Prospecto Definitivo - 4ª Emissão - Coelba - Neoenergia

Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - CoelbaCNPJ/MF nº 15.139.629/0001-94Avenida Edgard Santos, 300, Bairro NarandibaSalvador - BACódigo ISIN nº BRCEEBDBS039Prospecto Definitivo da 4ª Emissão, em Série Única, de Debêntures Não Conversíveis em Ações, Quirografárias,com Garantia Adicional Fidejussória e Real, para Distribuição PúblicaR$ 450.000.000,00Classificação de Risco: Standard & Poor’s: brA–Registro CVM: nº CVM/SRE/DEB/2004/016 em 21/07/20044ª Emissão, pela Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - Coelba (“Coelba”, “Companhia” ou “Emissora”), para distribuição pública, em sérieúnica, de 4.500 debêntures (“Emissão”), não-conversíveis em ações, nominativas escriturais, quirografárias, com garantia adicional real e fidejussória,cujo valor nominal unitário, na Data de Emissão, é de R$ 100.000,00 (“Debêntures”).AEmissão foi deliberada e aprovada em reunião do Conselho de Administração, realizada em 20 de maio de 2004, cuja ata foi arquivada, em 25 de maiode 2004, na Junta Comercial do Estado da Bahia, e publicada nos jornais “Valor Econômico” e “Diário Oficial do Estado da Bahia”, em 02 de junho de2004, e em Assembléia Geral Extraordinária, realizada em 07 de junho de 2004, cuja ata foi arquivada, em 14 de junho de 2004, na Junta Comercial doEstado da Bahia, e publicada nos jornais “Valor Econômico” e “Diário Oficial do Estado da Bahia”, em 17 de junho de 2004.Apresente Emissão e sua estrutura de garantia foram aprovadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, em 24 de maio de 2004, por meiodo Ofício nº 810/2004-SFF/ANEEL.Recomenda-se a leitura cuidadosa deste Prospecto antes de qualquer decisão sobre o investimento nas Debêntures. Os potenciais investidoresdevem ler a seção “Fatores de Risco”, nas páginas 79 a 91. Maiores informações sobre a Emissora e a Distribuição Pública das Debênturespoderão ser obtidas junto às Instituições Intermediárias e à CVM nos endereços indicados na página 22.O registro da presente distribuição não implica, por parte da CVM, garantia de veracidade das informações prestadas ou julgamento sobre a qualidadeda Emissora, bem como sobre as Debêntures a serem distribuídas.A presente oferta pública foi elaborada de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da Associação Nacional dosBancos de Investimento (“ANBID”) para as Ofertas Públicas de Títulos e Valores Mobiliários registrado no 5º (quinto) Ofício deRegistro de Títulos e Documentos do Estado do Rio de Janeiro sob o nº 497585, atendendo aos padrões mínimos de informação nelecontidos, não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelas referidas informações, pela qualidade da Emissora, das instituiçõesparticipantes e dos títulos e valores mobiliários objeto da oferta.Instituições IntermediáriasA Instituição Intermediária Líder desta Emissão é o Banco Santander Brasil S.A.`

SEÇÃO X - ANEXOSX.1. Ata da Assembléia Geral Extraordinária da Emissora de 07 de junho de 2004....................................... 233X.2. Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora de 20 de maio de 2004 ............................ 239X.3. Ata da Reunião do Conselho Fiscal da Coelba de 20 de maio de 2004 ................................................... 243X.4. Ata da Reunião do Conselho de Administração da Guaraniana de 29 de abril de 2004 ......................... 247X.5. Estatuto Social Atualizado da Emissora ................................................................................................... 251X.6. Escritura de 4ª Emissão de Debêntures..................................................................................................... 263X.7. Instrumento de Constituição de Penhor, Vinculação de Direitos Creditórios e Outras Avenças............ 329X.8. Súmula da Classificação de Risco (Rating), datada de 09 de junho de 2004, e Síntese Analítica,datada de 02 de julho de 2004................................................................................................................... 361X.9. IAN - Informações Anuais da Emissora de 31 de dezembro de 2003...................................................... 369X.10. DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora de 31 de dezembro de 2003,31 de dezembro de 2002 e 31 de dezembro de 2001................................................................................ 425X.11. ITR - Informações Trimestrais da Emissora relativas ao primeiro trimestre findoem 31 de março de 2004............................................................................................................................ 557X.12. IAN - Informações Anuais da Guaraniana de 31 de dezembro de 2003.................................................. 593X.13. DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Guaraniana de 31 dezembro de 2003,31 de dezembro de 2002 e 31 de dezembro de 2001................................................................................ 627X.14. ITR - Informações Trimestrais da Guaraniana relativas ao primeiro trimestre findoem 31 de março de 2004............................................................................................................................ 7293

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SEÇÃO I – DEFINIÇÕESI.1.I.2.DefiniçõesOutras Definições5

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DEFINIÇÕESI.1. DefiniçõesAlguns dos termos definidos neste Prospecto terão o significado previsto nesta Seção:521 Participações 521 Participações S.A.ACEEAcionista Controladora ouGuaraniana ou IntervenienteGarantidoraAgente FiduciárioAgrovaleAmortizaçãoAnbidAndimaAneelBacenBanco Depositário ou InstituiçãoDepositáriaBanco do BrasilBanco MandatárioBanco Santander ou InstituiçãoLíderBB-BIBIDBNDESBovespaBovespaFixCADEAdministrador dos Contratos de Energia Elétrica.Guaraniana S.A.Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e ValoresMobiliários.Usuária Agro Indústrias do Vale do São Francisco S.A.Conforme definido na cláusula V.19 da EscrituraAssociação Nacional dos Bancos de Investimento.Associação Nacional das Instituições do MercadoAberto.Agência Nacional de Energia Elétrica.Banco Central do Brasil.Banco Itaú S.A.Banco do Brasil S.A.Banco Itaú S.A.Banco Santander Brasil S.A.BB – Banco de Investimentos S.A.Banco Interamericano de Desenvolvimento.Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico eSocial.Bolsa de Valores de São Paulo – BOVESPA.Sistema BovaspaFix, administrado pelo Bovespa.Conselho Administrativo de Defesa Econômica.7

CBEECBLCCCCCCEARCCEEComercializadora Brasileira de Energia Emergencial.Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia.Conta de Consumo de Combustíveis.Contrato de Comercialização de Energia no AmbienteRegulado, conforme definido no item VI.2 desteProspecto.Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.CDE Conta de Desenvolvimento Energético, conformedefinição no item V.9 deste Prospecto.CDICEEBCelpeCERCCerjCERNCetipCGEChesfCNPECoelba, Companhia ou EmissoraComitêConsumidores LivresConta CentralizadoraContrato de ConcessãoCertificado de Depósito Interbancário.Companhia de Energia Elétrica da Bahia.Companhia Energética de Pernambuco – Celpe.Companhia Centrais Elétricas Rio das Contas.Cerj – Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro.Companhia de Eletrificação Rural do Nordeste.Cetip - Câmara de Custódia e Liquidação.Câmara de Gestão e Crise de Energia ElétricaCompanhia Hidroelétrica do São Francisco.Conselho Nacional de Política Energética.Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – Coelba.Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico.Consumidores que podem optar por contratar seufornecimento, no todo ou em parte, no mercado livre deenergia, conforme definição prevista no item V.5. desteProspectoConta de titularidade da Emissora junto ao Banco doBrasil ou outro banco centralizador de arrecadação naqual parte de suas receitas será arrecadada outransferida, conforme definida no Contrato de Penhor.Contrato de Concessão n.º 010/97, para Geração,Transmissão e Distribuição de Energia Elétricacelebrado, em 08 de agosto de 1997, entre a Coelba e aUnião Federal, conforme aditado em 27 de dezembro de2002 e de tempos em tempos.8

Contrato de DistribuiçãoContrato de PenhorContratos IniciaisCosernCVACVMData de EmissãoData de IntegralizaçãoData de VencimentoDebênturesDECDeloitteDespesa FinanceiraContrato de Distribuição em Regime de Garantia Firmede Colocação da 4ª Emissão de Debêntures Não-Conversíveis em Ações, em Série Única, Quirografárias,com Garantia Adicional Fidejussória e Real, da Coelba,celebrado, em 2 de julho de 2004, entre o InstituiçõesIntermediárias e a Coelba.Instrumento de Constituição de Penhor, Vinculação deDireitos Creditórios e Outras Avencas, celebrado em 2de julho de 2004, entre a Coelba, o Agente Fiduciário, oBanco do Brasil e a Guaraniana, anexo a este Prospecto(Anexo X.7).São contratos de longo prazo firmados entre as empresasde (i) Geração e Distribuição; (ii) Distribuição eDistribuição; e (iii) Geração e Geração, com preçosfixados pela Aneel, de que trata a Lei nº 9.648/98, dentreoutros normativos.Companhia Energética do Rio Grande do Norte – Cosern.Conta de Compensação de Variação de Valores de itensda “Parcela A”, conforme definido na cláusula VI.2,alínea “a”.Comissão de Valores Mobiliários.Data de Emissão das Debêntures, isto é, 01 de junho de2004.Conforme definido na cláusula V.18 da Escritura.Data de Vencimento das Debêntures, isto é, 01 de junhode 2008.4.500 debêntures não conversíveis em ações, em sérieúnica, escriturais, da espécie quirografária, com garantiaadicional fidejussória e real, em série única, perfazendo ototal de R$450.000.000,00 na Data de Emissão, objeto daEscritura de Emissão.Duração equivalente de interrupção por consumidor,conforme definição no item VIII.2 deste Prospecto.Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes.Somatório das despesas financeiras da Emissora,desconsiderados a variação cambial non cash e os jurossobre capital próprio eventualmente pagos pelaEmissora, que estarão contabilizados em conta própriaem despesas financeiras. Esta relação considerará asoma dos últimos 12 meses. Neste caso, a Emissorafornecerá, trimestralmente, ao Agente Fiduciário, ossaldos de contas não disponibilizados nas informaçõesperiódicas encaminhadas à CVM, na forma da legislaçãoaplicável, inclusive, sem limitação, a variação cambialnon cash.9

Dívida BancáriaDREEBITDAEletrobrásEmpréstimo ExternoEncargos MoratóriosEscritura ou Escritura de EmissãoFaelbaFator XFEPEFiançaFordFundo UBPGarterGCEGCS EnergiaIBAMAIbenbrasilSaldo do mês da base de cálculo relativo às dívidasbancárias da Emissora, assim entendidas as de curto e delongo prazo, adicionados os valores de dívida para comsociedades controladas, controladoras, sob controlecomum, coligadas e as assim equiparadas, somando-seainda as obrigações contabilizadas como Debêntures.Demonstração de Resultado do Exercício.Conforme definido na cláusula VI.2, item (b), daEscritura.Centrais Elétricas Brasileiras S.A.Empréstimo definido na Cláusula VI.5.1 da Escritura.Conforme definido na cláusula V.27 da Escritura.Escritura Particular da 4ª Emissão de Debêntures Não-Conversíveis em Ações, Quirografárias, com GarantiaAdicional Fidejussória e Real, da Coelba, celebrada em2 de julho de 2004, entre a Coelba, o Agente Fiduciárioe a Guaraniana, como Interveniente Garantidora, cujacópia encontra-se anexa a este Prospecto (Anexo X.6).Fundação Coelba de Assistência e Seguridade Social.Número índice definido pelo Poder Concedente, deacordo com o Contrato de Concessão e Resolução Aneelnº 55, de 5 de abril de 2004, a ser subtraído ou somadoao índice obtido pela divisão dos índices do IGPM –FGV.Fundação de Estudos e Planejamento Energético.Garantia prestada pela Guaraniana em favor dosdebenturistas da Emissão, nos termos da cláusula V.12da Escritura.Ford do Brasil Ltda.Fundo de Uso de Bem Público, conforme definição noitem V.10 deste Prospecto.Garter Properties, Inc.Câmara de Gestão da Crise de Energia.Guaraniana Comércio e Serviços S.A.Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos RecursosNaturais Renováveis.Iberdrola Engenharia do Brasil Ltda.10

IberdrolaIberenerICMSIGPM-FGVInstituição LíderInstituições IntermediáriasIberdrola Participações S.A.Iberdrola Energia S.A.Imposto sobre Operações Relativas à Circulação deMercadorias e sobre Prestações de Serviços deTransporte Interestadual e Intermunicipal e deComunicação.Índice Geral de Preços de Mercado publicado pelaFundação Getúlio Vargas.Banco Santander Brasil S.A.Banco ABN Amro Real S.A., Banco Bradesco S.A.,Banco Itaú BBA S.A., Banco Santander Brasil S.A. eUnibanco – União de Bancos Brasileiros S.A., emconjunto ou individualmente.Instrução CVM n.º 400/03 Instrução CVM n.º 400, de 29 de dezembro de 2003.IPCAIRTItapebiKfW ou Banco Alemão deDesenvolvimentoLei n° 6.404/76MAEMMENordeste ParticipaçõesONSPCHPeríodo de CapitalizaçãoPIBPIEPoder ConcedentePPAÍndice Nacional ao Consumidor Amplo.Índice de Revisão Tarifária.Itapebi Geração de Energia S.A.Kreditanstalt für Wiederaufbau.Lei n° 6.404, de 15 de dezembro de 1976, e alteraçõesposteriores.Mercado Atacadista de Energia Elétrica.Ministério de Minas e Energia.Nordeste Participações S.A.Operador Nacional do Sistema Elétrico.Pequena Central Hidrelétrica.Conforme definido na cláusula V.20.2 da EscrituraProduto Interno Bruto.Produtor Independente de Energia.União Federal.Power Purchase Agreement (Contrato de Compra e11

Venda de Energia).PPTPreço de SubscriçãoPreviPrograma de Capitalização doBNDESPROINFAProspectoRGR ou Fundo RGRSDTSINSNDTermoaçuTermopernambucoTMATracolUHE ItapebiUptickValor NominalPrograma Prioritário de Termoelétrica.Conforme definido na cláusula V.17 da Escritura.PREVI – Caixa de Previdência dos Funcionários doBanco do Brasil.Programa de Apoio à Capitalização de EmpresasDistribuidoras de Energia Elétrica do BNDES.Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de EnergiaElétrica.Este prospecto de distribuição pública das Debêntures.Reserva Global de Reversão conforme significadoprevisto no item V.10 deste Prospecto.Sistema de Distribuição de Títulos.Sistema Interligado Nacional.Sistema Nacional de Debêntures.Termoaçu S.A.Termopernambuco S.A.Tempo Médio de Atendimento, conforme definiçãoprevista no item VIII.2 deste Prospecto.Tracol Serviços Elétricos S.A.Usina Hidrelétrica de Itapebi.Uptick Participações S.A.Conforme definido na cláusula V.3 da Escritura.I.2. Outras DefiniçõesOs termos definidos neste Prospecto e não constantes no item I.1 acima terão o significado a elesatribuídos nas normas reguladoras do Setor Elétrico, nas demais Seções deste Prospecto, naEscritura e/ou no Contrato de Penhor.12

