores industriais em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE n.º 38, de 27 de fevereiro de 1986 e n.º 45,
de 4 de março de 1986 - Plano Cruzado, que vigoraram de março a novembro daquele ano. Os valores originais estão
atualizados de acordo com a sistemática praticada no âmbito do Poder Judiciário.
16.3 – Fiscais
16.3.1 – COFINS
Majoração de Alíquota - A Companhia está questionando judicialmente as alterações na COFINS advindas da Lei n.º 9718, de
27 de novembro de 1998. Em 1º de julho de 1999, obteve liminar possibilitando o recolhimento desse tributo, até o mês de
dezembro de 1999, na forma da legislação anterior, ou seja, 2% sobre o faturamento, com efeitos retroativos a 1º de fevereiro
de 1999. O saldo provisionado referente o diferencial de base e adicional de 1%, em 31 de dezembro de 2005, é de R$50.025.
16.3.2 – Imposto de renda
Contestação da indedutibilidade da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido na apuração do Imposto de Renda dos
exercícios de 2001 e 2002. A provisão em 31 de dezembro de 2005 é de R$7.104.
226

16.4 – A administração entende que todas as provisões constituídas são suficientes para cobrir eventuais perdas com os
processos em andamento. Com base na opinião de nossos consultores jurídicos foram provisionados todos os processos
judiciais, cuja probabilidade de perda foi estimada como provável para a Companhia.
Adicionalmente, existem processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento em um montante total de
R$33.161 (R$7.784 em 2004), cuja perda foi estimada como possível, com base na opinião dos consultores jurídicos, não
requerendo a constituição de provisão nas demonstrações financeiras.
17 – Benefícios pós-emprego
17.1 – Composição do saldo
31/12/2005 31/12/2004
Curto Prazo Longo Prazo Curto Prazo Longo Prazo
BSPS - Reservas a amortizar 13.148 88.157 12.451 92.569
Programas assistenciais 4.436 3.460
Total 17.584 88.157 15.911 92.569
A Companhia é patrocinadora da FUNDAÇÃO CESP, entidade fechada de previdência privada, sem fins lucrativos, que
tem por finalidade gerar e administrar um conjunto de planos de benefícios previdenciários em favor de empregados e exempregados,
através do Plano de Suplementação de Aposentadoria e Pensão - PSAP/Bandeirante
Esse plano de benefícios têm suas reservas matemáticas calculadas atuarialmente, segundo o regime de capitalização sendo
as mesmas reavaliadas anualmente.
Plano de Benefício Suplementar Proporcional Saldado - BSPS - Corresponde aos benefícios proporcionais dos
empregados, calculados com base no tempo de serviço até março de 1998. O valor de R$101.305, apurado em 31 de
dezembro de 2005, de acordo com a deliberação CVM nº 371, de 13 de dezembro de 2000, corresponde à parcela de
benefícios excedente aos ativos do plano. O déficit será liquidado em 240 meses, contados a partir de setembro de 1997,
com base em percentual sobre a folha de salários, podendo ser revisado semestralmente para assegurar a liquidação do
saldo no período acima. O percentual de contribuição atual é de 28,16% e para o primeiro semestre de 2006 é de 26,89%.
Plano BD - Vigente até 31 de março de 1998 - Plano de Benefício Saldado, do tipo Benefício Definido, que concede
Benefício Suplementar Proporcional Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia reversível em pensão, aos participantes
inscritos até 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passado acumulado até
a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pela
cobertura das insuficiências atuariais desse plano é da Companhia.
Plano BD - Vigente após 31 de março de 1998 - Plano do tipo Benefício Definido, que concede renda vitalícia reversível
em pensão, relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998, na base de 70% da média
salarial 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 de março de 1998) e, portanto,
não incluem apenas o tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998. A responsabilidade pela cobertura
das insuficiências atuariais desse plano é paritária entre a Companhia e os participantes.
Plano CD - Implantado junto com o Plano BD vigente após 31 de março de 1998, 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 a Companhia. 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 poder gerar responsabilidade atuarial à Companhia.
Apresenta-se, a seguir, a demonstração do número de participantes do Plano.
227
PSAP
Participantes Ativos 1.222
Participantes Assistidos:
Com benefícios diferidos 179
Aposentados e Pensionistas 292
471
Total 1.693

Na qualidade de patrocinadora, a Bandeirante contribui com uma parcela mensal proporcional à contribuição realizada
pelos participantes da Fundação CESP de acordo com o estabelecido no plano de benefícios. No exercício de 2005 foram
realizadas contribuições no montante de R$ 16.819 (R$ 15.257 em 2004).
A posição atuarial dos planos BSPS e Misto, em 31 de dezembro de 2005, fornecida pela Fundação CESP é a seguinte:
BSPS (*) Plano Misto (*)
31/12/05 31/12/04 31/12/05 31/12/04
Reservas Matemáticas
Benefícios Concedidos 83.393 62.743 14.100 16.336
Benefícios a Conceder 155.024 146.335 60.685 50.513
Superávit Técnico 14.981 13.689
Patrimônio
(*) Não auditado.
238.417 209.078 89.766 80.538
Conforme estabelecido pela Deliberação CVM n.º 371, de 13 de dezembro de 2000, a partir de 1.º de janeiro de 2002 as
companhias abertas estão obrigadas a contabilizar passivos oriundos de benefícios pós-emprego, com base nas regras
estabelecidas no Pronunciamento NPC n.º 26, do IBRACON.
Para atendimento à essa exigência a Bandeirante contratou atuários independentes, para realização de avaliação atuarial
desses benefícios, segundo o Método da Unidade de Crédito Projetado. As principais premissas utilizadas na avaliação
atuarial dos benefícios foram as seguintes:
Taxas Nominais Taxas Nominais
Econômicas 2005 2004
Taxa de desconto 10,75% a.a. 10.76% a.a.
Taxa de retorno esperado dos ativos 12,20% a.a. 10,76%a.a.
Crescimento dos benefícios da previdência
Social e do plano de benefícios 4,50% a.a. 4,00% a.a.
Inflação 4,50% a.a. 4,00% a.a.
Fator de capacidade – Salários e Benefícios 100,00% 98,00%
Demográficas
Tábua de mortalidade GAM - 83 GAM – 83
Tábua de mortalidade de inválidos RP 2000 Disability IAPB – 55
Tábua de entrada em invalidez TASA 27 Light média
Tábua de rotatividade Nula a partir de 3 anos de filiação Nula a partir de 3 anos de filiação
ao Plano de Benefícios ao Plano de Benefícios
A avaliação atuarial de 31 de dezembro de 2005 mostrou que o PSAP/Bandeirante, o valor presente das obrigações
atuariais líquido do valor justo dos ativos, ajustado pelo diferimento de perdas atuariais, apresenta-se deficitário,
conforme demonstrado a seguir:
31/12/2005 31/12/2004
Valor presente das obrigações atuariais total ou parcialmente cobertas (348.630) (257.173)
Valor justo dos ativos 184.479 152.259
(164.151) (104.914)
Valor das perdas atuariais não reconhecidas 62.846 (106)
Total (101.305) (105.020)
No exercício de 2005, foi registrado o valor de R$3.715 a crédito do resultado (R$656 em 31/12/2004), em contrapartida
ao passivo exigível a longo prazo, face a indicação de redução do passivo atuarial pelo laudo.
A despesa líquida com o PSAP/Bandeirante, a ser reconhecida no resultado de 2006, terá a seguinte composição:
Custo do serviço corrente 1.350
Custos dos juros 37.008
Rendimentos esperados dos ativos (23.215)
Amortização de perdas atuariais não reconhecidas 1.430
Contribuições esperadas dos empregados (3.425)
Total 13.148
228

18 – Patrimônio Líquido
18.1 – Capital Social
Quantidade de Ações
Acionistas Ordinárias % Preferenciais % Total %
Em 31 de dezembro de 2004
EDP – Energias do
Brasil S.A. 15.208.129.233 97,75 22.517.337.283 95,69 37.725.466.516 96,50
Cia. Metropolitano
de São Paulo – METRÔ 350.832.212 2,25 350.832.212 0,90
Universidade de São Paulo 80.303.382 0,34 80.303.382 0,21
Outros 6.021 935.126.906 3,97 935.132.927 2,39
15.558.967.466 100,00 23.532.767.571 100,00 39.091.735.037 100,00
Em 31 de dezembro de 2005
EDP – Energias do Brasil S.A. 39.091.735.037 100,00 39.091.735.037 100,00
No âmbito da reorganização societária descrita na Nota 28, os acionistas não controladores da Bandeirante, detentores de
ações ordinárias e preferenciais, garantido o direito de retirada dos dissidentes, passaram a ser detentores de ações
ordinárias nominativas, sem valor nominal, da EDP - Energias do Brasil S.A. e esta, por sua vez, passou a ser detentora da
totalidade das ações da Bandeirante, realizando-se as necessárias alterações em seu Estatuto Social afim de adequá-lo à
condição de empresa subsidiária integral da EDP - Energias do Brasil S.A..
18.2 – Dividendos
As ações têm direito a dividendos mínimos de 25% do lucro líquido ajustado, na forma da Lei, podendo a ele ser imputado,
integrando o montante dos dividendos distribuídos pela Companhia, para todos os efeitos legais e nos termos da Lei n°
9.249, de 26 de dezembro de 1995, e regulamentação posterior, o valor dos juros sobre capital próprio (JSCP) pagos ou
creditados, individualmente aos acionistas, a título de remuneração do capital próprio.
31/12/2005 31/12/2004
Lucro Líquido Apurado no Exercício 41.420 129.818
Ajuste de Exercícios Anteriores (24.289)
Lucro Líquido Ajustado 17.131 129.818
Constituição da Reserva Legal - 5% (857) (6.491)
Lucro Líquido Ajustado 16.274 123.327
Dividendos 30.394 88.837
Dividendos oriundos do Lucro Líquido Ajustado - 25% (25% em 2004)
Dividendos Intermediários 4.069 11.995
Dividendos a Pagar 18.837
4.069 30.832
Dividendos oriundos da reversão parcial da Reserva de Retenção de Lucros:
Dividendos Intermediários 26.325 58.005
26.325 58.005
Constituição da Reserva de Retenção de Lucros 12.205 92.495
Dividendos por ação:
Ordinárias 0,000778 0,002143
Preferenciais 0,002358
229

Em 28 de dezembro de 2005, o Conselho de Administração da Companhia aprovou o crédito de juros sobre capital próprio,
no montante bruto de R$30.394, imputáveis aos dividendos a serem distribuídos pela Companhia em data a ser deliberada
para pagamento dos dividendos, os quais foram contabilizados em despesas financeiras, conforme requerido pela
legislação fiscal. Para efeito destas demonstrações financeiras, esses juros foram reclassificados para o patrimônio líquido
conforme Deliberação CVM nº 207/96.
18.3 – Reservas
31/12/2005 31/12/2004
Reservas de Capital:
Doações e subvenções para investimento 177.342 177.342
Incentivos fiscais 787 787
Ágio na incorporação de sociedade (Nota 9.1.2) 156.599 156.599
Reservas de Lucros:
334.728 334.728
Legal 16.609 15.752
Retenção de lucros 80.104 94.224
18.3.1 – Reserva de Retenção de Lucros
96.713 109.976
A Reserva de Retenção de Lucros tem sido constituída em conformidade com o art. 196 da Lei 6.404/76, para viabilizar o
Programa de Investimentos da Companhia, que se encontra previsto no orçamento de capital, a ser submetido à Assembléia
Geral Ordinária.
A Administração da Companhia, em função das adequações efetuadas na sua estrutura de capital e do custo médio de
capital compatível com o seu negócio, reverteu o montante de R$ 26.325 (R$ 58.005 em 2004) para distribuição de
dividendos.
18.4 – Ajustes de exercícios anteriores
Em cumprimento ao Ofício ANEEL nº 176, de 28 de novembro de 2005 e no Comunicado Técnico IBRACON nº 3, de 23
de janeiro de 2006, a Companhia reconheceu o valor total do passivo referente aos valores devidos e ainda não aplicados
no Programa de Eficientização Energética -PEE, no montante de R$28.401 sendo o saldo acumulado até 31 de dezembro
de 2004, no montante de R$24.289, reconhecido diretamente no Patrimônio líquido e o saldo restante, no montante de
R$4.112, incluindo a atualização com base na Selic, no resultado de 2005, nas rubricas “Despesas operacionais e Despesas
financeiras”. Adicionalmente, a Companhia possui em 31 de dezembro de 2005 saldo a aplicar decorrente dos recursos
recebidos por conta do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), no montante de R$10.803, não registrado em
função de não possuir elementos suficientes para essa decisão.
230

19 – Receita operacional líquida
231

19.1 – Encargo de capacidade emergencial
Instituído pela Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei n.º 10.438 de 26 de abril de 2002,
tem por objetivo a cobertura dos custos necessários à contratação de capacidade de geração ou potencia de energia elétrica,
pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial - CBEE. As concessionárias distribuidoras de energia elétrica são
responsáveis pelo faturamento desse encargo tarifário que atinge a todas as classes consumidoras, exceto residencial
classificada como baixa renda, tomando por base o consumo individual verificado.
O encargo cobrado é integralmente repassado a CBEE, de acordo com o valor arrecadado, líquido dos tributos gerados.
19.2 – Consumidores de baixa renda
A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, estabeleceu as diretrizes para enquadramento na subclasse residencial baixa renda,
da unidade consumidora com consumo mensal inferior a 80 kWh, tendo o Decreto nº 4.336, de 15 de agosto de 2002,
ampliado a regulamentação de enquadramento, para unidades consumidoras com consumo mensal entre 80 e 220 kWh.
Em decorrência da nova classificação, a Companhia procedeu ao levantamento mensal dos ganhos e perdas de receitas,
sendo que os montantes homologados até o momento estão apresentados na Nota 4.
20 – Gastos operacionais
2005 2004
Não gerenciáveis
Energia elétrica comprada para revenda
Contratos iniciais 215.507 454.802
Itaipu 341.982 365.530
Leilão 120.303
Outros supridores 140.870 35.713
Apropriação da CVA 45.335 (12.407)
Amortização da CVA (58.429) (5.834)
Energia livre
Encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição
15.187
Encargo de uso e conexão 273.193 250.349
Apropriação da CVA 15.201 (15.182)
Amortização da CVA 17.305 2.827
Encargo de serviços do sistema 45.681 5.438
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 102.428 55.924
Conta de Consumo de Combustível - CCC 145.129 85.295
Programa de racionamento de energia 505 2.757
Taxa de fiscalização 4.315 3.202
FNDCT e eficiência energética 5.125 3.916
1.414.450 1.247.517
Gerenciáveis
Pessoal, administradores e entidade de previdência privada 97.362 94.922
Material 7.997 6.564
Serviços de terceiros 98.691 87.884
Depreciação e amortização 90.684 84.506
Provisão para crédito de liquidação duvidosa/perdas líquidas 29.682 34.682
Provisões para contingências 7.191 (2.307)
Arrendamentos e aluguéis 4.707 3.256
Outras 41.478 18.415
377.792 327.922
Total 1.792.242 1.575.439
232

21 – Resultado financeiro
2005 2004
Receitas financeiras
Renda de aplicações financeiras 425 830
Variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida 36.166 30.676
Operações de swap e hedge
Selic sobre parcela “A”, perda de receita, energia livre e deferimento
13.833 7.087
da revisão tarifária ordinária (25.415) 88.419
PIS e COFINS sobre receitas financeiras (1) (8.456)
Variações monetárias moeda nacional 6.787 1.041
Selic sobre tributos e contribuições sociais compensáveis 1.112 5.943
Descontos obtidos 3.141 1.167
Outras receitas financeiras 1.121 1.827
37.169 128.534
Despesas financeiras
Variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada (199) (509)
Encargos de dívidas (96.262) (105.263)
Variações monetárias moeda nacional (1.467) (1.489)
Juros e multa - COFINS - Provisão (4.229) (3.619)
Operações de swap e hedge (117.968) (79.674)
Selic sobre Energia Livre, CVA ENERG 24.992 (18.663)
CPMF (11.651) (12.554)
Créditos de PIS e COFINS sobre despesas financeiras 7.177
Juros sobre Capital Próprio (30.394) (51.128)
Outras despesas financeiras (17.418) (3.811)
(254.596) (269.533)
Variações cambiais dos empréstimos - líquidas 42.000 27.367
Outras variações cambiais - líquidas 111
Total (175.316) (113.632)
22 – ENCARGOS FINANCEIROS E VARIAÇÕES MONETÁRIAS CAPITALIZADAS
De acordo com a Instrução Contábil n.º 10 item 4, do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica e
a Instrução CVM n.º 193, de 11 de julho de 1996, foram transferidos para o Ativo Imobilizado em Curso os seguintes
valores:
2005 2004
Encargos de dívidas contabilizados no resultado 96.376 106.011
Transferência para o imobilizado em curso (114) (748)
Efeito líquido no resultado 96.262 105.263
Variações monetárias e cambiais contabilizadas no resultado (41.830) (27.017)
Transferência para o imobilizado em curso 148 17
Efeito líquido no resultado (41.682) (27.000)
Operações de swap contabilizadas no resultado 100.944 70.128
Transferência para o imobilizado em curso (392) (812)
Efeito líquido no resultado 100.552 69.316
Total capitalizado (358) (1.543)
233

23 – Imposto de Renda e Contribuição Social
Imposto de Renda Contribuição Social
2005 2004 2005 2004
Lucro antes do IR e CSLL 10.221 133.897 10.221 133.897
Adições 348.060 309.745 341.938 306.127
Exclusões (200.713) (120.505) (200.713) (120.505)
157.568 323.137 151.446 319.519
Compensação 30% (até limite do prejuízo) (47.270) (96.941) (45.434) (95.856)
110.298 226.196 106.012 223.663
Alíquotas Nominais de IR e CSLL 25% 25% 9% 9%
Provisão de IR e CSLL (27.575) (56.549) (9.541) (20.130)
Incentivos Fiscais 1.027 1.712
Outros 291 6.855 104 2.281
IR e CSLL - Diferidos 27.143 7.454 9.356 3.170
Total 886 (40.528) (81) (14.679)
24 – Remuneração dos administradores
Foi aprovada em Assembléia Geral Ordinária realizada em 28 de março de 2005, remuneração anual e global dos membros
do Conselho de Administração e da Diretoria de até R$5.150.
25 – Seguros
A Companhia mantém contratos de seguros com coberturas determinadas por orientação de especialistas, levando em conta
a natureza e o grau de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus
ativos e responsabilidades. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma
auditoria de demonstrações financeiras, conseqüentemente não foram examinadas pelos nossos auditores independentes.
Os principais valores em risco com coberturas de seguros são:
Descrição 31/12/2005
Subestações 307.777
Almoxarifados 5.366
Prédios e Conteúdos (próprios) 18.956
Prédios e Conteúdos (terceiros) 24.160
Transportes (materiais) 12.000
Responsabilidade Civil 5.724
Transportes (Veículos) 1.300
Acidentes Pessoais 5.040
26 – Instrumentos financeiros
26.1 – Considerações gerais
A utilização de instrumentos e operações envolvendo taxas de juros, como diretriz da Administração, tem por objetivo
proteger a Companhia das variações no câmbio de moedas estrangeiras em relação ao Real, nas suas operações ativas e
passivas.
A Administração avalia que, nas aplicações financeiras de suas disponibilidades, os riscos são mínimos, pois não existe
concentração e as operações são realizadas com bancos de reconhecida solidez.
26.2 – Valor de mercado dos instrumentos financeiros
Os valores de mercado dos principais instrumentos financeiros da Companhia aproximam-se dos valores contábeis,
destacando-se os Empréstimos e Financiamentos e Operações de Hedge (Nota 13). Os valores de mercado, quando
aplicável, foram calculados conforme o valor presente desses instrumentos financeiros, considerando taxas de juros
praticadas pelo mercado para operações de riscos e operações similares.
234

26.3 – Risco de crédito
Outro instrumento financeiro capaz de expor a Companhia ao risco de crédito é representado por contas a receber que, no
entanto, é atenuado pela venda a uma base de clientes pulverizada e pela possibilidade de corte no fornecimento de energia
elétrica dos consumidores inadimplentes. Adicionalmente, os valores da CCEE também representam risco, no contexto
descrito na nota 5.1.
26.4 – Operações de hedge
A Companhia, com o intuito de eliminar a exposição de todas as suas dívidas em dólar às oscilações da taxa de câmbio,
possui em 31 de dezembro de 2005 operações de Hedge, apresentadas na nota 13.
27 – Novo modelo do setor elétrico
Em 15 de março de 2004, o governo federal promulgou a Lei nº 10.848 em um esforço para reestruturar o setor elétrico a
fim de fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter a capacidade de geração e garantir o
fornecimento de energia a tarifas moderadas, por meio de processos competitivos de leilões públicos de energia.
Essa lei, chamada de Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, foi regulamentada por decretos emitidos a partir de maio de
2004, estando sujeita ainda à regulamentação a ser emitida pela ANEEL e pelo MME. As principais características da Lei
do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:
• criação de dois ambientes distintos para comercialização de energia, com (1) um para contratação da energia
destinada às empresas de distribuição, chamado Ambiente de Contratação Regulada, operado a partir de leilões de
compra de energia; e (2) um outro mercado com regras de comercialização mais flexíveis, para geradores,
consumidores livres e empresas de comercialização de energia, chamado Ambiente de Contratação Livre;
• a obrigatoriedade, por parte das empresas de distribuição, de adquirir energia suficiente para satisfazer 100% de
seu mercado;
• existência de lastro físico de geração para toda a energia comercializada em contratos;
• estabelecida a necessidade de desverticalização das empresas, separando, as atividades de distribuição daquelas de
geração e transmissão, no prazo de 18 meses a contar da data de vigência da Lei nº 10.848, podendo esse prazo ser
prorrogado, uma única vez, por igual período, condicionado à aprovação da ANEEL;
• restrição ao auto-suprimento (self-dealing), ou seja, à compra pelas distribuidoras de energia elétrica de partes
relacionadas;
• cumprimento dos contratos assinados antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a fim de proporcionar
estabilidade às transações realizadas antes de sua promulgação; e
• proibição de distribuidoras venderem energia elétrica aos consumidores livres a preços não regulamentados.
Nesta fase de transição, em 07 de dezembro de 2004, segundo as regras do Novo Modelo do Setor Elétrico, foi realizado
o Leilão de Energia Elétrica de Empreendimentos Existentes, tendo por objetivo a compra de energia elétrica proveniente
de empreendimentos em operação, para atendimento às necessidades de mercado das distribuidoras a partir de janeiro de
2005, janeiro de 2006 e janeiro de 2007, sendo todos os contratos com duração de 8 anos.
Ainda, em 2 de abril de 2005, ocorreu o segundo Leilão de Energia Elétrica de Empreendimentos Existentes, para entrega
a partir do ano de 2008, também com contratos com duração de 8 anos. Nesse leilão,o volume financeiro negociado foi da
ordem de R$7,7 bilhões, a preços de abril de 2005. As geradoras venderam cerca de 93 milhões de MWh para as
distribuidoras, a um preço médio R$83,13 o MWh, com suprimento entre 2008 e 2015.
235

28 – Reorganização societária, desverticalização e oferta pública de ações
Em 29 de abril de 2005, as Assembléias Gerais Extraordinárias das Companhias integrantes do Grupo Energias do Brasil,
aprovaram a reorganização societária, que tem por objetivos:
• simplificar a estrutura societária do Grupo Energias do Brasil, consolidando exclusivamente na EDP - Energias do
Brasil S.A. a liquidez e a dispersão das ações de emissão das controladas de distribuição de energia elétrica,
tornando-a responsável pela consolidação financeira e planejamento estratégico das empresas do Grupo;
• otimizar a alocação dos recursos próprios ou obtidos de terceiros, com a finalidade de garantir o melhor retorno
possível aos acionistas;
• implementar uma política de governança corporativa para melhorar a eficiência e transparência no processo
decisório da EDP - Energias do Brasil S.A., tais como a ampliação dos direitos dos acionistas minoritários e
melhoria na qualidade de informações prestadas;
• realizar a adequação e os ajustes necessários para que seja implementada a política estratégica do Grupo, visando
ao desenvolvimento dos negócios de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica, levando-se em
consideração o ambiente econômico e competitivo do País e as novas regras do Setor Elétrico;
• aproveitar a sinergia existente entre as atividades das controladas de distribuição, geração e comercialização,
proporcionando um maior retorno do capital investido; e
• facilitar o processo de desverticalização das atividades, exigido pela nova legislação do Setor Elétrico.
A referida reorganização societária compreendeu os seguintes eventos, entre outros:
(i) incorporação da Iven pela EDP - Energias do Brasil S.A.;
(ii) transformação da Enersul em subsidiária integral da Escelsa, por meio da incorporação de ações de emissão da
Enersul pela Escelsa; e
(iii) transformação da Escelsa e da Bandeirante em subsidiárias integrais da EDP - Energias do Brasil S.A., por meio
da incorporação de ações da Escelsa e da Bandeirante pela EDP - Energias do Brasil S.A..
Por meio da implementação da reorganização societária acima referida, os acionistas minoritários da Bandeirante, Escelsa,
Enersul e Iven receberam ações da EDP - Energias do Brasil S.A. em troca da participação que detinham no capital das
referidas sociedades.
A implementação da reorganização societária constituiu ato preparatório para a desverticalização das atividades, conforme
a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, permitindo a implementação da desverticalização no prazo legal, sem perdas para
as estruturas de capital e societária das distribuidoras.
A EDP – Energias do Brasil S.A., a Escelsa e a EDP Investments & Services Limited, esta última uma controlada da EDP
– Energias de Portugal S.A., celebraram em 13 de junho de 2005 um Compromisso de Assunção de Dívida, o qual se tornou
eficaz em 07 de julho de 2005, por meio do qual a EDP – Energias do Brasil S.A. assumiu a obrigação de pagar R$794.126
da dívida da Escelsa para com a EDP Investments & Services Limited, representada por 10% Senior Notes com vencimento
no ano de 2007. Em contrapartida, a Escelsa passou a ser devedora da EDP – Energias do Brasil S.A. no montante de
R$794.126. A assunção de parcela da dívida representada pelas 10% Senior Notes, conforme aqui descrito, foi aprovada
pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.
Em 31 de julho de 2005, foi implementada a segunda etapa do processo de reorganização societária, que teve por objetivo
segregar as atividades de distribuição, transmissão e geração das controladas Escelsa e Enersul, em atendimento às regras
de desverticalização estabelecidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
A desverticalização das atividades deverá resultar em maior transparência na divulgação e apuração do resultado das
operações da EDP - Energias do Brasil S.A., facilitando o acompanhamento das atividades pelos órgãos reguladores.
236

A desverticalização compreendeu: (a) a cisão da Escelsa, com versão dos acervos cindidos para a EDP – Energias do Brasil
S.A., para a Energest e para a CESA; (b) a incorporação da Magistra pela EDP – Energias do Brasil S.A.; (c) a cisão da
Enersul com versão dos acervos cindidos para a Energest e para a Pantanal Energética Ltda.; e (d) a incorporação da
Enercorp pela Energest. Após a implementação da segunda etapa da reorganização societária:
(i) a Enersul, cujo capital era detido integralmente pela Escelsa, passou a ser uma controlada integral da EDP -
Energias do Brasil S.A.;
(ii) a dívida da Escelsa com a EDP - Energias do Brasil S.A., decorrente da assunção de dívida acima descrita, foi parte
da parcela do acervo cindido da Escelsa incorporada pela EDP - Energias do Brasil S.A., o que acarretou, mediante
confusão entre credor e devedor da referida obrigação, a conseqüente extinção da dívida em questão;
(iii) as geradoras CESA e Costa Rica, antes detidas direta e indiretamente pela Escelsa, respectivamente, passaram a
ser controladas diretamente pela Energest, que por sua vez é diretamente controlada pela EDP - Energias do Brasil
S.A.; e
(iv) outros ativos de geração antes detidos pela Escelsa e pela Enersul foram transferidos para a Energest, para a CESA
e para a Pantanal Energética Ltda, todas direta ou indiretamente controladas pela EDP - Energias do Brasil S.A..
A segunda etapa do processo de reorganização societária foi aprovada em Assembléias Gerais Extraordinárias da EDP -
Energias do Brasil S.A. e das demais sociedades envolvidas, realizadas em 30 de junho de 2005. Os eventos societários
aprovados nas referidas assembléias tornaram-se eficazes e produziram efeitos a partir de 31 de julho de 2005. As
aprovações do BNDES, bem como de outros credores, foram obtidas, sendo que algumas delas estabeleceram certos
requisitos como divisão e aditamento de contratos, substituição de garantias e observância de certos índices financeiros.
Ademais, a reorganização societária foi previamente aprovada pela ANEEL, conforme Resolução Autorizativa nº 164 de
25 de abril de 2005, e Despacho nº 781, de 29 de junho de 2005.
Subseqüentemente aos eventos acima, em 02 de setembro de 2005, houve um aumento de capital na Energest,
integralmente subscrito pela EDP - Energias do Brasil S.A. e integralizado mediante conferência das participações por ela
detidas na CESA e na Pantanal Energética, com base nos respectivos valores contábeis.
Em 13 de julho de 2005, foi publicado anúncio de início de distribuição pública primária e secundária de 62.192.668
(sessenta e dois milhões, cento e noventa e dois mil, seiscentas e sessenta e oito) ações ordinárias, nominativas e escriturais,
sem valor nominal, de emissão da EDP – Energias do Brasil S.A. (a “Oferta”), sendo (i) 61.383.222 (sessenta e um milhões,
trezentos e oitenta e três mil, duzentas e vinte e duas) ações ordinárias emitidas pela EDP – Energias do Brasil S.A. com
a exclusão do direito de preferência dos seus atuais acionistas e dentro do limite de capital autorizado previsto em seu
Estatuto Social (a “Oferta Primária” e as “Ações Objeto da Oferta Primária”), e (ii) 809.446 (oitocentos e nove mil,
quatrocentos e quarenta e seis) ações ordinárias de titularidade do Clube de Investimento dos Empregados da Escelsa –
CINVES e de outros Acionistas Vendedores que se qualificam como investidores não institucionais e quando em conjunto
com as Ações Objeto da Oferta Primária, as “Ações”, ao preço de R$ 18,00 (dezoito reais) por Ação, perfazendo o
montante total de R$ 1.119.468.
O aumento de capital e a distribuição pública de Ações Objeto da Oferta Primária foram aprovados pela Reunião do
Conselho de Administração da Companhia realizada em 13 de junho de 2005, e a fixação do preço de emissão das ações
foi aprovada pela Reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em 12 de julho de 2005.
De modo a subscrever seus Limites Máximos de Subscrição de Ações, a EDP - Energias de Portugal S.A. e suas
controladas acionistas da EDP – Energias do Brasil S.A. efetivaram pedidos de Reserva no valor total de R$ 670.000 ao
Preço por Ação, resultando na subscrição de 37.222.222 ações ordinárias. Referidas ações foram integralizadas pela EDP
Investments & Services Limited, por conta e ordem da EDP - Energias de Portugal S.A. e suas controladas acionistas da
EDP – Energias do Brasil S.A., mediante capitalização de parcela do crédito detido pela EDP Investments & Services
Limited contra a EDP – Energias do Brasil S.A. em razão da assunção de dívida acima descrita.
237