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RESUMO DA EMISSÃOEste resumo deve ser lido em conjunto com as demais informações da Emissora, das Debêntures eda Emissão, presentes detalhadamente ao longo deste Prospecto. Os investidores devem leratentamente a Seção VI – Fatores de Risco. Recomenda-se aos adquirentes das Debênturescontatar seus consultores jurídicos e financeiros antes da realização de qualquer investimento nasDebêntures objeto da presente Emissão.Ademais, o presente Prospecto contém declarações futuras. As estimativas têm por embasamento asexpectativas e projeções da Emissora sobre os eventos futuros e tendências econômico-financeirasque afetam os negócios da Emissora ou da Guaraniana. Essas estimativas podem não ocorrer e osresultados da Emissora podem diferir significativamente dos mencionados nas expectativas.Algumas cifras apresentadas neste Prospecto poderão não resultar em somatório preciso em razãode arredondamentos.II.1. EmissoraA Coelba foi criada em 1959, como uma sociedade de economia mista controlada pelo Estado daBahia. Em maio de 1960, o Governo Federal concedeu autorização à Coelba para funcionar comoempresa concessionária de energia elétrica.Nas décadas de 1960 e 1970, a Coelba incorporou diversas sociedades distribuidoras de energiaelétrica no Estado da Bahia (CERC, CEEB e CERN), além de absorver outros sistemas operadospor prefeituras municipais.A Coelba foi privatizada em julho de 1997, tendo sido adquirida por R$1.073.000.000,00 peloconsórcio formado pela Guaraniana, Iberdrola, Previ e fundos de investimento administrados peloBanco do Brasil.Em outubro de 1999, a Guaraniana, acionista controladora da Coelba, realizou oferta pública deaquisição de ações, restando somente 1,37% do capital social da Coelba em circulação no mercado.À época da aquisição do controle da Coelba pela Guaraniana, sua área de concessão compreendia566.909 km 2 , atendendo 415 dos 417 municípios do Estado da Bahia.Em 31 de dezembro de 2003, a Coelba possuía cerca de 3.495.000 consumidores, que demandaram9.216 GWh de energia faturada, o que a coloca na posição de maior concessionária de serviços dedistribuição de energia elétrica do sistema regional interligado Norte/Nordeste, comaproximadamente 20% de participação nesse mercado.A estratégia de crescimento da Coelba está baseada em 3 diretrizes: relações com os clientes,desenvolvimento de novos negócios e aumento da rentabilidade. Quanto ao relacionamento com osclientes, a Coelba tem por objetivo fornecer energia elétrica com qualidade, reduzindo a duração efreqüência das interrupções, bem como assegurar a satisfação dos clientes com todos os serviçosoferecidos. Os novos negócios da Coelba estão relacionados, direta e indiretamente, com suaatividade principal, sempre com o objetivo de aproveitar boas oportunidades que surgirem. A buscade rentabilidade será decorrente de uma melhor gestão técnica e financeira da Coelba, aumentandoos seus lucros e obtendo cada vez mais retorno sobre os investimentos realizados.A Coelba tem participação acionária no capital social da Itapebi, com 42% das ações com direito avoto, e da Cosern, com 64% das ações com direito a voto. A Coelba iniciou o processo de venda desua participação na Itapebi para a Guaraniana em setembro de 2003. A transação de venda e comprafoi aprovada pelos Conselhos de Administração da Coelba e da Guaraniana em reuniões realizadasno dia 23 de outubro de 2003. O valor da transferência foi baseado em um laudo de avaliação15

preparado pela Ernst & Young Consultores Associados Ltda.. No dia 18 de setembro de 2003, aCoelba enviou pedido de aprovação para a Aneel. Desde então, o processo encontra-se emtramitação. A Aneel solicitou esclarecimentos que foram devidamente respondidos por parte daCoelba e da Guaraniana. A Coelba aguarda parecer favorável da Aneel para concluir a operação.Sobre o detalhamento das participações societárias relevantes da Coelba, vide o Item VIII.7 -Atividades, deste Prospecto.A Emissora tem por objeto social: estudar, projetar, construir e explorar os sistemas de produção,transmissão, transformação, distribuição e comercialização de energia elétrica e serviços correlatosque lhe venham a ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito, bem como atividadesassociadas ao serviço de energia elétrica, podendo administrar sistemas de produção, transmissão,distribuição ou comercialização de energia pertencente ao Estado, à União ou a Municípios, prestarserviços técnicos de sua especialidade, realizar operações de exportação e importação, organizarsubsidiárias, incorporar ou participar de outras empresas e praticar os demais atos necessários àconsecução de seu objetivo.Informações detalhadas sobre a Emissora e seus negócios poderão ser encontradas pelos potenciaisinvestidores na Seção VIII deste Prospecto.II.2. Instituições IntermediáriasBanco SantanderO Banco Santander é uma empresa do Santander Central Hispano, presente em 42 países, líder naEspanha, 2º maior banco em capitalização de mercado da região do Euro e a maior instituiçãofinanceira internacional da América Latina. Conta com um quadro de cerca de 103 milempregados, dos quais 65% se encontram fora de Espanha.Há 18 anos o Banco Santander atua no Brasil, tendo adquirido, entre janeiro e novembro de 2000, ocontrole acionário do Conglomerado Financeiro Meridional (composto pelo Banco Meridional epelo banco de investimentos Bozano, Simonsen) e do Banco do Estado de São Paulo (Banespa).Referidas aquisições fazem parte da estratégia de consolidação do Santander no Brasil,principalmente nas regiões Sul e Sudeste, onde estabeleceu sua base de crescimento no país.O Banco Santander foi a quinta instituição no ranking de originação de renda fixa da ANBID em2003, tendo intermediado operações no montante de R$605,7 milhões.Dentre estas operações, destacam-se (i) a emissão de debêntures da CPFL Energia S.A., nomontante de R$1,8 bilhão; (ii) a emissão de debêntures da Telesp Celular Participações S.A., nototal de R$ 700 milhões; e (iii) a operação de debêntures da Cia. Siderúrgica Paulista - COSIPA, nomontante de R$ 240 milhões.Banco ABN AMROO Banco ABN AMRO REAL S.A. é um banco pertencente ao grupo holandês ABN AMRO, quepossui instituições financeiras presentes em 70 países ao redor do mundo, incluindo o maior bancoda Holanda(ABN AMRO Bank N.V.), um dos maiores da Europa e o segundo maior bancoestrangeiro em atuação nos Estados Unidos. O Banco ABN AMRO Real S.A. está no Brasil há maisde 85 anos. Em 2003, o Banco ABN AMRO REAL S.A. adquiriu o Banco SUDAMERIS S.A., onono maior banco privado do País, passando a ampliar sua presença na região Sudeste e a aumentarsua participação nos segmentos de clientes de alta renda.16

O Banco ABN AMRO REAL encerrou o exercício de 2003 com ativos de R$ 43,9 bilhões ePatrimônio Líquido de R$ 8,1 bilhões, sendo o quarto maior banco privado do Brasil por volume deempréstimos e por depósitos e o quinto em volume de ativos. Sua rede de atendimento possui 4,9mil pontos de venda para atender seus 5,6 milhões de clientes.O ABN AMRO possui grande experiência em estruturação e distribuição de títulos no mercado decapitais brasileiro onde coordenou a emissão de debêntures de várias empresas entre elas a 10ª e a11ª emissão de debêntures da Braskem SA, no valor de R$ 625 milhões e R$ 1,2 bilhãorespectivamente; a 3ª emissão de Petróleo Brasileiro SA –Petrobras no valor de R$ 775 milhões; a3ª a 4ª e a 5ª emissão de debêntures da Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo– Sabesp nos valores de R$ 448,3 milhões, R$ 300 milhões e R$ 400 milhões respectivamente; a 1ªe a 2ª emissão de NovaMarlim Petróleo SA, nos valores de R$ 235,5 milhões e R$ 1,8 bilhãorespectivamente; a 2ª emissão de debêntures de CPFL Energia SA no valor de R$ 900 milhões e aemissão de Notas Promissórias da Companhia de Saneamento do Estado do Paraná - Sanepar novalor de R$ 74 milhões entre outras.Banco BradescoFundado em 1943, o Banco Bradesco é atualmente o maior banco múltiplo privado do país, com11.192 pontos de atendimento, sendo 3.058 agências, 2.155 Postos de Atendimento Bancário, 4.085agências do Banco Postal, 123 filiais Finasa/Zogbi e 1.771 pontos externos da rede de atendimentoautomático. Encerrou o 1º trimestre de 2004 com R$ 13,6 bilhões de patrimônio líquido e R$ 160,9bilhões em ativos totais.Atua no mercado de capitais brasileiro desde 1966, destacando-se como uma das mais importantesinstituições intermediárias na coordenação, estruturação e distribuição de operações deunderwriting, fusões e aquisições, project finance e demais operações estruturadas.No 1º trimestre de 2004, o Banco Bradesco coordenou importantes operações de debêntures e notaspromissórias, ocupando a 1ª colocação no ranking ANBID de originação e de distribuição, comvolume total de R$ 365,0 milhões e participação de mercado de 16,27%.A presença do Banco Bradesco também se fez notar em operações de project finance, nas quais atuacomo assessor financeiro de empresas que possuem investimentos em geração de energia elétrica eem projetos correlatos, bem como na estruturação dos respectivos financiamentos.No mês de março de 2004, foi divulgado o ranking ANBID de fusões e aquisições de 2003, no qualo Banco Bradesco, pelo 2º ano consecutivo, conquistou a liderança nesse segmento, em número deoperações, tendo concluído 8 operações. Até o encerramento do 1º trimestre de 2004, já haviaconcluído 3 operações no segmento de fusões e aquisições, no montante, aproximado, de R$ 737,0milhões. No segmento de operações estruturadas, o Bradesco desenvolve estruturas para segregaçãode riscos de crédito, via utilização de SPEs (Sociedades de Propósito Específico), aquisição decréditos, Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FIDCs) e Certificados de RecebíveisImobiliários (CRIs), bem como operações "taylor made", visando a menor utilização de capital degiro, aumento da liquidez, otimização de custo financeiro e tributário, adequação a limites técnicoslegais/covenants financeiros, desmobilização e financiamentos "off-balance-sheet" das empresasclientes.17

Banco Itaú BBAO Banco Itaú BBA é o maior banco de atacado do Brasil, com ativos de R$29,7 bilhões epatrimônio líquido de R$3,26 bilhões (dezembro de 2003). É controlado pelo Grupo Itaú, quepossui 95,75% do total de ações e 50% das ações ordinárias, sendo o restante controlado porexecutivos do Itaú BBA.O Banco Itaú BBA se caracteriza pelo foco no atendimento aos clientes corporativos, com ênfaseem crédito e operações estruturadas, atuando, assim, como banco corporativo e banco deinvestimento.O Banco BBA Creditanstalt S.A. ("BBA") foi constituído em junho de 1988 como uma jointventure entre Creditanstalt-Bankverein Vienna, Áustria, e dois acionistas brasileiros (FernãoBracher e Antônio Beltran Martinez) inicialmente sob o nome BBA Creditanstalt Banco deInvestimento S.A.O banco mudou seu nome para Banco BBA Creditanstalt S.A. em fevereiro de 1989, quandorecebeu a autorização do Banco Central para atuar como banco múltiplo, provendo uma gamacompleta de serviços de banco comercial e de investimentos. Em março de 1997, o Bank Áustriaadquiriu 70% das ações votantes do Creditanstalt-Bankverein. Em setembro de 2000,o bancoalemão Bayerische Hypo-und Vereinsbank (HVB) integrou o Bank Áustria às suas operações,tornando-se o controlador de 48% das ações detidas pelo Bank Áustria no BBA.Em novembro de 2002,o Banco Itaú S.A. anunciou a associação ao BBA, pela qual foi alterada adenominação do BBA para Banco Itaú BBA, assim como uma reorganização societária do BancoItaú S.A., que resultou na criação de uma companhia holding denominada Banco Itaú HoldingFinanceira ("BIHF"), controladora do Banco Itaú BBA e do Banco Itaú S.A.A nova estrutura corporativa preserva a autonomia operacional de cada entidade, varejo e atacado, oque é importante para manter a agilidade e o enfoque oportunista de negócios requeridos numafranquia de banco de investimento. O Banco Itaú BBA opera com um comitê de créditoindependente e tem sua própria operação de tesouraria, embora as políticas e limites de riskmanagement, assim como as funções de auditoria e controles sejam definidas e monitoradas emnível corporativo pela BIHF. O comitê superior de crédito é dividido entre gerentes seniores dosdois bancos. A criação da BIHF para abrigar subsidiárias diferentes teve a intenção de prover maiorautonomia às operações de varejo e de atacado – respectivamente Banco Itaú S.A. e Banco ItaúBBA - assim como maximizar a utilização de recursos, particularmente o capital e o funding aserem alocados a cada unidade de negócios.Em 2003, a área de mercado de capitais do Banco Itaú BBA assessorou clientes na captação derecursos junto ao mercado de capitais local que totalizaram aproximadamente R$3,2 bilhões emoperações de debêntures e notas promissórias liquidadas em 2003. Esse montante correspondeu àcerca de 43% de todas as emissões de notas promissórias e debêntures registradas no ano.Entre as principais emissões incluem-se as emissões de debêntures da Telemar Participações S.A.,no volume de R$250 milhões, que abriu o mercado de emissões do ano, e da Fertibrás S.A., novalor de R$65 milhões, além da emissão de notas promissórias da Companhia Energética de MinasGerais - CEMIG, no montante de R$300 milhões, todas lideradas pelo Itaú BBA. Destaca-se ainda aemissão de debêntures da CPFL Energia S.A., no valor de R$1,8 bilhão, na qual o Itaú BBA atuoucomo uma das instituições intermediárias.18

No ranking ANBID de originação de operações no mercado doméstico, o Banco Itaú BBA e oBanco Itaú S.A., se considerados conjuntamente, ficaram em 2º lugar, com uma participação demercado de 15,1%.UnibancoO Unibanco é o terceiro maior banco privado brasileiro. Oferece uma ampla gama de produtos eserviços financeiros para uma diversificada base de clientes pessoa física e jurídica, de todos ossegmentos de renda. Nossos negócios compreendem os segmentos de Varejo, Atacado, Seguros ePrevidência e Gestão de Patrimônios. O Unibanco possui uma sólida posição de mercado empraticamente todas as áreas em que atua. Fundado em 1924, o Unibanco é o terceiro maior entre osgrupos financeiros privados de capital nacional. Está estruturado, de acordo com as modernastendências do setor, em quatro grandes áreas:Banco de Varejo - Atende a pessoas de todos os níveis de renda (exceto private banking ) e a empresascom faturamento anual de até R$ 40 milhões. No financiamento ao consumidor opera também por meiodas controladas Fininvest, Banco Dibens, PontoCred e LuizaCred. Atua no segmento de cartões decrédito com as empresas Unicard e Fininvest e participação de 33% na Credicard, além da recémadquirida Hipercard. Possui 15,8 milhões de clientes em todo o território nacional.Banco de Atacado - Valendo-se de estratégia de cobertura que combina foco setorial e proximidadecom o cliente, o Banco de Atacado tem cerca de 2.850 empresas-clientes, divididas entre médias egrandes, e 400 investidores institucionais no Brasil e no exterior. O Banco tem consistentementeocupado posições de destaque em fusões e aquisições, project finance e nos mercados de renda fixae renda variável.Seguros e Previdência - A Unibanco AIG Seguros & Previdência oferece, a pessoas físicas ejurídicas, seguro de vida, de automóvel, de bens e acidentes, planos de pensão e aposentadoria, bemcomo produtos e serviços correlatos. A empresa tem apresentado taxas de crescimentoconsistentemente superiores às do mercado e vem consolidando sua posição como uma das maiorescompanhias do ramo no Brasil.Gestão de Patrimônios - De forma pioneira no mercado financeiro brasileiro, o Unibanco unificouos negócios de private banking e asset management no início de 2002. O Unibanco Private Bankpassou a compor, juntamente com a subsidiária Unibanco Asset Management (UAM), uma novaunidade, chamada Gestão de Patrimônios. A UAM encerrou março de 2004 com ativos sob gestãode R$ 29,3 bilhões.Em 2003, no Mercado de Capitais Doméstico, o Unibanco foi a segunda instituição no ranking deoriginação de renda fixa tendo participado de 9 operações, intermediando um montante de R$ 623milhões de acordo com a ANBID. Dentre estas operações, destacamos (i) a emissão de debênturesda Telesp Celular Participações S.A., no montante de R$ 700 milhões; (ii) a operação de debênturesda CP Cimentos, no montante de R$ 100 milhões e (iii) a operação de debêntures da Cia.Siderúrgica Paulista - COSIPA, no montante de R$ 240 milhões. Em 2004, destacamos a emissãode debêntures da Braskem S.A., no montante de R$ 1,2 bilhão, em que o Unibanco teve o papel deCoordenador Líder.19