As Ações existentes e emitidas garantem a seus titulares os seguintes direitos:
(a) Direito de voto nas deliberações das assembléias gerais da Companhia, sendo que cada Ação corresponderá a um voto;
(b) Direito ao recebimento de dividendo anual de, no mínimo, 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido ajustado
na forma do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações; e
(c) Direito a serem incluídas em oferta pública de aquisição de ações (tag-along) em decorrência da alienação de
controle da Companhia, a 100% (cem por cento) do preço pago por ação ordinária integrante do bloco de controle.
As Ações farão jus a todos os demais benefícios a elas assegurados, inclusive ao recebimento integral de dividendos e
demais proventos de qualquer natureza que vierem a ser declarados pela EDP - Energias do Brasil S.A. a partir da data de
sua subscrição ou aquisição, referentes ao período iniciado em 1º de janeiro de 2005, nos termos da Lei das Sociedades por
Ações, do Regulamento de Listagem do Novo Mercado e do Estatuto Social da EDP - Energias do Brasil S.A..
Em 08 de agosto de 2005 a quantidade total de Ações objeto da Oferta foi acrescida de um lote suplementar de 3.624.150
ações ordinárias de emissão da EDP - Energias do Brasil S.A, conforme opção para aquisição de ações adicionais outorgada
pela EDP – Energias do Brasil S.A. aos bancos coordenadores da Oferta, nas mesmas condições e preço das Ações
inicialmente ofertadas, que teve a finalidade de atender a um excesso de demanda no decorrer da Oferta.
29 - Participação recíproca
Por ocasião da reestruturação societária ocorrida em 29 de abril de 2005, conforme descrito na nota 28, os acionistas da
Bandeirante que exerceram seu direito de recesso tiveram suas ações adquiridas pela Companhia, na forma da Lei
6.404/76. As referidas ações foram, no âmbito da mesma reorganização, incorporadas pela EDP - Energias do Brasil S.A.
e, em decorrência dessa incorporação, a Bandeirante passou a deter, a partir de 15 de julho de 2005, 15.601 ações da EDP
- Energias do Brasil S.A.
Nos termos do art. 244, §5º da Lei 6.404/76, a participação recíproca decorrente de incorporação, fusão, cisão ou aquisição,
pela Companhia, do controle de sociedade, deve ser eliminada no prazo máximo de 1 (um) ano.
Nesse sentido, observada as normas aplicáveis, incluindo as regras de lock-up previstas no Regulamento de Listagem do
Novo Mercado de Ações da BOVESPA, referida participação recíproca será oportunamente eliminada.
30 – Evento subseqüente
Em 31 de janeiro de 2006 através de Comunicado ao Mercado, a Companhia divulgou que, em reunião do dia 30 de janeiro
de 2006, o seu Conselho de Administração aprovou a contratação de linha de financiamento de longo prazo, com o objetivo
de alongar o perfil de seu endividamento, redução dos custos financeiros e diversificação das fontes de financiamento. A
operação se dará nos seguintes termos:
Valor: R$ 250.000;
Remuneração: 106,3% do CDI; e
Prazo: 5 anos
A referida linha, se desembolsada, contará com o pagamento de juros semestrais, prazo de carência de 3 (três) anos para a
amortização do principal e poderá ser substituída por emissões de debêntures da Companhia, hipótese em que as
características e custos de tais emissões serão objeto de deliberações societárias da Companhia.
238

Informações complementares
239

240

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao
Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2004, com respectivo
Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração
241

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)
242

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL
CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS
DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS
Divulgação Externa
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 PELA
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01.01 - IDENTIFICAÇÃO
1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE
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04532-001 São Paulo SP 11 2185-5040 2185-5041 2185-5042
11 - Telex
-
12 - DDD
11
13 - Fax
2185-5006
14 - Fax
2185-5013
15 - Fax
-
16 - E-mail
tbrull@bandeirante.com.br
01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR
Exercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social
1 - Último 01/01/2004 31/12/2004
2 - Penúltimo 01/01/2003 31/12/2003
3 - Antepenúltimo 01/01/2002 31/12/2002
4 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. Técnico
PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes 00287-9 Wander Rodrigues Teles 153.211.501-68
01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL
Número de Ações (Mil)
Do Capital Integralizado
1 - 31/12/2004 2 - 31/12/2003 3 - 31/12/2002
1 - Ordinárias 15.558.967 15.558.967 15.558.967
2 - Preferenciais 23.532.768 23.532.768 23.532.768
3 - Total
Em Tesouraria
39.091.735 39.091.735 39.091.735
4 - Ordinárias 0 0 0
5 - Preferenciais 0 0 0
6 - Total 0 0 0
01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA
1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código Atividade
Empresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 112 - Energia Elétrica
5 - Atividade Principal 6 - Tipo de Consolidado
Prestação 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 RCA 30/11/2004 Juros sobre Capital Próprio 15/12/2004 ON 0,0012336387
02 RCA 30/11/2004 Juros sobre Capital Próprio 15/12/2004 PN 0,0013570025
03 RCA 30/11/2004 Dividendo 15/12/2004 ON 0,0004553463
04 RCA 30/11/2004 Dividendo 15/12/2004 PN 0,0005008809
05 Proposta Dividendo ON 0,0004544978
06 Proposta Dividendo PN 0,0004999476
01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES
1 - Data 2 - Assinatura
24/02/2005
243

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)
Código Descrição 31/12/2004 31/12/2003 31/12/2002
1 Ativo Total 2.432.826 2.326.579 2.194.068
1.01 Ativo Circulante 740.599 641.551 696.037
1.01.01 Disponibilidades 12.652 48.517 34.059
1.01.02 Créditos 711.232 572.649 645.248
1.01.02.01 Consumidores e Concessionários 551.548 461.716 499.359
1.01.02.02 Provisão p/ Créd. de Liquidação Duvidosa (20.687) (5.979) (2.287)
1.01.02.03 Tributos e Contrib. Sociais Compensáveis 28.303 65.218 20.964
1.01.02.04 Imp. de Renda e Contrib.Social Diferidos 35.754 44.894 17.420
1.01.02.05 Progr.Emerg. Red. Consumo Energ. Elétr. 606 3.363 9.430
1.01.02.06 Despesas Pagas Antecipadamente 2.143 3.437 5.330
1.01.02.07 Conta de Compens.Var.de Custos Parcela A 102.162 0 95.032
1.01.02.08 Ativo Regulatório Contrib. Pis e Cofins 11.403 0 0
1.01.03 Estoques 5.734 7.158 6.271
1.01.04 Outros 10.981 13.227 10.459
1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 836.110 847.789 713.442
1.02.01 Créditos Diversos 826.768 839.344 700.485
1.02.01.01 Consumidores e Concessionários 204.553 253.752 278.751
1.02.01.02 Progr. Emerg. Red. Consumo Ener. Elétr. 9.451 9.451 4.997
1.02.01.03 Tributos e Contrib.Sociais Compensáveis 5.983 0 0
1.02.01.04 Imp. de Renda e Contrib.Social Diferidos 350.254 331.200 330.053
1.02.01.05 Depósitos Vinculados a Litígios 17.105 17.329 10.518
1.02.01.06 Conta de Compens.Var.de Custos Parcela A 207.205 227.612 76.166
1.02.01.07 Ativo Regulatório Contrib. Pis e Cofins 23.349 0 0
1.02.01.08 Despesas Pagas Antecipadamente 8.868 0 0
1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 0 0 0
1.02.02.01 Com Coligadas 0 0 0
1.02.02.02 Com Controladas 0 0 0
1.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 0
1.02.03 Outros 9.342 8.445 12.957
1.03 Ativo Permanente 856.117 837.239 784.589
1.03.01 Investimentos 673 673 673
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 673 673 673
1.03.02 Imobilizado 855.444 836.566 783.916
1.03.02.01 Em Serviço 777.434 707.750 718.372
1.03.02.02 Em Curso 78.010 128.816 65.544
1.03.03 Diferido 0 0 0
244

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)
Código Descrição 31/12/2004 31/12/2003 31/12/2002
2 Passivo Total 2.432.826 2.326.579 2.194.068
2.01 Passivo Circulante 794.123 922.711 773.322
2.01.01 Empréstimos e Financiamentos 166.715 315.946 220.329
2.01.02 Debêntures 0 0 0
2.01.03 Fornecedores 218.852 216.063 207.348
2.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 93.364 80.810 69.128
2.01.05 Dividendos a Pagar 19.498 23.588 2.113
2.01.06 Provisões 531 424 203
2.01.06.01 Provisões para Contingências 531 424 203
2.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 141.611 130.973 150.000
2.01.08 Outros 153.552 154.907 124.201
2.01.08.01 Encargos de Dívidas 4.364 12.826 5.398
2.01.08.02 Obrigações Estimadas 32.238 39.004 10.052
2.01.08.03 Fundação Cesp 15.911 18.090 10.673
2.01.08.04 Conta de Compens.Var.de Custos Parcela A 41.157 0 1.984
2.01.08.05 Outros 59.882 84.987 96.094
2.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 939.371 745.517 803.318
2.02.01 Empréstimos e Financiamentos 485.886 212.705 257.520
2.02.02 Debêntures 0 0 0
2.02.03 Provisões 88.869 84.580 60.789
2.02.03.01 Provisões para Contingências 88.869 84.580 60.789
2.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 130.973 232.191
2.02.05 Outros 364.616 317.259 252.818
2.02.05.01 Fornecedores 65.569 71.563 104.191
2.02.05.02 Diferença Reposicionam.Tarif. Provisório 64.678 0 0
2.02.05.03 Obrigações Estimadas 50.776 54.563 0
2.02.05.04 Fundação Cesp 92.569 91.614 98.315
2.02.05.05 Conta de Compens.Var.de Custos Parcela A 28.461 80.931 0
2.02.05.06 Reserva para Reversão e Amortização 17.248 17.248 17.248
2.02.05.07 Encargos de Dívidas 37 0 0
2.02.05.08 Outros 45.278 1.340 33.064
2.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 0
2.05 Patrimônio Líquido 699.332 658.351 617.428
2.05.01 Capital Social Realizado 254.628 254.628 254.628
2.05.02 Reservas de Capital 334.728 334.728 334.728
2.05.02.01 Doações e Subvenções para Investimento 177.342 177.342 177.342
2.05.02.02 Incentivos Fiscais 787 787 787
2.05.02.03 Remunerações sobre o Capital Próprio 0 0 0
2.05.02.04 Ágio na Incorpor. Socied. Controladora 156.599 156.599 156.599
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 109.976 68.995 28.072
2.05.04.01 Legal 15.752 9.261 4.329
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 94.224 59.734 23.743
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
245

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)
01/01/2004 01/01/2003 01/01/2002
Código Descrição a 31/12/2004 a 31/12/2003 a 31/12/2002
3.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.509.001 2.265.930 1.978.619
3.02 Deduções da Receita Bruta (675.575) (570.404) (421.664)
3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.833.426 1.695.526 1.556.955
3.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.420.526) (1.400.508) (1.303.332)
3.04.01 Custo com Energia Elétrica (1.096.423) (1.145.446) (1.033.075)
3.04.07 Custos de Operação (323.871) (254.014) (269.172)
3.04.08 Custo do Serviço Prestado a Terceiros (232) (1.048) (1.085)
3.05 Resultado Bruto 412.900 295.018 253.623
3.06 Despesas/Receitas Operacionais (279.165) (193.813) (245.300)
3.06.01 Com Vendas (48.559) (25.288) (18.303)
3.06.02 Gerais e Administrativas (112.608) (99.277) (90.053)
3.06.03 Financeiras (113.632) (67.524) (96.961)
3.06.03.01 Receitas Financeiras 156.466 170.634 97.536
3.06.03.02 Despesas Financeiras (270.098) (238.158) (194.497)
3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0
3.06.05 Outras Despesas Operacionais (4.366) (1.724) (39.983)
3.06.05.01 Ajustes Acordo Setor e MAE de 2001 0 0 (41.912)
3.06.05.02 Outras (4.366) (1.724) 1.929
3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0
3.07 Resultado Operacional 133.735 101.205 8.323
3.08 Resultado Não Operacional 162 980 (98)
3.08.01 Receitas 6.299 2.253 3.693
3.08.02 Despesas (6.137) (1.273) (3.791)
3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 133.897 102.185 8.225
3.10 Provisão para IR e Contribuição Social (65.831) (32.151) (2.285)
3.11 IR Diferido 10.624 (5.680) 2.334
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 51.128 0 0
3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 129.818 64.354 8.274
NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 39.091.735 39.091.735 39.091.735
LUCRO POR AÇÃO 0,00332 0,00165 0,00021
PREJUÍZO POR AÇÃO
246

04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)
01/01/2004 01/01/2003 01/01/2002
Código Descrição a 31/12/2004 a 31/12/2003 a 31/12/2002
4.01 Origens 974.419 319.920 748.638
4.01.01 Das Operações 271.447 146.918 138.153
4.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 129.818 64.354 8.274
4.01.01.02 Vls. que não repr. mov. Cap. Circulante 141.629 82.564 129.879
4.01.01.02.01 Consumidores e Concessionários (43.694) (54.225) (60.171)
4.01.01.02.02 Conta de Compens.Var.Custos Parcela A (24.506) (26.475) 11.719
4.01.01.02.03 Depreciações e Amortizações 84.506 72.823 71.288
4.01.01.02.04 Exigível Longo Prazo Atual.Monet.e Juros 39.314 48.207 93.569
4.01.01.02.05 Valor Residual Ativo Permanente Baixados 5.908 2.871 2.700
4.01.01.02.06 Imp.de Renda e Contrib.Social Diferidos (15.854) (28.621) (2.291)
4.01.01.02.07 Provisões para Contingências 4.396 23.351 4.785
4.01.01.02.08 Provisão - Fundação Cesp (656) 211 8.280
4.01.01.02.09 Energia Livre a Repassar às Geradoras 28.223 8.318 0
4.01.01.02.10 Diferença Reposicionam.Tarif.Provisório 64.678 0 0
4.01.01.02.11 Ativo Regulatório Contrib. Pis e Cofins (8.450) 0 0
4.01.01.02.12 Tributos e Contrib.Sociais Compensáveis (5.983) 0 0
4.01.01.02.13 Obrigações Estimadas 12.514 34.301 0
4.01.01.02.14 Outros 1.233 1.803 0
4.01.02 Dos Acionistas 0 0 156.599
4.01.02.01 Ágio Incorporação Sociedade Controladora 0 0 156.599
4.01.03 De Terceiros 702.972 173.002 453.886
4.01.03.01 Empréstimos e Financiamentos 508.418 1.465 367.373
4.01.03.02 Obrig.Especiais Partic Financ Consumidor 10.617 7.913 6.839
4.01.03.03 Conta de Compens.Var.Custos Parcela A 0 27.495 0
4.01.03.04 Obrigações Estimadas 0 20.262 0
4.01.03.05 Receita Diferida 0 1.038 0
4.01.03.06 Transf.Realizável L.Prazo p/ Circulante 182.326 113.716 76.255
4.01.03.07 Transf.Passivo Circ.p/ Exig.Longo Prazo 1.611 1.113 3.419
4.02 Aplicações 746.783 523.795 566.109
4.02.02 Aumento no Realizável Longo Prazo 65.217 91.208 186.354
4.02.04 No Imobilizado 119.909 136.258 94.332
4.02.05 No Diferido 0 0 0
4.02.06 Transf.Exigível Longo Prazo p/Circulante 472.820 272.898 283.458
4.02.07 Baixas 0 0 0
4.02.08 Dividendos Propostos 88.837 23.431 1.965
4.02.09 Parcela do Patrim. Vertido à Piratininga 0 0 0
4.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante 227.636 (203.875) 182.529
4.04 Variação do Ativo Circulante 99.048 (54.486) 240.529
4.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 641.551 696.037 455.508
4.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 740.599 641.551 696.037
4.05 Variação do Passivo Circulante 128.588 (149.389) (58.000)
4.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício (922.711) (773.322) (715.322)
4.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício (794.123) (922.711) (773.322)
247

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 Líquido
5.01 Saldo Inicial 254.628 334.728 0 68.995 0 658.351
5.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 0
5.02.01 Ajuste de Exercício Anterior 0 0 0 0 (34.301) (34.301)
5.02.02 Ajuste Exerc.Anterior no Resultado 2003 0 0 0 0 34.301 34.301
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 0 129.818 129.818
5.07 Destinações 0 0 0 40.981 (129.818) (88.837)
5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 6.491 (6.491) 0
5.07.02 Dividendos 0 0 0 0 (88.837) (88.837)
5.07.03 Constituição Reserva Retenção de Lucros 0 0 0 92.495 (92.495) 0
5.07.04 Reversão da Reserva Retenção de Lucros 0 0 0 (58.005) 58.005 0
5.08 Outros 0 0 0 0 0 0
5.09 Saldo Final 254.628 334.728 0 109.976 0 699.332
05.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil)
Lucros/ Total
Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio
Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido
5.01 Saldo Inicial 254.628 334.728 0 28.072 0 617.428
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 98.655 98.655
5.07 Destinações 0 0 0 75.224 (98.655) (23.431)
5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 4.932 (4.932) 0
5.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (23.431) (23.431)
5.07.03 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 70.292 (70.292) 0
5.08 Outros 0 0 0 (34.301) 0 (34.301)
5.08.01 Ajuste Identificado em 2004 (Nota 13.2) 0 0 0 0 (34.301) (34.301)
5.08.02 Reversão da Res.de Retenção “Pro Forma” 0 0 0 (34.301) 34.301 0
5.09 Saldo Final 254.628 334.728 0 68.995 0 658.351
05.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A 31/12/2002 (Reais Mil)
Lucros/ Total
Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio
Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido
5.01 Saldo Inicial 254.628 178.129 0 21.763 0 454.520
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 8.274 8.274
5.07 Destinações 0 0 0 6.309 (8.274) (1.965)
5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 414 (414) 0
5.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (1.965) (1.965)
5.07.03 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 5.895 (5.895) 0
5.08 Outros 0 156.599 0 0 0 156.599
5.08.01 Ágio na Incorpor. Socied. Controladora 0 156.599 0 0 0 156.599
5.09 Saldo Final 254.628 334.728 0 28.072 0 617.428
248

09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVA
Parecer dos auditores independentes
Aos Administradores e Acionistas
Bandeirante Energia S.A.
1. Examinamos os balanços patrimoniais da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2004 e de 2003 e as
correspondentes demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens e aplicações de
recursos dos exercícios findos nessas datas, elaborados sob a responsabilidade de sua administração. Nossa
responsabilidade é a de emitir parecer sobre essas demonstrações financeiras.
2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil, as quais requerem que
os exames sejam realizados com o objetivo de comprovar a adequada apresentação das demonstrações financeiras
em todos os seus aspectos relevantes. Portanto, nossos exames compreenderam, entre outros procedimentos: (a) o
planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e
de controles internos da companhia, (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 estimativas contábeis
mais representativas adotadas pela administração da companhia, bem como da apresentação das demonstrações
financeiras tomadas em conjunto.
3. Somos de parecer que as referidas demonstrações financeiras apresentam adequadamente, em todos os aspectos
relevantes, a posição patrimonial e financeira da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2004 e de 2003
e o resultado das operações, as mutações do patrimônio líquido e as origens e aplicações de recursos dos exercícios
findos nessas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.
4. Como descrito na Nota 2, apenas para fins de comparação, as demonstrações financeiras do exercício de 2003 estão
apresentadas “pro forma” de modo a incorporarem reclassificações e ajustes daquele exercício.
5. Conforme mencionado nas Notas 4.1 e 14, em decorrência da revisão tarifária periódica prevista no contrato de
concessão, a ANEEL fixou, em caráter provisório, o reposicionamento tarifário da companhia. Em 23 de outubro
de 2004, a ANEEL alterou esse percentual, ainda em caráter provisório, e essa alteração resultou na redução do
resultado líquido do exercício findo em 31 de dezembro de 2004 no montante de R$ 70.298 mil. As demonstrações
financeiras de 31 de dezembro de 2004 não contemplam outros ajustes que poderão resultar do reposicionamento
tarifário definitivo.
São Paulo, 4 de fevereiro de 2005
PricewaterhouseCoopers
Auditores Independentes
CRC 2SP000160/O-5
Wander Rodrigues Teles
Contador CRC 1DF005919/O-3 “S” SP
249

10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO
RELATÓRIO DE ADMINISTRAÇÃO 2004
ÍNDICE
MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE
ENQUADRAMENTO MACROECONÔMICO
Ambiente Macroeconômico
Novo Modelo do Setor Elétrico
BALANÇO ENERGÉTICO
Mercado Cativo
Mercado Livre e Outras Concessionárias
Compra de Energia
Transações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE
Leilões de Energia
Perdas Técnicas e Comerciais na Distribuição
TARIFAS
Revisão Tarifária 2003
Reajuste Tarifário 2004
ATIVIDADE COMERCIAL
Atendimento Comercial
Combate às Perdas Comerciais
REDE ELÉTRICA
Caracterização do Sistema Elétrico
Expansão do Sistema Elétrico
Eletrificação Rural
Manutenção
Qualidade de Serviço
PROGRAMA INTEGRADO DE MODERNIZAÇÃO
TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO
PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICI NCIA ENERGÉTICA
GESTÃO ADMINISTRATIVA
Estoques e Compras
Programa Eficiência
Outras Medidas de Eficiência
RECURSOS HUMANOS
MEIO AMBIENTE
BALANÇO SOCIAL
DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO
Investimento
Endividamento
Geração de Caixa
AUDITORIA EXTERNA
PERPECTIVAS E NOTA FINAL
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
NOTAS EXPLICATIVAS
PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES
MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE
O novo Modelo Institucional do Setor Elétrico Brasileiro e o crescimento do consumo de eletricidade, resultante do forte
desempenho da atividade econômica nacional, foram eventos importantes no ano de 2004. O novo Modelo foi concebido
para garantir a oferta de eletricidade, atraindo os investimentos necessários para o setor com vista à expansão do sistema,
e proporcionar a modicidade tarifária. O crescimento da economia brasileira possibilitou o aumento em 7,2% da energia
distribuída pela Bandeirante relativamente a 2003, ultrapassando a energia distribuída no período anterior ao racionamento.
Devido à migração de clientes para o ambiente de contratação livre, a venda de energia elétrica ao mercado cativo
apresentou uma redução de 7,6% em relação ao ano anterior, com conseqüente impacto na receita da Empresa. Contudo,
atendendo que a margem da empresa distribuidora está associada à energia distribuída na sua área de concessão,
esta redução não afeta os resultados da Empresa.
250

As principais diretrizes estratégicas definidas para o triênio 2002-2004 foram: - a criação de valor para os acionistas através
do aumento da produtividade e eficiência; - a modernização da Empresa como forma de sustentar os resultados e melhorar
a qualidade do serviço prestado aos seus clientes; - e a implementação de políticas de desenvolvimento dos seus recursos
humanos.
A Bandeirante vem implementando medidas que visam a melhoria de eficiência, com especial destaque para a redução das
despesas operacionais e para o combate ao desperdício, e participou ativamente no Programa de Eficiência realizado no
âmbito do Grupo EDP no Brasil, buscando sinergias com as outras empresas do Grupo. No período de 2002 a 2004, as
iniciativas de eficiência permitiram reduzir, em termos reais, em cerca de 18% as despesas por cliente com pessoal,
materiais, serviços de terceiros e outros.
Relativamente ao Programa Integrado de Modernização, iniciado em 2002 e no qual foram já investidos R$ 144 milhões,
os principais projetos encontram-se praticamente terminados.
A automação e o telecomando das redes elétricas estão em grande parte concluídos, com cerca de 80% das subestações
existentes adequadas ao Sistema de Comando e Controle e já supervisionadas e comandadas pelo Centro de Operação do
Sistema da Bandeirante, em serviço desde 2003.
Após a implementação do Sistema Integrado de Gestão e Informações Empresariais em 2000, ao nível das tecnologias de
informação destaca-se a recente implementação do Sistema de Informações Técnicas para gerenciamento das redes
elétricas e do Sistema de Gestão Comercial para suporte às atividades de atendimento, contratação, leitura, faturamento e
arrecadação.
As novas tecnologias introduzidas na rede elétrica e as tecnologias de informação implementadas colocam a Bandeirante
entre as mais modernas empresas de distribuição de eletricidade do mundo.
As ações de valorização e desenvolvimento profissional e pessoal dos colaboradores da Bandeirante têm vindo a merecer
uma especial atenção por parte da gestão da Empresa, visando sustentar a criação de valor, suportar a modernização
tecnológica e proporcionar o desenvolvimento e a qualidade de vida dos que trabalham na Bandeirante. Nestas ações foram
investidos mais de 2,4% dos gastos com pessoal no triênio 2002-2004.
A concretização dos investimentos em modernização, a melhoria da eficiência e o desenvolvimento dos colaboradores da
Empresa permitiram um aumento significativo da produtividade e da qualidade de serviço. Nos últimos três anos, a
produtividade, medida pelo índice de clientes por colaborador, aumentou 34%. A qualidade de serviço, medida pela
duração e freqüência das interrupções de energia elétrica, melhorou em mais de 35% no mesmo período.
A entidade reguladora Aneel decidiu reduzir a Base de Remuneração Regulatória (BRR) provisória considerada na Revisão
Tarifária Ordinária de outubro de 2003, originando uma redução significativa da tarifa. Embora a nova BRR continue sendo
provisória, a Administração da Bandeirante resolveu, por razões de prudência, fazer refletir a nova tarifa nas contas da
Empresa, do que resultou, no 3º trimestre deste exercício, um impacto negativo de R$ 70 milhões no Resultado Líquido,
dos quais R$ 14 milhões referentes ao exercício anterior. Entretanto, a Empresa vem defendendo junto da Aneel o
reposicionamento definitivo das tarifas de acordo com a BRR constante de laudo elaborado por avaliador independente
credenciado pelo Regulador.
Após o sucesso das duas emissões de Notas Promissórias realizadas no mercado local em 2003, durante o exercício de 2004
foi concretizado um financiamento de longo prazo de US$100 milhões com o Banco Interamericano de Desenvolvimento e
com um consórcio de bancos brasileiros, portugueses e espanhóis, com garantia de recebíveis da Empresa e destinado a
projetos de investimento realizados no triênio 2002-2004. Esta operação de financiamento no mercado externo - pioneiro no
setor elétrico brasileiro – visou adequar o perfil da dívida contraída ao prazo de maturação dos investimentos realizados na
remodelação e expansão da rede elétrica e nos projetos de modernização. Salienta-se a expressiva melhoria da capacidade
de repagamento da dívida, medida pela relação Dívida/EBTIDA, que evoluiu de 3,61 em 2002 para 1,68 em 2004.
Ciente da sua responsabilidade na preservação ambiental e na qualidade de vida dos seus colaboradores e da sociedade em
geral, a Bandeirante desenvolveu e vem implementando com sucesso um Sistema Integrado de Gestão Ambiental, Saúde
Ocupacional, Segurança no Trabalho e Comunicação Social.
Ainda no âmbito da responsabilidade social, o Programa Bandeirante Comunidade Educação, iniciado em 2002, apoiou
em 2004 mais de 20 mil crianças do ensino básico em 59 escolas, contando com a participação de 160 colaboradores em
regime de voluntariado. Como reconhecimento do trabalho realizado destacam-se o prêmio ”Top Social” da ADVB
(Associação dos Dirigentes de Vendas e Marketing do Brasil) e o troféu de “Empresa Cidadã” do Fórum Social de
Cidadania Empresarial com que a Bandeirante foi homenageada.
Apesar do impacto negativo da redução das tarifas determinada pelo Regulador, o crescimento da energia distribuída, a
modernização da Empresa e o aumento da eficiência e da produtividade permitiram obter o melhor Lucro Líquido de
sempre da Bandeirante, no valor de R$ 130 milhões.
251

Considerando o desempenho econômico e financeiro da Empresa e a necessidade de otimizar a sua estrutura de capital, em
dezembro de 2004 foram distribuídos aos acionistas dividendos intermediários no valor de R$ 70 milhões, com base nos
lucros retidos em anos anteriores e no lucro acumulado até o 3º trimestre de 2004.
A modernização da Empresa e o aumento da eficiência e produtividade já conseguidos permitem encarar o futuro da
Bandeirante com confiança, garantindo a sustentabilidade dos seus resultados, dentro de um quadro regulatório estável e
adequado.
Joaquim Silva Filipe
Diretor Presidente
ENQUADRAMENTO MACROECONÔMICO
Ambiente Macroeconômico
O ano de 2004 foi favorável para a economia brasileira, pois foi marcado pelo crescimento do PIB da ordem de 5% em
comparação com 2003. A recuperação econômica iniciada a partir do segundo trimestre de 2004 intensificou a demanda
interna e, junto com o aumento no preço dos combustíveis, pressionou as taxas de inflação, o que levou o Banco Central
do Brasil a interromper a tendência de queda na taxa básica de juros, elevando-a com o objetivo de manter a inflação dentro
da meta para os próximos doze meses.
Como conseqüência de um ambiente macroeconômico favorável, o nível de distribuição de energia elétrica na área de
concessão da Bandeirante cresceu 7,2% em relação a 2003.
Novo Modelo do Setor Elétrico
As regras gerais de comercialização de energia elétrica e de outorga de concessões e autorizações no Novo Modelo do
Setor Elétrico Brasileiro foram definidas, basicamente, pela Lei 10.848 de 15 de março de 2004 e pelo Decreto 5.163 de
30 de julho de 2004.
O arcabouço regulatório do Novo Modelo do Setor Elétrico instituiu um Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e um
Ambiente de Contratação Livre (ACL) e regulamentou a participação dos agentes que intervêm nesses ambientes e suas
relações. O ACR é voltado para o suprimento de energia às distribuidoras, no atendimento aos seus mercados cativos, por
meio de leilões pela menor tarifa, dos quais participam quaisquer agentes vendedores. O ACL é voltado para operações de
compra e venda de energia entre agentes vendedores e compradores (exceto distribuidores) através de contratos bilaterais
livremente negociados entre as partes (preço, volume, etc).
De maneira geral, o Novo Modelo do Setor Elétrico foi concebido para atender a preocupação de estabelecer um marco
regulatório estável, de forma a atrair investimentos na expansão do sistema de geração, garantir níveis confiáveis de
suprimento e proporcionar modicidade tarifária.
A expansão do sistema de geração e a garantia do suprimento são suportadas pelo binômio planejamento/contratação. No
que se refere ao planejamento, o Novo Modelo obriga os agentes de consumo (distribuidores, vendedores, auto-produtores
e consumidores livres) a preverem suas necessidades para um horizonte relativamente longo, de cinco anos. Estas previsões
servem para sinalizar a necessidade de construção de usinas, em tempo hábil, para que estes empreendimentos possam ser
licitados e construídos. Os agentes de geração vencedores destes processos de licitação ganham, além do direito de explorar
comercialmente o empreendimento que irão construir, contratos de longo prazo (mínimo de quinze anos) de venda de
energia celebrados com os agentes de distribuição.
252