II.3. Público AlvoA Emissão tem como público alvo investidores qualificados assim definidos pelas normas vigentesno país, tais como pessoas físicas e jurídicas, fundos de investimentos, fundos de pensão, entidadesadministradoras de recursos de terceiros registradas na CVM, entidades autorizadas a funcionarpelo Bacen, seguradoras, entidades de previdência complementar e de capitalização, bem como aspróprias Instituições Intermediárias, sob o regime de garantia firme de colocação, sendo cadaInstituição Intermediária responsável pela distribuição de 20% da Emissão, sem solidariedade entreelas. Será garantido tratamento justo e equitativo a todos os destinatários e aceitantes da Oferta.Será observada preferência dos clientes investidores qualificados das Instituições Intermediárias quedesejarem adquirir as Debêntures, tendo em vista a relação das Instituições Intermediarias com esseclientes, conforme definidos no artigo 99 da Instrução CVM nº 302, de 05 de maio de 1999, bemcomo outros fundos de investimento, mesmo que não se enquadrem na definição de investidoresqualificados mencionada acima.II.4. OfertaO presente Prospecto retrata os termos da oferta pública da 4ª emissão de 4.500 Debêntures,nominativas, escriturais, em série única, quirografárias, não-conversíveis em ações da Emissora,com garantia adicional fidejussória e real, cujo Valor Nominal unitário, na Data de Emissão dasDebêntures, isto é, em 01 de junho de 2004, é de R$100.000,00, totalizando o montante deR$ 450.000.000,00 na Data de Emissão.Colocação e Negociação – Mercados Primário e SecundárioColocaçãoA Emissão será registrada, para distribuição no mercado primário, por meio do SDT, administradopela Andima, sendo a subscrição liquidada pela Cetip.NegociaçãoAs Debêntures serão registradas para negociação no mercado secundário (i) no BovespaFix, sendoos negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CBLC; e (ii) no SND, administrado pelaAndima, sendo os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na Cetip, segundo as respectivasnormas e procedimentos.Sumário da Súmula de RatingA Emissora contratou a Standard & Poor´s para a elaboração de relatórios de classificação de riscopara a Emissão.A Standard & Poor´s vem fornecendo classificações de risco para instituições brasileiras bem comopara emissões brasileiras no mercado global desde 1992 e no mercado brasileiro desde 1998. Emfevereiro de 2001, a Standard & Poor´s apresentava uma lista de 103 relatórios de classificação derisco públicos de entidades brasileiras nos mercados doméstico e internacional. Em escritórios eempresas filiadas em diversos países, a Standard & Poor´s presta serviços a investidores e emissõesem mais de 60 países.20

A Standard & Poor's classificou a presente oferta pública como ‘brA-’. A Standard & Poor’sreafirmou o rating de crédito corporativo ‘brA-’ atribuído na mesma escala à Coelba..A perspectivado rating de crédito corporativo é estável. Esta Emissão faz parte da estratégia da Coelba de alongara sua dívida de curto prazo. A Standard & Poor’s entende que o vencimento de longo prazo dasDebêntures e o seu cronograma de amortização melhoram o perfil de endividamento da Coelba porserem mais compatíveis com a sua geração de caixa, evitando assim futuras restrições de liquidez.O rating de Emissão e o de emissor da Coelba são sustentados pelos seguintes fatores: (a)cronograma de amortização de principal da empresa compatível com a sua capacidade de geraçãode caixa, minimizando riscos de refinanciamento; (b) indicadores de proteção de fluxo de caixaconfortáveis; (c) elevado número de clientes cativos (residenciais e comerciais); (d) contrato deconcessão exclusivo de 30 anos para distribuir energia no Estado da Bahia; (e) suporte técnico deum forte acionista.Esses pontos positivos são parcialmente contrabalançados pelos seguintes fatores: (a) alto nível decontas a receber em atraso principalmente por parte do setor privado; (b) área de concessãoeconomicamente mais fraca do que a média no Brasil com uma densidade populacional baixa; (c)ambiente regulatório.A dívida total da Coelba atingiu R$ 1,6 bilhão em março de 2004, sendo que R$ 1,1 bilhão refere-seao endividamento de curto prazo, incluindo a empréstimo sindicalizado (dívida Garter, em torno deR$ 900 milhões). O restante da exposição de curto prazo, cerca de R$ 245 milhões, sãoamortizações mensais, as quais serão parcialmente roladas com seus bancos de relacionamento e/oupagas com a sua própria geração de caixa. Além disso, 68% de suas dívidas eram originalmentedenominadas em moeda estrangeira, mas a Emissora está protegida contra as flutuações da moeda,pois contratou operações de swap dessas operações para taxas de juros locais (principal + juros até ovencimento final).A Standard & Poor’s espera que a Emissora continue com fluxo de caixa operacional livre positivonos próximos anos e acredita-se que, depois do reescalonamento do empréstimo sindicalizado, aCoelba terá um cronograma de amortizações de longo prazo compatível com a sua geração de caixafutura e, portanto, haverá uma queda gradativa do endividamento ao longo dos anos. Além disso, aexposição da Coelba à moeda estrangeira será reduzida significativamente para cerca de 40% após aconclusão do refinanciamento.Em 2 de julho de 2004, com base em informações atualizadas da renegociação de dívida da Garter,a Standard & Poor’s divulgou uma Síntese Analítica, confirmando o rating da Emissão de ‘Br A-‘ einformando que a Emissora estruturou com parte dos bancos participantes do sindicato da Garter ecom novos bancos o refinanciamento da dívida Garter, no valor de US$140 milhões, com prazo devencimento de 4 anos, e com amortização trimestral de juros e principal. A Companhia conseguiu,ainda, compromisso firme de credores para celebração de outro empréstimo no valor de US$160milhões, com vencimento em novembro de 2005.A perspectiva estável do rating de crédito corporativo reflete a expectativa da Standard & Poor’s deque a Coelba, com o novo perfil de dívida após refinanciamento da dívida Garter, passará a ter umcronograma de amortizações em linha com a sua capacidade de gerar caixa livre. Além disso, aStandard & Poor’s também espera que a Emissora não sofra nenhum impacto negativo com asnovas regras do setor elétrico. A perspectiva do rating pode ser alterada para positiva se a Emissoraefetivamente receber recursos de longo prazo do BNDES, as projeções de bons resultados daCoelba se concretizarem e o índice de cobertura de juros pela geração de caixa alcance o patamar de3,5x, e o de cobertura de dívida (FFO/dívida total) atinja cerca de 25%.21

Local de Aquisição das DebênturesOs interessados em adquirir as Debêntures poderão contatar qualquer uma das InstituiçõesIntermediárias, no endereço abaixo indicado:Instituição Líder:Banco Santander Brasil S.A.CNPJ/MF nº 61.472.676/0001-72Rua Amador Bueno, nº 474São Paulo - SPDemais Instituições Intermediárias:Banco ABN Amro Real S.A.CNPJ n° 33.066.408/0001-15Avenida Paulista, 1.374 - 16º andarSão Paulo - SPBanco Bradesco S.A.CNPJ/MF nº 60.746.948/0001-12Departamento de Mercado de CapitaisAv. Paulista, 1.450, 3º andarSão Paulo - SPBanco Itaú BBA S.A.CNPJ/MF nº 31.516.198/0001-94Avenida Brig. Faria Lima, 3400, 3° andarSão Paulo - SPUnibanco - União de Bancos Brasileiros S.A.CNPJ/MF nº 33.700.394/0001-40Av. Eusébio Matoso, 891São Paulo - SP22

SEÇÃO III – ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORESIII.1. Administradores da EmissoraIII.2. Instituições Intermediárias da OfertaIII.3. Consultores Jurídicos da OfertaIII.4. Instituição Depositária / Banco MandatárioIII.5. Agente FiduciárioIII.6. Auditores Independentes da EmissoraIII.7. Informações AdicionaisIII.8. Artigo 56 da Instrução CVM nº 400/0323

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ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORESIII.1. Administradores da EmissoraQuaisquer outras informações sobre a Emissora, a distribuição das Debêntures e este Prospectopoderão ser obtidas junto à Emissora, por seus diretores abaixo indicados, no seguinte endereço:Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - CoelbaAvenida Edgard Santos, 300, Bairro NarandibaSalvador - BA41186-900At.: Moisés Afonso Sales Filho - PresidenteTelefone: (71) 370-5500Fac-símile: (71) 370-5506E-mail: presidencia@coelba.com.brAt.: Erik da Costa Breyer - Diretor de Economia, Finanças e de Relações com InvestidoresTelefone: (71) 370-5501Fac-símile: (71) 370-5506E-mail: ri@coelba.com.br /ebreyer@coelba.com.brIII.2. Instituições Intermediárias da OfertaInstituição LíderBanco Santander Brasil S.A.Rua Amador Bueno, nº 474 – 3º Andar / Bloco CSão Paulo - SPAt.: Diretoria de Mercado de CapitaisTelefone: (11) 5538-8379Fac-símile: (11) 5538-8252Demais Instituições IntermediáriasBanco ABN Amro Real S.A.At.: Diretoria de Mercado de CapitaisAv. Paulista, 1374, 16o andar01310-916 – São Paulo – SPTel.: (11) 3174-6830Fax: (11) 3174-6830Banco Bradesco S.A.At.: Diretoria de Mercado de CapitaisAv. Paulista, nº 1.450 – 3º andar01046-920 – São Paulo – SPTel.: (11) 2178-4800Fax: (11) 2178-4808Banco Itaú BBA S.A.25

At.: Diretoria de Mercado de CapitaisAv. Brigadeiro Faria Lima, nº 3400 - 5º andar04538-132 – São Paulo – SPTel.: (11) 3708-8162Fax: (11) 3708-8107Unibanco - União de Bancos Brasileiros S.A.At.: Diretoria de Mercado de CapitaisAv. Eusébio Matoso, 891, 18º andar05423-901 – São Paulo – SPTel.: (11) 3097-4076Fax: (11) 3813-2675III.3. Consultores Jurídicos da OfertaConsultor Jurídico da EmissoraDemarest e Almeida – AdvogadosAvenida Pedroso de Moraes, 1201São Paulo – SP05419-001At.: António Manuel França Aires / Roberto Lourenço BelluzzoTelefone: (11) 3888-1820Fac-símile: (11) 3888-1700E-mail: aaires@demarest.com.br / rbelluzzo@demarest.com.brDemarest e Almeida – AdvogadosAvenida Rio Branco, 01, 6º andarRio de Janeiro – RJ20090-003At.: Sergio Ros Brasil / Tatiana Campello LopesTelefone: (21) 2277-9860Fac-símile: (21) 2277-9822E-mail: sbrasil@demarest.com.br / tcampello@demarest.com.brConsultor Jurídico das Instituições IntermediáriasSouza, Cescon Avedissian, Barrieu e Flesch – AdvogadosPraia de Botafogo, 228, Conj. 604Rio de Janeiro – RJ22250-040At.: Maurício Teixeira dos SantosTelefone: (21) 2551-4244Fac-símile: (21) 2551-5898E-mail: scbfrj@scbf.com.br26

III.4. Instituição Depositária / Banco MandatárioBanco Itaú S.A.Diretoria de Serviços para Mercado de CapitaisAv. Eng. Armando de Arruda Pereira, 707, 9º andarSão Paulo – SP04344-902At.: Superintendência de Serviços para EmpresasTelefone: (11) 5029 1317Fac-símile: (11) 5029 1917E-mail: claudio.ribeiro@itau.com.brIII.5. Agente FiduciárioPentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores MobiliáriosAv. das Américas, 3333, sala 307, Barra da TijucaRio de Janeiro – RJ22631-003At.: Sr. Maurício da Costa RibeiroTelefone: (21) 3325-5059Fac-símile: (21) 3325-5969III.6. Auditores Independentes da EmissoraA empresa de auditoria responsável por auditar as demonstrações financeiras da Emissora em 2001foi a Arthur Andersen S/C Ltda. A partir do exercício de 2002 a empresa responsável passou a ser aDeloitte, contratada em junho de 2002 por um período de 3 anos. Desde então, a Deloitte nãoprestou serviços não relacionados à auditoria externa da Coelba, que superassem 5% do valor doreferido contrato.Deloitte Touche Tohmatsu Auditores IndependentesAv. Tancredo Neves 450, 29º andarSalvador - BA41819-900At. José Othon Tavares de AlmeidaTelefone: (71) 273-9400Fac-símile: (71) 273-9440CRC – BA – nº 013.212/OCódigo CVM 3859E-mail: jota@deloitte.com.brArthur Andersen S/C Ltda.Rua Alexandre Dumas, 1981, 1º andar, Ala A - Santo AmaroSão Paulo - SP04717-906At. José Othon Tavares de AlmeidaTelefone: (11) 5185-2444Fac-símile: (11) 5181-2911CRC 2SP000123/S-BACódigo CVM 283-6E-mail: jota@deloitte.com.br27

III.7. Informações AdicionaisAlém da Emissora e das Instituições Intermediárias, quaisquer outras informações complementaressobre a Emissora e a distribuição das Debêntures poderão ser obtidas na CVM (www.cvm.gov.br),nos endereços abaixo:Comissão de Valores MobiliáriosCentro de ConsultasRua Sete de Setembro, 111, 5º andarRio de Janeiro, RJComissão de Valores MobiliáriosRua Formosa, 367, 20º andarSão Paulo, SPIII.8. Artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03A Emissora declara que (i) as informações contidas neste Prospecto são verdadeiras, consistentes esuficientes para o conhecimento, pelos investidores, da oferta, da Emissão, das Debêntures, daEmissora e de suas controladas, diretas e indiretas, de suas respectivas atividades e situaçõeseconômico-financeiras, dos riscos inerentes às atividades da Emissora e de suas controladas, diretase indiretas; e (ii) este Propecto foi elaborado de acordo com as normas pertinentes.A Instituição Líder declara que tomou todas as cautelas e agiu com elevados padrões de diligênciapara assegurar que este Prospecto (i) contém as informações relevantes necessárias aoconhecimento, pelos investidores, da oferta, da Emissão, das Debêntures, da Emissora e de suascontroladas, diretas e indiretas, de suas respectivas atividades e situações econômico-financeiras,dos riscos inerentes às atividades da Emissora e de suas controladas, diretas e indiretas; e (ii) foielaborado de acordo com as normas pertinentes.Independentemente do disposto acima, determinadas informações referentes ao Brasil e ao setorelétrico incluídas neste Prospecto foram compiladas de dados disponíveis ao público em geral,incluindo, mas não se limitando a, informações disponibilizadas pelo Governo Federal, MME oupela Aneel. A Emissora e as Instituições Intermediárias não assumem qualquer responsabilidadepela veracidade ou precisão de tais informações. Os administradores da Emissora são responsáveispela veracidade das informações encaminhadas à CVM, através das Instituições Intermediárias dadistribuição, por ocasião do registro. Ademais, assunções, previsões e demais expectativas futurasconstantes deste Prospecto estão sujeitas às incertezas de natureza econômica e competitiva fora docontrole da Emissora, e não devem ser entendidas como promessa ou garantia de resultados futurosou de performance. Potenciais investidores deverão conduzir suas próprias investigações sobretendências ou previsões discutidas ou inseridas neste Prospecto, bem como sobre as metodologias eassunções em que se baseiam as discussões dessas tendências e previsões. A Emissora e asInstituições Intermediárias recomendam a leitura atenta deste Prospecto, em especial de sua SeçãoVI – Fatores de Risco.28

SEÇÃO IV- INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTAIV.1.IV.2.IV.3.IV.4Composição do Capital Social da EmissoraCaracterísticas e Prazos da OfertaContrato de Distribuição de Valores MobiliáriosDestinação dos Recursos29

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INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTAEsta Seção não contém todas as informações relativas à Emissão e às Debêntures. Potenciaisinvestidores devem consultar a Seção VI – Fatores de Risco, a Escritura de Emissão e o Contratode Penhor na Seção X – Anexos, como Anexos X.6 e X.7, respectivamente.IV.1. Composição do Capital Social da EmissoraO capital social autorizado da Emissora é de R$ 1,3 bilhão, sendo que o capital subscrito eintegralizado é de R$ 1.068.297.400,82, representado por ações nominativas, sem valor nominal, naseguinte proporção:Classe/Espéciede AçãoQuantidade deAções% em Relação do Capital TotalOrdinária 10.930.451.658 58,10Preferencial – Classe A 1.955.755.644 10,40Preferencial – Classe B 5.931.526.614 31,50Total 18.817.733.916 100,00Para detalhamento das participações acionárias superiores a 5% do capital social da Emissora, videitem VIII.10 deste Prospecto.IV.2. Características e Prazos da Oferta1. EmissoraCoelba.2. Autorizações Societárias2.1. Esta Emissão é celebrada com base nas deliberações tomadas através da reunião doconselho de administração da Emissora (“RCA da Emissora”), realizada em 20 de maio de 2004, eda assembléia geral extraordinária dos acionistas da Emissora (“AGE”), realizada em 07 de junhode 2004.2.2. A reunião do conselho fiscal da Emissora, realizada em 20 de maio de 2004, opinoufavoravelmente à presente Emissão.2.3. A reunião do conselho de administração da Guaraniana (“RCA da Guaraniana”), realizadaem 29 de abril de 2004, aprovou a prestação da Fiança nos termos previstos na Escritura.2.4. As atas da RCA da Emissora e da AGE foram arquivadas na Junta Comercial do Estado daBahia sob os nºs 96539642 e 96543581, em 25.05.2004 e 14.06.2004, respectivamente, tendo sidopublicadas nos jornais "Diário Oficial do Estado da Bahia" e “Valor Econômico” em 02.06.2004 e17.06.2004, respectivamente. A ata da RCA da Guaraniana foi arquivada em 24.06.2004, sob o nº00001437893, na Junta Comercial do Estado do Rio de Janeiro, e publicada, em 02.07.2004, nosjornais “Diário Oficial do Estado do Rio de Janeiro” e “Valor Econômico”.31

3. AneelAs características da Emissão e os termos da Escritura estão em conformidade com aregulamentação estabelecida para concessionárias de distribuição de energia elétrica e foramaprovados pela Aneel em 24 de maio de 2004, através do Ofício No. 810/2004-SFF/ANEEL.4. Número de ordem da EmissãoEsta é a 4ª emissão de debêntures da Emissora.5. Valor total da Emissão5.1. O valor total da Emissão é de R$ 450 milhões, na Data de Emissão.5.2. Aumento do valor total da Emissão a critério da Emissora. Nos termos doparágrafo 2º do artigo 14 da Instrução CVM n. 400 e do Contrato de Distribuição, a Emissora, emcomum acordo com as Instituições Intermediárias, reserva-se o direito de exercer a opção deaumentar o valor total da Emissão em até 20% (vinte por cento) a quantidade indicada no item 5.1,acima.5.3. Exercida a opção referida no item anterior, a Escritura será aditada com vistas refletir onovo valor total da Emissão e da quantidade de Debêntures emitidas, devendo o Agente Fiduciáriocelebrar referido aditamento independente de qualquer outra formalidade ou convocação dostitulares das Debêntures, os quais, no momento da subscrição, consignam expressa aprovação àadoção desse procedimento.6. Valor Nominal unitárioO Valor Nominal unitário das Debêntures é de R$ 100 mil, na Data de Emissão.7. Atualização do Valor Nominal UnitárioO Valor Nominal não será atualizado.8. Número de sériesA Emissão terá uma única série de Debêntures.9. Quantidade de DebênturesSerão emitidas 4.500 Debêntures.10. FormaAs Debêntures serão da forma nominativa, escritural, sem a emissão de certificados representativos.Para todos os fins de direito, a titularidade das Debêntures será comprovada pelo extrato da conta dedepósito emitido pelo Banco Itaú S.A., instituição depositária responsável pela escrituração dasDebêntures. Adicionalmente, para as Debêntures custodiadas na CETIP, será expedido por esta o32

"Relatório de Posição de Ativos", acompanhado de extrato em nome do debenturista, emitido pelainstituição financeira responsável pela custódia destes títulos e, para as Debêntures custodiadas naCBLC, será expedido relatório por esta, indicando a titularidade das Debêntures que estiveremcustodiadas na CBLC.11. Conversibilidade em açõesAs Debêntures não serão conversíveis em ações de emissão da Emissora.12. EspécieAs Debêntures serão quirografárias, com garantia adicional fidejussória e real, na forma do dispostono artigo 58 da Lei n. 6.404/76 e conforme dispostas nas cláusulas V.11 e V.12 da Escritura.13. Limite da Emissão13.1. Tendo em vista que (i) o capital social da Emissora, nesta data, é de R$ 1,3 bilhão, e ocapital integralizado é de R$ 1.068.297.400,82; e (ii) a presente Emissão, somada às debêntures da3ª (terceira) emissão da Emissora, ainda não canceladas ou resgatadas, cujo valor, nesta data,devidamente atualizado nos termos da respectiva escritura de emissão, celebrada em 2 de julho de2004, é de R$ 97.402.154,54, totaliza R$ 547.402.154,54, o limite de emissão previsto no artigo 60da Lei n° 6.404/76 está cumprido.13.2. Caso a Emissora exerça a opção, na forma da clausula V.2.1, da Escritura, conformefacultado pelo parágrafo 2º do artigo 14 da Instrução CVM no. 400/03, o montante total da Emissãoatingirá, no máximo, R$540 milhões, o que, somado ao valor da 3 a Emissão, em 2 de julho de 2004,totalizará R$ 637.402.154,54, razão pela qual, nessa situação, o limite de emissão previsto no artigo60 da Lei n. 6.404/76 estará também cumprido.14. Garantia Real - Penhor de Direitos Creditórios da Emissora14.1. Como garantia adicional do integral cumprimento de todas as obrigações decorrentes daEmissão, a Emissora constituiu, de forma irrevogável e irretratável, em favor dos debenturistasdesta Emissão, representados pelo Agente Fiduciário, penhor, nos termos do artigo 1.451 eseguintes da Lei nº 10.406, de 10 de janeiro de 2002, e alterações posteriores (“Código Civil”) e doContrato de Penhor, sobre (a) todos os direitos creditórios de titularidade da Emissora, oriundos decontratos de fornecimento de energia elétrica (“Créditos”) para os consumidores da Coelba(“Consumidores”), conforme definido e identificados no Contrato de Penhor, existentes na data deassinatura da Escritura ou que vierem a se constituir futuramente, bem como seus respectivostítulos, quando existentes (“Créditos Empenhados”); (b) fração correspondente a 15,79% de todosdireitos de titularidade da Emissora contra cada instituição arrecadadora relacionada no Anexo I aoContrato de Penhor e qualquer instituição financeira que venha a prestar serviço de arrecadação e derecebimento dos valores pagos pelos serviços de fornecimento de energia elétrica (cada uma dessasinstituições, o “Agente Arrecadador”), decorrentes dos contratos celebrados com esses AgentesArrecadadores para o recebimento dos recursos provenientes de quaisquer consumidores de energiaelétrica (inclusive, mas não se limitando aos Consumidores), contratos esses discriminados noAnexo I ao Contrato de Penhor (conforme alterados de tempos em tempos), inclusive, mas não selimitando aos recursos recebidos ou que venham a ser recebidos pelos Agentes Arrecadadores; (c)fração correspondente a 15,79% de todos os direitos de titularidade da Emissora contra cadainstituição financeira relacionada no Anexo II ao Contrato de Penhor e qualquer instituição quevenha a receber recursos dos Agentes Arrecadadores (cada uma dessas instituições, o “BancoCentralizador”) decorrentes dos contratos celebrados com o Agentes Arrecadadores (contratos essesdiscriminados no Anexo I ao Contrato de Penhor, conforme alterado de tempos em tempos), inclusive,33

mas não se limitando aos recursos depositados e que venham a ser depositados nas contas decentralização da Emissora mantidas junto a tais Bancos Centralizadores (indicadas no Anexo II aoContrato de Penhor) (“Contas Centralizadoras”); e (d) a totalidade dos direitos de titularidade daEmissora contra o Banco Itaú S.A. ou qualquer banco que venha a substituí-lo, nos termos do Contratode Penhor, relativos à conta corrente de titularidade da Emissora nº 33.862-9, agência nº 2001, aberta emantida pela Coelba junto ao Banco Itaú S.A. (“Conta Caução”) ou qualquer outra conta que venha a seraberta para substituir a Conta Caução a qualquer tempo durante a vigência do Contrato de Penhor, sendocerto que na Conta Caução, ou em qualquer outra conta de titularidade de qualquer pessoa jurídica quevenha a ser indicada pelo Agente Fiduciário a qualquer tempo aos Consumidores, aos BancosCentralizadores e aos Agentes Arrecadadores (com cópia para a Emissora) será depositado, somente nocaso de excussão do Penhor, o produto dos créditos contra os Consumidores, os Bancos Centralizadorese os Agentes Arrecadadores, por conta do penhor constituído em (a) a (c) acima. Os recursos obtidoscom a excussão, judicial ou extrajudicial, do Penhor (conforme definido na Escritura) e de tempos emtempos reforçado, se for o caso, estarão limitados, mensalmente, durante toda a vigência do Contrato dePenhor, a 15,79% da média mensal da Receita Operacional Líquida da Emissora (“ROL”), conformedefinida no Contrato de Penhor, apurada com base nos dados das últimas Informações Trimestrais(“ITR”) ou demonstrações financeiras anuais, conforme o caso, divulgadas anteriormente à data daexcussão. Eventuais juros, atualização e rendimentos, fruto dos Bens Empenhados (conforme definidono Contrato de Penhor), em nenhuma hipótese integrarão o Penhor.14.1.1. O montante dos Bens Empenhados (conforme definido no Contrato de Penhor) será sempreequivalente a 15,79% da ROL mensal média da Emissora. Portanto, o montante dos BensEmpenhados, relativo ao primeiro trimestre de 2004, é de R$ 76.030.113,20.14.2. Observados os termos do Contrato de Penhor, no caso de inadimplemento financeirodas Debêntures ou no vencimento antecipado das mesmas, nos termos e prazos da Escritura, osBancos Centralizadores, mediante instruções do Agente Fiduciário, transferirão para o Banco Itaú naConta Caução, simultaneamente ao recebimento efetivo dos recursos, 15,79% do crédito diário dearrecadação recebido dos Agentes Arrecadadores, até o limite mensal correspondente a 15,79% daROL mensal média das últimas demonstrações financeiras anuais ou ITR divulgadas, conforme o caso(“Limite de Excussão”). O Limite de Excussão será ajustado com base nas divulgações subseqüentesdas demonstrações financeiras anuais ou do ITR. Eventuais juros, atualização e rendimentos, fruto dosBens Empenhados, em nenhuma hipótese integrarão o Penhor.14.3. A Emissora deverá fazer, durante a vigência do Contrato de Penhor, com que osAgentes Arrecadadores transfiram (ressalvadas as exceções previstas) a totalidade dos recursos poreles arrecadados decorrentes dos bens empenhados para as contas dos Bancos Centralizadores,sendo vedado à Coelba indicar outras contas correntes para o depósito do produto do recebimentodos recursos equivalentes aos Bens Empenhados, ou, de qualquer outra maneira, alterar odirecionamento dos pagamentos em desacordo com este Contrato, exceto a constituição de novosBancos Centralizadores. Fica desde já esclarecido que, estando a Emissora em dia com suasobrigações pecuniárias nos termos da Escritura e do Contrato de Penhor (conforme apurado peloAgente Fiduciário), inclusive o atendimento do Limite Mensal (conforme definido no Contrato dePenhor), os recursos canalizados para os Bancos Centralizadores não serão encaminhados para aConta Caução e poderão ser livremente utilizados pela Emissora.14.4. O penhor dos Créditos Empenhados (“Penhor”) está formalizado no Contrato dePenhor, cuja cópia encontra-se na Seção X – Anexos, como Anexo X.7, tendo sido registrado no 6ºOficial de Registro de Títulos e Documentos e Civil de Pessoa Jurídica de São Paulo -SP, sob o nº1179853, em 2 de julho de 2004, no 1º Ofício de Registro de Títulos e Documentos de Salvador -BA, sob o nº 131438, em 5 de julho de 2004, e no 3º Ofício de Registro de Títulos e Documentos doRio de Janeiro - RJ, sob o nº 776078, em 2 de julho de 2004.15. Garantia Fidejussória – Fiança da Guaraniana34