BALANÇO ENERGÉTICO
Balanço Energético da Bandeirante em GWh 2004 2003
Total de energia elétrica que entrou na rede 13.443 12.390
Comprada mediante contratos de suprimento, Itaipú e bilaterais de longo prazo 10.086 11.107
Montante líquido das transações de curto prazo 357 (152)
Perdas de transmissão e acertos contratuais (375) (402)
Para clientes livres e outras concessionárias 3.375 1.837
Total de energia elétrica que saiu da rede (12.209) (11.387)
Energia faturada a clientes cativos (8.812) (9.540)
Consumo próprio (2) (4)
Energia não faturada (20) (6)
Para clientes livres e outras concessionárias (3.375) (1.837)
Perdas totais (1.234) (1.003)
Perdas totais em % sobre o total que entrou na rede 9,2% 8,1%
O total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante, no ano de 2004, foi de 12.209 GWh, o que representa
um acréscimo de 7,2 % sobre o ano anterior. Tomando-se como base de comparação o ano 2000, ano imediatamente
anterior ao Programa Emergencial de Racionamento de Energia Elétrica, observa-se um crescimento de 1,9% no total da
energia distribuída em 2004.
Mercado Cativo
A energia elétrica faturada ao mercado cativo totalizou o montante de 8.812 GWh, o que representou uma redução de 7,6
% sobre o ano de 2003. Esta redução deve-se à migração de clientes cativos para a categoria de clientes livres, fato este
que pode ser observado principalmente no consumo da classe industrial (49% do mercado cativo) que diminuiu 16,7% em
relação ao verificado no ano anterior.
Como reflexo do crescimento do país, associada à queda do índice de desemprego e ao crescimento vegetativo do número
de clientes verificado em 2004, a classe residencial (26% do mercado cativo) apresentou evolução positiva de 7,1% em
relação a 2003.
A classe comercial (14% do mercado cativo) também registrou um acréscimo de 4,7% no mesmo período, resultado que
se deve principalmente a investimentos efetuados em ampliação e modernização de instalações.
As demais classes (11% do mercado cativo) acumularam uma redução de 6,1%, devida principalmente à saída de clientes
livres durante o período.
Com relação ao número total de clientes, a Empresa encerrou o ano de 2004 com 1,4 milhões, representando um
crescimento de 4,2 % sobre o ano anterior.
Mercado Livre e outras Concessionárias
Durante o ano de 2004, a energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante ao mercado livre e outras concessionárias,
totalizou o montante de 3.375 GWh, o que representou um acréscimo de 83,7% sobre o ano anterior.
Compra de energia
Em 2004 a Bandeirante comprou um total de 10.086 GWh para o atendimento do seu mercado e para as perdas no seu
sistema, mediante a homologação dos contratos iniciais, bilaterais de longo prazo e energia oriunda de Itaipu. Em relação
a 2003, verificou-se uma queda de 1.021 GWh , que se deveu aos requisitos do mercado cativo da Empresa.
Houve redução dos Contratos Iniciais no período de abril a dezembro de 2004, em função de alguns clientes cativos terem
exercido a opção de se tornarem livres. A redução foi de 683 GWh/ano e representou uma redução de R$ 54,4 milhões/ano
na compra de energia.
253

Transações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
A Bandeirante efetuou, em 2004, transações de compra de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica – CCEE, no montante de 357 GWh pelo valor de R$ 6,4 milhões.
Coube ainda à Bandeirante o pagamento de R$ 4,9 milhões a título de Encargos de Serviço do Sistema.
Leilões de Energia
A Bandeirante participou em dezembro de 2004 do Leilão de Energia proveniente de empreendimentos existentes para
atendimento às necessidades de seu mercado.
Os preços finais do leilão foram inferiores aos preços dos contratos vigentes, sendo que a diferença resultará em benefício
a ser repassado para o consumidor.
Perdas Técnicas e Comerciais na Distribuição
Considerando-se o total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante, o índice anual de perdas totais (técnicas
e comerciais) foi de 9,2%, o que representa um acréscimo de 1,1 ponto percentual em relação a 2003.
Dada a relação entre as perdas técnicas e o consumo, cerca de metade do acréscimo das perdas decorre do aumento da
energia distribuída. O restante, é relativo às perdas comerciais, parcialmente explicado pelo novo critério de tratamento de
anomalias, divergências de cálculos e de faturamento adotado pelo novo sistema comercial – CCS.
TARIFAS
Revisão Tarifária 2003
Uma das etapas previstas no processo de Revisão Tarifária se caracteriza por uma Reavaliação de Ativos – instruída pela
Resolução Aneel 493/2002 e pela Nota Técnica 178/2003 – etapa na qual se define a Base de Remuneração Regulatória,
vinculada ao valor dos ativos reavaliados, que passa a ser um dos principais componentes na definição do Índice de
Reposicionamento Tarifário.
Em outubro de 2003, o Agente Regulador reconheceu provisoriamente (por não estar concluído o processo de reavaliação
de ativos) um reposicionamento de 18,08% nas tarifas de fornecimento de energia elétrica da Bandeirante e definiu um
parcelamento na aplicação do índice homologado, sendo aplicado um percentual médio de 14,68% no próprio ano, com a
diferença dividida em parcelas e a ser recuperada por repasse às tarifas nos próximos três reajustes anuais.
A Bandeirante, no curso do ano de 2004, concluiu a avaliação de ativos e submeteu o Laudo de Avaliação ao Órgão
Regulador. Não sendo possível auditar o Laudo em outubro de 2004, o Regulador decidiu manter um valor provisório para
a Base de Remuneração Regulatória da Bandeirante, arbitrando porém um novo valor, inferior ao reconhecido na revisão
tarifária de outubro de 2003, o que implicou na redefinição do índice de reposicionamento publicado naquela data.
Por decisão do Órgão Regulador, foi arbitrado um novo índice provisório para a Revisão Tarifária de 2003, um ano depois,
que passou de 18,08% para 10,51%.
Reajuste Tarifário 2004
A decisão do Regulador, arbitrando um novo valor provisório para a Base de Remuneração da Bandeirante, implicou em
uma redução na base tarifária que serviu de referência para o reajuste do ano de 2004. Na seqüência, passou a vigorar um
aumento médio de 15,95%, sendo 11,40% relativo ao reajuste contratual e 4,55% relativo aos componentes tarifários
financeiros, externos ao reajuste anual (CVA, Percee, etc).
Em 2004, o encargo CDE – Conta de Desenvolvimento Energético - deixou de ser recolhido apenas pelos clientes cativos,
passando a incidir também nas tarifas dos clientes livres. A recuperação do encargo não recolhido por esses clientes no ano
anterior, adicionado ao encargo do próprio ano, refletiu num aumento extraordinário para essa categoria.
O Fator “X”, que configura um redutor da inflação a ser refletida no índice de reajuste, foi publicado provisoriamente em
outubro de 2003. No reajuste tarifário de 2004, balizado por uma nova metodologia de cálculo implementada pela Aneel
e considerando o novo valor provisório da base de remuneração, o Fator “X” foi recalculado em -2,89%, índice que ainda
permanece provisório.
254

ATIVIDADE COMERCIAL
Atendimento Comercial
Em continuidade ao plano de implementação de meios alternativos de recebimento de conta de energia elétrica, que
objetiva dar maior facilidade ao nosso cliente, foi ampliada a “Rede Fácil”, que permite pagar as contas de energia elétrica
em farmácias e pontos especiais de arrecadação, inclusive fora do horário de atendimento dos bancos.Também foram
incluídos novos correspondentes bancários. Devido a divergências de preço, a Empresa foi obrigada a encerrar o convênio
para recebimento através das casas lotéricas. Estas decisões conduziram a um aumento dos locais de recebimento
disponibilizados aos clientes.
A Bandeirante passou a contar com um novo Call Center prestando serviço de atendimento comercial e técnico aos seus
Clientes, durante 24 horas por dia. A performance apresentada é uma das melhores do Setor neste tipo de atividade, visto
que 84% das ligações recebidas foram atendidas em até 20 segundos.
Com o objetivo de efetuar um diagnóstico para maximização dos benefícios do Sistema de Gestão de Clientes – CCS, a
Bandeirante iniciou o projeto Excelência no Atendimento ao Cliente, cuja primeira fase teve como escopo identificar e
avaliar os cenários sob as óticas de processos, organização (pessoas e cultura), regulamentação e infra-estrutura
tecnológica de que resultou um conjunto de projetos que estão em fase de implementação.
Combate às Perdas Comerciais
O combate às fraudes e furto de energia foi intensificado com o aumento do número de equipes, devidamente preparadas
e dotadas de equipamentos especiais de detecção. Como resultado, realizaram-se mais de 9 mil inspeções, onde se
detectaram 1,7 mil irregularidades, que resultaram numa apuração de receita de R$ 15 milhões, dos quais R$ 3,1 milhões
já foram recebidos e o restante está em negociação ou tem acordo de pagamento.
Atuando na regularização de áreas clandestinas e contribuindo para redução da exclusão social, foram regularizadas mais
de 2.300 ligações.
No combate às perdas, destaca-se também o programa de substituição de medidores defeituosos, tendo sido substituídos
cerca de 7,5 mil medidores.
Não obstante o índice global de perdas ser aceitável para uma distribuidora, face ao aumento verificado, as ações antes
referidas estão a ser intensificadas.
REDE ELÉTRICA
Caracterização do sistema elétrico
O sistema elétrico da Bandeirante é composto por 57 estações com 3 mil MVA instalados, 866 km de rede de alta tensão,
24 mil km de redes de distribuição em média e baixa tensão e cerca de 49 mil transformadores de distribuição com 2,5
mil MVA. O sistema elétrico atingiu a ponta de demanda de 2.035 MVA no mês de outubro de 2004.
Expansão do sistema elétrico
Para atendimento da demanda do mercado, com níveis de qualidade exigidos pela legislação, foram investidos R$ 56
milhões na expansão e adequação das redes elétricas, na ligação de novos clientes e na instalação de sistemas de medição
e iluminação pública.
Destaca-se a construção da estação de transformação em Maresias, no município de São Sebastião, agregando uma
potência de 15 MVA e beneficiando diretamente a população do litoral Norte, principalmente nos períodos de verão.
Foi também iniciada a construção da linha de transmissão Norte-Nordeste, localizada no Parque Ecológico do Tietê, que
permitirá interligar duas estações terminais que suprem a Bandeirante e viabilizar o remanejamento, através do sistema de
subtransmissão, de cargas de até 300 MVA, bem como postergar, sem prejuízo da qualidade de serviço, investimentos
significativos na ampliação destes terminais. Adicionalmente, esta obra aumentará a qualidade e confiabilidade do
fornecimento de energia elétrica ao município de Guarulhos.
Também foram ampliadas as estações de transformação Valter José dos Santos, José Centro, Barra do Una e Bonsucesso,
disponibilizando uma potência adicional de 30 MVA.
255

Eletrificação rural
Na sequência da implementação dos programas de eletrificação rural, que beneficiaram mais de 4 mil famílias ao longo
dos últimos quatro anos, a Bandeirante firmou em maio de 2004 um convênio com a Eletrobrás, aderindo ao Programa
Luz para Todos, programa do Governo Federal que tem como objetivo universalizar o acesso à energia elétrica nas áreas
rurais e fomentar o desenvolvimento econômico e social das comunidades mais carentes.
Manutenção
Na manutenção de redes elétricas foram gastos cerca de R$ 13 milhões, envolvendo, entre outros, os serviços de
manutenção preventiva das redes de distribuição, das linhas de transmissão e das subestações.
Qualidade de serviço
Como conseqüência dos investimentos realizados nas redes, da implementação dos projetos de modernização e automação
do sistema elétrico e da criteriosa utilização de recursos na sua gestão e manutenção, a Bandeirante vem apresentando
constante melhoria do desempenho de seu sistema elétrico. Os indicadores técnicos de qualidade do serviço, notadamente,
Duração Equivalente de Interrupção por Cliente - DEC e Freqüência Equivalente de Interrupção por Cliente - FEC foram,
respectivamente, de 6,75 horas e 5,76 interrupções, melhores que os padrões de qualidade estabelecidos pelo órgão
regulador.
PROGRAMA INTEGRADO DE MODERNIZAÇÃO
O Programa Integrado de Modernização – PIM, iniciado em 2002, consolidou-se neste exercício, contribuindo
decisivamente para dotar a Empresa de maior eficiência, agilidade e flexibilidade operacionais, reduzir custos, melhorar a
qualidade dos serviços prestados aos clientes e assegurar a sustentabilidade dos resultados.
Com investimento total de R$ 43 milhões no ano, o PIM compreende a implantação do Sistema de Comando e Controle
- SCC, do projeto de Automação das Redes de Distribuição, do Sistema de Informações Técnicas - SIT e do Sistema de
Gestão Comercial – CCS.
Incorporando as mais modernas tecnologias de supervisão e comando à distância, o SCC permite, a partir do Centro de
Operação do Sistema - COS, telecomandar equipamentos, monitorar e sinalizar, em tempo real, qualquer evento que ocorra
na rede elétrica, reduzindo o tempo dos desligamentos e de atendimento aos clientes. Tendo sua conclusão prevista em
2005, o SCC já telecomanda 44 das 57 estações em operação na Empresa.
No projeto de automação das redes de distribuição, que consiste no telecomando e telesupervisão de religadoras
automáticas a partir do COS, através de comunicação celular, foram instaladas mais 100 unidades, totalizando 210
equipamentos telecomandados.
No âmbito do Sistema de Informações Técnicas - SIT, após a implementação do módulo de gerenciamento de redes
elétricas, integrando uma base de cartografia digital, fez-se a complementação do módulo de Cálculos Elétricos e o
desenvolvimento do aplicativo de Gestão Espacial e das interfaces com os demais sistemas corporativos, proporcionando
maior eficiência e confiabilidade às atividades de engenharia e de gerenciamento de ativos.
O Sistema de Gestão Comercial implementado na Bandeirante foi o IS-U/CCS (Industry Solution for Utilities / Customer
Care & Service) da SAP. Este sistema constitui uma referência internacional no mercado de software para “utilities” e tem
sido usado com sucesso na Europa e na América do Norte. Na América do Sul e entre as empresas do setor de energia
elétrica, a Bandeirante decidiu pela implementação pioneira desse sistema, que foi desenvolvido em cinco módulos que
possibilitam o controle das tarefas de todo o ciclo comercial da Empresa, constituído pelos serviços de atendimento,
ligação, leitura, faturamento e recebimento.
Também foi implementado em 2004 o Sistema de Folha de Pagamentos e Gestão de Tempos, integrado ao módulo de
Recursos Humanos do Sistema Integrado de Gestão Empresarial da SAP, bem como o módulo Real State, para a realização
do controle patrimonial de forma integrada com os outros módulos já em uso.
Para suporte aos sistemas e soluções implantadas a partir do Programa Integrado de Modernização e incorporando as mais
modernas tecnologias de telecomunicações e de segurança da informação, a Bandeirante implantou uma rede corporativa
de telecomunicações de alta capacidade, convergente, para transmissão de voz, dados e imagem.
256

TECNOLOGIA DE INFORMAÇÃO
Pelo quarto ano consecutivo, a Bandeirante está entre as “100 Empresas Mais Ligadas do Brasil”, segundo a revista
InfoExame, destacando-se como integrante da vanguarda de TI - Tecnologia de Informação no país. Entre as
concessionárias distribuidoras de energia elétrica, a Bandeirante foi a única a figurar na relação em 2004.
Em 2004 foram disponibilizadas novas infra-estruturas de TI para suporte aos projetos de modernização implementados
pela Empresa, assim como a formação das equipes de manutenção e estabilização dos referidos projetos. A relação
computadores pessoais por colaborador efetivo é de 0,8. Foram realizados projetos de consolidação dos servidores
descentralizados e upgrade para o Windows2003 Server e de implementação de novas soluções de Segurança da
Informação.
Para atendimento às necessidades adicionais de tráfego, foi implantada uma nova rede corporativa de telecomunicações
de alta capacidade, convergente, com gerenciamento “on line” em regime ininterrupto, que integra todos os sistemas
técnicos, comerciais, financeiros e de administração, bem como todas as centrais telefônicas, em tecnologia de voz sobre
IP ( Internet Protocol ), permitindo o controle remoto de tarifação, programação, monitoramento e seleção automática de
rotas inteligentes para minimizar os custos das ligações, comportando sistemas de videoconferência, televigilância e
segurança operativa.
PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICI NCIA ENERGÉTICA
A estratégia adotada para o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento da Empresa se baseou na seleção de projetos que
pudessem melhorar o sistema elétrico da Bandeirante, permitindo um melhor atendimento aos clientes através do aumento
da confiabilidade, redução de perdas do sistema, melhoria na gestão dos processos, desenvolvimento de ferramentas de
auxílio ao planejamento e produtos voltados à melhoria da qualidade da energia elétrica.
No Programa de Eficiência Energética, buscando assegurar a melhor utilização do produto distribuído aos seus Clientes,
a Bandeirante promoveu diversas atividades e projetos de eficiência energética, que resultaram na economia de 9,3 mil
MWh/ano e redução da demanda no horário de ponta da ordem de 8,7 MW, entre outros benefícios.
Merecem também destaque os projetos desenvolvidos em parceria com as Prefeituras Municipais de São José dos Campos
e Jacareí. Tais parcerias permitiram a modernização de todo o parque de iluminação pública daquelas cidades, mediante a
substituição de aproximadamente 47,5 mil pontos de iluminação por outros mais econômicos e eficientes, que resultaram
na economia de 15 mil MWh/ano e redução da demanda no horário de ponta da ordem de 1,5 MW.
GESTÃO ADMINISTRATIVA
Estoques e Compras
O valor médio dos estoques de 2004 aumentou 3,2% a preços nominais em relação a 2003, influenciado pela variação dos
preços de “commodities” (alumínio, cobre e aço). Atualizando estes valores com base no IGP-M, o valor médio dos
estoques da Empresa foi reduzido em 6,9% o que significou uma economia de R$ 569 mil.
Concomitantemente, a cobertura dos estoques dos produtos que representam 80% do consumo foi reduzida de 53 para 48
dias. O Índice de Rotatividade associado evoluiu de 6,79 para 7,50.
No sistema de “e-procurement”, implantado pioneiramente no setor de “utilities” pela Bandeirante desde 2001, foram
realizadas mais de 2 mil operações no exercício de 2004 - crescimento de 75% em relação ao ano de 2003 - num montante
de R$ 52 milhões.
Programa Eficiência
O Programa Eficiência do grupo EDP no Brasil visa partilhar experiências e “know-how” entre as empresas do grupo,
padronizar procedimentos e tecnologias, potencializar uma cultura já existente de gestão eficiente de custos e reforçar o
espírito de grupo.
Deste programa resultaram economias de R$ 4,5 milhões para a Bandeirante.
257

Outras Medidas de Eficiência
Foram desenvolvidas e implementadas outras medidas visando o aumento da eficiência, para além das já antes referidas,
essencialmente orientadas para a redução das despesas.
A renegociação dos contratos e o compartilhamento de edifícios permitiram diminuir os custos com aluguéis, condomínio
e vigilância.
A implementação de meios alternativos de recebimento de conta de energia elétrica proporcionou maior facilidade ao
cliente e em conjunto com a renegociação dos contratos com os agentes arrecadadores, possibilitou a redução do seu custo
em 14% relativamente ao ano anterior.
Além da implementação da rede de telecomunicações corporativa de alta capacidade, que se traduziu numa redução na
tarifa de 57% do Mbps transmitido, fez-se, no âmbito da telefonia fixa, a interligação das centrais telefônicas, através de
sistema inteligente de voz sobre IP, resultando numa redução de 19% nos custos.
A instalação de celulares nas centrais telefônicas permitiu a redução de 50% no custo das ligações da rede fixa para a rede
móvel.
Adicionalmente, as negociações dos contratos com as operadoras de telecomunicações conduziram à redução de 38% na
tarifa de telefonia fixa, 48% nas tarifas do Call Center e 28% nas tarifas de telefonia móvel.
RECURSOS HUMANOS
A Bandeirante efetuou em 2004 a revisão do seu Plano de Cargos e Salários.
A Empresa manteve a sua política de valorização dos seus colaboradores, estimulando o desenvolvimento profissional e
pessoal do seu quadro, mediante ações de treinamento interno e externo, participação em eventos técnicos e outras ações,
num total de 63 mil horas de treinamento, correspondente a 50 horas por colaborador e a um gasto de R$ 1,6 milhões.
Para incentivar os seus colaboradores a melhorar a sua formação acadêmica, aumentou o numero de bolsa de estudos de
graduação universitária e técnica de nível médio, especialização e pós-graduação.
É de destacar o treinamento no conhecimento da Empresa, do produto e da sua ferramenta de trabalho dado a todo o grupo
de atendimento telefônico do Call Center.
No desenvolvimento de pessoas, destaca-se o programa Jeito de Ser Bandeirante, que tem como objetivo propiciar a todos
os colaboradores uma identidade organizacional comum, alicerçada por valores corporativos sólidos, levando-os a uma
atuação mais consciente e responsável no dia-a-dia.
Para promover a inclusão digital dos seus colaboradores que não dispõem de microcomputadores no seu trabalho, a
Empresa criou Pontos de Informação e Cidadania - PICs que são salas informatizadas com acesso à Internet, Intranet e à
rede de informações digitais da Empresa.
O esforço na atualização e aprimoramento do seu corpo profissional também se deu com a renovação de seus quadros,
incorporando novos colaboradores com perfil, formação e competências coerentes com os desafios futuros.
Devido a várias ações e em especial aos projetos de modernização, foi possível aumentar em 2004 a eficiência da Empresa
e a redução do seu quadro de pessoal efetivo para 1.202 o que permitiu atingir uma produtividade de 1.144 clientes por
trabalhador.
MEIO AMBIENTE
Fundamentada nos princípios de desenvolvimento sustentável e com o firme propósito de compatibilizar o
desenvolvimento de suas atividades com o meio ambiente e as comunidades locais, a Bandeirante vem empreendendo
esforços significativos para o uso racional de recursos e para a conscientização dos colaboradores, fornecedores e
comunidades, em relação às questões ambientais, observando atentamente os preceitos estabelecidos na legislação
ambiental.
A Bandeirante desenvolveu e está implantando o Projeto SIGA - Sistema Integrado de Gestão Ambiental, Saúde
Ocupacional, Segurança do Trabalho e Comunicação Social, fundamentado nas normas internacionais ISO 14.000 e
OHSAS 18.000. Após auditoria realizada por empresa especializada e reconhecida internacionalmente, no âmbito do
processo de financiamento junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento – BID, o SIGA foi aprovado como uma
moderna e inovadora solução integrada de gestão.
Esta nova metodologia foi aplicada com sucesso durante a construção da ETD Maresias, localizada no município de São Sebastião.
Também foi obtida a licença ambiental de instalação para a construção da linha de transmissão Norte-Nordeste, localizada
no Parque Ecológico do Tietê, ensejando o início do processo de compensação ambiental.
258

Além da compensação ambiental, a Bandeirante tem adotado todas as providências para minimizar os impactos às
comunidades locais durante a construção de seus empreendimentos e incorporado aos projetos adequadas soluções de
proteção ambiental.
Ciente de sua responsabilidade na preservação do meio ambiente, a Bandeirante também participa de diversas iniciativas
junto ao Poder Público Municipal, para a adequação da arborização urbana, visando um equilíbrio entre os sistemas
elétricos e a vegetação local.
BALANÇO SOCIAL
O Projeto Bandeirante Comunidade Educação, envolvendo a participação de 59 escolas de ensino básico público na área
de concessão da Bandeirante, beneficiou mais de 20 mil alunos com a distribuição de kits escolares e de higiene bucal e
campanhas de arrecadação de agasalhos, brinquedos e livros, que contribuíram para processo de aprendizagem, reforçando
o conceito da cidadania. Diversas atividades, desde projetos de reformas e melhorias no ambiente de estudo, passando pelo
desenvolvimento de hortas escolares, apresentações teatrais e também a elaboração de mais de 8 mil trabalhos sobre o tema
da energia, foram apoiadas por 160 colaboradores voluntários.
A Bandeirante patrocinou diversas manifestações culturais e promoveu projetos de orientação para o uso racional e seguro
da energia.
Esta atuação alcançou reconhecimento em diversas esferas, tendo a Bandeirante conquistado os prêmios “Top Social”
ADVB e o troféu da “Empresa Cidadã” no Fórum Social de Cidadania Empresarial.
Balanço Social Anual/2004
2004 Valor (Mil reais)
259

DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO
O EBITDA (resultado do serviço acrescido de depreciações e amortizações) atingido foi de R$ 332 milhões, significando
melhora de 37% sobre o resultado contabilizado em 2003. Essa melhor performance operacional também pode ser
verificada pela evolução da margem do EBITDA sobre a Receita Operacional Líquida, a qual cresceu de 14% em 2003
para 18% em 2004, principalmente pelo aumento de 8% na Receita Operacional Líquida.
O crescimento da Receita Operacional Líquida foi motivado por: - Aumento médio, a partir de outubro de 2003, de 10,51%
sobre as tarifas de fornecimento de energia e de 123,6% na TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição) paga pelos
clientes livres; - Crescimento de 7,2% no volume físico de energia distribuída.
Os custos e despesas operacionais aumentaram 4%, abaixo do Índice Geral de Preços a Mercado (IGP-M), medido pela
FGV, que atingiu 12,41% no ano.
O aumento médio da tarifa de compra de energia e o aumento das subvenções setoriais (CCC e CDE) e encargos do uso
da rede foram compensados, parcialmente, pela devolução de 9% no volume total de energia comprada, advinda da
migração de clientes para o mercado livre e pela redução da taxa do dólar praticada na aquisição de energia elétrica de
Itaipu.
Ressalta-se ainda, o incremento nos gastos com licenças de software, serviços de terceiros e amortização, decorrente da
entrada em operação dos novos sistemas de informática associados ao Programa Integrado de Modernização, cujo retorno
se dará nos próximos anos. As despesas operacionais foram ainda impactadas pelo crescimento da inadimplência, fruto de
alterações temporárias nas políticas comerciais na fase inicial de implementação do CCS. Deve-se destacar, no entanto,
que o índice de inadimplência da Empresa – 1,45% da receita de fornecimento – está abaixo da média do setor e que já foi
iniciado intenso programa de sua recuperação.
O resultado financeiro líquido em 2004 foi negativo em R$ 114 milhões e, excluindo o efeito do pagamento de juros sobre
capital próprio, a análise demonstra que houve uma sensível melhora em relação a 2003, principalmente, pela redução do
custo financeiro na captação de recursos e, também, pela redução em 5% do endividamento bancário médio. O
endividamento da Empresa encontra-se substancialmente atrelado a Selic, cuja taxa média no ano de 2004 (16,3%),
manteve-se em níveis muito inferiores aos verificados em 2003 (22,8%). A política financeira adotada pela Empresa
contempla a eliminação do risco de flutuação cambial do dólar norte-americano através de instrumentos de “hedge” para
todas as dívidas contraídas em moeda estrangeira.
O Lucro Líquido de 2004, por prudência da Administração da Empresa, já reflete integralmente uma redução de R$70
milhões (sendo R$14 milhões referentes ao ano de 2003), correspondente aos efeitos econômicos da alteração do
reposicionamento tarifário retroativo a outubro de 2003, definido pela Aneel, que reduziu o aumento de 18,08%
anteriormente concedido para 10,51%. A medida tem caráter provisório até que o Órgão Regulador valide o laudo de
avaliação da base de remuneração realizado por avaliador independente, devidamente credenciado, e já entregue pela
Empresa. As eventuais diferenças a serem devolvidas ao consumidor, dependem desta avaliação definitiva da Aneel que
ocorrerá em outubro de 2005.
Ainda em relação ao Lucro Líquido de R$ 130 milhões em 2004, destaque-se que, considerando efeito líquido negativo no
resultado de 2004 pela revisão do reposicionamento tarifário de 2003 no valor de R$ 14 milhões, este resultado representa
um crescimento de 184% em relação ao ano anterior.
Em decorrência do melhor desempenho econômico-financeiro em 2004 e das adequações na estrutura de capital da
empresa, a Bandeirante decidiu distribuir R$ 70 milhões em dividendos intermediários em 2004.
Investimento
Em 2004 o investimento totalizou R$ 120 milhões, incluindo encargos, destinados ao Programa Integrado de
Modernização (PIM), à expansão e adequação da sua rede elétrica para atendimento do mercado, à instalação de sistemas
de medição, à melhoria da qualidade de serviço, à eficiência energética, ao aumento da flexibilidade operativa do sistema
elétrico, à melhoria da iluminação pública e à melhoria das áreas de suporte.
260