15.1. A Interveniente Garantidora, na qualidade de acionista controladora da Emissora, prestoufiança em favor dos debenturistas desta Emissão, representados pelo Agente Fiduciário (“Fiança”),pela qual obrigar-se-á, como fiadora e principal pagadora, de forma irrevogável e irretratável, comrenúncia expressa aos benefícios previstos nos artigos 827, 829, 830, 835, 837, 838 e 839, todos doCódigo Civil, e artigo 595, do Código de Processo Civil (Lei nº 5.869, de 11 de janeiro de 1973, ealterações posteriores – “Código de Processo Civil”), pelo pronto e pontual cumprimento dasobrigações assumidas pela Emissora na Escritura e/ou no Contrato de Penhor, incluindo a obrigaçãode pagar, na data de seu vencimento, o Valor Nominal de cada uma das Debêntures, acrescido (i) daRemuneração, calculada pro rata temporis, e (ii) dos Encargos Moratórios, se houver, bem comopela liquidação de todas e quaisquer obrigações, principais ou acessórias, assumidas pela Emissora,nos termos da Escritura e nos demais documentos decorrentes desta Emissão.15.2. Cabe ao Agente Fiduciário requerer a imediata execução da Fiança, nos prazos eformas previstos, conforme função que lhe é legalmente atribuída, uma vez verificada algumahipótese de insuficiência de pagamento do valor principal das Debêntures, acrescido daRemuneração e dos Encargos Moratórios, em qualquer hipótese de seu vencimento, inclusiveantecipado por força das hipóteses previstas na Capítulo VII da Escritura, tudo de acordo com odisposto na Escritura.15.3. A Interveniente Garantidora sub-rogar-se-á nos direitos dos debenturistas destaEmissão, caso venha honrar, no todo ou em parte, a presente garantia, sendo que a exeqüibilidade eeficácia desse direito de sub-rogação ficarão suspensas até (i) a liquidação integral de todas asobrigações da Emissora decorrentes da Escritura e do Contrato de Penhor perante os titulares dasDebêntures; ou (ii) que tenham transcorridos 12 (doze) meses, contados daquele em que houve asub-rogação, sem que a Emissora tenha inadimplido qualquer outra obrigação constante da presenteEscritura.15.4. A Fiança foi prestada em caráter irrevogável e irretratável e vigerá até o integral cumprimento,pela Emissora, de todas as obrigações decorrentes da Escritura e do Contrato de Penhor.16. Colocação e Cronograma das Etapas da Oferta16.1. As Debêntures serão objeto de distribuição pública, com intermediação de instituiçõesfinanceiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, sendo atendidos,obrigatoriamente, na seguinte ordem: (i) os clientes das Instituições Intermediárias, que desejaremsubscrever as Debêntures; e (ii) as Instituições Intermediárias desta Emissão, sob o regime degarantia firme prestada nos termos do Contrato de Distribuição.16.2. A Oferta somente terá início imediatamente após (i) a concessão do registro pela CVM; (ii)a publicação do anúncio de início de distribuição das Debêntures (resumido e completo); e (iii) adisponibilização deste Prospecto Definitivo aos investidores.16.3. Observadas as disposições da regulamentação aplicável, as Instituições Intermediáriasdeverão realizar a distribuição pública das Debêntures conforme plano de distribuição adotado emconformidade com o disposto no §3º do artigo 33 da Instrução CVM nº 400, fixado nos seguintestermos: (a) anteriormente ao registro da distribuição das Debêntures junto à CVM, foidisponibilizado ao público prospecto preliminar das Debêntures, precedido da publicação do avisode que trata o artigo 53 da Instrução CVM nº 400, não havendo, entretanto, recebimento de reservasde subscrição; (b) após a obtenção do registro da oferta pública das Debêntures na CVM, deverá ser35

publicado o respectivo anúncio de início de distribuição; (c) não será conduzido processo de coletade intenções de investimento nas Debêntures; (d) não haverá preferência para subscrição dasDebêntures pelos atuais acionistas da Emissora; (e) não existirá lotes mínimos ou máximos desubscrição das Debêntures; (f) serão atendidos, preferencialmente, os clientes investidoresqualificados das Instituições Intermediárias que desejarem efetuar investimentos nas Debêntures,tendo em vista a relação das Instituições Intermediárias com esses clientes, conforme definidos noartigo 99 da Instrução CVM nº 302, de 05 de maio de 1999, bem como outros fundos deinvestimento, mesmo que não se enquadrem na definição de investidores qualificados da referidaInstrução CVM nº 302/99; e (g) cada uma das Instituições Intermediárias exercerá, entre o 1º e o 5ºdia após a publicação do anúncio de início de distribuição das Debêntures, a respectiva garantiafirme de colocação, conforme item IV.3 desta Seção. Após a subscrição integral das Debêntures, aEmissora e a Instituição Líder farão publicar o respectivo anúncio de encerramento. O anúncio deinício e o anúncio de encerramento serão publicados nos jornais indicados no item 34 abaixo.16.4. A aceitação dos investidores deverá se dar de acordo com os procedimentos do item 21abaixo. A revogação da aceitação pelo investidor, por sua vez, deverá se dar, nos casos e formasaqui previstos, mediante carta protocolada na sede da Emissora ou da Instituição Líder até o 5º diaútil posterior à data de comunicação, pela Instituição Líder, do evento que causou a suspensão,revogação ou cancelamento da Oferta.16.5. As hipóteses de suspensão, prorrogação, revogação ou cancelamento desta Oferta estãodispostas nos itens 42, 43 e 44 desta Seção.17. Data de EmissãoPara todos os efeitos legais, a Data de Emissão das Debêntures será 01 de junho de 2004.18. Prazo e data de vencimentoAs Debêntures terão prazo de vencimento de 4 anos, contados da Data de Emissão, vencendo-se,portanto, em 1 de junho de 2008.19. Prazo para subscriçãoAs Debêntures serão subscritas em até 6 (seis) meses, contados da data de publicação do anúncio deinício de distribuição da presente Emissão.20. Preço de subscriçãoO Preço de Subscrição das Debêntures será o seu Valor Nominal, acrescido da Remuneração(conforme item 23 abaixo), calculada pro rata temporis, desde a Data de Emissão até a Data deIntegralização (“Preço de Subscrição”).21. Formas de subscrição e integralizaçãoA subscrição das Debêntures será efetuada por meio dos procedimentos da Cetip. O pagamento doPreço de Subscrição será realizado à vista, na Data de Integralização, em moeda corrente nacional.36

22. Pagamento do Valor Nominal e da AtualizaçãoO Valor Nominal será pago pela Emissora em 12 parcelas, trimestrais e sucessivas, a partir do 15º(décimo quinto) mês, inclusive, contado da Data de Emissão (“Amortização” ou “Amortizações”),de acordo com a tabela abaixo:23. RemuneraçãoMês% do Valor Nominal daDebênture1. 15º 4,52. 18º 4,53. 21º 4,54. 24º 4,55. 27º 6,56. 30º 6,57. 33º 6,58. 36º 6,59. 39º 1410. 42º 1411. 45º 1412. 48º 14Sobre o saldo do Valor Nominal incidirão juros correspondentes à acumulação das taxas médiasdiárias dos DI - Depósitos Interfinanceiros de um dia, extra-grupo (“Taxas DI”), calculadas edivulgadas pela CETIP, capitalizada de um spread ou sobretaxa (“spread”) de 3,50% ao ano, base252 dias úteis, incidentes sobre o Valor Nominal, a partir da Data de Emissão, e pagos ao final decada Período de Capitalização, de acordo com a fórmula abaixo (spread, em conjunto com a TaxaDI, denominados "Remuneração").23.1. Caso a Emissora venha aderir ao “Programa de Apoio à Capitalização de EmpresasDistribuidoras de Energia Elétrica” (“Programa de Capitalização”) do Banco de DesenvolvimentoEconômico e Social – (“BNDES”) e o valor liberado pelo BNDES para a Emissora no âmbito desseprograma seja (i) igual ou superior a 50,00% do saldo devedor das Debêntures em circulação(incluindo principal e Remuneração), o spread será automaticamente reduzido para 3,00% ao ano;ou (ii) entre 25,00% e 49,99% do saldo devedor das Debêntures em circulação, o spread seráautomaticamente reduzido para 3,25% ao ano. Em ambos os casos a redução do spread ocorrerá apartir do 30º dia contado da notificação entregue ao Agente Fiduciário nos termos do item seguinte.23.1.1. Independentemente do valor liberado à Emissora pelo BNDES no âmbito do Programa deCapitalização, a Emissora deverá, no prazo de até 2 dias úteis do recebimento dos recursos noâmbito do Programa de Capitalização, informar ao Agente Fiduciário, para fins do disposto nacláusula anterior e nas cláusulas V.25 e V.26 da Escritura, (i) a completa descrição do montanteenvolvido, sua porcentagem em relação ao valor das Debêntures em circulação, prazo,remunerações, vencimento antecipado, encargos e outras características relevantes; e, ainda, (ii) omontante que se obriga a despender em virtude do exercício da Opção de Compra, conformedefinida na Cláusula V.25 da Escritura, observado o disposto na cláusula V.25.1 da Escritura. Semprejuízo da obrigação da Emissora aqui estipulada, esta irrevogável e irretratavelmente autoriza oAgente Fiduciário a obter as informações referidas em (i) diretamente junto ao BNDES.37

23.1.2. Uma vez notificado pela Emissora ou tendo obtido informações junto ao BNDES, o AgenteFiduciário, (i) até o 2º dia útil seguinte à data da obtenção das informações referidas no itemanterior, fará publicar, na forma da cláusula V.30 da Escritura, aviso aos debenturistas destaEmissão para informar o inteiro teor da notificação recebida nos termos da cláusula anterior e, sefor o caso, o novo valor do spread, apurado nos termos do item 23.1, acima (a “Data da Publicaçãodo Aviso”); e (ii) notificará os debenturistas desta Emissão, se possível individualmente, no prazomáximo de 5 dias úteis contados da obtenção das informações referidas no item anterior, parainformar o inteiro teor da notificação ou informação recebida nos termos da cláusula anterior e, sefor o caso, o novo valor do spread, apurado nos termos do item 23.1, acima.23.1.3. Sendo efetivada a publicação de que trata a cláusula anterior, a Escritura será aditada comvistas à compatibilização da Remuneração com o novo valor do spread, devendo o AgenteFiduciário celebrar referido aditamento independente de qualquer outra formalidade ou convocaçãodos titulares das Debêntures, os quais, no momento da subscrição, consignam expressa aprovação àadoção desse procedimento.23.1.4. O aditamento referido no item anterior deverá ser efetivado no prazo de 5 dias úteiscontados (i) da data de pagamento do Preço das Opções (conforme definido na Escritura), nostermos da Cláusula V.26 da Escritura, ou (ii) da data de encerramento do prazo para exercício daOpção de Venda (conforme definida na cláusula V.25 da Escritura), nos termos da cláusula V.25.3da Escritura, no caso de não haver exercícios de opções.23.2. Entende-se por período de capitalização (“Período de Capitalização") o intervalo detempo entre duas datas previstas para o pagamento da Remuneração, ressalvado que o 1º (primeiro)Período de Capitalização tem início na Data de Emissão e término na data prevista para o 1º(primeiro) pagamento da Remuneração. Os demais Períodos de Capitalização têm início na dataprevista para o pagamento da Remuneração do Período de Capitalização anterior e término na dataprevista para o pagamento da Remuneração subseqüente, cada Período de Capitalização sucedendoo anterior, sem solução de continuidade. O pagamento da Remuneração será exigível somente nofinal de cada Período de Capitalização, sem prejuízo dos demais vencimentos previstos naEscritura.23.3. As taxas médias diárias são acumuladas de forma exponencial, utilizando-se ocritério pro rata temporis, até a data do efetivo pagamento dos juros, de forma a cobrir todo oPeríodo de Capitalização.23.4. O cálculo dos juros obedecerá à seguinte fórmula:onde:J = valor dos juros devidos no final de cada Período de Capitalização, calculado com 6 (seis) casasdecimais sem arredondamento;VNe = valor nominal da debênture no início do Período de Capitalização, informado/calculado com6 (seis) casas decimais, sem arredondamento;38

Fator DI = produtório das taxas DI Over da data de início de capitalização, inclusive, até a data decálculo exclusive, calculado com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento;onde:n DI = número total de Taxas DI Over, sendo "n DI " um número inteiro;TDI k = Taxa DI Over, expressa ao dia, calculada com 8 (oito) casas decimais com arredondamento;, onde: k = 1, 2, ..., nDI k = Taxa DI Over divulgada pela CETIP, utilizada com duas casas decimais;d k = número de dia(s) útil(eis) correspondentes ao prazo de validade da Taxa DI Over, sendo "d k "um número inteiro;FatorSpread= Sobretaxa de juros fixos calculado com nove casas decimais, com arredondamento;onde:spread = spread ou sobretaxa, na forma percentual ao ano, informado com quatro casas decimais;n = É o número de dias úteis entre a data do próximo evento e a data do evento anterior, sendo "n"um número inteiro;DT = É o número de dias úteis entre o último e o próximo evento, sendo "DT" um número inteiro; eDP = É o número de dias úteis entre o último evento e a data atual, sendo "DP" um número inteiro.23.5. A Taxa DI deverá ser utilizada considerando idêntico número de casas decimaisdivulgado pela CETIP.23.6. No caso de indisponibilidade temporária da Taxa DI quando do pagamento dequalquer obrigação pecuniária prevista na Escritura, será utilizada, em sua substituição, a mesmataxa diária produzida pela última Taxa DI conhecida, acrescida do spread, se houver, até a data daaferição, não sendo devidas quaisquer compensações financeiras, tanto por parte da Emissora,quanto pelos debenturistas, quando da divulgação posterior da Taxa DI respectiva.23.7. Na ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI pela CETIP por prazosuperior a 10 dias úteis após a data esperada para sua divulgação, ou, ainda, no caso de sua extinçãoou impossibilidade de sua aplicação por imposição legal, será utilizado em sua substituição o índiceque vier a ser determinado legalmente como seu substituto, se houver, caso o mesmo contenhacaracterística semelhantes à Taxa DI. Na ausência de critério legal substituto com características39

semelhantes à Taxa DI, o Agente Fiduciário deverá convocar Assembléia Geral de Debenturistaspara definir, de comum acordo com a Emissora, o parâmetro a ser aplicado. Até a deliberação desseparâmetro será utilizada, para o cálculo do valor de quaisquer obrigações previstas na cláusulaV.20.1 e seguintes da Escritura, a mesma taxa diária produzida pela última Taxa DI conhecida,acrescida do spread, até a data da deliberação da Assembléia Geral de Debenturistas.23.7.1. Caso não haja acordo sobre a nova Remuneração entre titulares de Debênturesrepresentando pelo menos 75% do total das Debêntures em circulação e a Emissora, as Debênturesdeverão ser resgatadas pela Emissora, na sua totalidade, no prazo de 20 dias úteis contados da datada realização da Assembléia Geral de Debenturistas, pelo saldo do Valor Nominal Unitárioacrescido da Remuneração (aplicando-se a última Taxa DI divulgada) devida até a data do resgate,calculada pro rata temporis, a partir da Data de Emissão ou data do último pagamento daRemuneração, o que ocorrer por último. O resgate ao qual se refere este item não será acrescido deprêmio de qualquer natureza.23.8. O fator resultante da expressão é considerado com dezesseis casasdecimais sem arredondamento.23.9. Efetua-se o produtório dos fatores diários , sendo que a cada fatordiário acumulado, trunca-se o resultado com dezesseis casas decimais, aplicando-se o próximo fatordiário, e assim por diante, até o último considerado.24. Periodicidade do pagamento da RemuneraçãoA Remuneração será paga trimestralmente, razão pela qual o primeiro pagamento ocorrerá em 01 desetembro de 2004 e o último, em 01 de junho de 2008. Farão jus à Remuneração os titulares dasDebêntures que assim constem na Instituição Depositária ao final do dia útil anterior à data de seupagamento.25. Local de pagamentoOs pagamentos a que fazem jus as Debêntures serão efetuados pela Emissora no mesmo dia de seuvencimento, utilizando-se os procedimentos adotados pela CETIP ou pela CBLC, ou através doBanco Depositário, para os titulares das Debêntures que não estejam custodiadas na CETIP ou naCBLC.26. Fundo de AmortizaçãoNão será constituído fundo de amortização para a presente Emissão.27. Resgate antecipado facultativo27.1. A partir do 1º dia do 12º mês contado da Data de Emissão (inclusive) e desde que aEmissora publique aviso aos debenturistas da Emissão com antecedência mínima de 10 dias úteis dadata de resgate, a Emissora reserva-se o direito de promover, em cada data de pagamento daRemuneração, a critério de seu Conselho de Administração, o resgate antecipado, total ou parcial,das Debêntures em circulação. O resgate antecipado será efetuado mediante o pagamento do saldodo Valor Nominal, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a data do últimopagamento da Remuneração até a data do seu efetivo pagamento, e de um prêmio de 0,50%,incidente sobre o valor do resgate calculado nos termos deste item.40