Endividamento
Um dos fatores mais importantes a serem destacados na condução da política financeira da Bandeirante no ano de 2004 é
o alongamento do perfil da dívida e, conseqüentemente, na redução no risco de refinanciamento, possibilitando uma maior
eficiência na gestão do caixa da Empresa.
Em março de 2004, a Bandeirante assinou um programa de financiamento de US$ 100 milhões com o Banco
Interamericano de Desenvolvimento, programa este pioneiro no setor elétrico nacional. O financiamento, já inteiramente
recebido pela Bandeirante, é destinado a projetos de investimento, com garantia nos recebíveis da Empresa pelo
fornecimento de energia elétrica, com estabelecimento de “covenants”. O financiamento é composto de duas tranches,
sendo a Tranche A de US$ 38,9 milhões, com recursos do BID, juros com vencimento trimestral e principal amortizado
trimestralmente entre maio de 2006 e fevereiro de 2012; a Tranche B de US$ 61,1 milhões, com a participação de
consórcio de bancos brasileiros, portugueses e espanhóis, juros com vencimento trimestral e o principal amortizado
trimestralmente entre maio de 2006 e fevereiro de 2009.
Em Abril de 2004, o BNDES liberou recursos no total de R$ 78 milhões para suprir a insuficiência de recursos decorrente
do adiamento da aplicação na tarifa dos mecanismos de Compensação das Variações dos itens da Parcela A - CVA. O
vencimento desse empréstimo ocorrerá em novembro de 2006, com amortizações mensais a partir de dezembro de 2004,
com garantia em conta bancária através de vinculação de um percentual do faturamento mensal da Empresa.
Através dessas operações e pela gestão eficiente de caixa, a Empresa conseguiu melhorar o perfil da dívida bancária total,
reduzindo o endividamento de curto prazo para R$ 319 milhões ante R$ 507 milhões em dezembro de 2003.
Além da melhoria no perfil da dívida bancária, o quadro a seguir demonstra a melhoria da capacidade de repagamento da
Bandeirante, medida pela relação da dívida líquida e EBITDA:
2004 2003
Curto Prazo 319 507
Longo Prazo 531 344
Divida Bancária (*) 850 851
(-) Disponibilidades (13) (49)
(=) Dívida Bancária Líquida 837 802
(-) BNDES (Recomp.Tarif.Extraord., CVA) (280) (231)
(=) Dívida Líquida 557 571
EBITDA 332 231
Dívida Líquida/EBITDA 1,68 2,48
(*) Empréstimos e Financiamentos + Encargos + Operações de “Swap”
Geração de Caixa
A geração operacional de caixa atingiu R$ 312 milhões, especialmente pelo crescimento de 37% no EBITDA. Além disso,
o caixa foi positivamente impactado pelo ingresso de R$76 milhões referentes à Recomposição Tarifária Extraordinária
(RTE), sem efeito contábil no resultado operacional. Em contrapartida, os gastos com as subvenções setoriais (CCC e
CDE), a aquisição de energia elétrica de Itaipu e o aumento da alíquota da Cofins, representaram uma saída de caixa não
refletida no resultado contábil de R$ 98 milhões, constituindo montante a ser compensado por futuros reajustes tarifários.
Os efeitos redutores, acima mencionados - subvenções setoriais, energia elétrica de Itaipu e Cofins – fizeram com que a
geração operacional de caixa ficasse abaixo do realizado em 2003, o que já está sendo compensado pela revisão tarifária
de outubro de 2004.
261

DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO
DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO
Em Milhares de Reais
262

DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA CONTÁBIL
DO EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO
Em Milhares de Reais
263

AUDITORIA EXTERNA
Na contratação de serviços não relacionados com a auditoria externa junto aos seus auditores independentes, a Empresa
fundamenta-se nos princípios que preservam a independência do auditor independente, que consistem, de acordo com os
princípios internacionalmente aceitos, em:
- o auditor não deve auditar o seu próprio trabalho;
- a auditor não deve exercer funções gerenciais do cliente;
- e o auditor não deve promover os interesses do seu cliente.
No exercício de 2004, os únicos serviços prestados à Empresa pelos seus auditores independentes foram os relacionados
com os exames da auditoria independente das demonstrações contábeis.
PERSPECTIVAS E NOTA FINAL
A sustentabilidade do crescimento da economia brasileira e, portanto, do consumo de eletricidade dependerá
principalmente do aumento do nível de investimentos no país, em especial em infra-estruturas.
Entretanto, as perspectivas para 2005 continuam sendo positivas, com bom desempenho na balança comercial, controle das
contas públicas e ambiente externo favorável.
Pelo acompanhamento e apoio recebido do acionista controlador, a Administração da Bandeirante manifesta o seu
agradecimento. É também devido um agradecimento aos fornecedores, consultores, instituições financeiras e a todas as
entidades que colaboram com a Empresa.
Pela contribuição para os resultados da Empresa, um agradecimento especial aos colaboradores da Bandeirante que
trabalharam com competência e dedicação.
Finalmente, um agradecimento especial aos clientes da Empresa, a quem se procurou oferecer os melhores níveis de
qualidade do produto e do serviço prestado.
11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS
NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
EM 31 DE DEZEMBRO DE 2004 E 2003
Em Milhares de Reais (exceto quando indicado)
1. CONTEXTO OPERACIONAL
BANDEIRANTE ENERGIA S.A., Companhia de capital aberto, tem por objetivo a prestação de serviços públicos
de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, a partir de 23 de outubro de 1998, conforme contrato de concessão firmado
naquela data. A Companhia atua em 28 municípios do Estado de São Paulo, especificamente nas regiões do Alto do
Tietê e Vale do Paraíba, atendendo a aproximadamente 1,4 milhões de clientes e distribuindo aproximadamente
12.209 GWh ao ano (quantidades não auditadas).
2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
As Demonstrações Financeiras foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, que
incluem as disposições da CVM - Comissão de Valores Mobiliários e normas aplicáveis às concessionárias de
serviços públicos de energia elétrica, estabelecidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel.
Adicionalmente, objetivando a compatibilização aos critérios do grupo a qual pertence e a melhoria na
comparabilidade das demonstrações financeiras da Companhia, foram efetuadas as seguintes alterações na
apresentação dessas demonstrações, bem como a correspondente reclassificação e ajuste dos valores anteriormente
apresentados em 2003, cujas demonstrações financeiras foram publicadas no jornal Valor Econômico em 19 de
março de 2004:
• Com o advento das Leis nº 10.637/02 e 10.833/03, que alteraram a sistemática de apuração do PIS e COFINS,
respectivamente, para a sistemática de apuração não-cumulativa, o crédito de PIS e COFINS está classificado
como redutor da rubrica de Impostos e Contribuições sobre a Receita;
• A despesa com CPMF - Contribuição Provisória sobre Movimentações Financeiras está apresentada na rubrica
de Resultado Financeiro Líquido;
264

• Os Encargos de Capacidade Emergencial - ECE e Encargos de Aquisição de Energia Elétrica Emergencial -
EAEEE estão classificados, pelo seu valor bruto, no grupo de Receita Operacional e os respectivos ICMS e valor
líquido para repasse à CBEE - Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial no grupo de Deduções da
Receita Operacional; e
• O ajuste de exercícios anteriores descrito na Nota 13.2 foi ajustado nas demonstrações financeiras de 2003.
Em função dos ajustes e das reclassificações acima descritos, e adicionalmente ao exigido pelo Artigo 186 da Lei das
Sociedades por Ações, as demonstrações financeiras do exercício de 2003 estão sendo apresentadas “pro forma” com a
finalidade de permitir melhor comparabilidade entre aquele exercício social e o encerrado em 31 de dezembro de 2004.
2.1. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS
a) Consumidores e Concessionários - incluem:
(i) Os valores faturados a consumidores finais e concessionários revendedores, bem como a receita
referente à energia consumida e não faturada;
(ii) Os valores a receber relativos à energia comercializada na Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica - CCEE, anteriormente denominada Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE (Nota 4.2);
(iii) Os saldos a receber relativos à Recomposição de Receita e à Energia Livre (Notas 3.1 e 3.2); e
(iv) O crédito decorrente do Parcelamento da Revisão Tarifária Ordinária de 23 de outubro de 2003 e
respectiva provisão integral constituída em 2004 (Nota 4.1).
b) Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - Calculada em montante considerado suficiente para
cobrir eventuais perdas na realização de contas a receber de Consumidores e Concessionários.
c) Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica - Inclui o saldo remanescente dos
valores a receber de bônus, aprovados pelo Despacho Aneel nº 600, de 27 de setembro de 2002, e os Custos
a Reembolsar, ambos decorrentes da implantação do Programa Emergencial de Redução do Consumo de
Energia Elétrica.
d) Estoques - Avaliados e registrados ao custo médio de aquisição, inferiores aos valores de realização.
Os materiais destinados ao consumo e manutenção são classificados no Ativo Circulante. Os materiais
destinados às obras são classificados em Imobilizado em Curso.
e) Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” - Inclui as variações positivas e negativas
dos itens da Parcela “A” (gastos não gerenciáveis), previstos no Contrato de Concessão de Distribuição de
Energia Elétrica (Notas 3.3 e 6).
f) Imobilizado - Registrado ao custo de aquisição ou custo de construção, corrigidos monetariamente até 31 de
dezembro de 1995. A depreciação é calculada pelo método linear, de acordo com taxas anuais fixadas pelo
Poder Concedente, determinada pela Resolução Aneel nº 002, de 24 de dezembro de 1997, atualizada pela
Resolução Aneel nº 044, de 17 de março de 1999, como descrito na Nota 9.
Em função do disposto no item 4 da Instrução Contábil n.º 10, do Manual de Contabilidade do Serviço Público
de Energia Elétrica e na Instrução CVM n.º 193, de 11 de julho de 1996, os encargos financeiros, relativos aos
financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no Imobilizado em Curso, são registrados neste
subgrupo no custo das respectivas obras (Nota 21).
As Obrigações Vinculadas à Concessão, demonstradas como retificadoras do Imobilizado, referem-se,
principalmente, a recursos recebidos dos consumidores destinados a execução de empreendimentos
necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica. Estas obrigações estão
diretamente vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica, e sua eventual liquidação ocorrerá
de acordo com determinações do Poder Concedente.
g) Demais Ativos Circulante e Realizável a Longo Prazo - São demonstrados aos valores de custo ou
realização, incluindo, quando aplicável, os rendimentos auferidos.
h) Fornecedores - Inclui o saldo a pagar a fornecedores de energia elétrica e o saldo de Energia Livre a pagar a
geradores de energia elétrica.
i) Empréstimos e Financiamentos - Atualizados com base nas variações monetárias e cambiais, acrescidas dos
respectivos encargos incorridos até a data do encerramento do exercício.
265

j) Demais Passivos Circulantes e Exigível a Longo Prazo - São demonstrados pelos valores conhecidos ou
exigíveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e cambiais.
k) Resultado - Apurado pelo regime de competência, incluindo:
(i) Receita com Fornecimento de Energia Elétrica - O fornecimento de energia elétrica aos consumidores
finais e concessionários revendedores, não faturados até a data do encerramento do exercício, são
mensurados e registrados contabilmente, de forma que possibilite a contraposição dos custos e das
receitas no respectivo exercício;
(ii) Conta Consumo de Combustíveis - CCC - Encargo setorial assumido pelas distribuidoras de energia
elétrica, cujos recursos são destinados a fundo específico, administrado pela Eletrobrás - Centrais
Elétricas Brasileiras S.A., com o objetivo de subsidiar os gastos com o consumo de combustíveis fósseis
das geradoras termelétricas no Brasil;
(iii) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE - Encargo setorial assumido pelas distribuidoras de
energia elétrica, cujos recursos são destinados a fundo específico, administrado pela Eletrobrás - Centrais
Elétricas Brasileiras S.A., para promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes
eólicas, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas
atendidas pelos Sistemas Elétricos Interligados e promover a universalização do serviço de energia
elétrica em todo o território nacional; e
(iv) Imposto de Renda e Contribuição Social - Calculados conforme legislação e alíquotas vigentes à data
do balanço (25% para o Imposto de Renda e 9% para Contribuição Social sobre o Lucro). De acordo com
as disposições da Deliberação CVM n.º 273, de 20 de agosto de 1998 e Instrução CVM n.º 371, de 27 de
junho de 2002, a Companhia registra em suas demonstrações contábeis os créditos tributários diferidos
sobre prejuízos fiscais, base negativa da Contribuição Social e adições temporárias.
3. RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EXTRAORDINÁRIA
Para o ressarcimento do montante da Recomposição de Receita, Energia Livre e Parcela “A”, em atendimento às
disposições da Medida Provisória n.º 14 (convertida na Lei n.º 10.438/02), foi concedido a partir de janeiro de 2002
o reajuste tarifário extraordinário de 2,9% aplicável aos consumidores residenciais e rurais (exceto os de baixa
renda) e de 7,9% para os demais consumidores.
No exercício de 2002 foram liberados recursos equivalentes a 90% dos montantes homologados de Recomposição
de Receita e de Parcela “A”, relativos a abertura de crédito no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de
Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, através de contratos
de financiamento com o BNDES assinados em 13 de fevereiro de 2002.
A Resolução Normativa Aneel n.º 1, de 12 de janeiro de 2004, republicada em 1º de junho de 2004, retificou para
R$119.954 o montante de Energia Livre anteriormente homologado pela Resolução Aneel n.º 483, de 29 de agosto
de 2002 (Nota 3.2), alterou para 63 meses o prazo máximo de permanência da Recomposição Tarifária
Extraordinária - RTE nas tarifas de fornecimento de energia elétrica anteriormente estabelecido pela Resolução
Aneel n.º 484, de 29 de agosto de 2002, excluiu deste prazo o montante relativo às variações dos itens da Parcela
“A” verificadas no exercício de 2001 e estabeleceu que a sua recuperação se dará por mecanismo equivalente ao
previsto no art. 4º da Lei nº 10.438/02 e que, para a Companhia, como concessionária de serviço público de
distribuição de energia elétrica localizada no Sistema Interligado Nacional sujeita ao Programa Emergencial de
Redução do Consumo de Energia Elétrica - PERCEE, essa recuperação se dará imediatamente após o final da
Recomposição Tarifária Extraordinária prevista no art. 4º da Lei n.º 10.438/02, pelo prazo necessário para atingir o
montante homologado pela Resolução Aneel n.º 482, de 29 de agosto de 2002.
No exercício de 2004 foi faturado o montante de R$107.633 (R$99.123 em 2003) e, com base em estimativas,
considerando o prazo máximo de permanência da RTE estipulado através da Resolução Normativa Aneel n.º 1 de
2004, a Companhia não espera futuras perdas patrimoniais.
3.1. RECOMPOSIÇÃO DE RECEITA
Período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002:
Do montante de R$278.595 homologados através das Resoluções Aneel n.º 480 e 481, ambas de 29 de agosto de 2002,
foi amortizado no exercício de 2004 o montante de R$75.525 (R$77.953 em 2003), decorrente da aplicação de parte
do Reajuste Tarifário Extraordinário. A partir de fevereiro de 2003, parte do valor faturado decorrente da aplicação do
Reajuste Tarifário Extraordinário está sendo destinado para amortização da Recomposição Tarifária Extraordinária
relativa à Energia Livre, repassada às geradoras, estabelecida pela Resolução Aneel n.º 36, de 29 de janeiro de 2003,
alterada subseqüentemente pelas Resoluções Aneel n.º 89, de 25 de fevereiro de 2003 e nº 45, de 3 de março de 2004.
266

Atualização Monetária:
A Resolução Aneel n.º 31, de 24 de janeiro de 2002, determinou que o saldo remanescente da Recomposição de
Receita fosse remunerado pela taxa de juros equivalente à cobrada, de cada concessionária, nas operações de
financiamento de que trata o art. 5º da Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, decorrente do programa
de financiamento subsidiado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES e, na ausência
dessa operação financeira, deveria ser utilizada a taxa Selic. No exercício de 2004 foi contabilizado o montante de
R$38.228 (R$56.648 em 2003) registrado em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Receitas
Financeiras.
Remuneração Valor Saldo a
Instrumentos de Valor Acumulada até Amortizado até Amortizar em
Perda de Receita Homologação Homologado 31/12/04 31/12/04 31/12/04
Resoluções nº
480/02, 481/02
e 01/04 278.595 144.230 235.232 187.593
3.2. ENERGIA LIVRE
Período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002:
Durante o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica ocorreu a comercialização de energia
elétrica que não estava contratada, denominada “Energia Livre”. A Resolução Normativa Aneel n.º 1, de 12 de
janeiro de 2004, republicada em 1º de junho de 2004, retificou de R$104.192 para R$119.954 o montante de Energia
Livre. A Companhia procedeu os ajustes em seus registros contábeis em março de 2004, de forma a refletir os efeitos
do novo montante homologado. No exercício de 2004 foi amortizado o montante de R$32.108 (R$21.170 em 2003),
decorrente da aplicação de parte do reajuste tarifário extraordinário mencionado na Nota 3.1.
Atualização Monetária:
O montante homologado está sendo atualizado pela taxa Selic, sendo 50% atualizados a partir de 30 de dezembro de
2002 e os 50% restantes a partir de 4 de julho de 2003, nos termos da Resolução Aneel n.º 36, de 29 de janeiro de
2003, alterada pelas Resoluções Aneel n.º 89, de 25 de fevereiro de 2003 e nº 45, de 3 de março de 2004. No exercício
de 2004 foi contabilizado o montante de R$19.161 (R$15.713 em 2003), registrado em contrapartida do resultado
do exercício no grupo de Receitas Financeiras. Ato contínuo, foi registrado contabilmente na rubrica de
Fornecedores, no exigível a longo prazo, também em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Despesas
Financeiras, em função do repasse às geradoras.
Remuneração Valor Saldo a
Instrumentos de Valor Acumulada até Amortizado até Amortizar em
Energia Livre Homologação Homologado 31/12/04 31/12/04 31/12/04
Resoluções nº
01/04 e 45/04 119.954 34.874 53.278 101.550
3.3. VARIAÇÃO DE CUSTOS DA PARCELA “A”
Período de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001:
No exercício de 2002 foi homologado o montante de R$61.521 através da Resolução Aneel n.º 482, de 29 de agosto
de 2002.
Atualização Monetária:
O montante homologado está sendo atualizado nos mesmos termos da atualização monetária da Recomposição de
Receita (Nota 3.1) e, no exercício de 2004, foi contabilizado o montante de R$17.714 (R$20.345 em 2003) em
contrapartida do resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras.
Remuneração Valor Saldo a
“Parcela A” Instrumentos de Valor Acumulada Amortizado até Amortizar em
período de 01/01/2001 Homologação Homologado até 31/12/04 31/12/04 31/12/04
a 25/10/2001 Resoluções nº
482/02 e 01/04 61.521 52.704 114.225
267

4. CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIOS
4.1. PARCELAMENTO DA REVISÃO TARIFÁRIA ORDINÁRIA
O reposicionamento tarifário provisório da Companhia, homologado através da Resolução Aneel nº 566, de 22 de
outubro de 2003, foi de 18,08%, sendo que, para atender ao princípio da modicidade tarifária e a condição do
equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, definida na revisão tarifária periódica de 23 de outubro
de 2003, as tarifas foram reposicionadas em 14,68% a partir de 23 de outubro de 2003 e, para a diferença entre
18,08% e 14,68%, constituiu-se um Ativo Regulatório que seria compensado nos três reajustes tarifários
subseqüentes, através de acréscimos à Parcela “B” e que, até 30 de setembro de 2004, atingiu o montante de
R$52.691. Em função do fato relatado na Nota 14, a Companhia constituiu nesta data uma provisão para redução
integral deste ativo.
4.2. CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CCEE
A Companhia tem registrado no ativo o montante de R$16.379 e, no passivo circulante, o montante de R$1.475,
relativos às transações de venda, compra de energia e encargos de serviços do sistema, realizados no âmbito da
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, com base em cálculos elaborados e divulgados pela CCEE.
Parte desses valores está sujeita a modificação dependendo de decisão de processos judiciais em andamento movidos
por empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercado em vigor.
4.3. CONCESSIONÁRIOS – OUTROS
Refere-se, basicamente, a montante a receber da Companhia Piratininga de Força e Luz, em decorrência da cisão
parcial da Bandeirante realizada em 1º de outubro de 2001. Com a transferência parcial da concessão à Companhia
Piratininga de Força e Luz, a Bandeirante tem créditos registrados decorrentes da aplicação da proporcionalidade
estabelecida no protocolo de cisão, no montante de R$41.738 (R$40.517 em 2003).
268

5. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOS
5.1. Os créditos fiscais diferidos de longo prazo poderão ser realizados até o exercício de 2011, como abaixo
demonstrado:
2006 2007 2008 2009 2010 2011
60.082 63.450 63.178 94.189 57.906 11.449
Para atendimento à Instrução CVM n.º 371/02, a Administração elaborou projeção de resultados tributáveis futuros,
inclusive considerando seus descontos a valor presente, demonstrando a capacidade de realização desses créditos
tributários nos períodos indicados, a qual foi aprovada pelo Conselho de Administração. Essas estimativas são
periodicamente revisadas, de modo que eventuais alterações na perspectiva de recuperação desses créditos possam
ser tempestivamente consideradas nas demonstrações contábeis.
5.2. O crédito fiscal advindo da Provisão para Déficit Previdenciário - PSAP, refere-se à parcela de benefícios excedente
aos ativos relativos aos planos previdenciários do tipo benefício definido, cuja provisão em 31 de dezembro de 2001
foi efetuada em contrapartida ao Patrimônio Líquido, dedutível por ocasião dos pagamentos mensais, com
expectativa de finalização no exercício de 2017.
5.3. O crédito fiscal do ágio é proveniente da incorporação, ocorrida no exercício de 2002, da parcela cindida da anterior
controladora Enerpaulo - Energia Paulista Ltda., representada pelo ágio pago pela Enerpaulo quando da aquisição
de ações de emissão da Bandeirante, a qual foi contabilizada de acordo com as Instruções CVM nº 319/99 e 349/99
e que, conforme determinação da Aneel, será amortizado pela curva entre a expectativa de resultados futuros e o
prazo de concessão da Companhia, o que resulta em amortização anual média de R$6.080 até o ano de 2027.
5.4. A projeção mencionada na Nota 5.1 indica que a Companhia apresenta base de cálculo suficiente para recuperação
do saldo integral dos créditos tributários no período como demonstrado. No entanto, quanto aos créditos
relacionados ao PSAP e Ágio, mencionados nas Notas 5.2 e 5.3, os mesmos serão realizados financeiramente até
2017 e 2027, respectivamente, em consonância com as normas de amortização dos valores a eles vinculados.
6. CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VARIAÇÃO DE CUSTOS DA PARCELA “A”
6.1. De 01/01/2001 a 25/10/2001 - valores correspondentes aos itens da Parcela “A” inseridas no contexto do Acordo do
Setor Elétrico, como mencionado na Nota 3.
6.2. De 26/10/2001 a 23/09/2004 - No reajuste tarifário ocorrido em 23 de outubro de 2004 foram incluídos, na sua
formação: 50% do saldo remanescente da CVA apurada no período de 26/10/2001 a 23/09/2002; 50% da CVA
apurada no período de 24/09/02 a 23/09/03, a qual não havia sido considerada no reposicionamento tarifário de
outubro de 2003, tendo em vista o disposto na Portaria Interministerial nº 116, de 4 de abril de 2003 e; 100% da CVA
apurada no período de 24/09/03 a 23/09/04.
269

Os valores estão sendo atualizados pela variação da taxa Selic, tendo sido registrado no exercício o valor de
R$12.696 (R$9.265 em 2003) em contrapartida à receita financeira. No exercício foi amortizado o montante de
R$9.348 (R$23.117 em 2003).
A Medida Provisória n.º 127, de 4 de agosto de 2003, convertida na Lei n.º. 10.762/03, instituiu o Programa
Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica,
destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação do mecanismo de compensação
de que trata o artigo 1º da Medida Provisória n.º 2.227, de 4 de setembro de 2001, para os reajustes e revisões
tarifárias realizados entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004, através de empréstimo concedido pelo Banco
Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (Nota 11.8).
6.3. De 24/09/2004 a 31/12/2004 - Valores correspondentes aos itens da Parcela “A” que integrarão a base de cálculo de
futuros reajustes tarifários.
7. ATIVO REGULATÓRIO DAS CONTRIBUIÇÕES PARA O PIS E COFINS
Curto Prazo Longo Prazo
31/12/04 31/12/04
Ativo Regulatório de PIS 3.107 6.384
Ativo Regulatório de COFINS 8.296 16.965
Total 11.403 23.349
Em razão das alterações introduzidas pelas Leis nº 10.833/03 e 10.637/02, as quais majoraram a alíquota da COFINS
de 3% para 7,6% e do PIS de 0,65% para 1,65%, respectivamente, foi reconhecido no exercício de 2004 um Ativo
Regulatório de PIS e COFINS no montante de R$36.070, correspondente à diferença dessas tarifas não repassada para
a tarifa. Desse montante, o valor de R$10.925 foi incluído na formação do reajuste tarifário ocorrido em 23 de outubro
de 2004, representando 0,53% do total do reajuste homologado. No exercício foi amortizado o valor de R$1.318.
8. DESPESAS PAGAS ANTECIPADAMENTE
Curto Prazo Longo Prazo
31/12/04 31/12/03 31/12/04
Despesas - Captação de Financiamento 1.438 2.178 8.868
Outros 705 1.259
Total 2.143 3.437 8.868
9. IMOBILIZADO
270

A taxa de depreciação média anual para o exercício de 2004 foi de aproximadamente 5,03% (4,6% em 2003).
De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados
na 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 3 de fevereiro de 1999, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço
Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão,
quando destinados à alienação, determinando ainda que o produto da alienação seja depositado em conta bancária
vinculada para aplicação na concessão.
10. FORNECEDORES
11. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E ENCARGOS DE DÍVIDAS
271

11.1. BANCO ITAÚ BBA S.A. - Contrato de repasse externo lastreado com recursos captados junto ao DEG -
Deutsche Investitions und Entiwicklungsgesellschaft MBH, firmado em 5 de fevereiro de 2002. O saldo
remanescente equivale a US$4,1 milhões, com juros de 9,5% ao ano, a vencer semestralmente nos meses de março
e setembro, com vencimento final em 15 de março de 2006, garantido por nota promissória e que estabelece ainda
“covenants”, integralmente atendidos até o momento, cujo descumprimento resultaria em aumento da taxa de juros
e até a antecipação do vencimento do contrato. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com
característica de hedge (Nota 25.5).
11.2. CREDIT SUISSE FIRST BOSTON S.A. - Resolução 2770/00 - composto por dois contratos, ambos firmados em
9 de março de 2004, no valor total de US$36 milhões, sendo: a) contrato de US$20 milhões, com principal e juros
a vencer em 28 de dezembro de 2005, remunerado com juros de 2,5% ao ano; e b) contrato de US$16 milhões,
remunerado com juros de 2,5% ao ano, liquidado em 9 de junho de 2004. Os contratos são garantidos por notas
promissórias. Para o contrato em vigor, foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge (Nota
25.5).
11.3. BID - BANCO INTERAMERICANO DE DESENVOLVIMENTO - Contrato de financiamento externo com
participação de consórcio de bancos brasileiros, portugueses e espanhóis, firmado em 5 de março de 2004, no
montante de US$100 milhões, integralmente liberado durante o exercício de 2004, com carência de 2 anos para
início de pagamento do principal e com vencimento final em até 8 anos, sendo:
• Tranche “A” - US$38,9 milhões, com principal vencível trimestralmente no período de 15 de maio de 2006 a 15
de fevereiro de 2012, remunerado por juros calculados pela taxa Libor acrescida de 4,375% ao ano, vencíveis
trimestralmente a partir de 15 de maio de 2004.
• Tranche “B” - US$61,1 milhões, com principal vencível trimestralmente no período de 15 de maio de 2006 a 15
de fevereiro de 2009, remunerado por juros calculados pela taxa Libor acrescida de 4% ao ano, vencíveis
trimestralmente a partir de 15 de maio de 2004.
Este financiamento é destinado a projetos de investimento, com garantia nos recebíveis da Companhia pelo
fornecimento de energia elétrica, com estabelecimento de “covenants” (dívida total em relação à dívida total mais
patrimônio líquido, dívida total em relação ao EBITDA e índice de cobertura do serviço da dívida, entre outros não
financeiros), integralmente atendidos até o momento, cujo descumprimento poderia resultar, parcial ou
integralmente, em até a antecipação do vencimento do contrato. Para este empréstimo foram realizadas operações
de swap cambial, com característica de hedge (Nota 25.5).
11.4. BANCO SANTANDER BRASIL S.A. - Resolução 2770/00 - contrato de US$11 milhões, firmado em 20 de
dezembro de 2004, com juros de 4,15% ao ano e garantido com nota promissória, com vencimento de principal e
encargos em uma única parcela em 11 de dezembro de 2006. Para este empréstimo foi realizada operação de swap
cambial, com característica de hedge (Nota 25.5).
11.5 BANCO SAFRA S.A. - Resolução 2770/00 - Contrato firmado em 5 de janeiro de 2001, com juros de 5% ao ano e
garantido com nota promissória, liquidado em 17 de maio de 2004. Para este empréstimo foi realizada operação de
swap cambial, com característica de hedge.
11.6. EDP BRASIL S.A. - Refere-se a contrato firmado em 27 de dezembro 2001, sem apresentação de garantias, no valor
original de R$472.879. As parcelas são reajustadas nas datas dos efetivos pagamentos, adotando-se como teto para
os encargos do contrato o menor valor entre a taxa de CDI e o custo equivalente a Libor + 0,875% ao ano, acrescido
da variação do IGP-M, conforme determinação da Aneel, através do Ofício n.º 106 - SFF/Aneel, de 20 de dezembro
de 2001. Em 28 de julho de 2003, foi celebrado o 3º Termo de Aditamento ao Contrato de Compra e Venda de Títulos
estabelecendo que, em 31 de dezembro de 2003, o saldo total remanescente (principal e encargos) tornou-se “novo
principal”, a liquidar em 24 parcelas, mensais e sucessivas, de janeiro de 2004 a dezembro de 2005 e os juros
incidentes sobre o “novo principal” vencíveis em quatro parcelas semestrais a partir de julho de 2004.
11.7. BNDES - Recomposição Tarifária Extraordinária - Contrato firmado em 13 de fevereiro de 2002, em consonância
com o Acordo Geral do Setor Elétrico e Lei n.º 10.438/02. No exercício de 2002 foram liberados recursos no
montante de R$306.105, equivalentes a 90% do valor da Recomposição de Receita e Conta de Compensação de
Variação de Itens da Parcela “A” de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001 (Notas 3.1 e 3.3). Sobre o valor do
principal incide juros à taxa de 1% ao ano, acima da taxa média anual ajustada da Selic. A parcela de crédito no valor
original de R$250.736 e respectivos juros está sendo amortizada mensalmente desde março de 2002, em 55
prestações mensais e sucessivas com vencimento final em 15 de setembro de 2006 e a parcela de crédito no valor
original de R$55.369 deverá ser amortizada em 9 prestações mensais e sucessivas, vencendo-se a primeira em 15 de
outubro de 2006 e a última em 15 de junho de 2007 e, durante a carência, os juros estão sendo integralizados ao
principal do empréstimo. Ambos com garantia em conta bancária através de vinculação do valor equivalente a 5,95%
até abril de 2003 e 3,77% a partir de maio de 2003, do faturamento mensal da Companhia.
272