27.2. Caso o resgate antecipado, previsto no item anterior, abranja parcialmente asDebêntures em circulação, a Emissora, em conjunto com o Agente Fiduciário, deverá apurar aquantidade de Debêntures de titularidade de cada debenturista e observar o sorteio, nos termos doartigo 55, §1º, da Lei n. 6.404/76.28. Aquisição Facultativa28.1. A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir Debêntures em circulação, por preço igualou inferior ao seu Valor Nominal, acrescido da Remuneração pro rata devida até a data deaquisição e ainda não paga aos debenturistas, observado o disposto no parágrafo 2º do artigo 55 daLei n° 6.404/76.28.2. As Debêntures adquiridas pela Emissora poderão ser canceladas, permanecer na tesourariada Emissora, ou ser novamente colocadas no mercado. As Debêntures adquiridas pela Emissorapara permanência em tesouraria nos termos desta cláusula, se e quando recolocadas no mercado,farão jus à mesma Remuneração das demais Debêntures da mesma série em circulação.29. Opção de Venda e Opção de Compra29.1. Observada a limitação constante no item 29.6, caso a Emissora receba recursos oriundos doPrograma de Capitalização do BNDES, (i) cada debenturista desta Emissão terá a opção de,individualmente e a seu exclusivo critério, vender e Emissora terá a obrigação de comprar, desdeque solicitado por referido debenturista a(s) Debênture(s) de que seja(m) titular(es) (“Opção deVenda”), e (ii) a Emissora terá a opção de comprar e os titulares das Debêntures, a obrigação de lhevender, desde que solicitados pela Emissora, a seu exclusivo critério, a(s) Debênture(s) de queseja(m) titular(es) (“Opção de Compra”), respeitado o exercício da Opção de Venda, conforme oitem seguinte.29.2. No exercício da Opção de Compra, cujo montante total é fixado de antemão pela Emissora,nos termos da cláusula V.20.1.1(i) da Escritura, será respeitado o exercício da Opção de Vendapelos titulares das Debêntures, combinando-se as Debêntures objeto desta opção com aquelas queserviriam para suportar o montante fixado para o exercício da Opção de Compra, tratando-se ambosexercícios como um só para fins da totalização do montante da Opção de Compra previamentefixado pela Emissora.29.3. Caso o montante da Opção de Venda seja superior ao valor fixado para a Opção de Compra,a Emissora deverá adquirir as Debêntures objeto desse exercício, observadas a limitação fixada nacláusula V.25.2.1 da Escritura e o procedimento de rateio proporcional entre os titulares deDebêntures exercidas, nos termos da Lei n. 6.404/76.29.4. Caso o montante da Opção de Compra seja superior ao valor total do pagamento dasDebêntures objeto do exercício da Opção de Venda, a Emissora deverá observar , para o excedenteà Opção de Venda, o sorteio entre todos os titulares de Debêntures, nos termos do artigo 55, §1º, daLei n. 6.404/76.29.5. O preço a ser pago pela Emissora em decorrência do exercício da Opção de Venda ou daOpção de Compra será igual ao Valor Nominal não amortizado das Debêntures, acrescido daRemuneração calculada pro rata temporis até a data do efetivo pagamento da opção (“Preço dasOpções”), sem fazer jus ao pagamento de qualquer prêmio.41

29.6. Para fins do exercício da Opção de Venda ou da Opção de Compra, serão apurados, na datada disponibilização dos recursos pelo BNDES, (a) o saldo das obrigações relacionadas àsDebêntures em circulação; e (b) o saldo remanescente das obrigações da Emissora em relação aoEmpréstimo Externo (conforme definido na Cláusula VI.5.1 da Escritura), dividindo-se a parcela“(a)” pelo resultado da soma de “(a)” e “(b)”. Calculado esse número em forma percentual, omesmo será aplicado ao montante total de recursos disponibilizados pelo BNDES, sendo esseresultado o montante que servirá de limite para o pagamento do Preço das Opções (“Parcela dasOpções”) e, por conseqüência, poderá restringir o exercício da Opção de Venda.29.7. Caso o montante objeto do exercício pela Emissora da Opção de Compra seja inferior aomontante total objeto do exercício das Opções de Venda, a Emissora observará o rateioproporcional entre os titulares das Debêntures que exerceram a Opção de Venda, respeitada aunidade. Caso o montante do exercício pela Emissora da Opção de Compra seja superior aomontante total objeto do exercício da Opção de Venda, a Emissora observará o sorteio, nos termosdo artigo 55, §1º, da Lei n. 6.404/76.29.8. A Opção de Venda poderá ser exercida individualmente por cada titular das Debêntures (a)independentemente de assembléia geral de debenturistas, (b) desde que notificado o AgenteFiduciário, pelo(s) debenturista(s), do exercício da Opção de Venda, no prazo de 10 dias úteiscontados da Data da Publicação do Aviso (conforme definida na cláusula V.20.1.2 da Escritura); e(c) sem limitação ao montante indicado pela Emissora nos termos da cláusula V.20.1.1(ii) daEscritura.29.9. Vencido o prazo de 10 dias úteis para o exercício da Opção de Venda, o Agente Fiduciáriodeverá informar, no dia útil seguinte, o inteiro teor da(s) notificação(ões) à Emissora(a “Notificação da Opção de Venda”), que efetuará o pagamento do Preço da Opção de Vendaconforme item 30, abaixo.29.10. A Opção de Compra será exercida, respeitando-se as Debêntures objeto do exercício daOpção de Venda, independentemente de assembléia geral de debenturistas, após o recebimento daNotificação da Opção de Venda, (i) independentemente de notificação adicional aos titulares dasDebêntures no caso do montante objeto da Notificação da Opção de Venda ser igual ou superioràquele previamente divulgado pela Emissora para fins do exercício da Opção de Compra; ou(ii) observando-se o procedimento fixado no item seguinte, no caso do montante objeto danotificação da Opção de Venda ser inferior àquele previamente divulgado pela Emissora para finsdo exercício da Opção de Compra. Em ambas as hipótese em que a Emissora observará o rateioproporcional entre todos os titulares de Debêntures, nos termos da Lei n. 6.404/76.29.11. Na hipótese do item (ii) do item anterior, o Agente Fiduciário, no prazo máximo de 2 diasúteis, contados da data da entrega da Notificação da Opção de Venda, (i) notificará os debenturistasdesta Emissão, se possível individualmente, para informar o saldo de Debêntures relativo àdiferença entre o montante decorrente do exercício da Opção de Venda e aquele previamentedivulgado pela Emissora para o exercício da Opção de Compra; e (ii) fará publicar, na forma dacláusula V.30 da Escritura, aviso aos debenturistas desta Emissão informando o conteúdo danotificação em (i).29.12.1. A aquisição, pela Emissora, de Debêntures em virtude da Opção de Compraimplicará seu automático cancelamento.42

29.12.2. A aquisição, pela Emissora, de Debêntures em virtude da Opção de Venda nãoimplicará seu automático resgate ou cancelamento, podendo ser mantidas em tesouraria,recolocadas pela Emissora ou canceladas, total ou parcialmente, a qualquer tempo, observados ostermos da Escritura e da legislação em vigor.30. Prazo e Local de Pagamento. A Emissora efetuará o pagamento do Preço das Opçõesatravés de operação de Compra e Venda definitiva, conforme regulamento de operações, nomercado secundário, da CETIP, da CBLC ou, caso as Debêntures não estejam registradas no SNDou no Bovespafix, junto à Instituição Depositária, em todos os casos no 3º (terceiro) dia útilseguinte à data de recebimento da Notificação da Opção de Venda.31. Encargos MoratóriosOcorrendo atraso imputável à Emissora no pagamento de qualquer quantia devida aos titulares dasDebêntures, os débitos em atraso ficarão sujeitos a multa moratória de 2% (dois por cento) e jurosde mora de 1% (um por cento) ao mês, ambos calculados sobre os valores em atraso, devidamenteatualizados, encargos moratórios esses calculados desde a data do inadimplemento até a data doefetivo pagamento, independentemente de aviso, notificação ou interpelação judicial ouextrajudicial (“Encargos Moratórios”).32. Prorrogação dos prazosConsiderar-se-ão automaticamente prorrogados os prazos referentes ao cumprimento de qualquerobrigação prevista ou decorrente da presente Escritura, até o 1º dia útil subseqüente, sem acréscimode juros ou de qualquer outro Encargo Moratório, se a data de vencimento coincidir com feriadonacional, sábado ou domingo ou dia em que não houver expediente bancário na cidade de SãoPaulo, Estado de São Paulo, ressalvados os casos de feriados municipais para os pagamentos quedevam ser realizados por meio da CETIP.33. Decadência dos Direitos aos AcréscimosSem prejuízo do disposto na Cláusula V.27 da Escritura, o não-comparecimento do debenturista parareceber o valor correspondente a qualquer das obrigações pecuniárias da Emissora nas datas previstasnesta Escritura, ou em comunicado publicado pela Emissora, não lhe dará direito ao recebimento daRemuneração e/ou Encargos Moratórios, se houver, no período relativo ao atraso no recebimento.34. PublicaçãoObservados os prazos especificados na Escritura, todos os atos e decisões destinados aosdebenturistas deverão ser obrigatoriamente comunicados, na forma de avisos, no jornal “ValorEconômico” e outros jornais habitualmente utilizados pela Emissora, informados nas InformaçõesAnuais – IAN, e através da rede mundial de computadores, por meio do site da Emissora(http://www.coelba.com.br), devendo esta avisar o Agente Fiduciário, antecipadamente, darealização de qualquer publicação. O anúncio de início e o anúncio de encerramento da presenteEmissão poderão ser publicados no jornal “Valor Econômico” na forma de aviso resumido, sendoobrigatoriamente disponibilizados, em sua íntegra, no site da Emissora acima indicado.35. Agente Fiduciário35.1. O Agente Fiduciário da presente Emissão, representante da comunhão de interesses dosdebenturistas, é a Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários.43

35.2. O Agente Fiduciário da presente Emissão declara ter verificado a regularidade e a legalidadeda constituição das garantias prestadas, sua suficiência e exeqüibilidade, inclusive quanto àregularidade da inscrição nos registros competentes.36. Instituição DepositáriaA Instituição Depositária, prestadora de serviços de escrituração das Debêntures, será o Banco ItaúS.A.37. Banco MandatárioO Banco Mandatário da Emissão será o Banco Itaú S.A.38. Definições de Termos FinanceirosPara os fins da Escritura, aplicar-se-ão as seguintes definições, baseadas em demonstrativoselaborados com base nos princípios contábeis geralmente aceitos no Brasil:a. “Dívida Total”: significa o somatório do saldo de títulos de renda fixa, dívidas bancárias,incluindo empréstimos com o BNDES ou agências multilaterais, obrigações comprovadascomo fundo de pensão dos funcionários da Emissora, não considerando para tal definição ocálculo atuarial, acrescido de despesas líquidas com operações de hedge, dívida com aEletrobrás, e dívidas de mútuos com partes relacionadas, excluindo deste cálculo aRecomposição Tarifária Extraordinária (“RTE”) e CVA.b. “EBITDA”: significa o lucro ou prejuízo líquido da Emissora antes da contribuição social eimposto de renda, subtraindo-se as receitas e adicionando-se as despesas geradas pelosresultados não operacionais, equivalência patrimonial, resultados financeiros, provisão paracontingências, Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, depreciação e amortização,definição esta na forma usualmente aceita pelos princípios contábeis brasileiros. Para finsda apuração das relações previstas na cláusula VI.1. da Escritura, será utilizado o somatóriodos quatro últimos trimestres fiscais.c. “Despesa de Juros”: significa, tendo em vista apenas os efetivamente desembolsados –despesa financeira bruta como base de cálculo, os juros de dívida bancária (incluindo jurosdevidos ao BNDES e a agências multilaterais), acrescido de juros pagos ao fundo de pensãoe parcela “caixa” da variação monetária e cambial, mais as despesas líquidas de hedge, maisos juros pagos à Eletrobrás, mais os juros pagos de títulos de renda fixa, mais os jurosefetivamente pagos por conta de mútuos com partes relacionadas (deduzidos de eventuaisjuros recebidos de partes relacionadas – por conta dos Empréstimos Intercompaniesregistrados no ativo da Emissora - no trimestre em questão. Estão excluídos deste cálculo osjuros efetivamente desembolsados por conta de: RTE, CVA e também as despesas oriundasde provisões (que não tiveram impacto no caixa, mas apenas registro contábil). Para fins daapuração das relações previstas no item acima, será utilizado o somatório dos quatroúltimos trimestres fiscais.d. “Capitalização”: significa o somatório da Dívida Total e do Patrimônio Líquido.e. “Dívida de Curto Prazo”: significa a dívida total de curto prazo subtraída das parcelascorrentes das dívidas de longo prazo;da parcela corrente de RTE e CVA, conforme definidopela regulamentação da Aneel; e das Aplicações Financeiras Redutoras.44

f. “Aplicações Financeiras Redutoras”: significa as aplicações financeiras da Emissora queatendam a todas as seguintes condições (i) estejam mantidas em conta não movimentávelpela Emissora até o vencimento do respectivo contrato, fazendo-se prova dessa contrataçãojunto ao Agente Fiduciário, caso este solicite; (ii) a instituição financeira autorizada amovimentar referida conta tenha patrimônio superior a R$ 1 bilhão e goze de classificaçãode risco aceitável, entendendo-se esta com relação (a) a uma instituição financeira sediadanos Estados Unidos, como classificação de risco de crédito da agência Standard & Poor´s(“S&P”) nota “A” ou melhor, ou da Moody´s Investors Services Inc. (“Moody´s”) nota A2ou melhor, com relação a dívida de longo prazo, ou (b) a instituição financeira sediada noBrasil, como classificação de risco de crédito da S&P nota BB- ou melhor, ou da Moody´snota Ba3 ou melhor, ou da Fitch Investor´s Service, L.P. nota BB ou melhor, com relação adívida de longo prazo; (iii) o montante das aplicações financeiras seja, no máximo, igual aUS$ 200.000.000,00 (duzentos milhões de dólares norte-americanos); e (iv) estejamtemporalmente limitadas a 30 novembro de 2005, data após a qual não será mais permitidaa utilização desse item como redutor da Dívida Total ou da Dívida de Curto Prazo.39. Vencimento Antecipado39.1. Observado o disposto na Cláusula VII.4 da Escritura, o Agente Fiduciário declararáantecipadamente vencidas todas as obrigações da Emissora constantes da Escritura e exigirá delae/ou da Interveniente Garantidora o imediato pagamento do saldo devedor do Valor Nominal,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 pelaEmissora nos termos da Escritura ou do Contrato de Penhor, na ocorrência de qualquer uma dasseguintes hipóteses:a. descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação pecuniária perante os debenturistasda Emissão, prevista na Escritura ou no Contrato de Penhor, não sanada em 2 dias úteiscontados da data da inadimplência;b. (i) pedido de concordata preventiva formulado pela Emissora e/ou por seus acionistascontroladores; (ii) pedido (auto-falência ou por terceiros) de falência da Emissora, seusacionistas controladores e/ou sociedades por ela controladas, ou (iii) decretação de falênciada Emissora, seus acionistas controladores e/ou de sociedades por ela controladas (ou, emrelação a qualquer das hipóteses desta alínea, qualquer procedimento judicial análogo aosprevistos nesta alínea, que substitua ou complemente a atual legislação sobre falências econcordatas);c. liquidação da Emissora e/ou de seus acionistas controladores e sociedades controladas;d. término, por qualquer motivo, do Contrato de Concessão;e. inadimplemento, pela Emissora, de quaisquer obrigações a que esteja sujeita, como equando tais obrigações tornarem-se exigíveis, observados os períodos de carênciaaplicáveis, obrigação essa em valor agregado igual ou superior a R$15 milhões, nãoregularizado em um período máximo de 30 dias, a contar do descumprimento da obrigação;f. vencimento antecipado de quaisquer obrigações da Emissora, como e quando taisobrigações tornarem-se exigíveis, em valor agregado igual ou superior a R$15 milhões;45