11.8. BNDES - CVA - Contrato firmado em 7 de abril de 2004, em consonância com o Programa Emergencial e
Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica conforme Lei
n.º 10.762/03. Destina-se a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação dos mecanismos
de compensação das variações dos itens da Parcela “A”, para os reajustes e revisões tarifárias anuais referentes ao
período compreendido entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004. No exercício de 2004 foram liberados recursos
no montante de R$78.134. Sobre o valor do principal incide juros à taxa de 1% ao ano, acima da taxa média anual
ajustada da Selic, capitalizados no dia 15 de cada mês desde a data da liberação dos recursos até o dia 14 de
dezembro de 2004 e exigíveis mensalmente a partir do dia 15 de dezembro de 2004, juntamente com as prestações
do principal e com vencimento final em 15 de novembro de 2006, com garantia em conta bancária através de
vinculação do valor equivalente a 2,77% do faturamento mensal da Companhia.
11.9. CONTAS GARANTIDAS - Referem-se a empréstimos obtidos junto a diversas instituições financeiras nacionais,
para cobertura do fluxo de caixa operacional, com taxa de juros média de 106% do CDI, garantidos por notas
promissórias de em média 120% do valor do principal.
11.10. NOTAS PROMISSÓRIAS - Em 24 de setembro de 2003 foi efetivada pela Companhia a emissão de trezentas e
sessenta notas promissórias, com valor unitário de R$500, em subscrição pública e resgatadas integralmente no seu
vencimento em março de 2004.
11.11. PROGRAMA DE AMORTIZAÇÃO - PRINCIPAL E ENCARGOS DE LONGO PRAZO
Moeda Moeda
Vencimento Estrangeira Nacional Total
2006 85.898 123.240 209.138
2007 71.267 62.641 133.908
2008 71.266 854 72.120
2009 30.727 541 31.268
2010 17.207 115 17.322
2011 17.207 115 17.322
2012 4.316 115 4.431
2013 a 2016 414 414
Total 297.888 188.035 485.923
12. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS
273

13. OBRIGAÇÕES ESTIMADAS
31/12/04 31/12/03
Curto Prazo Longo Prazo Curto Prazo Longo Prazo
INSS e FGTS 2.226 1.995
Folha de Pagamento 10.855 8.319
Imposto de Renda, Contribuição Social,
PIS e COFINS 19.157 50.776 28.690 54.563
Total 32.238 50.776 39.004 54.563
13.1. FOLHA DE PAGAMENTO - Refere-se a provisão de férias e respectivas gratificações e encargos sociais, além
da provisão para Participação nos Lucros e Resultados do exercício de 2004.
13.2. IMPOSTO DE RENDA, CONTRIBUIÇÃO SOCIAL, PIS E COFINS - em outubro de 2003, a Companhia
reavaliou os aspectos relacionados ao momento de incidência tributária sobre as receitas registradas nos exercícios
de 2001 e 2002 no âmbito da Recomposição Tarifária Extraordinária mencionada na Nota 3, passando a reconhecer
a exigibilidade da tributação quando do efetivo ressarcimento desses valores, suportada pelo Parecer COSIT
26/2002.
Nesse contexto, a correspondente exigibilidade futura foi registrada no passivo circulante e no exigível a longo
prazo, de acordo com a expectativa de ressarcimento desses valores, iniciada em janeiro de 2002, sendo que os
tributos anteriormente recolhidos foram transformados em créditos fiscais, com atualização pela taxa Selic
(R$25.702 no exercício de 2003 - Nota 20), cuja compensação ocorreu entre outubro de 2003 e março de 2004,
com saldo remanescente de R$52.513 ao final do exercício de 2003, incluído no ativo circulante na rubrica
Tributos e Contribuições Sociais Compensáveis. Na ocasião, também foram reconhecidos os créditos fiscais
diferidos sobre a recomposição de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, no montante de
R$32.042.
Em dezembro de 2004, contudo, verificou-se que a contabilização da provisão para o imposto de renda e da
contribuição social do exercício de 2003 foi involuntariamente efetuada por valor diverso do adequado, tendo em
vista os cálculos e dados básicos à época, sendo necessária sua complementação pelo montante de R$34.301. Por
não se referir a ajustes de provisões ou avaliação de riscos estimados ou, ainda, insuficiência de informações
existentes à época de sua constituição, essa complementação foi registrada em 2004 a débito da conta de lucros
acumulados, diretamente no patrimônio líquido. No contexto descrito no último parágrafo da Nota 2, tal ajuste está
apresentado “pro forma” nas demonstrações financeiras do exercício de 2003.
14. DIFERENÇA DE REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO PROVISÓRIO - COMPENSAÇÃO FINANCEIRA.
A Aneel, através da Resolução Homologatória nº 243, de 18 de outubro de 2004, decidiu rever o reposicionamento
tarifário provisório, de 23 de outubro de 2003, de 18,08% (Nota 4.1) para 10,51%, em função de revisão, pelo Órgão
Regulador, da Base de Remuneração utilizada anteriormente.
Este valor de reposicionamento é provisório, até que a Aneel valide o “Laudo de Avaliação da Base de
Remuneração”, entregue pela Companhia e realizado por avaliador independente credenciado pelo Órgão Regulador.
Não obstante o caráter provisório do reposicionamento tarifário, a administração da Companhia decidiu, por
prudência, registrar em setembro de 2004 provisão no valor de R$64.678, correspondente à diferença integral de
receita entre o reposicionamento tarifário provisório de 14,68% aplicado, a partir de 23 de outubro de 2003, sobre
as tarifas de fornecimento e o novo reposicionamento tarifário provisório de 10,51%.
O efeito total daquela Resolução incluindo a provisão integral do Ativo Regulatório mencionada na Nota 4.1, reduziu
o resultado líquido do exercício de 2004 em R$70.298 (sendo R$13.748 de competência de 2003).
O reposicionamento tarifário definitivo deverá acontecer até 23 de outubro de 2005.
274

15. PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIAS (CURTO E LONGO PRAZOS)
15.1. TRABALHISTAS - Ações ajuizadas correspondentes aos períodos posteriores a 1º de janeiro de 1998, conforme
o Protocolo de Cisão Parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. Subseqüentemente, nos termos do
Protocolo de Cisão Parcial da Bandeirante, ocorrida em 1º de outubro de 2001, cada concessionária (Bandeirante e
Piratininga) é responsável pelas obrigações correspondentes aos empregados alocados nas respectivas regiões
assumidas por cada Companhia, enquanto que as ações corporativas serão assumidas na proporção percentual dos
controladores (Bandeirante e Piratininga) determinada no respectivo protocolo de cisão.
15.2. CONSUMIDORES INDUSTRIAIS - Pedidos de restituição dos valores pagos a título de majoração tarifária em
decorrência da aplicação das Portarias DNAEE n.º 38, de 27 de fevereiro de 1986 e n.º 45, de 4 de março de 1986
- Plano Cruzado, que vigoraram de março a novembro daquele ano. Os valores originais estão atualizados de acordo
com a sistemática praticada no âmbito do Poder Judiciário.
15.3. COFINS - MAJORAÇÃO DE ALÍQUOTA - A Companhia está questionando judicialmente as alterações na
COFINS advindas da Lei n.º 9718, de 27 de novembro de 1998. Em 1º de julho de 1999, obteve liminar
possibilitando o recolhimento desse tributo, até o mês de dezembro de 1999, na forma da legislação anterior, ou
seja, 2% sobre o faturamento, com efeitos retroativos a 1º de fevereiro de 1999. Porém, conservadoramente,
provisionou o diferencial de base e adicional de 1% nas demonstrações contábeis. O saldo provisionado em 31 de
dezembro de 2004 é composto por R$24.077 de principal e R$21.719 de encargos.
15.4. IMPOSTO DE RENDA - Contestação da indedutibilidade da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido na
apuração do Imposto de Renda dos exercícios de 2001 e 2002.
15.5. A Companhia é parte em outros processos judiciais ainda em andamento, de naturezas administrativa, fiscal,
trabalhista e cível, advindos do transcurso normal de suas operações, cujas materializações, na avaliação dos
consultores jurídicos, são possíveis ou remotas, não requerendo o seu provisionamento.
16. FUNDAÇÃO CESP
16.1. COMPOSIÇÃO DO SALDO
31/12/04 31/12/03
Curto Prazo Longo Prazo Curto Prazo Longo Prazo
BSPS - Reservas a Amortizar 12.451 92.569 14.062 91.614
Programas Assistenciais 3.460 4.028
Total 15.911 92.569 18.090 91.614
Plano de Benefício Suplementar Proporcional Saldado - BSPS - Corresponde aos benefícios proporcionais dos
empregados, calculados com base no tempo de serviço até março de 1998. O valor de R$105.020, apurado em 31 de
dezembro de 2004, de acordo com a deliberação CVM nº 371, de 13 de dezembro de 2000, corresponde à parcela de
benefícios excedente aos ativos do plano. O déficit será liquidado em 240 meses, contados a partir de setembro de
1997, com base em percentual sobre a folha de salários, podendo ser revisado semestralmente para assegurar a
liquidação do saldo no período acima. O percentual de contribuição atual é de 25,61% e o para o primeiro semestre
de 2005 é de 26,53%.
275

16.2. PLANOS DE SUPLEMENTAÇÃO DE APOSENTADORIA E PENSÃO
Os planos de benefícios previdenciários em favor de empregados e ex-empregados da Companhia são
administrados e geridos pela Fundação Cesp, entidade fechada de previdência complementar, com patrimônio
próprio, segregado dos patrimônios das Patrocinadoras sem solidariedade contributiva. Para os empregados e exempregados
da Companhia, a Fundação Cesp gere os seguintes Planos Previdenciários:
16.2.1. Plano BD - Vigente até 31 de março de 1998: Plano de Benefício Saldado, do tipo Benefício Definido, que
concede Benefício Suplementar Proporcional Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia reversível em pensão,
aos participantes inscritos até 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço
passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A
responsabilidade total pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano é da Companhia.
16.2.2. Plano BD - Vigente após 31 de março de 1998: Plano do tipo Benefício Definido, que concede renda vitalícia
reversível em pensão, relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998, na base
de 70% da média salarial 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 de março de 1998) e, portanto, não incluem apenas o tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de
1998. A responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano é paritária entre a Companhia e os
participantes.
16.2.3. Plano CD: Implantado junto com o Plano BD vigente após 31 de março de 1998, 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 a Companhia. 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 poder gerar
responsabilidade atuarial à Companhia.
16.3. CÁLCULO DO ATIVO LÍQUIDO RELATIVO AOS PLANOS PREVIDENCIÁRIOS DO TIPO
BENEFÍCIO DEFINIDO DA FUNDAÇÃO CESP (PSAP/BANDEIRANTE) PATROCINADO PELA
COMPANHIA - POSIÇÃO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2004
Valor presente da obrigação atuarial R$257.279
Valor justo dos ativos do plano R$152.259
Valor da obrigação atuarial líquida dos ativos R$105.020
A Companhia optou em 2001 pela alternativa prevista no parágrafo 84 do pronunciamento do IBRACON - Instituto
dos Auditores Independentes do Brasil, aprovado pela Deliberação CVM n.º 371, de 13 de dezembro de 2000,
registrando o valor de R$104.892 a débito do Patrimônio Líquido. Nesse montante, foi destacada a parcela de
redução tributária decorrente das despesas, a qual está apropriada no Ativo como Créditos Tributários (Nota 5.2). No
exercício de 2004 foi registrado o valor de R$656 a crédito no resultado (R$211 a débito em 2003), em contrapartida
ao passivo exigível a longo prazo em função do laudo atuarial de 31 de dezembro de 2004 ter indicado a necessidade
dessa redução à referida provisão.
16.3.1. Premissas Atuariais Utilizadas:
• Taxa de juros (desconto) para avaliação do custo do serviço corrente e da obrigação atuarial total: 10,76% ao
ano.
• Taxa de rendimento esperada sobre os ativos do plano: 10,76% ao ano (essa taxa foi identificada com base em
estudos específicos, que consideram a perspectiva de rendimento esperado, suportada por projeções).
• Taxa de crescimento salarial: 7,12% ao ano.
• Índice de reajuste de benefícios concedidos de prestação continuada: 4% ao ano.
• Fator de capacidade do benefício/salário preservar seu poder aquisitivo ao longo de cada ano: 0,98 (ou 98%).
• Taxa de rotatividade: Considerada nula a partir do momento em que o participante completa 3 anos de filiação
ao Plano de Benefícios Definidos e passa a ter direito, em caso de perda do vínculo empregatício, ao Benefício
Proporcional Diferido (BPD) de valor equivalente ao seu direito acumulado no Plano.
• Tábua Geral de Mortalidade: GAM-83 (q x ).
276

• Tábua de Entrada em Invalidez: LIGHT-MÉDIA (i x ).
• Tábua de Mortalidade de Inválidos: Igual a 1/3 de
• Tábua de Mortalidade de Ativos: obtida pelo método de Hamza a partir dos valores adotados para qx / ix / qi x.
• Composição de Família: experiência observada no âmbito das patrocinadoras da Fundação Cesp.
16.3.2. Dados Cadastrais Utilizados (Em 31 de outubro de 2004):
ATIVOS
• Participantes ativos: 1.218.
• Tempo médio de serviço na Companhia: 13 anos.
• Idade média: 35 anos.
• Salário médio mensal: R$3.351,54.
• Tempo remanescente de atividade: 18 anos.
Foram avaliados também 202 participantes ativos “coligados”, que têm direito ao Benefício Diferido por
desligamento, no valor médio mensal de R$173,24.
INATIVOS
• Participantes aposentados e pensionistas: 300.
• Idade média: 49 anos.
• Benefício médio mensal: de R$1.530,35 a R$1.904,90 para os originados dos Planos de Benefício Definido, e
de R$29,07 a R$59,78 para os originados do Plano de Contribuição Definida convertidos em Benefício Definido
após a concessão dos benefícios.
16.4. O total de contribuições feitas pela Companhia, consignado na demonstração de resultado na rubrica Despesas
Gerais e Administrativas, foi:
31/12/04 31/12/03
Contribuição
BSPS - Reservas a Amortizar 12.090 11.093
Plano Misto - Contribuições Mensais 3.167 3.083
Total 15.257 14.176
17. CAPITAL SOCIAL
17.1. COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA
Posição em 31 de dezembro de 2004 e 2003
QUANTIDADE DE AÇÕES
Acionistas Ordinárias % Preferenciais % TOTAL %
EDP Brasil S.A. 15.208.129.233 97,75 22.517.337.283 95,69 37.725.466.516 96,50
Cia. Metropolitano de S.Paulo - METRÔ 350.832.212 2,25 350.832.212 0,90
Universidade de São Paulo 80.303.382 0,34 80.303.382 0,21
Outros 6.021 935.126.906 3,97 935.132.927 2,39
Total 15.558.967.466 100,00 23.532.767.571 100,00 39.091.735.037 100,00
277

17.2. DIVIDENDOS
As ações têm direito a dividendos mínimos de 25% do Lucro Líquido Ajustado, na forma da Lei. As ações
preferenciais têm direito a dividendos 10% maiores do que os atribuídos às ações ordinárias, na forma do Estatuto e
da Lei. No exercício de 2004, os dividendos incluem Juros Sobre Capitais Próprios - JSCP e dividendos
intermediários, sendo o valor de R$58.005 pagos com base no valor revertido da Reserva de Retenção de Lucros, e
foram calculados como segue:
Os Juros Sobre Capital Próprio foram calculados em conformidade com o artigo 9 da Lei nº 9.249/95, observandose
a Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP. Para fins de dedutibilidade na apuração do Imposto de Renda e da
Contribuição Social, foram registrados no grupo de Despesas Financeiras (Nota 20) e, em seguida, para
atendimento à deliberação CVM nº 207/96, foram reclassificados para o Patrimônio Líquido.
17.3. RESERVA DE RETENÇÃO DE LUCROS
Constituída a partir do exercício de 2001 e complementada nos exercícios de 2002, 2003 e 2004 para viabilizar o
Programa de Investimentos da Companhia, que se encontra previsto no orçamento de capital, a ser submetido à
Assembléia, o qual é necessário para que esteja em condições não só de atender à demanda dos seus consumidores
como, também, para a melhoria constante da qualidade dos serviços oferecidos aos mesmos.
No exercício de 2003, no contexto descrito no último parágrafo da Nota 2, foi efetuada a reversão do montante de
R$34.301 para lucros acumulados.
No exercício de 2004, a Administração da Companhia, em função das adequações efetuadas na sua estrutura de
capital e do custo médio de capital compatível com o seu negócio, reverteu o montante de R$58.005 para
distribuição de dividendos aos acionistas.
17.4. RESERVAS DE CAPITAL
31/12/04 31/12/03
Doações e Subvenções para Investimento 177.342 177.342
Incentivos Fiscais 787 787
Ágio na Incorporação de Sociedade (Nota 5.3) 156.599 156.599
Total 334.728 334.728
278

18. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
19. DESPESAS OPERACIONAIS
279

20. RESULTADO FINANCEIRO
21. ENCARGOS FINANCEIROS E VARIAÇÕES MONETÁRIAS CAPITALIZADAS
De acordo com a Instrução Contábil n.º 10 item 4, do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia
Elétrica e a Instrução CVM n.º 193, de 11 de julho de 1996, foram transferidos para o Ativo Imobilizado em Curso
os seguintes valores:
2004 2003
Encargos de Dívidas Contabilizados no Resultado 106.011 153.223
Transferência para o Imobilizado em Curso (748) (2.356)
Líquido 105.263 150.867
Variações Monetárias e Cambiais Contabilizadas no Resultado 2.037 (3.713)
Transferência para o Imobilizado em Curso 17 5.609
Líquido 2.054 1.896
Despesas Financeiras Associadas - Operações de
Swap, transferidas para o Imobilizado em Curso (812) (8.765)
Total Capitalizado (1.543) (5.512)
280

22. RESULTADO - IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
Imposto de Renda Contribuição Social
2004 2003 2004 2003
Lucro antes do IR e CSLL 133.897 102.185 133.897 102.185
Adições 309.745 104.072 306.127 99.117
Exclusões (120.505) (98.814) (120.505) (98.815)
Exigibilidade Suspensa (Nota 15.4) (6.457)
323.137 100.986 319.519 102.487
Compensação 30% (96.941) (30.296) (95.856) (30.746)
226.196 70.690 223.663 71.741
Alíquotas Nominais de IR e CSLL 25% 25% 9% 9%
Provisão de IR e CSLL (56.549) (17.673) (20.130) (6.457)
Incentivos Fiscais 1.712 424
Outros 6.855 (6.632) 2.281 (1.813)
IR e CSLL - Diferidos 7.454 (3.770) 3.170 (1.910)
Total (40.528) (27.651) (14.679) (10.180)
No exercício de 2004 destacam-se as adições temporárias, nas apurações de IR e CSLL, referentes às provisões
mencionadas nas notas 4.1 e 14.
23. SEGUROS
A Companhia mantém contratos de seguros com coberturas determinadas por orientação de especialistas, levando
em conta a natureza e o grau de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas
significativas sobre seus ativos e responsabilidades. As principais coberturas de seguros são:
Descrição 31/12/04 31/12/03
Subestações 302.800 300.050
Almoxarifados 9.467 10.381
Prédios e Conteúdos (Próprios) 24.164 31.399
Prédios e Conteúdos (Terceiros) 8.872 5.041
Transportes (Materiais) 12.000 12.000
Responsabilidade Civil 23.049 21.168
Subtotal 380.352 380.039
Transportes (Veículos) 1.800 1.800
Acidentes Pessoais/Viagens 10.000 10.000
Subtotal 11.800 11.800
Total 392.152 391.839
24. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
281

Os saldos em aberto com Partes Relacionadas na data do balanço, exceto de empréstimos e financiamentos, estão
demonstrados no Passivo Circulante, na rubrica Fornecedores.
Todas as transações foram efetuadas a valores de mercado e estão suportadas por contratos que foram submetidos à
autorização da Aneel.
25. INSTRUMENTOS FINANCEIROS
25.1. CONSIDERAÇÕES GERAIS
A utilização de instrumentos e operações envolvendo taxas de juros, como diretriz da Administração, tem por
objetivo proteger a Companhia das variações no câmbio de moedas estrangeiras em relação ao Real, nas suas
operações ativas e passivas.
A Administração avalia que, nas aplicações financeiras de suas disponibilidades, os riscos são mínimos, pois não
existe concentração e as operações são realizadas com bancos de reconhecida solidez.
25.2. VALOR DE MERCADO DOS INSTRUMENTOS FINANCEIROS
Os valores de mercado dos principais instrumentos financeiros da Companhia aproximam-se dos valores contábeis,
destacando-se os Empréstimos e Financiamentos (Nota 11) e Operações de Hedge (Nota 25.5). Os valores de
mercado, quando aplicável, foram calculados conforme o valor presente desses instrumentos financeiros,
considerando a taxa de juros praticada pelo mercado para operações de riscos e operações similares.
25.3. RISCO DE CRÉDITO
Outro instrumento financeiro capaz de expor a Companhia ao risco de crédito é representado por contas a receber
que, no entanto, é atenuado pela venda a uma base de clientes pulverizada e pela possibilidade de corte no
fornecimento de energia elétrica dos consumidores inadimplentes. Adicionalmente, os valores da CCEE também
representam risco, no contexto descrito na Nota 4.2.
25.4. OPERAÇÕES DE SWAP
• Operação de Swap com o Banco Votorantim realizada em 21 de junho de 2002, no valor base - “notional” - de
R$160.000, sendo o valor garantido pelo Banco remunerado à taxa de 17% ao ano em contrapartida à variação
do IGP-M acrescido de 11,5% ao ano garantido pela Companhia, incidentes sobre o valor presente da operação,
sendo o resultado sobre o “notional” de R$75.000, liquidado em 02 de maio de 2003, e sobre o “notional” de
R$85.000 liquidado em 3 de maio de 2004. A operação gerou um prêmio de R$16.801, registrado nos Passivo
Circulante e Exigível a Longo Prazo, que foi reconhecido no resultado durante o período de vigência do contrato.
• Operação de Swap com o Banco Votorantim realizada em 1º de agosto de 2002, no valor base - “notional” - de
R$160.000, sendo o valor garantido pelo Banco remunerado à taxa de 18% ao ano em contrapartida à variação
do IGP-M acrescido de 11,5% ao ano garantido pela Companhia, incidentes sobre o valor presente da operação,
sendo o resultado sobre o “notional” de R$75.000, liquidado em 30 de abril de 2003, e sobre o “notional” de
R$85.000 liquidado em 30 de abril de 2004. A operação gerou um prêmio de R$13.900, registrado nos Passivo
Circulante e Exigível a Longo Prazo, que foi reconhecido no resultado durante o período de vigência do contrato.
25.5. OPERAÇÕES DE HEDGE
A Companhia, com o intuito de eliminar a exposição de todas as suas dívidas em dólar às oscilações da taxa de
câmbio, possui em 31 de dezembro de 2004 as seguintes operações de Hedge:
• BANCO ITAÚ BBA S.A. - Troca de variação cambial mais juros de 9,5% ao ano, da dívida junto à mesma
instituição (Nota 11.1), por variação do CDI mais 1,75% ao ano. A diferença entre os índices encontra-se
registrada no Passivo Circulante e Passivo Exigível a Longo Prazo no valor de R$2.091 e R$822,
respectivamente;
• BANCO SANTANDER BRASIL S.A. - Troca de variação cambial mais juros de 4,15% ao ano, da dívida junto
à mesma instituição (Nota 11.4), por variação de 108% do CDI, com vencimento para 11 de dezembro de 2006.
A diferença entre os índices encontra-se registrada no Passivo Exigível a Longo Prazo no valor de R$926;
282

• CREDIT SUISSE FIRST BOSTON S.A. - Troca de variação cambial mais juros de 2,5% ao ano, da dívida
junto á mesma instituição (Nota 11.2), por variação de 103,5% do CDI, com vencimento em 28 de dezembro de
2005. A diferença entre os índices encontra-se registrada no Passivo Circulante no valor de R$976;
• BID - BANCO INTERAMERICANO DE DESENVOLVIMENTO - Para cada parcela liberada do
financiamento junto ao BID - tranche “A” e Consórcio de Bancos - tranche “B” (Nota 11.3), no montante de
US$100 milhões, foram contratadas junto ao Banco Citibank S.A. e Banco J.P. Morgan S.A. operações para
troca dos encargos originais do financiamento, por remunerações baseadas no intervalo de 114,95% a 123,29%
do CDI. O montante correspondente a diferença entre os índices encontra-se registrado no Passivo Circulante e
Passivo Exigível a Longo Prazo, nos valores de R$3.080 e R$43.107, respectivamente.
26. NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO
O Governo Federal, através do Ministério das Minas e Energia - MME, apresentou à sociedade a sua proposta para
a reforma do setor elétrico nacional, especialmente no que concerne ao modelo institucional e respectivo arcabouço
regulatório, culminando com a edição das Medidas Provisórias nº 144 e 145, ambas de 10 de dezembro de 2003,
posteriormente convertidas nas Leis nº 10.848 e 10.847, ambas de 15 de março de 2004 e do Decreto nº 5163, de 30
de julho de 2004.
No âmbito das Distribuidoras, destaca-se a necessidade de apresentarem cobertura contratual para 100% de seus
requisitos de mercado de longo prazo, obrigatoriamente contratada através de leilões públicos operacionalizados pela
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.
A Companhia não espera efeitos econômico-financeiros relevantes decorrentes da nova regulamentação.
27. REORGANIZAÇÃO SOCIETÁRIA
A EDP Brasil S.A. e certas controladas, entre elas a Bandeirante, protocolaram na Aneel, em 19 de abril de 2004,
pedido de autorização prévia para realização de reorganização societária, que se espera concluir no exercício de 2005.
O objetivo é simplificar a estrutura societária dessas empresas, capturar sinergias e consolidar exclusivamente na
EDP Brasil a liquidez e a dispersão dos valores mobiliários de emissão das companhias, com vistas a uma futura
adesão ao segmento do Novo Mercado da Bolsa de Valores de São Paulo - Bovespa.
283

DIRETORIA
JOAQUIM ARMANDO FERREIRA DA SILVA FILIPE
Diretor – Presidente
THOMAS DANIEL BRULL
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores e Diretor de Administração
WELINGTON CEZAR XAVIER
Diretor Comercial
AGOSTINHO GONÇALVES BARREIRA
Diretor Técnico
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
ANTÓNIO FERNANDO MELO MARTINS DA COSTA
Presidente
JOAQUIM ARMANDO FERREIRA DA SILVA FILIPE
Vice- Presidente
CONSELHEIROS
ANTONIO JOSÉ SELLARE
ANTONIO EDUARDO DA SILVA OLIVA
SEVERINO JUSTINO DA SILVA
GERÊNCIA DA ÁREA CONTÁBIL
SÉRGIO LUIZ DA SILVA RIBEIRO
Gerente Executivo de Contabilidade
CRC 1RJ078679/O-7 “S” SP
284

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao
Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2003, com respectivo
Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração
285

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286

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL
CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS
DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS
Divulgação Externa
EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2003 Legislação Societária
O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA
VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.
01.01 - IDENTIFICAÇÃO
1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE
01698-5 BANDEIRANTE ENERGIA S.A. 02.302.100-0001-06
01.02 - SEDE
1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UF
Rua Bandeira Paulista, 530 Chácara Itaim 04532-001 São Paulo SP
6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex
11 3049-5180 3049-5185 3049-5695
11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail
11 3049-5182 3049-5167 sergio.ribeiro@bandeirante.com.br
01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)
1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou Distrito
Thomas Daniel Brull Rua Bandeira Paulista, 530 Chácara Itaim
4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone
04532-001 São Paulo SP 11 3049-5040 3049-5041 3049-5042
11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail
- 11 3049-5006 3049-5013 tbrull@bandeirante.com.br
01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR
Exercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social
1 - Último 01/01/2003 31/12/2003
2 - Penúltimo 01/01/2002 31/12/2002
3 - Antepenúltimo 01/01/2001 31/12/2001
4 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. Técnico
PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes 00287-9 Wander Rodrigues Teles 153.211.501-68
01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL
Número de Ações (Mil) 1 - 31/12/2003 2 - 31/12/2002 3 - 31/12/2001
Do Capital Integralizado
1 - Ordinárias 15.558.967 15.558.967 15.558.967
2 - Preferenciais 23.532.768 23.532.768 23.532.768
3 - Total 39.091.735 39.091.735 39.091.735
Em Tesouraria
4 - Ordinárias 0 0 0
5 - Preferenciais 0 0 0
6 - Total 0 0 0
01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA
1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código Atividade
Empresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 1990200 - Serviços de Eletricidade
5 - Atividade Principal 6 - Tipo de Consolidado
Prestação 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
01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES
1 - Data 2 - Assinatura
17/02/2004
287