g. protesto de títulos contra a Emissora, cujo valor não pago ultrapasse R$15 milhões, salvo se(i) o protesto tiver sido efetuado por erro ou má-fé de terceiros, desde que validamentecomprovado pela Emissora, (ii) for cancelado, ou, ainda, (iii) forem prestadas garantias emjuízo, no prazo máximo de 30 dias contados da ocorrência do protesto;h. caso o Penhor se torne ilegal, impróprio ou insuficiente para assegurar o cumprimento dasobrigações assumidas pela Emissora na Escritura ou no Contrato de Penhor, e desde quenão seja substituído ou complementado pela Emissora, no prazo de até 15 dias, após asolicitação expressa do Agente Fiduciário; oui. sentença transitada em julgado ou laudo arbitral definitivo, proferidos contra a Emissora,cujo valor da condenação seja superior a R$15 milhões, desde que não provisionados comantecedência mínima de 150 dias, da data da publicação da sentença ou do conhecimentodo laudo arbitral.39.2. Observado o disposto na cláusula VII.4 da Escritura, o Agente Fiduciário deveráconvocar, dentro de 48 horas da data em que tomar conhecimento da ocorrência de qualquer doseventos abaixo, Assembléia Geral de Debenturistas para deliberar sobre a declaração do vencimentoantecipado das Debêntures, observado o quorum específico estabelecido na cláusula VII.3 daEscritura, na ocorrência de qualquer uma das seguintes hipóteses:a. descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação não-pecuniária perante osdebenturistas da Emissão, prevista na Escritura ou no Contrato de Penhor, não sanada noprazo de 30 dias, contado da data do recebimento de notificação escrita do AgenteFiduciário nesse sentido, sendo certo que o prazo de 30 dias previsto nesta alínea não seaplica a qualquer outra hipótese;b. deixar a Emissora de envidar os melhores esforços para aderir ao Programa deCapitalização do BNDES;c. deixar a Emissora de cumprir com todas as obrigações assumidas no Contrato de Penhor oude praticar todos os atos necessários para que o Penhor e suas cláusulas permaneçamválidas e eficazes, até o cumprimento de suas obrigações assumidas na Escritura;d. modificar as condições, características ou a estrutura de garantias do Empréstimo Externo(abaixo definido) sem o prévio conhecimento e aprovação, por escrito, do AgenteFiduciário;e. emitir títulos e valores mobiliários, nos mercados local e externo, com cronograma deamortização que contemple pagamento de principal antes do encerramento do prazo decarência da Amortização das Debêntures, sem a prévia autorização do Agente Fiduciário,ressalvada a 3ª (terceira) Emissão de Debêntures da Emissora;f. cisão, fusão ou incorporação envolvendo a Emissora, nos termos da Lei n. 6.404/76, excetose (i) aprovada qualquer destas operações, pelos Debenturistas, observado o quorumprevisto na cláusula X.5 da Escriturae não sendo admitida a dispensa de realização deassembléia geral prevista no §1º do referido artigo 231 da Lei n. 6.404/76, ou (ii) a cisão,fusão ou incorporação decorra de obrigação legal ou regulamentar imposta pela Aneel noâmbito do processo de desverticalização das atividades desenvolvidas pela Emissora,incluindo, mas sem limitações, em relação à Cosern e/ou à Itapebi, conforme previsto noContrato de Concessão e na Lei n. 10.848/04; eg. alienação, direta ou indireta, do controle acionário da Emissora, tal como definido nosartigos 116 e 254-A da Lei n. 6.404/76, que resulte na saída do Grupo Iberdrola – inclusive,sem limitação, a Iberener – do quadro acionário, direto ou indireto, da Emissora.46

39.2.1. Observado o disposto no item 38 acima, configurar-se-ão, também, hipóteses devencimento antecipado através de assembléia geral, o descumprimento das seguintes obrigações:a. manutenção, pela Emissora, dos índices e limites financeiros a seguir: (a) Relação DívidaTotal/EBITDA, inferior a 3; (b) Relação EBITDA/Despesa de Juros, superior a 2; (c)Relação Dívida Total/Capitalização, inferior a 0,55; e (d) Relação Dívida de CurtoPrazo/Dívida Total, inferior a 35%, sendo que, para efeito de cálculo da relação previstanesta alínea, não será incluída em Dívida de Curto Prazo a parte corrente da dívida de longoprazo;b. caso, em qualquer exercício, haja, nos termos do artigo 201, da Lei n. 6.404/76,possibilidade jurídica de distribuição, pela Emissora, de dividendos, juros sobre capitalpróprio ou qualquer outra participação estatutária em lucros, a Interveniente Garantidora, naqualidade de acionista controladora da Emissora, obriga-se a limitar a distribuição dedividendos ou juros sobre capital próprio ao mínimo legal, atualmente fixado em 25% dolucro líquido da Emissora, apurado nos termos do artigo 191 da Lei n. 6.404/76, e ajustadonos termos do artigo 202, caput, inciso I, em conformidade com o artigo 37 do EstatutoSocial da Emissora. A limitação prevista nesta alínea não se aplica para pagamento, pelaEmissora, de dividendos, juros sobre capital próprio ou qualquer outra participaçãoestatutária em lucros, cujo montante exceda aos 25% referidos acima, integralmenteutilizado pela Guaraniana no âmbito do processo de desverticalização previsto na Lei n10.848/04 e no Contrato de Concessão. Os recursos de longo prazo, captados no âmbito doPrograma de Capitalização do BNDES, cujos termos finais previstos nos respectivosinstrumentos sejam posteriores à Data de Vencimento, poderão ser utilizados, desde que aEmissora esteja adimplente em relação às suas obrigações previstas na Escritura, paraelevar o limite previsto nesta alínea, no mesmo montante da captação excedente;c. caso (i) a Emissora descumpra qualquer obrigação prevista na Escritura ou no Contrato dePenhor, ou (ii) a relação referida na alínea “a” deste item seja superior a 2,75, não poderáhaver pagamento, pela Emissora, de dividendos, juros sobre capital próprio ou qualqueroutra participação estatutária em lucros, ressalvadas, entretanto, em qualquer hipótese (i) asregras previstas no Estatuto Social da Emissora e na Lei n. 6.404/76, para destinação doresultado do exercício e, em especial, (ii) pagamento, pela Emissora, de dividendos, jurossobre capital próprio ou qualquer outra participação estatutária em lucros, cujo montanteseja integralmente utilizado pela Guaraniana no âmbito do processo de desverticalizaçãoprevisto na Lei n 10.848/04 e no Contrato de Concessão, sendo certo que, nesta hipótese,quaisquer dessas remunerações que sejam atribuíveis à Interveniente Garantidora, seja atítulo de dividendos ou juros sobre capital próprio, não serão por ela exigidas da Emissora,sendo por esta retidas até a Emissora voltar a se enquadrar na relação estipulada na alínea“a” deste item;d. do montante global do plano de investimentos da Emissora, o aporte de capital oriundo derecursos próprios não poderá exceder o montante de R$210.000.000,00 por ano-calendário,valor esse a ser atualizado, anualmente, pela variação acumulada do IGPM-FGV, desde adata de celebração da Escritura, até a data de aferição;e. observado o disposto na alínea “a” deste item, e exceção feita (i) ao Empréstimo Externo,conforme abaixo definido, e (ii) aos empréstimos contratados para suas rolagens, nãopoderá a Emissora contratar, até o integral pagamento das Debêntures, outros mútuos comsociedades sob controle comum, coligadas, controladas ou acionistas controladores.Entende-se por “Empréstimo Externo”, para efeitos da Escritura, a contratação de dívida47

sindicalizada pela Emissora, no mercado internacional, no valor de US$135.000.000,00, emigualdade de condições com as Debêntures no que se refere a data de vencimento,cronograma de amortização de principal e garantias.39.2.1.1. A apuração pelo Agente Fiduciário das relações previstas na cláusula anteriordeverá ser feita em relação a cada uma das demonstrações financeiras auditadas da Emissora, sejatrimestral ou anual, tão logo as mesmas sejam disponibilizadas pela Emissora, na forma delegislação aplicável, à CVM.39.2.1.2. As obrigações previstas neste item vigerão durante todo o prazo das Debêntures, atéa Data de Vencimento, ou enquanto houver Debêntures em circulação.39.3. Após a realização da Assembléia Geral de Debenturistas, o Agente Fiduciário declararáantecipadamente vencidas todas as obrigações da Emissora constantes da Escritura e exigirá delae/ou da Interveniente Garantidora o imediato pagamento do saldo devedor do Valor Nominal,acrescido da Remuneração, devida até a data do efetivo pagamento, calculada pro rata temporis, deEncargos Moratórios, se houver, e de quaisquer outros valores eventualmente devidos pelaEmissora nos termos da Escritura ou do Contrato de Penhor, a menos que titulares de Debênturesrepresentando, no mínimo, 75% das Debêntures em circulação optem por não declarar ovencimento antecipado das obrigações decorrentes das Debêntures.39.4. Verificada qualquer das hipóteses previstas nos itens acima, ou qualquer outra hipótese deinadimplemento da Emissora ou de vencimento antecipado previsto na Escritura ou no Contrato dePenhor, o Agente Fiduciário poderá, observados os prazos e formas previstos aqui e ali, de plenodireito e independentemente de qualquer aviso ou notificação judicial ou extrajudicial, declararvencidas antecipadamente as Debêntures, a Escritura de Emissão, o Contrato de Penhor ou qualqueroutro instrumento relacionado à presente Emissão.39.5. Declarado o vencimento antecipado das Debêntures, da Escritura, do Contrato de Penhor oude qualquer outro instrumento relacionado à presente Emissão, a Emissora e/ou a IntervenienteGarantidora pagarão, conforme previsto na Escritura, o saldo do Valor Nominal, acrescido (i) daRemuneração, calculada pro rata temporis, até a data do efetivo pagamento, (ii) dos EncargosMoratórios, se houver, e (iii) de quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora nostermos da Escritura ou do Contrato de Penhor.40. Contratos de Garantia de Liquidez, de Estabilização de Preços ou de Opção de Colocaçãode Lote SuplementarNão serão celebrados nesta Emissão.41. Assembléia de DebenturistasOs titulares das Debêntures poderão, a qualquer tempo, reunir-se em assembléia, a fim dedeliberarem sobre matéria de interesse da comunhão dos debenturistas.41.1 Convocação. A assembléia de debenturistas pode ser convocada pelo Agente Fiduciário,pela Emissora, por debenturistas que representem 10%, no mínimo, das Debêntures em circulação,ou pela CVM.41.2 Quorum de instalação. A assembléia se instalará, em primeira convocação, com a presençade debenturistas da presente Emissão que representem a metade, no mínimo, das Debêntures emcirculação, e, em segunda convocação, com qualquer quorum.48

41.2.1. Para os fins de apuração do quorum de instalação em qualquer assembléia 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, bem como dos administradores de referidassociedades.41.3. Mesa Diretora. A presidência da assembléia de debenturistas caberá ao debenturista eleitopelos titulares das Debêntures, ou àquele designado pela CVM.41.4. Quorum de deliberação. Nas deliberações da assembléia geral de debenturistas, a cadaDebênture caberá um voto. As deliberações serão tomadas por debenturistas que representem, nomínimo, 75% das Debêntures em circulação, com exceção da modificação (i) da data de vencimentodas Debêntures, (ii) das condições da Amortização, (iii) do procedimento e condições do exercícioda Opção de Venda ou da Opção de Compra, (iv) que reduza ou cause qualquer impacto negativosobre a Fiança ou o Penhor, (v) que diminua a Remuneração, (vi) que altere qualquer um dos quoride deliberação da Assembléia Geral de Debenturistas previstos na Escritura, as quais deverão serdeliberadas por debenturistas que representem a totalidade das Debêntures em circulação, na formado disposto no artigo 71, § 5º, da Lei nº 6.404/76, ressalvado o disposto na cláusula IX.5.1 daEscritura.41.4.1. Os deveres do Agente Fiduciário, relacionados abaixo, não serão por ele exercidos,caso haja deliberação neste sentido tomada pela unanimidade dos titulares das Debêntures emcirculação, na forma da Escritura:a. declarar, observadas as condições da Escritura, antecipadamente vencidas as Debêntures ecobrar seu principal e acessórios;b. executar o Penhor, aplicando o produto no pagamento, integral ou proporcional, dasDebêntures;c. tomar posse dos Saldos Bancários, na forma do Contrato de Penhor, e aplicar o produto aopagamento, integral ou proporcionalmente, das Debêntures;d. tomar qualquer providência necessária para a realização dos créditos dos debenturistasdesta Emissão; ee. requerer a falência da Emissora se não existirem garantias reais.41.4.2. Para os fins de apuração do quorum de deliberação em qualquer assembléia dedebenturistas da presente Emissão, serão excluídos os votos em branco, as Debêntures mantidas emtesouraria pela Emissora ou que sejam de titularidade, direta ou indireta, de sociedades sob controlecomum, coligadas, controladas ou controladoras, diretas ou indiretas, bem como dosadministradores de referidas sociedades.42. Alteração das circunstâncias, revogação ou modificação42.1. É sempre permitida a modificação da oferta para melhorá-la em favor dos debenturistas.Caso, a juízo da CVM, haja (i) alteração substancial, posterior e imprevisível nas circunstâncias defato existentes quando do pedido de registro da Emissão, ou (ii) qualquer outro motivo, queimplique aumento relevante dos riscos assumidos pela Emissora e inerentes à Emissão, a Emissora49