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)
Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/2001
1 Ativo Total 2.326.579 2.194.068 1.783.443
1.01 Ativo Circulante 641.551 696.037 455.508
1.01.01 Disponibilidades 48.517 34.059 1.764
1.01.02 Créditos 569.212 544.886 406.985
1.01.02.01 Consumidores e Concessionários 461.716 499.359 384.353
1.01.02.02 Provisão p/ Créd. de Liquidação Duvidosa (5.979) (2.287) (5.137)
1.01.02.03 Tributos e Contrib. Sociais Compensáveis 65.218 20.964 3.817
1.01.02.04 Imp. de Renda Contrib. Social Diferidos 44.894 17.420 2.209
1.01.02.05 Progr.Emerg. Red. Consumo Energ. Elétr. 3.363 9.430 21.743
1.01.03 Estoques 7.158 6.271 7.737
1.01.04 Outros 16.664 110.821 39.022
1.01.04.01 Despesas Pagas Antecipadamente 3.437 5.330 139
1.01.04.02 Conta de Compens. Var. Custos Parcela A 0 95.032 35.144
1.01.04.03 Outros 13.227 10.459 3.739
1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 847.789 713.442 556.851
1.02.01 Créditos Diversos 847.789 713.442 556.851
1.02.01.01 Consumidores e Concessionários 253.752 278.751 265.199
1.02.01.02 Progr. Emerg. Red. Consumo Ener. Elétr. 9.451 4.997 4.437
1.02.01.03 Imp. de Renda Contrib. Soc. Diferidos 331.200 330.053 186.330
1.02.01.04 Depósitos Vinculados a Litígios 17.329 10.518 7.853
1.02.01.05 Conta de Compens. Var. Custos Parcela A 227.612 76.166 87.885
1.02.01.06 Outros Créditos 8.445 12.957 5.147
1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 0 0 0
1.02.02.01 Com Coligadas 0 0 0
1.02.02.02 Com Controladas 0 0 0
1.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 0
1.02.03 Outros 0 0 0
1.03 Ativo Permanente 837.239 784.589 771.084
1.03.01 Investimentos 673 673 673
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 673 673 673
1.03.02 Imobilizado 836.566 783.916 770.411
1.03.02.01 Em Serviço 707.750 718.372 709.622
1.03.02.02 Em Curso 128.816 65.544 60.789
1.03.03 Diferido 0 0 0
288

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)
Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/2001
2 Passivo Total 2.326.579 2.194.068 1.783.443
2.01 Passivo Circulante 922.711 773.322 715.322
2.01.01 Empréstimos e Financiamentos 315.946 220.329 76.630
2.01.02 Debêntures 0 0 0
2.01.03 Fornecedores 216.063 207.348 253.483
2.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 80.810 69.128 123.132
2.01.05 Dividendos a Pagar 23.588 2.113 6.056
2.01.06 Provisões 424 203 124
2.01.06.01 Provisões para Contingências 424 203 124
2.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 130.973 150.000 150.000
2.01.08 Outros 154.907 124.201 105.897
2.01.08.01 Encargos de Dívidas 12.826 5.398 1.150
2.01.08.02 Obrigações Estimadas 39.004 10.052 10.443
2.01.08.03 Fundação Cesp 18.090 10.673 11.372
2.01.08.04 Concessionários 9.959 29.387 15.597
2.01.08.05 Outras 75.028 66.707 55.478
2.01.08.06 Conta de Compens.Var.Custos Parcela A 0 1.984 11.857
2.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 711.216 803.318 613.601
2.02.01 Empréstimos e Financiamentos 212.705 257.520 7.423
2.02.02 Debêntures 0 0 0
2.02.03 Provisões 84.580 60.789 52.664
2.02.03.01 Provisões para Contingências 84.580 60.789 52.664
2.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 130.973 232.191 323.165
2.02.05 Outros 282.958 252.818 230.349
2.02.05.01 Fornecedores 71.563 104.191 114.678
2.02.05.02 Fundação Cesp 91.614 98.315 98.423
2.02.05.03 Obrigações Estimadas 20.262 0 0
2.02.05.04 Conta de Compens.de Var.Custos Parcela A 80.931 0 0
2.02.05.05 Reserva para Reversão e Amortização 17.248 17.248 17.248
2.02.05.06 Outros 1.340 33.064 0
2.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 0
2.05 Patrimônio Líquido 692.652 617.428 454.520
2.05.01 Capital Social Realizado 254.628 254.628 254.628
2.05.02 Reservas de Capital 334.728 334.728 178.129
2.05.02.01 Doações e Subvenções para Investimento 177.342 177.342 177.342
2.05.02.02 Incentivos Fiscais 787 787 787
2.05.02.03 Remunerações sobre o Capital Próprio 0 0 0
2.05.02.04 Ágio na Incorpor. Socied. Controladora 156.599 156.599 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 103.296 28.072 21.763
2.05.04.01 Legal 9.261 4.329 3.915
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 94.035 23.743 17.848
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
289

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)
01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 a
Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/2001
3.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.183.415 1.978.619 3.115.295
3.02 Deduções da Receita Bruta (509.020) (421.664) (593.574)
3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.674.395 1.556.955 2.521.721
3.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.411.408) (1.303.332) (2.161.321)
3.04.01 Custo com Energia Elétrica (1.145.446) (1.033.075) (1.654.576)
3.04.07 Custos de Operação (264.914) (269.172) (505.483)
3.04.08 Custo do Serviço Prestado a Terceiros (1.048) (1.085) (1.262)
3.05 Resultado Bruto 262.987 253.623 360.400
3.06 Despesas/Receitas Operacionais (161.782) (245.300) (264.655)
3.06.01 Com Vendas (25.288) (18.303) (32.522)
3.06.02 Gerais e Administrativas (78.145) (90.053) (121.742)
3.06.03 Financeiras (56.625) (96.961) (121.345)
3.06.03.01 Receitas Financeiras 170.634 97.536 208.400
3.06.03.02 Despesas Financeiras (227.259) (194.497) (329.745)
3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0
3.06.05 Outras Despesas Operacionais (1.724) (39.983) 10.954
3.06.05.01 Ajustes Acordo Setor e MAE de 2001 0 (41.912) 0
3.06.05.02 Outras (1.724) 1.929 10.954
3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0
3.07 Resultado Operacional 101.205 8.323 95.745
3.08 Resultado Não Operacional 980 (98) (2.237)
3.08.01 Receitas 2.253 3.693 3.924
3.08.02 Despesas (1.273) (3.791) (6.161)
3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 102.185 8.225 93.508
3.10 Provisão para IR e Contribuição Social (32.151) (2.285) (67.287)
3.11 IR Diferido 28.621 2.334 19.100
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 98.655 8.274 45.321
NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (MIL) 39.091.735 39.091.735 39.091.735
LUCRO POR AÇÃO
PREJUÍZO POR AÇÃO
0,00252 0,00021 0,00116
290

04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)
01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 a
Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/2001
4.01 Origens 319.920 748.638 536.064
4.01.01 Das Operações 174.413 138.153 34.691
4.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 98.655 8.274 45.321
4.01.01.02 Vls. que não repr. mov. Cap. Circulante 75.758 129.879 (10.630)
4.01.01.02.01 Consumidores e Concessionários (45.907) (60.171) (150.521)
4.01.01.02.02 Conta de Compens.Var.Custos Parcela A 1.020 11.719 (87.885)
4.01.01.02.03 Depreciações e Amortizações 72.823 71.288 124.545
4.01.01.02.04 Var.Mon.e Juros do Exigível Longo Prazo 48.207 93.569 98.066
4.01.01.02.05 Valor Residual Ativo Permanente Baixados 2.871 2.700 13.207
4.01.01.02.06 Imp.de Renda e Contrib.Social Diferidos (28.621) (2.291) (16.890)
4.01.01.02.07 Provisões para Contingências 23.351 4.785 8.848
4.01.01.02.08 Provisão - Fundação Cesp 211 8.280 0
4.01.01.02.09 Programa Emerg.Red.Cons.Energia Elétrica 1.803 0 0
4.01.02 Dos Acionistas 0 156.599 0
4.01.02.01 Ágio Incorporação Sociedade Controladora 0 156.599 0
4.01.03 De Terceiros 145.507 453.886 501.373
4.01.03.01 Empréstimos e Financiamentos 1.465 367.373 475.745
4.01.03.02 Obrigações Vinculadas à Concessão 7.913 6.839 25.628
4.01.03.03 Obrigações Estimadas 20.262 0 0
4.01.03.04 Receita Diferida 1.038 0 0
4.01.03.05 Transf.Realizável L.Prazo para Circulant 113.716 76.255 0
4.01.03.06 Transf.Passivo Circ.para Exig. L.Prazo 1.113 3.419 0
4.02 Aplicações 523.795 566.109 526.840
4.02.02 Aumento no Realiz. L. Prazo 91.208 186.354 17.905
4.02.04 No Imobilizado 136.258 94.332 157.265
4.02.05 No Diferido 0 0 0
4.02.06 Transf. do Exigível p/Circulante 272.898 283.458 164.234
4.02.07 Baixas 0 0 644.376
4.02.08 Dividendos Propostos 23.431 1.965 5.949
4.02.09 Parcela do Patrim. Vertido à Piratininga 0 0 (462.889)
4.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (203.875) 182.529 9.224
4.04 Variação do Ativo Circulante (54.486) 240.529 (179.840)
4.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 696.037 455.508 635.348
4.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 641.551 696.037 455.508
4.05 Variação do Passivo Circulante (149.389) (58.000) 189.064
4.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício (773.322) (715.322) (904.386)
4.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício (922.711) (773.322) (715.322)
291

05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil)
Lucros/ Total
Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio
Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido
5.01 Saldo Inicial 254.628 334.728 0 28.072 0 617.428
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 98.655 98.655
5.07 Destinações 0 0 0 75.224 (98.655) (23.431)
5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 4.932 (4.932) 0
5.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (23.431) (23.431)
5.07.03 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 70.292 (70.292) 0
5.08 Outros 0 0 0 0 0 0
5.09 Saldo Final 254.628 334.728 0 103.296 0 692.652
05.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A 31/12/2002 (Reais Mil)
Lucros/ Total
Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio
Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido
5.01 Saldo Inicial 254.628 178.129 0 21.763 0 454.520
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 8.274 8.274
5.07 Destinações 0 0 0 6.309 (8.274) (1.965)
5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 414 (414) 0
5.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (1.965) (1.965)
5.07.03 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 5.895 (5.895) 0
5.08 Outros 0 156.599 0 0 0 156.599
5.08.01 Ágio na Incorpor. Socied. Controladora 0 156.599 0 0 0 156.599
5.09 Saldo Final 254.628 334.728 0 28.072 0 617.428
05.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2001 A 31/12/2001 (Reais Mil)
Lucros/ Total
Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio
Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido
5.01 Saldo Inicial 363.703 239.675 0 2.514 51.020 656.912
5.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 (70.278) (70.278)
5.02.02 Benef. Empreg. Deliberação CVM 371/2000 0 0 0 0 (104.892) (104.892)
5.02.03 I.R. e C.S. Difer. Deliber. CVM 371/2000 0 0 0 0 34.614 34.614
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 45.321 45.321
5.07 Destinações 0 0 0 20.114 (26.063) (5.949)
5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 2.266 (2.266) 0
5.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (5.949) (5.949)
5.07.03 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 17.848 (17.848) 0
5.08 Outros (109.075) (61.546) 0 (865) 0 (171.486)
5.08.01 Cisão Parcial em 01/10/2001 (109.075) (61.546) 0 (865) 0 (171.486)
5.09 Saldo Final 254.628 178.129 0 21.763 0 454.520
292

09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVA
Parecer dos auditores independentes
Aos Administradores e Acionistas
Bandeirante Energia S.A.
1 Examinamos os balanços patrimoniais da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2003 e de 2002 e as
correspondentes demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens e aplicações de
recursos dos exercícios findos nessas datas, elaborados sob a responsabilidade da administração da companhia. Nossa
responsabilidade é a de emitir parecer sobre essas demonstrações financeiras.
2 Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil, as quais requerem que
os exames sejam realizados com o objetivo de comprovar a adequada apresentação das demonstrações financeiras em
todos os seus aspectos relevantes. Portanto, nossos exames compreenderam, entre outros procedimentos: (a) o
planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume das transações e os sistemas contábil e de
controles internos da companhia, (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 estimativas contábeis mais
representativas adotadas pela administração da companhia, bem como da apresentação das demonstrações financeiras
tomadas em conjunto.
3 Somos de parecer que as referidas demonstrações financeiras apresentam adequadamente, em todos os aspectos
relevantes, a posição patrimonial e financeira da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2003 e de 2002, e o
resultado das operações, as mutações do patrimônio líquido e as origens e aplicações de recursos dos exercícios findos
nessas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.
4. Conforme mencionado na Nota 3.2, as demonstrações financeiras da Bandeirante Energia S.A. incluem os valores de
energia elétrica comercializada no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, com saldo de contas a
receber de R$ 21.427 mil em 31 de dezembro de 2003 (2002, R$ 106.287 mil) – valores líquidos de respectivas contas
a pagar, registrados contabilmente com base em valores fornecidos pelo próprio MAE. A realização deste montante
aguarda recebimento de empresas que não efetuaram a liquidação financeira determinada pela ANEEL e conclusão de
discussão judicial acerca de interpretações das regras de mercado, as quais definiram os valores envolvidos.
Adicionalmente, como mencionado na Nota 3.1.2 a companhia aguarda revisão dos valores de Energia Livre pela
ANEEL.
São Paulo, 30 de janeiro de 2004, exceto quanto à Nota 3,
cuja data é de 13 de fevereiro de 2004
PricewaterhouseCoopers
Auditores Independentes
CRC 2SP000160/O-5
Wander Rodrigues Teles
Contador CRC 1DF005919/S-0 “S” SP 002511
293

10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO
MENSAGEM DO PRESIDENTE DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
Durante de 2003 pudemos assistir a grandes mudanças no ambiente que enquadra a atividade da Bandeirante Energia, quer
de natureza macroeconômica e regulatória, quer de origem interna.
Se na vertente macroeconômica se aguarda para 2004 a tão desejada retoma do crescimento, já no que se refere ao novo
modelo regulatório, em 2003 a Bandeirante acompanhou e preparou-se adequadamente para o cenário que daí decorrerá.
No domínio interno, a Bandeirante pôde assistir e participar ativamente no processo de consolidação da EDP Brasil, sua
controladora, cuja reestruturação se iniciou no segundo semestre de 2003.
Vale a pena referir que este processo de reestruturação tem como objetivo clarificar e racionalizar a estrutura empresarial
do Grupo EDP no Brasil, assente nos princípios de acrescentar valor aos acionistas, de servir com qualidade os seus clientes
e de permitir o desenvolvimento profissional e pessoal dos seus colaboradores.
Nesta óptica, a Bandeirante encontra-se numa posição privilegiada, sendo mesma a empresa distribuidora de energia que
apresenta os benchmarks mais significativos, seja dentro do grupo EDP Brasil, seja quando comparada com a sua
concorrência, o que permitiu, sem dúvida, alcançar os bons resultados operacionais que agora são apresentados.
Uma palavra também sobre a saúde financeira da empresa, onde, num ambiente de ainda alguma instabilidade de taxas de
juros, inflação e taxas de câmbio, a Bandeirante soube procurar as soluções mais adequadas ao seu financiamento e a
cobertura dos riscos a ele associados.
Não pode ainda deixar de ser feita uma referência à estabilidade acionista da Bandeirante, com o respaldo da EDP Brasil,
e por conseqüência da EDP S.A., sem dúvida também uma das bases do sucesso alcançado.
Por último um destaque para a qualidade da gestão nos diversos níveis da empresa e o empenhamento de todos os
colaboradores em geral, sem os quais estes resultados não teriam sido possíveis.
MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE
Em setembro de 2003 completaram-se 5 anos desde que a Bandeirante Energia passou a ser controlada pelo Grupo EDP –
Electricidade de Portugal, um dos maiores operadores europeus do setor elétrico. A gestão da Bandeirante tem sido
orientada para o aumento de produtividade e de eficiência, através da melhoria dos processos e da modernização da
empresa, como forma de obter resultados sustentados para os seus acionistas, proporcionar uma maior qualidade de serviço
prestado aos seus clientes e contribuir para desenvolvimento e bem-estar dos seus colaboradores.
Como reflexo dessa política, o desempenho da Bandeirante melhorou significativamente no passar desses cinco anos. A
produtividade duplicou, atingindo um indicador superior a mil clientes por trabalhador. O número de interrupções no
fornecimento de eletricidade e sua duração foram reduzidos para metade, a eficácia de arrecadação das contas dos seus
clientes é hoje de cerca de 99% e as perdas comerciais não ultrapassam os 2%. Com um constante controle de gastos e
combate ao desperdício, as despesas operacionais gerenciadas pela Empresa foram reduzidas para metade.
Durante estes 5 anos foram efetuados investimentos na Empresa de cerca de R$ 1 bilhão (corrigidos pelo IGP-M). Para além
dos investimentos dirigidos ao atendimento do mercado e à expansão e remodelação das redes elétricas, foram realizados
investimentos na modernização da Empresa, como a automatização e o telecomando do sistema elétrico e a implementação
dos mais modernos sistemas de tecnologia de informação nas áreas administrativa, financeira, comercial e técnica.
Uma gestão rigorosa da Empresa e o apoio do acionista controlador permitiu obter um dos melhores “rating” das empresas
do setor elétrico brasileiro – A3.br, atribuído pela Moody’s, agência internacional de classificação de risco. Esta situação
possibilitou à Empresa, em março e setembro de 2003, recorrer com sucesso ao mercado de capitais para financiar as suas
operações. Para obtenção de recursos necessários para o seu programa de investimentos e modernização, no final de 2003
foi aprovado, pelo Banco Interamericano de Desenvolvimento e pelo Conselho de Administração da Bandeirante, um
financiamento de US$ 100 milhões.
Um dos principais desafios em 2003 foi a Revisão Tarifária Ordinária, que tem por objetivo repor o equilíbrio econômico
e financeiro do contrato de concessão, visando remunerar adequadamente os capitais investidos na Empresa, possibilitar a
continuação de investimentos na melhoria da qualidade de serviço e na modernização da empresa e repassar para as tarifas
ganhos de produtividade. Este processo envolveu todas as áreas da Empresa e motivou um estreito e produtivo
relacionamento com a entidade reguladora – Aneel. Como resultado desta revisão as tarifas de fornecimento de energia
foram reposicionadas em níveis diferentes por classes de clientes, através de um processo de realinhamento tarifário,
eliminando gradualmente os subsídios implícitos nas tarifas.
294

O Programa Integrado de Modernização, iniciado em 2002, apresentou uma grande evolução em 2003, permitindo já a
conclusão de alguns projetos, o que contribuiu para a redução dos gastos e a melhoria da eficiência e qualidade do serviço.
No âmbito da qualidade de serviço salienta-se o alargamento dos meios de atendimento e pagamento postos à disposição
dos clientes e a redução verificada nos indicadores técnicos de qualidade, superando os padrões estabelecidos pela ANEEL,
graças aos investimentos realizados e à eficiente operação e manutenção das redes elétricas.
Para sustentabilidade dos resultados é fundamental o desenvolvimento dos recursos humanos, que continuou a integrar
uma das principais diretrizes estratégicas da Empresa, concretizada na realização de diversas ações, notadamente de
treinamento e de pesquisa de clima organizacional.
Ciente das suas responsabilidades sociais na preservação do meio ambiente, a Bandeirante continuou a desenvolver
atividades voltadas ao uso racional dos recursos naturais e à conscientização dos seus colaboradores e dos seus
fornecedores para as questões ambientais. A Bandeirante dedicou também especial atenção ao seu programa social
“Comunidade / Educação” que tem por objetivo proporcionar melhores condições e meios para o sucesso escolar das
crianças e a sua integração na sociedade. Através deste programa, iniciado em 2002 e em que participaram mais de 11%
dos seus colaboradores em regime de voluntariado, foram beneficiados cerca de 22 mil alunos do ensino básico.
Os consumos de eletricidade mantiveram-se em níveis baixos durante o ano de 2003, refletindo a situação econômica do
país que afetou a atividade econômica, o emprego e a renda. Apesar desta situação e graças à rigorosa gestão da Empresa,
aos benefícios introduzidos por investimentos em modernização e ao empenho e competência dos seus colaboradores, a
Bandeirante apresentou em 2003 uma importante evolução do seu desempenho econômico-financeiro, com um lucro
líquido do exercício de R$ 98,7 milhões e uma melhoria significativa de geração operacional de caixa.
O efeito da Revisão Tarifária ocorrida do final de 2003, o crescimento dos consumos em 2004 resultante da evolução
esperada da economia brasileira, a consolidação dos investimentos em modernização em curso na Empresa e a clarificação
do modelo brasileiro para o setor elétrico permitem ter boas perspectivas para o futuro da Bandeirante Energia nos
próximos anos, que deverão proporcionar a adequada remuneração dos capitais investidos na empresa.
ENQUADRAMENTO MACROECONÔMICO
O ano de 2003 começou sob forte pressão inflacionária, fruto dos desequilíbrios internos e externos da economia brasileira e
da incerteza associada à mudança do Poder Executivo. As diretrizes implementadas para combater a crise levaram à forte subida
dos juros e grande contração dos gastos públicos, com impacto significativo sobre a atividade econômica, o emprego e a renda.
Este cenário fez com que o consumo de energia elétrica no País, que ainda não havia recuperado os níveis anteriores ao
racionamento, se mantivesse em baixos patamares. Os investimentos no setor elétrico, em especial em geração, também
continuaram aguardando o novo marco regulatório.
A reversão ao final do ano dos índices de inflação para patamares controlados, associada à perspectiva de equilíbrio nas
contas públicas e à obtenção de superávits expressivos na balança comercial, ajudou a criar um clima de otimismo quanto
ao desempenho da economia para 2004.
BALANÇO ENERGÉTICO
Distribuição de energia
O total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante, no ano de 2003, foi de 11.377 GWh, o que representou
um acréscimo de 4,24% sobre o ano anterior. Desse total, 9.540 GWh (ou 84%) referem-se ao mercado de clientes cativos
e 1.837 GWh (ou 16%) ao mercado de clientes livres e outras concessionárias. Apesar desse crescimento, o mercado total
foi 4,7% inferior ao verificado no período anterior ao racionamento, quando se considera o ano 2000 como referência.
O movimento de migração de clientes cativos para a categoria de clientes livres pode ser observado na redução de 12,8%
verificada no consumo da classe industrial, que em 2003 representou 54,8% do mercado da Bandeirante. Considerando que
a função principal da Bandeirante é o serviço de distribuição de energia elétrica e que as tarifas de uso do sistema de
distribuição foram ajustadas na revisão tarifária de outubro/2003, esse movimento não implica em perda de mercado ou de
receita para a Empresa.
Como reflexo da incorporação de novos hábitos adquiridos à época do racionamento e do baixo nível de renda verificado
em 2003, a classe residencial, responsável por 22,3% do mercado, apresentou evolução de apenas 0,8% em relação a 2002.
A classe comercial, com participação de 12,4% no mercado, registrou um acréscimo de 4,4% no mesmo período, resultado
que se deve principalmente a investimentos efetuados em ampliação e modernização de instalações.
As demais classes, que em 2003 representaram 10,5% do mercado total, acumularam um crescimento de 8,2%, resultado
obtido principalmente pelo desempenho dos segmentos de poder público, iluminação pública, água e esgoto.
A Empresa encerrou o ano de 2003 com um acréscimo de 22.820 clientes, totalizando 1.320.105 clientes, representando
um crescimento de 1,8% sobre o ano anterior.
295

Compra de energia
Em 2003 a Bandeirante comprou um total de 11.107 GWh para o atendimento de seu mercado mediante contratos de
suprimento e energia oriunda de Itaipu. Com relação a 2002, isso significou uma queda de 2.765 GWh , que se deveu aos
requisitos de mercado da área atendida pela Empresa.
Considerando-se o total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante, o índice anual de perdas totais (técnicas
e comerciais) foi de 8,1%, corrigindo-se a energia faturada para 365 dias.
Transações no Mercado Atacadista de Energia (MAE)
Em 2003, a Bandeirante efetuou transações de compra e venda de energia elétrica no Mercado Atacadista de Energia
Elétrica - MAE, cujo resultado, em valores líquidos, representou uma sobra de 152 GWh e uma receita de R$ 6,4 milhões,
valores que já contemplam os ajustes a serem contabilizados pelo MAE. Coube à Bandeirante o pagamento de R$ 7,0
milhões a título de Encargos de Serviço do Sistema.
Balanço Energético da Bandeirante em 2003 GWh
Total de energia elétrica que entrou na rede 12.390
Comprada mediante contratos de suprimento e Itaipu 11.107
Montante líquido das transações de curto prazo (152)
Perdas de transmissão e acertos contratuais (402)
Para clientes livres e outras concessionárias 1.837
Total de energia elétrica que saiu da rede (11.387)
Energia faturada a clientes cativos (9.540)
Consumo próprio (4)
Energia não faturada (6)
Para clientes livres e outras concessionárias (1.837)
Perdas totais (1.003)
Perdas totais em % sobre o total que entrou na rede 8,1%
TARIFAS
Tarifas médias
A receita total (sem ICMS) obtida com o serviço de distribuição de energia elétrica alcançou R$ 1.815,7 milhões, sendo
R$ 1.781,6 milhões provenientes do mercado de clientes cativos e R$ R$ 34,1 milhões relativos ao uso das redes pelo
mercado de clientes livres e outras concessionárias. Para os clientes cativos a tarifa média anual de venda foi de
R$ 186,80/MWh. O preço médio de compra da energia foi de R$ 78,52/MWh, ou de R$ 95,60/ MWh quando se
consideram as despesas com Rede Básica e Conexão.
Revisão Tarifária
Após quatro anos consecutivos de reajustes anuais, as tarifas da Bandeirante passaram pelo processo de revisão tarifária
periódica em 2003, conforme estabelecem as regras do contrato de concessão. Ao mesmo tempo, o órgão regulador
procedeu à abertura das tarifas de fornecimento nos componentes “fio” e “energia” e deu início à eliminação gradual dos
subsídios implícitos na estrutura tarifária, mediante o processo de “realinhamento tarifário”, conforme determinação legal.
Como resultado desse processo, em outubro de 2003, as tarifas de fornecimento de energia elétrica da Bandeirante foram
reposicionadas em níveis diferenciados para cada classe de clientes, resultando em um aumento médio de 14,68% na
receita de fornecimento, considerando-se o ano tarifário (outubro/03 a setembro/04). Os reajustes autorizados foram de
18,92% para os clientes de alta tensão classificados no grupo A1, de 16,68% para o grupo A2 e de 13,80% para o grupo
A4. Para os clientes classificados em baixa tensão o reajuste autorizado foi de 13,89%.
Ainda no contexto da revisão tarifária, as tarifas de uso do sistema de distribuição (TUSD) da Bandeirante, cobradas dos
clientes livres conectados à sua rede de distribuição, foram redefinidas de forma a refletir os novos custos e encargos
reconhecidos pelo órgão regulador. Isso resultou em um aumento previsto de 123,6% na receita de TUSD para o ano
tarifário (outubro/03 a setembro/04).
É importante observar que o reposicionamento tarifário efetivamente reconhecido pelo órgão regulador para a Bandeirante,
em outubro/03, foi de 18,08%, superando em 3,4 pontos percentuais o índice de 14,68% aplicado às tarifas de
fornecimento. A diferença de receita decorrente dessa medida configura um “ativo regulatório” que será acrescido às tarifas
da Bandeirante, segundo determinação da Aneel, em cada um dos reajustes tarifários anuais de 2004 a 2006, em três
parcelas respectivas de R$ 71,0 milhões (valores de outubro/03).
296

ATENDIMENTO COMERCIAL
As ações da Bandeirante são regidas pelo princípio fundamental de satisfação do cliente, pois esta é a própria razão da
existência da Empresa. Isso tem se refletido em todos os processos e atividades que impliquem uma relação com o cliente,
mediante a implementação de diversos produtos e serviços apoiados na premissa de maximizar a comodidade do cliente
nas suas ações de pagamento de faturas, trâmites comerciais e reclamações. Assim, além dos escritórios comerciais e
centros de atendimento localizados de forma a evitar transtornos e custos indevidos ao cliente, a Bandeirante
complementou o atendimento implementando novas modalidades em 2003, como o atendimento via internet e a
disponibilização de terminais em Postos de Atendimento e em outros locais da área de concessão da Bandeirante.
Além do atendimento via internet e da disponibilização de terminais de autoatendimento, a “Rede Fácil” – um meio
alternativo de pagamento da conta de energia elétrica que funciona fora do horário bancário – esteve presente em 23
municípios da área de concessão, com aproximadamente 130 estabelecimentos comerciais credenciados.
Assim, as ações implementadas pela Bandeirante configuram modalidades de pagamento das contas de energia elétrica
complementares ao atendimento pessoal e surgem como uma resposta da Empresa às demandas dos próprios clientes, que
buscam modalidades que lhes maximize a comodidade.
Para os clientes do Grupo A, atendidos em Tarifação Horosazonal, foi intensificada, em 2003, a nova modalidade de
energia denominada “Energia Extra”. A iniciativa visou estimular a substituição de geradores próprios, usados pelos
clientes no horário de ponta, por energia elétrica disponibilizada pela Bandeirante a custos menores.
REDE ELÉTRICA
Expansão do sistema elétrico
Para atendimento da demanda do mercado, com níveis de qualidade exigidos pela legislação, foram investidos R$ 44,0
milhões na expansão e adequação de redes elétricas, na ligação de novos clientes e na instalação de sistemas de medição.
Destaca-se a construção da estação de transformação Vale do Sol, em São José dos Campos, agregando uma potência
adicionalde 40 MVA e cinco novos circuitos de distribuição, beneficiando diretamente uma população de 150 mil pessoas.
Foi também adquirido um transformador móvel de 17 MVA que, juntamente com as unidades modulares de alta e média
tensão existentes, poderão compor uma planta móvel, assegurando maior flexibilidade operacional e rapidez no
atendimento em situações de emergência.
Eletrificação rural
Através do Programa Luz do Campo, foram ligados mais 550 clientes rurais na área de concessão da Bandeirante,
beneficiando 4 mil famílias ao longo dos últimos três anos.
Manutenção
Na manutenção de redes elétricas foram gastos mais de R$ 14,0 milhões, envolvendo, entre outros, a manutenção
preventiva das redes de distribuição, de linhas de transmissão e de subestações.
Qualidade de serviço
Como conseqüência dos investimentos realizados nas redes elétricas e da criteriosa utilização de recursos na sua gestão e
manutenção, a Bandeirante vem apresentando constante evolução de desempenho de seu sistema elétrico. Os indicadores
técnicos de qualidade do serviço, notadamente, duração equivalente de interrupção por cliente (DEC) e freqüência
equivalente de interrupção por cliente (FEC) foram, respectivamente, de 8,24 horas e 6,54 interrupções, superando os
padrões de qualidade estabelecidos pelo órgão regulador.
297

PROGRAMA INTEGRADO DE MODERNIZAÇÃO
O Programa Integrado de Modernização (PIM), iniciado em 2002, apresentou forte desenvolvimento em 2003,
contribuindo significativamente para dotar a Empresa de maior eficiência, agilidade e flexibilidade operacionais, reduzir
custos e melhorar a qualidade dos serviços prestados aos seus clientes.
Com investimento total de R$ 71 milhões no ano, o PIM compreende os projetos de Sistema de Comando e Controle (SCC),
Automação das Redes de Distribuição, Sistema de Informações Técnicas (SIT), Sistema de Gestão Comercial e outros.
O SCC permite telecomandar equipamentos, monitorar e sinalizar, em tempo real, qualquer evento ocorrido nas estações
da rede elétrica, reduzindo o tempo dos desligamentos e de atendimento ao cliente. Incorporando as mais modernas
tecnologias de supervisão e comando à distância, foi inaugurado o Centro de Operação do Sistema (COS) em Mogi das
Cruzes, telecomandando já mais de metade das 56 estações em operação na Empresa.
Nas redes de distribuição foi implantado o Sistema de Telecomando e Monitoramento de Religadores Automáticos
(STMRA) de média tensão, via comunicação celular, um sistema de automação que consiste na instalação de religadores
e chaves telecomandadas a partir do COS.
No âmbito do SIT foi implantado um sistema de planejamento e gerenciamento do sistema elétrico, integrando uma base
de cartografia digital.
O novo Sistema de Gestão Comercial (Projeto.FÁCIL) foi implementado para dar suporte às atividades de atendimento,
leitura, faturamento e arrecadação. A primeira etapa do programa foi implementada a partir de 15/10/2003 para os clientes
atendidos em alta e média tensão. A segunda etapa foi implementada a partir de 05/01/2004 para os demais clientes (mais
de 1,3 milhões). Para tanto, foram treinados cerca de 500 colaboradores e prestadores de serviço.
TECNOLOGIA DE INFORMAÇÃO
Pelo terceiro ano consecutivo, a Bandeirante está entre as “100 Empresas Mais Ligadas do Brasil”, segundo a revista
InfoExame da Editora Abril, destacando-se como integrante da vanguarda de TI (Tecnologia de Informação) no país. Entre
as concessionárias distribuidoras de energia elétrica, a Bandeirante foi a única a figurar na relação em 2003.
Em 2003, foram disponibilizadas novas infra-estruturas de TI para suporte aos projetos de modernização implementados
pela Empresa. A relação computadores pessoais por colaborador aumentou para 0,8. Também foi dado prosseguimento à
reestruturação da rede WAN - Wide Area Network, resultando na implementação da nova rede de telecomunicações, o que
aumentou a disponibilidade e reduziu os tempos de resposta dos sistemas de informação corporativos da Empresa.
Do ponto de vista de sistemas de informação, foram implementados os novos sistemas de Atendimento Emergencial, de
Controle de Almoxarifados e de Solução Fiscal. Além destes, também foi implementada a primeira solução de Gestão
Eletrônica de Documentos (GED) para atendimento das necessidades do projeto de Sistema de Comando e Controle.
EFICIÊNCIA ENERGÉTICA E P&D
Entre os programas de eficiência energética implementados pela Bandeirante em 2003, destacaram-se as parcerias
realizadas com a Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo - Sabesp, para desenvolvimento de projetos
de eficiência energética nas Estações Elevatórias de Água, e com a Prefeitura Municipal de São José dos Campos para a
modernização do sistema de Iluminação Pública, com vistas à substituição de aproximadamente 35 mil luminárias no
município, utilizando lâmpadas mais eficientes, com investimento de R$ 8,0 milhões.
No campo de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), a Bandeirante deu início a um programa de pesquisa contendo 11
projetos, que totalizam recursos da ordem de R$ 4,5 milhões. Destaca-se o projeto desenvolvido em parceria com o
Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais – INPE, que visa o monitoramento de descargas atmosféricas em tempo real na
área de concessão da Empresa, para conferir maior agilidade à gestão operacional da rede elétrica na ocorrência de
tempestades e, dessa forma, melhorar os indicadores de qualidade do serviço prestado. Destaca-se também o projeto
“Mitigação Técnica das Perdas nos Circuitos Secundários de Distribuição e nos Sistemas de Medição”, que permitirá
avanços significativos na redução de perdas técnicas e comerciais.
298

Com recursos de P&D, a Empresa tornou-se a primeira distribuidora de energia elétrica brasileira a se filiar ao Electrical
Power Research Institute – EPRI, em quatro módulos de pesquisa voltados para o desenvolvimento de novas tecnologias
e prospecção tecnológica.
GESTÃO ADMINISTRATIVA
Estoques e compras
O valor médio dos estoques mensais da Bandeirante caiu 15% em relação ao ano de 2002, o que significou uma economia
de R$ 1,5 milhões. Concomitantemente, a cobertura dos estoques, dos produtos que representam 80% do consumo, baixou
17% relativamente ao ano anterior.
No sistema de “e-procurement” foram realizadas movimentações de R$ 45,0 milhões, incluindo materiais estocáveis e
parte dos materiais específicos, o que permitiu uma administração das compras com qualidade e produtividade. Esse tipo
de ação é de fundamental importância para uma Empresa cujas compras anuais superaram R$ 173,0 milhões em 2003.
RECURSOS HUMANOS
Sempre com foco em seus colaboradores, a Empresa proporcionou a criação de um ambiente para estimular e apoiar a
iniciativa individual e do grupo gestor na busca de metas organizacionais claras.
Durante o ano, realizou-se a segunda aplicação da Pesquisa de Clima Organizacional, com vistas a subsidiar o processo
de gestão utilizado para desenvolver e manter o ambiente adequado à realização da missão, visão e estratégias da Empresa.
O estímulo ao desenvolvimento profissional e pessoal, mediante ações de treinamento interno e externo, participações em
eventos técnicos e outras ações, significou um total de 95 mil horas de treinamento. Isso correspondeu a 72 horas por
colaborador e a um gasto total de R$ 3,5 milhões.
A Bandeirante encerrou o ano de 2003 com um quadro de 1.257 colaboradores efetivos, a que corresponde um índice de
produtividade de 1.050, medido pelo número de clientes por colaborador. O aumento de 9% na produtividade deveu-se ao
investimento da Empresa em seus colaboradores e à implantação dos projetos de modernização.
MEIO AMBIENTE
No âmbito do processo de financiamento junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID), a Bandeirante foi, em
2003, avaliada sob o ponto de vista ambiental por consultores especializados, onde se verificou o baixo risco de impactos
ambientais na condução de suas atividades.
Consciente dos princípios de desenvolvimento sustentável e com o firme propósito de compatibilizar o desenvolvimento
de suas atividades com o meio ambiente e as comunidades locais, a Bandeirante vem empreendendo esforços significativos
para o uso racional de recursos e para a conscientização dos colaboradores, fornecedores e comunidades, em relação às
questões ambientais, observando atentamente os preceitos estabelecidos na legislação ambiental.
Ciente de sua responsabilidade na preservação do meio ambiente, a Bandeirante vem participando de diversas iniciativas
junto aos Poderes Públicos Municipais para a adequação da arborização urbana, visando um equilíbrio entre os sistemas
elétricos e a vegetação local.
Atualmente, a Bandeirante desenvolve um Sistema de Gestão Ambiental que, entre outros benefícios, garantirá um
aprimoramento contínuo de suas atividades relacionadas com o Meio Ambiente.
BALANÇO SOCIAL
No âmbito do projeto da Bandeirante “Comunidade/Educação”, iniciado em 2002, foram contempladas 51 escolas do ensino
básico, beneficiando cerca de 22 mil crianças. Com o apoio de 28 empresas parceiras no projeto e de 142 colaboradores em
regime de voluntariado, foram efetuadas variadas ações visando à melhoria das condições das escolas, a distribuição de
“kits” escolares e de higiene bucal a todas as crianças e o lançamento da campanha do livro, do agasalho e outras.
Na esfera sócio-cultural, a Bandeirante patrocinou espetáculos, investiu em ações de conscientização do uso racional e
seguro da eletricidade e atuou em sintonia com o Programa Fome Zero, do Governo Federal.
299

300

DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO
Apesar das dificuldades que marcaram a economia brasileira em 2003 – e o setor elétrico em particular – a Bandeirante
apresentou notável melhora em seus resultados e na geração de caixa. O resultado do serviço foi de R$ 157,8 milhões em
2003, contra R$ 105,3 milhões no ano anterior. Em termos de EBITDA (resultado de serviço + depreciação/amortização),
a Empresa atingiu R$ 230,7 milhões, elevando a margem em relação à receita líquida para 13,8%, contra 11,3% em 2002.
O lucro líquido alcançou R$ 98,7 milhões contra R$ 8,3 milhões no ano anterior.
Como resultado da combinação do reajuste tarifário de 19,09%, em outubro de 2002, e da queda do consumo físico de
6,1%, a receita de fornecimento de energia aumentou em 14,8% . As receitas oriundas de vendas no MAE, por sua vez,
sofreram queda na comparação com 2002, já que, em razão dos baixos preços no mercado de curto prazo, tornou-se mais
interessante devolver as sobras dos contratos iniciais, resultantes da migração de clientes para o mercado livre.
Destaque-se que o crescimento de 7,6% dos gastos operacionais foi significativamente inferior aos principais indicadores
de inflação (IPCA 9,3% e IGPM 8,7%), graças ao ativo gerenciamento de gastos exercido pela Empresa e aos efeitos dos
investimentos em modernização. Na compra de energia, responsável por 75,5% dos gastos operacionais, a Bandeirante
acompanhou atentamente a evolução do consumo, devolvendo prontamente os excessos e renegociando os contratos com
geradores, conforme permitem as regras do setor. Quanto aos gastos com pessoal, que somaram R$ 92,3 milhões em 2003,
os dissídios de pessoal, fortemente pressionados pelo crescimento da inflação em 2002, foram negociados de forma a
atenuar seus efeitos ao longo do tempo. Os gastos com serviços de terceiros, responsáveis por 4,5% do total, aumentaram
15,9%, devido aos reajustes dos contratos que refletiram parte do IGP-M de 2002 (25,3%) e, em menor proporção, ao
incremento na manutenção preventiva da rede de distribuição. Ressalte-se também o rigoroso acompanhamento da
cobrança implementado pela Bandeirante, que permitiu a obtenção de um dos menores índices de provisão com devedores
duvidosos para empresas desse porte: apenas 1,19% da receita com fornecimento de energia.
O resultado financeiro líquido apresentou sensível melhora, saindo de R$ - 97,0 milhões em 2002 para R$ - 56,6 milhões
em 2003, como reflexo da queda do IGPM e dos juros ocorrida em 2003 e também do efeito da receita financeira
extraordinária de R$ 25,7 milhões.
Em 2003 a Bandeirante fez uma reanálise do impacto fiscal da recomposição tarifária extraordinária (RTE), ocorrida em
2001/2002. A partir de outubro de 2003, a Empresa passou a reconhecer a exigibilidade da tributação quando do efetivo
ressarcimento desses valores, alterando procedimento anterior que reconheceu tal exigibilidade no momento da
constituição da RTE. Esta reavaliação, baseada em pareceres técnicos, inclusive da própria Secretaria Receita Federal,
gerou a receita financeira extraordinária acima referida e o incremento no crédito tributário diferido, em total equivalente
a cerca de metade do lucro líquido do ano.
Evolução do endividamento
O endividamento líquido total da Bandeirante, em 2003, foi de R$ 802,0 milhões, reduzindo-se em 8,5%. A estratégia
financeira da companhia centrou-se no alongamento do perfil da dívida através do mercado de capitais e no financiamento
junto a bancos de fomento. As principais metas foram a obtenção dos recursos necessários para os programas de
investimentos e modernização a custos e prazos compatíveis, sem recorrer à Controladora.
Em 2003 a Bandeirante realizou duas emissões de Notas Promissórias (R$ 200,0 milhões em março e R$ 180,0 milhões
em setembro) no mercado local, apesar da forte restrição de crédito para o setor e da concorrência dos títulos públicos, o
que atesta o avanço da estratégia adotada pela Empresa. As emissões, que foram totalmente colocadas no mercado,
obtiveram o “rating” A3.br para a emissora e BR-2 para as emissões, na avaliação da agência internacional de classificação
de risco Moodys, e permitiram à Bandeirante, cindida em 2001, divulgar números e planos, tornando-se conhecida dos
investidores e demais agentes do mercado de capitais.
A Controladora, demonstrando mais uma vez seu compromisso com a Bandeirante e com o Brasil, optou por alongar o
mútuo existente de R$ 262 milhões, com vencimento para maio de 2004, que passará a ser amortizado em 24 prestações
mensais com vencimento final em dezembro de 2005.
Em 2003 também foi autorizado o financiamento pelo BNDES para os valores diferidos dos créditos da CVA, que
representam em torno de R$ 70 milhões a serem recebidos em 2004.
301

O quadro a seguir demonstra a evolução da dívida, com destaque para a melhoria da capacidade de repagamento, medida
pela relação da dívida líquida (sem BNDES, cuja amortização já vem deduzida no EBITDA) / EBTIDA: em dezembro de
2003, para cada Real de EBITDA, a companhia tinha R$ 2,48 de dívida contra R$ 3,50 em dezembro de 2002.
2003 2002
Dívida Total (*) 851 910
(-) Disponibilidade (49) (34)
(=) Dívida Total Líquida 802 876
(-) BNDES(Acordo do Setor) (231) (260)
(=) Dívida líquida 571 616
EBITDA 231 177
Dívida Líquida/EBITDA 2,48 3,50
(*) Empréstimos e Financiamentos + Encargos dos Empréstimos e Financiamentos + Operações de “Swap”
Está sendo finalizado um financiamento de US$ 100 milhões com o Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID,
com prazo de 8 anos, com consórcio já fechado de bancos brasileiros, portugueses e espanhóis. Esta operação já foi
aprovada pelos Boards da Bandeirante e do BID e será concretizada em 2004.
302

Geração de Caixa
A geração operacional de caixa apresentou melhoria substancial, pelo incremento de 31% no EBITDA e pelo encaixe
líquido de R$ 78,2 milhões decorrentes dos acertos do MAE. Registre-se também que a aquisição de energia de Itaipu
representou um adicional de caixa de R$ 91 milhões, não medido pelo EBITDA, uma vez que seu custo de aquisição é
registrado contabilmente pelo dólar da data do reajuste tarifário (R$3,8759/US$ para jan/set 2003), enquanto que o
desembolso se dá pela taxa cambial do dia anterior ao efetivo pagamento (média de R$ 3,06 no mesmo período). Como
despesa diferida (CVA) significativa registre-se o desembolso de R$ 40,4 milhões relativos à Conta de Desenvolvimento
Energético (CDE), encargo setorial criado em 2003.
303

AUDITORIA EXTERNA
Na contratação de serviços não relacionados com a auditoria externa junto aos seus auditores independentes, a Empresa
fundamenta-se nos princípios que preservam a independência do auditor independente, que consistem, de acordo com
princípios internacionalmente aceitos, em:
• o auditor não deve auditar o seu próprio trabalho;
• o auditor não deve exercer funções gerenciais no seu cliente; e
• o auditor não deve promover os interesses do seu cliente.
No exercício de 2003, os únicos serviços prestados à Empresa pelos seus auditores independentes foram os relacionados
com os exames de auditoria independente das demonstrações contábeis.
PERSPECTIVAS E NOTA FINAL
A aprovação de um novo modelo para o setor elétrico brasileiro, o efeito da revisão tarifária ocorrida no final de 2003 para
os próximos 4 anos e o crescimento esperado da economia brasileira geram excelentes perspectivas para a Bandeirante em
2004 e anos seguintes, colocando as suas margens em patamares mais adequados à realidade do negócio de distribuição de
energia elétrica.
A concretização do financiamento do BID de US$ 100 milhões, destinados aos investimentos e a conclusão dos projetos
de modernização proporcionarão uma situação econômica e financeira estável, uma redução dos custos operacionais, um
aumento da qualidade do serviço prestado aos clientes e uma adequada remuneração dos capitais investidos na Empresa.
A Administração da Bandeirante manifesta o seu agradecimento ao seu acionista controlador, pelo acompanhamento e
apoio dados. É também devido um agradecimento aos fornecedores, consultores, instituições financeiras e a todas as
entidades que colaboraram com a Empresa.
Um agradecimento especial aos colaboradores da Bandeirante que, trabalhando com competência e dedicação,
contribuíram para os seus resultados.
Finalmente, um agradecimento especial para os clientes da Bandeirante, a quem se procura oferecer os melhores níveis de
qualidade do serviço.
304

11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS
NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS
EM 31 DE DEZEMBRO DE 2003 E 2002
Em Milhares de Reais
1. CONTEXTO OPERACIONAL
BANDEIRANTE ENERGIA S.A., Companhia de capital aberto, tem por objetivo a prestação de serviços públicos
de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, a partir de 23 de outubro de 1998, conforme contrato de concessão firmado
naquela data. A Companhia atua em 28 municípios do Estado de São Paulo, especificamente nas regiões do Alto do
Tietê e Vale do Paraíba, atendendo a aproximadamente 1,3 milhões de clientes e fornecendo aproximadamente 9.539
GWh ao ano (quantidades não auditadas).
Além da distribuição de energia elétrica, a Companhia poderá participar individual ou consorciadamente de
empreendimentos relacionados a outras formas de energia, tecnologia e de serviços, inclusive de atividades derivadas
direta ou indiretamente da utilização dos bens, direitos e tecnologia própria, bem como participar do capital de outras
sociedades.
2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS
As Demonstrações Contábeis foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, que incluem
as disposições da CVM - Comissão de Valores Mobiliários e normas aplicáveis às concessionárias de serviços
públicos de energia elétrica, estabelecidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel.
2.1. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS
a) Consumidores e Concessionários - incluem:
(i) Os valores faturados a consumidores finais e concessionários revendedores, bem como a receita referente
à energia consumida e não faturada;
(ii) Os valores a receber relativos à energia comercializada no Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE
(Nota 3.2);
(iii) Os saldos a receber relativos à Recomposição de Receita e à Energia Livre (Notas 3.1.1 e 3.1.2); e
(iv) O crédito decorrente do parcelamento da Revisão Tarifária Ordinária de 23 de outubro de 2003 (Nota 4).
b) Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - calculada em montante considerado suficiente para cobrir
eventuais perdas na realização de contas a receber de Consumidores e Concessionários.
c) Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica - inclui o saldo remanescente dos valores a
receber de bônus, aprovados pelo Despacho Aneel n.º 600, de 27 de setembro de 2002, e os Custos a Reembolsar
decorrentes da implantação do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica.
d) Estoques - avaliados e registrados ao custo médio de aquisição, inferiores aos valores de realização. Os materiais
destinados ao consumo e manutenção são classificados no Ativo Circulante. Os materiais destinados à obras são
classificados em Imobilizado em Curso.
e) Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” - inclui as variações positivas e negativas dos itens
da Parcela “A” (gastos não gerenciáveis), previstos no Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica
(Notas 3.1.3 e 6).
f) Imobilizado - registrado ao custo de aquisição ou custo de construção, corrigidos monetariamente até 31 de
dezembro de 1995. A depreciação é calculada pelo método linear, de acordo com taxas anuais fixadas pelo Poder
Concedente, determinadas pela Resolução Aneel n.º 002, de 24 de dezembro de 1997, atualizada pela Resolução
Aneel n.º 044, de 17 de março de 1999, como descrito na Nota 7.
Em função do disposto no item 4 da Instrução Contábil n.º 10, do Manual de Contabilidade do Serviço Público de
305

Energia Elétrica e na Instrução CVM n.º 193, de 11 de julho de 1996, os encargos financeiros, relativos aos
financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no Imobilizado em Curso, são registrados neste
subgrupo no custo das respectivas obras (Nota 17).
As Obrigações Vinculadas à Concessão, demonstradas como retificadoras do Imobilizado, referem-se,
principalmente, a recursos recebidos de Consumidores, destinados à execução de empreendimentos relacionados
ao fornecimento de energia elétrica, cuja utilização e destino se subordinam a determinações da Aneel.
g) Demais Ativos Circulante e Realizável a Longo Prazo - são demonstrados aos valores de custo ou realização,
incluindo, quando aplicável, os rendimentos auferidos.
h) Fornecedores - inclui o saldo a pagar a fornecedores de energia elétrica e o saldo de Energia Livre a pagar aos
respectivos fornecedores.
i) Empréstimos e Financiamentos - atualizados com base nas variações monetárias e cambiais, acrescidas dos
respectivos encargos incorridos até a data do encerramento do exercício.
j) Demais Passivos Circulante e Exigível a Longo Prazo - são demonstrados pelos valores conhecidos ou exigíveis,
acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e cambiais.
k) Resultado - apurado pelo regime de competência, incluindo:
(i) Receita com Fornecimento de Energia Elétrica - o fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais
e concessionários revendedores, não faturados até a data do encerramento do exercício, são mensurados e
registrados contabilmente, de forma que possibilite a contraposição dos custos e das receitas no respectivo
exercício;
(ii) Conta Consumo de Combustíveis - CCC - encargo setorial assumido pelas distribuidoras de energia elétrica,
cujos recursos são destinados a fundo específico, administrado pela Eletrobrás - Centrais Elétricas
Brasileiras S.A., com o objetivo de subsidiar os gastos com o consumo de combustíveis fósseis das
geradoras termelétricas no Brasil;
(iii) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE - encargo setorial assumido pelas distribuidoras de energia
elétrica, cujos recursos são destinados a fundo específico, administrado pela Eletrobrás - Centrais Elétricas
Brasileiras S.A., para promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólicas, pequenas
centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelos Sistemas
Elétricos Interligados e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território
nacional; e
(iv) Imposto de Renda e Contribuição Social - calculados conforme legislação e alíquotas vigentes à data do
balanço (25% para o Imposto de Renda e 9% para Contribuição Social sobre o Lucro). De acordo com as
disposições da Deliberação CVM n.º 273, de 20 de agosto de 1998 e Instrução CVM n.º 371, de 27 de junho
de 2002, a Companhia registra em suas demonstrações contábeis os créditos tributários diferidos sobre
prejuízos fiscais, base negativa da Contribuição Social e adições temporárias.
3. RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EXTRAORDINÁRIA E CONTABILIZAÇÃO DO MAE
3.1. RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EXTRAORDINÁRIA
Para o ressarcimento do montante da Recomposição de Receita, Energia Livre e Parcela “A”, em atendimento às
disposições da Medida Provisória n.º 14 (convertida na Lei n.º 10.438/02), foi concedido a partir de janeiro de 2002
o reajuste tarifário extraordinário de 2,9% aplicável aos consumidores residenciais e rurais (exceto os de baixa renda)
e de 7,9% para os demais consumidores.
A Resolução Normativa Aneel n.º 1, de 12 de janeiro de 2004, retificou o montante de Energia Livre anteriormente
homologado pela Resolução Aneel n.º 483, de 29 de agosto de 2002 (Nota 3.1.2), alterou o prazo máximo de
permanência da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE nas tarifas de fornecimento de energia elétrica
anteriormente estabelecido pela Resolução Aneel n.º 484, de 29 de agosto de 2002, excluiu deste prazo o montante
relativo às variações dos itens da Parcela “A” verificadas no exercício de 2001 e estabeleceu que a sua recuperação
306

se dará por mecanismo equivalente ao previsto no art. 4º da Lei 10.438/02 e que para a Companhia, como
concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica localizada no Sistema Interligado Nacional
sujeita ao Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica – PERCEE, essa recuperação se dará
imediatamente após o final da Recomposição Tarifária Extraordinária prevista no art. 4º da Lei n.º 10.438/2002, pelo
prazo necessário para atingir o montante homologado pela Resolução Aneel n.º 482, de 29 de agosto de 2002.
No exercício de 2003 foi faturado o montante de R$99.123 (R$81.754 em 2002) e, na avaliação da administração,
com base em projeções orçamentárias, o saldo remanescente de Recomposição de Receita e de Energia Livre em 31
de dezembro de 2003, no montante de R$323.624, será realizado dentro do prazo estipulado de 64 meses.
3.1.1. RECOMPOSIÇÃO DE RECEITA
Período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002:
Do montante de R$278.595 homologado através das Resoluções Aneel n.º 480 e 481, ambas de 29 de agosto de 2002,
foi amortizado no exercício de 2003 o montante de R$77.953 (R$81.754 em 2002), decorrente da aplicação de parte
do reajuste tarifário extraordinário mencionado na Nota 3.1. A partir de fevereiro de 2003, parte do valor faturado
decorrente da aplicação do Reajuste Tarifário Extraordinário está sendo destinado para amortização da
Recomposição Tarifária Extraordinária relativa à Energia Livre, repassada às geradoras, estabelecida pela Resolução
Aneel n.º 36, de 29 de janeiro de 2003, e alterada pela Resolução Aneel n.º 89, de 25 de fevereiro de 2003.
Atualização Monetária:
A Resolução Aneel n.º 31, de 24 de janeiro de 2002, determinou que o saldo remanescente da Recomposição de
Receita fosse remunerado pela taxa de juros equivalente à cobrada, de cada concessionária, nas operações de
financiamento de que trata o art. 5º da Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001, que em suma referese
ao programa de financiamento subsidiado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social -
BNDES, como abaixo descrito, e na ausência dessa operação financeira, deveria ser utilizada a taxa Selic. No
exercício de 2003 foi contabilizado o montante de R$56.648 (R$49.354 em 2002) registrado em contrapartida do
resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras.
Concessão de Linha Especial de Crédito para Recomposição Financeira de Perdas:
No exercício de 2002 foram liberados recursos no montante de R$250.736, equivalente a 90% do montante
homologado, relativo a abertura de crédito no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio Financeiro
às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, através de contrato de financiamento
com o BNDES assinado em 3 de fevereiro de 2002.
3.1.2. ENERGIA LIVRE
Período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002:
Através da Resolução Aneel n.º 483, de 29 de agosto de 2002, foi homologado o valor de R$104.191 e, como
mencionado na nota 3.1, o valor foi retificado por meio da Resolução Normativa Aneel n.º 1, de 12 de janeiro de
2004, para R$187.490 o que culminaria, na data de 31 de dezembro de 2003, em aumento do ativo realizável a longo
prazo no montante de R$97.283, em aumento do passivo exigível a longo prazo no montante de R$97.422, e
diminuição do resultado do exercício de 2003 no montante de R$139. Contudo, no entendimento da Companhia este
novo valor não é adequado e, assim, não foi efetuado o respectivo registro contábil até que a Aneel conclua a revisão
do valor solicitada pela Bandeirante. No exercício de 2003 foi amortizado o montante de R$21.170, decorrente da
aplicação de parte do reajuste tarifário extraordinário mencionado na Nota 3.1.
Atualização Monetária:
O montante homologado está sendo atualizado pela taxa Selic, sendo 50% atualizados a partir de 30 de dezembro de
2002 e os 50% restantes a partir de 4 de julho de 2003, nos termos da Resolução Aneel n.º 36, de 29 de janeiro de
2003 alterada pela Resolução Aneel n.º 89, de 25 de fevereiro de 2003. No exercício de 2003 foi contabilizado o
montante de R$15.713, registrado em contrapartida do resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras. Ato
contínuo, foi registrado contabilmente na rubrica de Fornecedores, no exigível a longo prazo, também em
contrapartida do resultado do exercício no grupo de Despesas Financeiras.
307

3.1.3. VARIAÇÃO DE CUSTOS DA PARCELA “A”
Período de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001:
No exercício de 2002 foi homologado o montante de R$61.521 através da Resolução Aneel n.º 482, de 29 de agosto
de 2002.
Atualização Monetária:
O montante homologado está sendo atualizado nos mesmos termos da atualização monetária da Recomposição de
Receita (Nota 3.1.1) e, no exercício de 2003, foi contabilizado o montante de R$20.345 (R$14.645 em 2002) em
contrapartida do resultado do exercício no grupo de Receitas Financeiras.
Concessão de Linha Especial de Crédito para Recomposição Financeira de Perdas:
Como descrito na Nota 3.1.1, o BNDES liberou no exercício de 2002 o valor de R$55.369, equivalente a 90% do
montante homologado.
3.2. MERCADO ATACADISTA DE ENERGIA ELÉTRICA - MAE
A Companhia tem registrado no ativo o montante de R$23.896 e, no passivo circulante, o montante de R$2.469,
relativos às transações de venda, compra de energia e encargo de serviço do sistema, realizados no âmbito do
Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, com base em cálculos elaborados e divulgados pelo MAE. Parte
desses valores estão sujeitos a modificação dependendo de decisão de processos judiciais em andamento movidos
por empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercado em vigor.
Ativo Passivo
Encargo de Serviço
Venda Compra do Sistema
Saldo em 31/12/2002 128.385 3.021 19.077
Acréscimos 13.992 2.324 18.289
Liquidações (118.481) (3.873) (36.369)
Saldo em 31/12/2003 23.896 1.472 997
3.3. AJUSTES DECORRENTES DA APURAÇÃO FINAL DOS VALORES RELATIVOS AO ACORDO GERAL DO
SETOR ELÉTRICO E DO MAE, REFERENTES AO EXERCÍCIO DE 2001
Os ajustes contabilizados no exercício de 2002, decorrentes das Resoluções Aneel n.º 480 e 482, ambas de 29 de
agosto de 2002, e da divulgação dos valores finais do MAE, todos com transações de competência do exercício de
2001, estão divulgados em rubrica específica na demonstração do resultado, composta basicamente por R$16.061 de
Recomposição de Receita, R$22.253 de Parcela “A” e R$4.153 de valores do MAE.
4. CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIOS
308

Parcelamento da Revisão Tarifária Ordinária – refere-se ao valor da receita de fornecimento de energia elétrica, de
competência do exercício de 2003, decorrente da postergação de aplicação de parte do índice médio de reposição
tarifária ordinária fixado para a Companhia, homologado pela Resolução Aneel n.º 566, de 22 de outubro de 2003 -
18,08%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica da seguinte forma:
• em 23 de outubro de 2003 as tarifas de fornecimento foram reposicionadas em 14,68%;
• a diferença (18,08% - 14,68%) será acrescida à Parcela “B” dos próximos três reajustes tarifários anuais (2004,
2005 e 2006).
Concessionários - Outros - refere-se, basicamente, a montante a receber da Companhia Piratininga de Força e Luz,
em decorrência da cisão parcial da Bandeirante realizada em 1º de outubro de 2001, com transferência parcial da
concessão à Companhia Piratininga de Força e Luz, a Bandeirante tem créditos registrados decorrentes da aplicação
da proporcionalidade estabelecida no protocolo de cisão, no montante de R$40.517 (R$35.843 em 2002).
5. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOS
5.1. Os créditos fiscais poderão ser realizados até o exercício de 2009, como abaixo demonstrado:
Para atendimento à Instrução CVM n.º 371/02, a Administração elaborou projeção de resultados tributáveis
futuros, inclusive considerando seus descontos a valor presente, demonstrando a capacidade de realização desses
créditos tributários nos períodos indicados, a qual foi aprovada pelo Conselho de Administração. Essas estimativas
são periodicamente revisadas, de modo que eventuais alterações na perspectiva de recuperação desses créditos
possam ser tempestivamente consideradas nas demonstrações contábeis.
5.2. Crédito fiscal advindo da Provisão para Déficit Previdenciário - PSAP, refere-se à parcela de benefícios excedente
aos ativos relativos aos planos previdenciários do tipo benefício definido, cuja provisão em 31 de dezembro de
2001 foi efetuada em contrapartida ao Patrimônio Líquido, dedutível por ocasião dos pagamentos mensais, com
expectativa de finalização no exercício de 2014.
309

5.3. Crédito Fiscal Incorporado derivado do ágio proveniente da incorporação mencionada na Nota 14.4.1, que será
amortizado pela curva determinada pela Aneel entre a expectativa de resultados futuros e o prazo de concessão da
Companhia, o que resulta em amortização anual média de R$6.068 até o ano de 2027 (R$5.361 em 2002).
5.4. As projeções orçamentárias mencionadas na Nota 5.1 indicam que a Companhia apresenta base de cálculo
suficiente para recuperação do saldo integral dos créditos tributários no período como demonstrado. No entanto,
quanto aos créditos relacionados ao PSAP e Ágio, mencionados nas Notas 5.2 e 5.3, os mesmos serão realizados
financeiramente até 2014 e 2027, respectivamente, em consonância com as normas de amortização dos valores a
eles vinculados.
6. CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VARIAÇÃO DE CUSTOS DA PARCELA “A”
6.1. De 1º/01/2001 a 25/10/2001 - valores correspondentes aos itens da Parcela “A” inseridas no contexto do Acordo
do Setor Elétrico, como mencionado na Nota 3.1.3.
6.2. De 26/10/2001 a 23/09/2002 - valores correspondentes aos itens da Parcela “A”, contemplados no reajuste
tarifário ocorrido em 23 de outubro de 2002. No exercício de 2003 foi amortizado o montante de R$23.117
(R$5.572 em 2002) em contrapartida à respectiva conta de resultado. O valor correspondente à atualização
monetária pela variação da taxa Selic registrado no exercício de 2003 é de R$2.787 (R$1.257 em 2002) em
contrapartida à receita financeira e R$1.184 foi contabilizado em conta gráfica a receber da Piratininga (Nota 4).
O saldo líquido em 31 de dezembro de 2003 é positivo no montante de R$4.861 (R$26.375 positivo em 2002).
6.3. De 24/09/2002 a 23/09/2003 - valores correspondentes aos itens da Parcela “A” que anteriormente, pelo disposto
no artigo 3º da Portaria Interministerial n.º 25 do Ministério de Minas e Energia, de 24 de janeiro de 2002,
integrariam a base da revisão tarifária ordinária prevista para outubro de 2003 e que, pela edição da Portaria
Interministerial n.º 116 do Ministério de Minas e Energia, de 4 de abril de 2003, foram adiados para integrarem a
base do reajuste tarifário previsto para outubro de 2004. O montante de R$67.255 em 16 de outubro de 2003,
aprovado pela Aneel, está sendo atualizado pela variação da taxa Selic e, no exercício de 2003 foi registrado o valor
de R$2.974 em contrapartida à receita financeira. O saldo em 31 de dezembro de 2003 é positivo em R$70.229
(R$66.673 positivo em 2002).
A Medida Provisória n.º 127, de 4 de agosto de 2003 (convertida na Lei n.º 10.762/03), instituiu o Programa
Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica,
destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da 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 realizados entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004, por meio de financiamento a ser
concedido pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES. A Companhia enviou ao
BNDES os documentos necessários para a habilitação dos respectivos recursos, inclusive do saldo líquido
remanescente mencionado na Nota 6.2, e aguarda a conclusão dos mesmos para sua liberação.
310

6.4. De 24/09/2003 a 31/12/2003 - valores correspondentes aos itens da Parcela “A” que integrarão a base de cálculo
do futuro reajuste tarifário, previsto para outubro de 2004, destacando-se a energia comprada de Itaipu e CCC, no
valor de R$31.131 e R$9.230, respectivamente, registrados no Exigível a Longo Prazo. O saldo em 31 de
dezembro de 2003 é negativo em R$24.920.
7. IMOBILIZADO
A taxa de depreciação média anual para o exercício de 2003 foi de aproximadamente 4,6%.
De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados
na 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 3 de fevereiro de 1999 regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço
Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão,
quando destinados à alienação, determinando ainda que o produto da alienação seja depositado em conta bancária
vinculada para aplicação na concessão.
311

8. FORNECEDORES
9. ENCARGOS DE DÍVIDAS E EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS
312

9.1. BANCO SAFRA - Resolução 2770/00 - contrato firmado em 5 de janeiro de 2001. Saldo remanescente equivalente
a US$7,000 mil, a vencer em 17 de maio de 2004, com juros de 5% ao ano e garantido com nota promissória. Para
este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge (Nota 21.4).
9.2. BBA CREDITANSTALT S.A. -contrato de repasse externo lastreado com recursos captados junto ao DEG -
Deutsche Investitions und Entiwicklungsgesellschaft MBH, firmado em 5 de fevereiro de 2002 no montante de
US$10,000 mil, com juros de 9,5% ao ano, amortizado semestralmente a partir de 15 de março de 2002, com
vencimento final em 15 de março de 2006, garantido com nota promissória e que estabelece ainda “covenants”,
integralmente atendidos, cujo descumprimento resultaria em aumento da taxa de juros e até a antecipação do vencimento
do contrato. Para este empréstimo foi realizada operação de swap cambial, com característica de hedge (Nota 21.4).
9.3. EDP BRASIL S.A. - contrato firmado em 27 de dezembro 2001, com a controladora EDP Brasil S.A., sem
apresentação de garantias, no valor original de R$472.879. As parcelas são reajustadas nas datas dos pagamentos,
adotando-se como teto para os encargos do contrato, o menor valor entre a taxa de CDI e o custo equivalente a
Libor + 0,875% ao ano acrescido da variação do IGP-M, conforme determinação da Aneel, através do Ofício n.º
106 - SFF/Aneel, de 20 de dezembro de 2001. Em 28 de julho de 2003, foi celebrado o 3º Termo de Aditamento
ao Contrato de Compra e Venda de Títulos estabelecendo que, em 31 de dezembro de 2003, o saldo total
remanescente (principal + encargos) tornar-se-á “novo principal”, o qual será pago em 24 parcelas mensais iguais
e sucessivas de janeiro de 2004 a dezembro de 2005 e os juros incidentes sobre o “novo principal” serão pagos em
quatro parcelas semestrais a partir de julho de 2004. No exercício foi amortizado o montante de R$150.000
(R$150.000 em 2002) e provisionados encargos financeiros de R$29.754 (R$59.026 em 2002).
9.4. BNDES - Recomposição Tarifária Extraordinária - contrato firmado em 3 de fevereiro de 2002, em consonância
com o Acordo Geral do Setor Elétrico e Lei n.º 10.438/02. No exercício de 2002 foram liberados recursos no
montante de R$306.105, equivalentes a 90% do valor da Recomposição de Receita e Conta de Compensação de
Variação de Itens da Parcela “A” de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001 (Notas 3.1.1 e 3.1.3). Sobre o valor do
principal incide juros à taxa de 1% ao ano, acima da taxa média ajustada da Selic, ambos pagos mensalmente a
partir de 15 de março de 2002 e com vencimento final em 15 de junho de 2007, com garantia em conta bancária
através de vinculação do valor equivalente a 5,95% até abril de 2003 e 3,77% a partir de maio de 2003, do
faturamento mensal da Companhia.
9.5. CONTAS GARANTIDAS - referem-se a empréstimos obtidos junto a diversas instituições financeiras nacionais,
para cobertura do fluxo de caixa operacional, com taxa de juros média de 109% do CDI, garantidos por notas
promissórias de em média 130% do valor do principal.
9.6. NOTAS PROMISSÓRIAS - em 24 de setembro de 2003 foi efetivada pela Companhia a emissão de trezentas e
sessenta notas promissórias, em subscrição pública, com as seguintes características:
• Série: única;
• Valor nominal unitário: R$500.000;
• Prazo: 180 dias a contar da data de emissão (a data de sua efetiva subscrição e integralização);
• Forma: nominativa;
• Registro na CVM: CVM/SRE/RNP/2003/008 em 18 de setembro de 2003;
• Juros: a partir da data de emissão, calculados sobre o valor nominal unitário, equivalente a 113% da taxa média
diária “Taxa DI over extra grupo”;
• Finalidade: recursos destinados ao incremento das disponibilidades de caixa da Companhia;
• Interveniente: EDP Brasil S.A.;
• Antecipação do vencimento: o vencimento das notas promissórias poderá ser antecipado na ocorrência de diversos
eventos, nenhum deles verificado até o momento, entre os quais se destacam: a) inadimplemento ou vencimento
antecipado de qualquer obrigação da emissora ou da Interveniente, com valor superior a R$10.000; b) na falta de
pagamento de qualquer valor devido em relação às notas promissórias; c) caso a Emissora efetue qualquer pagamento
à Interveniente, relacionado ou não com sua dívida perante a controladora ou quaisquer outras sociedades com as
quais a Emissora mantenha vínculos societários, exceção feita à distribuição dos dividendos mínimos obrigatórios da
Emissora para a Interveniente; d) transferência de controle da emissora pela Interveniente sem prévia e expressa
concordância dos titulares das notas promissórias; e) não sejam respeitados três “covenants” financeiros.
9.7. A Companhia vem atuando na busca de alternativas para alongamento do perfil de sua dívida, já estando em
estágio avançado no processo de negociação do financiamento de seu Programa de Investimentos de 2002 a 2004,
no valor de US$100 milhões, junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID.
313

9.8. PROGRAMA DE AMORTIZAÇÃO - PRINCIPAL DE LONGO PRAZO
10. IMPOSTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS
11. OBRIGAÇÕES ESTIMADAS
11.1. FOLHA DE PAGAMENTO - refere-se a provisão de saldo de férias e respectivas gratificações e encargos sociais,
e Participação nos Lucros e Resultados do exercício de 2003.
11.2. IMPOSTO DE RENDA, CONTRIBUIÇÃO SOCIAL, PIS E COFINS – em outubro de 2003, a Companhia
reavaliou os aspectos relacionados ao momento da incidência tributária sobre as receitas registradas nos exercícios
de 2001 e 2002 no âmbito da Recomposição Tarifária Extraordinária mencionada na Nota 3.1, passando a
reconhecer a exigibilidade da tributação quando do efetivo ressarcimento desses valores, suportada pelo Parecer
COSIT nº 26/2002. Nesse contexto, a correspondente exigibilidade futura foi registrada no passivo circulante e
exigível a longo prazo, de acordo com a expectativa de ressarcimento desses valores e, os tributos anteriormente
recolhidos, foram transformados em créditos fiscais, atualizados pela taxa Selic (R$25.702 no exercício de 2003
- Nota 16), cuja compensação foi iniciada em outubro de 2003, com saldo remanescente ao final do exercício no
montante de R$52.513, incluído no ativo circulante na rubrica Tributos e Contribuições Sociais Compensáveis, e
reconhecidos os créditos fiscais diferidos sobre a recomposição de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição
social, no montante de R$37.662.
314

12. PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIAS (CURTO E LONGO PRAZOS)
12.1. TRABALHISTAS - ações ajuizadas correspondentes aos períodos posteriores a 1º de janeiro de 1998, conforme
protocolo de cisão parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A.. Subseqüentemente, nos termos do
Protocolo de Cisão Parcial da Bandeirante ocorrida em 1º de outubro de 2001, cada concessionária (Bandeirante
e Piratininga) é responsável pelas obrigações correspondentes aos empregados alocados nas respectivas regiões
assumidas por cada Companhia, enquanto que para as ações corporativas, estas serão assumidas na proporção
percentual dos controladores (Bandeirante e Piratininga) determinada no respectivo protocolo de cisão.
12.2. CONSUMIDORES INDUSTRIAIS - pedidos de restituição dos valores pagos a título de majoração tarifária em
decorrência da aplicação das Portarias DNAEE n.º 38, de 27 de fevereiro de 1986 e n.º 45, de 4 de março de 1986
- Plano Cruzado, que vigoraram de março a novembro daquele ano. Os valores originais estão atualizados de
acordo com a sistemática praticada no âmbito do Poder Judiciário.
12.3. COFINS - MAJORAÇÃO DE ALÍQUOTA - a Companhia está questionando judicialmente as alterações na
COFINS advindas da Lei n.º 9718, de 27 de novembro de 1998. Em 1º de julho de 1999, obteve liminar
possibilitando o recolhimento desse tributo, até o mês de dezembro de 1999, na forma da legislação anterior, ou
seja, 2% sobre o faturamento, com efeitos retroativos a 1º de fevereiro de 1999. Porém, conservadoramente,
provisionou o diferencial de base e adicional de 1% nas demonstrações contábeis. O saldo provisionado em 31 de
dezembro de 2003 é composto por R$24.077 de principal e R$18.100 de encargos.
12.4. IMPOSTO DE RENDA - contestação da indedutibilidade da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido na apuração
do Imposto de Renda dos exercícios de 2001 e 2002, para a qual a Companhia mantém depósito judicial em garantia.
A Companhia é parte em outros processos judiciais ainda em andamento, de naturezas administrativa, fiscal,
trabalhista e cível, advindos no transcurso normal de suas operações, cujas materializações, na avaliação dos
consultores jurídicos, são possíveis ou remotas, não requerendo provisionamento, visto que são provisionados
apenas as causas com chances de perdas consideradas prováveis.
13. FUNDAÇÃO CESP
13.1. COMPOSIÇÃO DO SALDO
Plano de Benefício Suplementar Proporcional Saldado - BSPS - corresponde aos benefícios proporcionais dos
funcionários, calculados com base no tempo de serviço até março de 1998. O valor de R$105.676, apurado em 31 de
dezembro de 2003, corresponde à parcela de benefícios excedente aos ativos do plano. Este valor vem sendo pago
em 240 meses contados desde setembro de 1997, com base em percentual sobre a folha de salários, podendo ser
revisado semestralmente para assegurar a liquidação do saldo no período acima. O percentual de contribuição atual
é de 24,42% e o para o primeiro semestre de 2004 é de 24,65%.
315

13.2. PLANOS DE SUPLEMENTAÇÃO DE APOSENTADORIA E PENSÃO
Os planos de benefícios previdenciários em favor de funcionários e ex-funcionários da Companhia são
administrados e geridos pela Fundação Cesp, entidade fechada de previdência complementar, com patrimônio
próprio, segregado dos patrimônios das Patrocinadoras sem solidariedade contributiva. Para os funcionários e exfuncionários
da Companhia, a Fundação Cesp gere os seguintes Planos Previdenciários:
13.2.1. Plano BD - Vigente até 31 de março de 1998:
Plano de Benefício Saldado, do tipo Benefício Definido, que concede Benefício Suplementar Proporcional
Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia reversível em pensão, aos participantes inscritos até 31 de março de
1998, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passado acumulado até a referida data, a
partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pela cobertura das
insuficiências atuariais desse Plano é da Companhia.
13.2.2. Plano BD - Vigente após 31 de março de 1998:
Plano do Tipo Benefício Definido, que concede renda vitalícia reversível em pensão, relativamente ao tempo de
serviço passado acumulado após 31 de março de 1998, na base de 70% da média salarial 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 de março de 1998) e, portanto, não
incluem apenas o tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998. A responsabilidade pela
cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é paritária entre a Companhia e os participantes.
13.2.3. Plano CD:
Implantado junto com o Plano BD vigente após 31 de março de 1998, 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 a Companhia. 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 poder gerar
responsabilidade atuarial à Companhia.
13.3. CÁLCULO DO ATIVO LÍQUIDO RELATIVO AOS PLANOS PREVIDENCIÁRIOS DO TIPO BENEFÍCIO
DEFINIDO DA FUNDAÇÃO CESP (PSAP/BANDEIRANTE) PATROCINADO PELA COMPANHIA -
POSIÇÃO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2003
Valor presente da obrigação atuarial R$220.560
Valor justo dos ativos do Plano R$114.884
Valor da obrigação atuarial líquida dos ativos R$105.676
A Companhia optou em 2001 pela alternativa prevista no parágrafo 84 do pronunciamento do IBRACON - Instituto
dos Auditores Independentes do Brasil, aprovado pela Deliberação CVM n.º 371, de 13 de dezembro de 2000,
registrando o valor de R$104.892 a débito do Patrimônio Líquido. Nesse montante, foi destacada a parcela de redução
tributária decorrente das despesas, a qual está apropriada no Ativo como Créditos Tributários (Nota 5.2). No exercício
de 2003 foi registrado o valor de R$211 a débito no resultado em contrapartida ao passivo exigível a longo prazo, em
função do laudo atuarial de 31 de dezembro de 2003 ter indicado a necessidade desse complemento à referida provisão.
13.3.1. Premissas Atuariais Utilizadas:
• Taxa de juros (desconto) para avaliação do custo do serviço corrente e da obrigação atuarial total: 10,24% ao ano.
• Taxa de rendimento esperada sobre os ativos do Plano: 10,24% ao ano (essa taxa foi identificada com base em
estudos específicos, que consideram a perspectiva de rendimento esperado, suportada por projeções).
• Taxa de crescimento salarial: 7,12% ao ano.
• Índice de reajuste de benefícios concedidos de prestação continuada: 4% ao ano.
• Fator de capacidade do benefício/salário preservar seu poder aquisitivo ao longo de cada ano: 0,98 (ou 98%).
• Taxa de rotatividade: Tábua decrescente em função da idade, representando uma rotatividade média de 2% ao
ano na projeção para os próximos 12 meses.
• Tábua Geral de Mortalidade: AT-49 (qx ).
• Tábua de Entrada em Invalidez: LIGHT-MÉDIA (ix ).
• Tábua de Mortalidade de Inválidos: IAPB-55 (qi x ).
• Tábua de Mortalidade de Ativos: obtida pelo método de Hamza a partir dos valores adotados para qx / ix / qi x.
• Composição de Família: experiência observada no âmbito das patrocinadoras da Fundação Cesp.
13.3.2. Dados Cadastrais Utilizados (Em 30 de outubro de 2003):
ATIVOS
• Participantes ativos: 1.350.
• Tempo médio de serviço na Companhia: 13 anos.
• Idade média: 37 anos.
• Salário médio mensal: R$3.319,96.
• Tempo remanescente de atividade: 20 anos.
• Foram avaliados também 165 participantes ativos “coligados”, que têm direito ao Benefício Diferido por
desligamento, no valor médio mensal de R$135,25.
316

INATIVOS
• Participantes aposentados e pensionistas: 150.
• Idade média: de 48 anos.
• Benefício médio mensal: de R$1.601,58 a R$1.706,22.
13.4. O total de contribuições feitas pela Companhia, consignado na demonstração de resultado na rubrica Despesas
Gerais e Administrativas, foi:
14. CAPITAL SOCIAL
14.1. COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA
14.2. DIVIDENDOS
As ações têm direito a dividendos mínimos de 25% do lucro líquido ajustado na forma da Lei. As ações preferenciais
têm direito a dividendos 10% maiores do que os atribuídos às ações ordinárias, na forma do Estatuto e da Lei. No
presente exercício, foram apurados dividendos a distribuir, conforme demonstrado a seguir:
14.3. RESERVA DE RETENÇÃO DE LUCROS
Tal reserva foi constituída a partir do exercício de 2001, complementada nos montantes de R$5.895 e R$70.292 nos
exercícios de 2002 e 2003, respectivamente, para viabilizar o Programa de Investimentos da Companhia, que se
encontra previsto no orçamento de capital, a ser submetido à Assembléia, o qual é necessário para que esteja em
condições não só de atender à demanda dos seus consumidores como, também, para a melhoria constante da
qualidade dos serviços oferecidos aos mesmos.
14.4. RESERVAS DE CAPITAL
317

14.4.1. INCORPORAÇÃO DO ÁGIO, PELA BANDEIRANTE, DA PARCELA CINDIDA DA ANTERIOR
CONTROLADORA ENERPAULO
Como parte da reestruturação societária do Grupo EDP, em Assembléia realizada em 31 de outubro de 2002, a Bandeirante
Energia S.A. incorporou a parcela cindida da anterior controladora Enerpaulo - Energia Paulista Ltda., representada pelo
ágio pago pela Enerpaulo quando da aquisição de ações de emissão da Bandeirante e respectiva provisão para manutenção
da integridade do patrimônio líquido constituída pela Enerpaulo nos termos das Instruções CVM n.º 319/99 e n.º 349/99.
A anuência da Aneel para incorporação parcial da Enerpaulo ocorreu por meio da Resolução n.º 543, de 7 de outubro
de 2002, que estabeleceu, também, a amortização do referido ágio pela curva determinada entre a expectativa de
resultados futuros e o prazo de concessão da Companhia.
O valor do acervo líquido incorporado pela Bandeirante foi integralmente destinado à Reserva Especial de Ágio na
Incorporação, registrado no Patrimônio Líquido da Companhia, na forma do disposto no art. 6.º da Instrução CVM
319/99, sem alteração, portanto, do montante do capital subscrito e integralizado da Bandeirante.
14.4.2. ACERVO INCORPORADO PELA BANDEIRANTE ENERGIA S.A.
Ágio na aquisição de ações de emissão da Bandeirante: R$460.584.
Provisão para manutenção da integridade do Patrimônio Líquido (Instrução CVM n.º 349/01): R$460.584.
Crédito Fiscal Diferido: R$156.599 (Nota 5.2).
15. FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA
16. RESULTADO FINANCEIRO
318

17. ENCARGOS FINANCEIROS E VARIAÇÕES MONETÁRIAS CAPITALIZADAS
De acordo com a Instrução Contábil n.º 10 item 4, do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica e a
Instrução CVM n.º 193, de 11 de julho de 1996, foram transferidos para o Ativo Imobilizado em Curso os seguintes valores:
18. RESULTADO - IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
Os montantes de R$21.780 e R$6.841 consideram a apropriação do crédito fiscal, no valor de R$37.662, descrito na Nota 11.2.
(a) Os montantes de R$ 21.780 e R$ 6.841 consideram a apropriação do crédito fiscaln no valor de R$ 37.662,
descrito na Nota 11.2.
19. SEGUROS
A Companhia mantém contratos de seguros com cobertura determinada por orientação de especialistas, levando em
conta a natureza e o grau de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas
sobre seus ativos e/ou responsabilidades. As principais coberturas de seguros são:
319

20. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
Todas as transações foram efetuadas a valores de mercado e estão suportadas por contratos que foram submetidos à
autorização da Aneel.
Todos os saldos em aberto na data do balanço estão demonstrados no passivo circulante na rubrica Fornecedores,
exceção feita a EDP Brasil conforme demonstrado na Nota 9.
21. INSTRUMENTOS FINANCEIROS
21.1. CONSIDERAÇÕES GERAIS
A utilização de instrumentos e operações envolvendo taxas de juros tem por objetivo a proteção do resultado das
operações ativas e passivas da Companhia.
As operações são realizadas por intermédio da área financeira de acordo com a estratégia aprovada pela Diretoria.
A administração avalia que os riscos são mínimos, pois não existe concentração e as operações são realizadas com
bancos de reconhecida solidez dentro de limites aprovados.
320

21.2. VALOR DE MERCADO DOS INSTRUMENTOS FINANCEIROS
Os valores de mercado dos principais instrumentos financeiros da Companhia aproximam-se dos valores contábeis,
destacando-se os Empréstimos e Financiamentos (Nota 9) e Operações de Swap (Nota 21.4).
Os valores de mercado, quando aplicável, foram calculados conforme o valor presente desses instrumentos
financeiros, considerando a taxa de juros praticada pelo mercado para operações de riscos e operações similares e
não apresentam diferenças relevantes em relação aos valores contábeis.
21.3. RISCO DE CRÉDITO
Outro instrumento financeiro capaz de expor a Companhia ao risco de crédito é representado por contas a receber que,
no entanto, é atenuado pela venda a uma base de clientes pulverizada, bem como, pela realização periódica de análises
de créditos. Adicionalmente, os valores do MAE também representam risco, no contexto descrito na Nota 3.2 .
21.4. OPERAÇÕES DE SWAP
• Operação de Swap com o Banco Votorantim realizada em 21 de junho de 2002, no valor base - “notional” - de
R$160.000, sendo o valor garantido pelo Banco remunerado à taxa de 17% ao ano em contrapartida à variação do
IGP-M acrescido de 11,5% ao ano garantido pela Companhia, incidentes sobre o valor presente da operação, sendo
o resultado sobre o “notional” de R$75.000, liquidado em 02 de maio de 2003, e sobre o “notional” de R$85.000
a vencer em 03 de maio de 2004. A operação gerou um prêmio de R$16.801, registrado nos Passivo Circulante e
Exigível a Longo Prazo, que está sendo reconhecido em resultado pelo período de vigência do contrato. O valor
presente estimado em 31 de dezembro de 2003, no caso de liquidação antecipada, é de R$25.927.
• Operação de Swap com o Banco Votorantim realizada em 1º de agosto de 2002, no valor base - “notional” - de
R$160.000, sendo o valor garantido pelo Banco remunerado à taxa de 18% ao ano em contrapartida à variação do
IGP-M acrescido de 11,5% ao ano garantido pela Companhia, incidentes sobre o valor presente da operação,
sendo o resultado sobre o “notional” de R$75.000, liquidado em 30 de abril de 2003, e sobre o “notional” de
R$85.000 a vencer em 30 de abril de 2004. A operação gerou um prêmio de
• R$13.900, registrado nos Passivo Circulante e Exigível a Longo Prazo, que está sendo reconhecido em resultado
pelo período de vigência do contrato. O valor presente estimado em 31 de dezembro de 2003, no caso de
liquidação antecipada, é de R$18.757.
• Os ganhos e/ou perdas relativas as operações de Swap encontram-se registrados nas respectivas contas de receitas
financeiras e/ou despesas financeiras.
• Operações de Hedge - a Companhia, com o intuito de eliminar a exposição de todas suas dívidas em dólar às
oscilações da taxa de câmbio, realizou no exercício as seguintes operações de Hedge:
(i) Banco Pactual S.A. - troca de variação cambial mais juros de 5% ao ano, da dívida junto ao Banco Safra -
Resolução 2770/00 (Nota 9.1), por 112% do CDI extra grupo. A diferença entre os índices encontra-se
registrada no Passivo Circulante no valor de R$771;
(ii) BBA CREDITANSTALT S.A. - troca de variação cambial mais juros de 9,5% ao ano, da dívida junto à própria
instituição financeira (Nota 9.2), por variação do CDI mais 1,75% ao ano. A diferença entre os índices
encontra-se registrada no Passivo Circulante e Passivo Exigível a Longo Prazo no valor de R$520 e R$687,
respectivamente.
22. NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO
Em 11 de dezembro de 2003, foram editadas as Medidas Provisórias n.º 144 e n.º 145, dispondo sobre a
comercialização de energia elétrica e assuntos correlatos, que se encontram em tramitação na Câmara e no Senado
para respectivas aprovações e, no estágio atual desse processo, os efeitos nas operações da Companhia ainda não
podem ser avaliados.
321

DIRETORIA
JOAQUIM ARMANDO FERREIRA DA SILVA FILIPE
Diretor – Presidente
THOMAS DANIEL BRULL
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores e Diretor de Administração
WELINGTON CEZAR XAVIER
Diretor Comercial
AGOSTINHO GONÇALVES BARREIRA
Diretor Técnico
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
ANTÓNIO FERNANDO MELO MARTINS DA COSTA
Presidente
JOAQUIM ARMANDO FERREIRA DA SILVA FILIPE
Vice-Presidente
CONSELHEIROS
ANTONIO JOSÉ SELLARE
ANTONIO EDUARDO DA SILVA OLIVA
SEVERINO JUSTINO DA SILVA
GERÊNCIA DA ÁREA CONTÁBIL
SÉRGIO LUIZ DA SILVA RIBEIRO
Gerente Executivo de Contabilidade
CRC RJ078679/0-7 “S” SP
322

6. ANEXOS
• Autorização da ANEEL
• Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 08 de março de 2006
• Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 28 de março de 2006
• Estatuto Social da Emissora
• Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures Simples, Quirografárias,
em Série Única, da Bandeirante Energia S.A.
• Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da 3ª Emissão
de Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária,
em Série Única, da Bandeirante Energia S.A.
• Súmula da Classificação de Risco
• Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03
• Declaração da Instituição Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03
323

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• Autorização da ANEEL

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328

• Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 08 de março de 2006
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• Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 28 de março de 2006
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341
• Estatuto Social da Emissora

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352

• Escritura Particular da 3ª Emissão de Debêntures Simples,
Quirografárias, em Série Única, da Bandeirante Energia S.A.
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382

383

384

• Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da 3ª Emissão de
Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária,
em Série Única, da Bandeirante Energia S.A.
385

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389

390

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392

393
• Súmula da Classificação de Risco

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394

395

396

397

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398

• Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03
399

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400

401

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402

• Declaração da Instituição Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03
403

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404

405

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406

Companhia
BANDEIRANTE ENERGIA S.A.
Rua Bandeira Paulista, nº 530
São Paulo - SP
Instituição Líder
BANCO BRADESCO S.A.
Avenida Paulista, nº 1.450, 3º andar
São Paulo - SP
Instituições Intermediárias
BANCO CITIBANK S.A.
Avenida Paulista, nº 1.111, 10º andar
São Paulo - SP
BANCO ITAÚ BBA S.A.
Avenida Brigadeiro Faria Lima, nº 3.400, 3º a 8º andares
São Paulo - SP
BANCO SANTANDER BRASIL S.A.
Rua Amador Bueno, nº 474, bloco C
São Paulo - SP
Consultores Legais da Companhia
MATTOS FILHO, VEIGA FILHO, MARREY JR. E QUIROGA - ADVOGADOS
Alameda Joaquim Eugênio de Lima, nº 447
São Paulo - SP
Consultores Legais das Instituições Intermediárias
PINHEIRO NETO ADVOGADOS
Rua Boa Vista, nº 254, 9º andar
São Paulo - SP
Este Prospecto está disponível no Website:
www.mercadosdecapitais.com.br
(11) 3121-5555