poderá pleitear, junto à CVM, a modificação ou revogação da presente oferta, nos termos dosartigos 25 a 28 da Instrução CVM n. 400/03.42.2. A revogação torna ineficazes a oferta e os atos de aceitação anteriores ou posteriores,devendo ser restituídos integralmente aos aceitantes os valores dados em contrapartida àsDebêntures ofertadas, correspondendo ao Valor Nominal, acrescido da Remuneração e daAtualização, ambas calculadas pro rata temporis desde a Data de Integralização até a data daefetiva restituição pela Emissora, por intermédio da CETIP ou da CBLC, conforme as Debênturesestejam depositadas no CETIP ou na CBLC ou, ainda, por meio da Instituição Depositária para osdebenturistas que não tiverem suas Debêntures custodiadas na CETIP ou na CBLC.42.3. A modificação ou revogação da oferta será imediatamente divulgada ao mercado, atravésdos mesmos meios utilizados para a publicação do anúncio de início da presente Emissão. AInstituição Líder deverá se acautelar e praticará todos os atos necessários para certificar-se, nomomento do recebimento das aceitações da oferta, de que os investidores estão cientes de que foimodificada a oferta original e de que têm conhecimento dos novos termos e condições.42.4. Caso (i) tenha havido aceitação, por investidor(es), da presente oferta, (ii) a Emissorapleiteie a sua modificação, nos termos do item anterior, e (iii) o pedido seja deferido pela CVM, aInstituição Líder comunicá-lo(s)-á, diretamente, a respeito da modificação, para que, no prazo de5 (cinco) dias úteis do recebimento da comunicação, confirmem, por correspondência à InstituiçãoLíder ou em sua sede, no endereço indicado na “Seção III - Administradores, Consultores eAuditores”, o interesse em manter a aceitação da Oferta, sendo que o eventual silêncio do(s)investidor(es), após os referidos 5 dias úteis do recebimento da comunicação, importará a aceitaçãointegral, pelo(s) investidor(es), dos termos da modificação então pleiteada pela Emissora.42.5. Na hipótese do investidor manifestar a intenção de revogar sua aceitação à Oferta,aplicar-se-á o disposto no item 42.2 acima, que se refere à restituição dos valores aos investidores.43. Manifestação de Revogação da Aceitação à OfertaExceto na ocorrência das situações expressamente aqui previstas ou na Instrução CVM n.º 400/03,aos investidores que tiverem aceito a presente oferta não será permitido revogá-la.44. Suspensão ou Cancelamento da Oferta44.1. Nos termos do artigo 19 da Instrução CVM n.º 400/03, a CVM (a) poderá suspender oucancelar, a qualquer tempo, a oferta de distribuição que: (i) esteja se processando em condiçõesdiversas das constantes da Instrução CVM n.º 400/03 ou do registro; ou (ii) tenha sido havida porilegal, contrária à regulamentação da CVM ou fraudulenta, ainda que após obtido o respectivoregistro; e (b) deverá suspender a oferta quando verificar ilegalidade ou violação de regulamentosanáveis.44.2. O prazo de suspensão da oferta não poderá ser superior a 30 (trinta) dias, durante o qual airregularidade apontada deverá ser sanada. Findo tal prazo sem que tenham sido sanados os víciosque determinaram a suspensão, a CVM deverá ordenar a retirada da oferta e cancelar o respectivoregistro. A rescisão do Contrato de Coordenação importará no cancelamento do registro.44.3. A Companhia dará conhecimento da suspensão ou do cancelamento aos investidores que játenham aceitado a Oferta, sendo-lhes facultado, na hipótese de suspensão, a possibilidade de50

evogar a aceitação até o 5º (quinto) dia útil posterior ao recebimento da respectiva comunicação.Todos os investidores que já tenham aceito a oferta, na hipótese de seu cancelamento e osinvestidores que tenham revogado a sua aceitação, na hipótese de suspensão, conforme previstoacima, terão direito à restituição integral dos valores, bens ou direitos dados em contrapartida àsDebêntures ofertadas, correspondendo ao Valor Nominal, acrescido da Remuneração e daAtualização, ambas calculadas pro rata temporis desde a Data de Integralização até a data daefetiva restituição, por intermédio da CETIP ou da CBLC, conforme as Debêntures estejamdepositadas no CETIP ou na CBLC ou, ainda, por meio da Instituição Depositária para osdebenturistas que não tiverem suas Debêntures custodiadas na CETIP ou na CBLC.45. Inadequação da Oferta a Certos InvestidoresO investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que (i) necessitem de liquidez, tendoem vista a possibilidade de serem pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures nomercado secundário; e/ou (ii) não estejam dispostos a correr o risco de crédito da Emissora ouGuaraniana. Os investidores devem ler a “Seção VI - Fatores de Risco” antes de tomar uma decisãode investimento relativa à presente Oferta.IV.3. Contrato de Distribuição de Valores MobiliáriosGarantia FirmeAs Instituições Intermediárias prestaram garantia firme de subscrição da totalidade das Debênturesobjeto da presente oferta, nos termos do Contrato de Distribuição, cuja cópia pode ser obtida pelospotenciais investidores junto às Instituições Intermediárias ou à Emissora, nos endereços indicadosna Seção II – Resumo da Emissão, do presente Prospecto, de acordo com a seguinte proporção:InstituiçãoVolume em Garantia Firme na Data de EmissãoBanco ABN Amro Real S.A. R$ 90.000.000,00Banco Bradesco S.A. R$ 90.000.000,00Banco Itaú BBA S.A. R$ 90.000.000,00Banco Santander Brasil S.A. R$ 90.000.000,00Unibanco – União de Bancos Brasileiros S.A. R$ 90.000.000,00As Instituições Intermediárias poderão, caso subscrevam, integral ou parcialmente, as Debênturesobjeto da Emissão, em virtude da garantia firme prestada, dispor e/ou alienar, a qualquer tempo e aqualquer pessoa, natural ou jurídica, as Debêntures então subscritas.Relações da Emissora com as Instituições IntermediáriasInstituição LíderEm 02 de janeiro de 2002, a Coelba celebrou Contrato de Repasse de Operação de Crédito emMoeda Estrangeira, cujo valor de principal, atualmente, corresponde a USD 7.272.047,43. A dívidaserá amortizada em 29 de junho de 2004.Em 01 de junho de 1999, a Coelba celebrou Contrato de Financiamento Mediante Abertura deCrédito, mediante repasse de recursos do BNDES com as seguintes instituições financeiras (i)51

Banco Itaú S..A., (ii) Banco Bozzano, Simonsen S.A., (iii) Banco Credibanco S.A., (iv) BancoCitibank S.A., (v) Banco Bradesco S.A., (vi) Banco Alfa de Investimento S.A., (vii) Banco BNL doBrasil S.A. e (viii) Unibanco – União de Bancos Brasileiros S.A., sendo tais credores liderados peloBanco Itaú S.A., no montante total de R$ 132.485.000,00. A participação da Instituição Líder(sucessora do Banco Bozzano, Simonsen S.A.) corresponde ao valor de R$ 18.500.000,00, queequivale a 13,96% do crédito. O principal da dívida será pago em prestações mensais, sendo aúltima devida em 15 de janeiro de 2006. O empréstimo é garantido por vinculação de parcela dofaturamento mensal decorrente de prestação de serviços de energia elétrica, mensalmente contragrandes consumidores, que deverá corresponder ao mínimo de 140% do valor de cada obrigaçãopecuniária devida aos credores, suportada por um Contrato de Cobrança e Depósito, com o BancoBanerj S.A..A Emissora possui, ainda, operação de troca de resultados financeiros (“swap”) com a InstituiçãoLíder, para proteção de parte do seu endividamento em moeda estrangeira. Referida operação éregida por um contrato denominado “Instrumento Particular de Adesão ao Sistema de ProteçãoContra Riscos Financeiros - SPR”, o qual contém as condições gerais da relação entre as partes. Ascondições específicas, como valores, prazo e condições da troca, são contratadas através de termosde negociação, caso a caso.Banco ABN Amro Real S.A.Para arrecadação do preço pelos serviços de fornecimento de energia elétrica prestados aos seusconsumidores, a Coelba celebrou com o Banco ABN Amro Real S.A. (atual denominação do BancoReal S.A. e Sudameris Brasil S.A.) Contrato de Prestação de Serviços de Recebimento de Contas deConsumo de Energia Elétrica através dos Sistemas de Cobrança e de Débito Automático em ContaCorrente, cujos recursos oriundos de pagamentos efetuados devem ser transferidos para uma contacentralizadora mantida junto ao Banco do Brasil.Banco Itaú BBA S.A.Em 01 de junho de 1999, a Coelba celebrou Contrato de Financiamento Mediante Abertura deCrédito, com recursos do BNDES mediante repasse de instituições financeiras, incluindo o BancoItaú S.A., como Agente Financeiro Líder, no montante total de R$ 132.485.000,00, conformedescrição detalhada acima. A participação do Banco Itaú S.A. corresponde ao valor deR$ 42.685.000,00, que equivale a 32,22% do crédito.Em 06 de janeiro de 2003, a Coelba celebrou Contrato de Abertura de Crédito com o Banco ItaúS.A. O crédito aberto inicialmente de R$ 30 milhões foi reduzido, atualmente, para R$ 10 milhões.A dívida foi amortizada em uma única parcela, em 05 de junho de 2004.A Emissora possui, ainda, operação de troca de resultados financeiros (“swap”) com o Banco ItaúBBA S.A. (atual denominação de Banco BBA Creditanstalt S.A.), para proteção de parte do seuendividamento em moeda estrangeira. Referida operação é regida por um contrato denominado“Instrumento Particular de Assunção Recíproca de Obrigações“, o qual contém as condições gerais52

da relação entre as partes. As condições específicas, como valores, prazo e condições da troca, sãocontratadas através de termos de negociação, caso a caso.Banco Bradesco S.A.Em 01 de junho de 1999, a Coelba celebrou Contrato de Financiamento Mediante Abertura deCrédito, com recursos do BNDES mediante repasse de instituições financeiras, incluindo o BancoBradesco S.A., no montante total de R$ 132.485.000,00, conforme descrição detalhada acima. Aparticipação do banco corresponde ao valor de R$ 15 milhões, que equivale a 11,32% do crédito.Em 09 de maio de 2003, a Coelba emitiu uma Nota de Crédito Industrial, no valor, atualmente,correspondente a USD 1.861.541,68. A dívida deve ser amortizada em 29 de julho de 2004.Em 15 de maio de 2003, a Coelba emitiu uma Nota de Crédito Comercial no montante de USD2.110.580,58. A dívida deve ser amortizada em 09 de julho de 2004.Em 09 de janeiro de 2002, a Coelba celebrou Contrato de Mútuo para Repasse de EmpréstimoExterno no montante de USD 8.646.031,47. O vencimento da dívida está previsto para 29 de julhode 2004.A Emissora possui, ainda, operação de troca de resultados financeiros (“swap”) com o BancoBradesco S.A. para proteção de parte do seu endividamento em moeda estrangeira. Referidaoperação é regida por um contrato denominado “Instrumento Particular de Contrato de Gerência deOperações de Swap“, o qual contém as condições gerais da relação entre as partes. As condiçõesespecíficas, como valores, prazo e condições da troca, são contratadas através de termos denegociação, caso a caso.Em 05 de julho de 2001, a Coelba celebrou um Contrato de Arrendamento Mercantil com a BBVLeasing Brasil S.A. Arrendamento Mercantil, no montante total de R$ 6.876.637,61. A dívida édevida em prestações mensais e é representada por uma nota promissória da Coelba, avalizada pelosSrs. Arnaldo Jose Vollet e Moisés Afonso Sales Filho.Unibanco – União de Bancos Brasileiros S.A.Em 01 de junho de 1999, a Coelba celebrou Contrato de Financiamento Mediante Abertura deCrédito, mediante repasse de recursos do BNDES com instituições financeiras, incluindo o BancoCredibanco S.A. e o Unibanco – União de Bancos Brasileiros S.A., conforme descrição detalhadaacima. A participação total dos bancos Credibanco e Unibanco corresponde ao valor deR$ 21.300.000,00, que equivale a 17,59% do crédito.Para arrecadação do preço dos serviços de fornecimento de energia elétrica prestados aos seusconsumidores, a Coelba celebrou Contrato de Prestação de Serviços de Recebimento de Contas deConsumo de Energia Elétrica através dos Sistemas de Cobrança e de Débito Automático em ContaCorrente com o Unibanco, cujos recursos oriundos de pagamentos efetuados devem ser transferidospara uma conta centralizadora mantida junto ao Banco do Brasil.53

Demonstrativo do Custo da Distribuiçãoa. ComissõesSão as seguintes as comissões e prêmio referentes à Emissão, devidas à Instituição Líder e àsdemais Instituições Intermediárias, pro rata à participação de cada uma na garantia firme, conformeitem IV.3 acima:(i) Comissão de Estruturação: a este título a Emissora pagará às Instituições Intermediáriasuma comissão de 1,00%, incidente sobre montante da operação. A Comissão de Estruturação serádevida e paga, diretamente pela Emissora às Instituições Intermediárias, no dia útil imediatamenteposterior à data de publicação do anúncio de início de distribuição das Debêntures, mediante débitoem conta ou Transferência Eletrônica Disponível (TED), à opção de cada uma delas.(ii) Comissão de Colocação: a este título a Emissora pagará às Instituições Intermediárias umacomissão de 0,50%, incidente sobre o número total de debêntures efetivamente colocadas junto ainvestidores e/ou subscritas pelas Instituições Intermediárias multiplicado pelo seu valor unitário desubscrição. A Comissão de Colocação será devida e paga, diretamente pela Emissora às InstituiçõesIntermediárias, no dia útil imediatamente posterior à data de liquidação financeira da respectivacolocação de debêntures, mediante débito em conta ou Transferência Eletrônica Disponível (TED),à opção de cada uma delas.(iii) Prêmio de Garantia Firme: a este título a Emissora pagará às Instituições Intermediárias umprêmio de 0,50%, incidente sobre o número total de debêntures de garantia firme de colocação nostermos do item IV.3., multiplicado pelo seu valor unitário de subscrição. O Prêmio de GarantiaFirme será devido e pago, diretamente pela Emissora às Instituições Intermediárias, no dia útilimediatamente posterior à data de liquidação financeira da subscrição das debêntures objeto dagarantia firme, mediante débito em conta ou Transferência Eletrônica Disponível (TED), à opção decada uma delas.b. Registro na CVMDespesas decorrentes do registro da Emissão na CVM: 0,30% sobre o volume da Emissão, limitadoa R$ 82.870,00, conforme tabela em vigor.c. Custo da DistribuiçãoOs custos decorrentes da Emissão serão arcados pela Emissora. A tabela abaixo demonstra o custototal da distribuição das Debêntures, com base no valor na Data de Emissão:Custo Total da Distribuição das DebênturesValor (R$)Valor Total 450.000.000,00Custo Total da Distribuição 9.082.870,00Custo das Comissões e Prêmio 4.500.000,00Comissão de Coordenação e Estruturação 2.250.000,00Prêmio de Garantia Firme de Subscrição 2.250.000,00Comissão de Colocação 9.000.000,00Custo de Registro junto à CVM 82.870,00Montante Líquido para a Emissora 440.917.130,00Percentual do Custo Total da Distribuição em Relação ao Valor Total da Emissão 2,02%54

A tabela abaixo demonstra o custo unitário da distribuição das Debêntures, com base no valor naData de Emissão:Custo Unitário da Distribuição das DebênturesValor (R$)Valor Nominal 100.000,00Custo da Distribuição por Debênture 2.018,42Montante Líquido para a Emissora 97.981,58Percentual do Custo Unitário da Distribuição em Relação ao Valor Nominal da2,02%EmissãoIV.4.Destinação dos RecursosO montante líquido de recursos a ser obtido pela Emissora com a distribuição das Debêntures seráfielmente destinado a (i) a recomposição de caixa em razão dos investimentos realizados em 2003,no valor de, aproximadamente, R$ 140 milhões, conforme Tabela 1 (“Movimentação dosInvestimentos”) abaixo; (ii) realizar novos investimentos para o ano de 2004, no âmbito daexploração de sua concessão para a distribuição de energia elétrica no Estado da Bahia, no valor de,aproximadamente, R$ 300 milhões, conforme previsão descrita na Tabela 2 (“Planos deInvestimento”) abaixo, bem como, complementarmente, (iii) alongar parte de sua dívida de curtoprazo, com novos vencimentos de longo prazo e perfil de amortização compatível com o fluxo decaixa dos investimentos realizados.Investimentos realizados pela Coelba e seus resultadosNos últimos cinco anos, o programa de investimento da Coelba destinou mais de R$1,3 bilhão aobras de expansão, melhoria e modernização do sistema elétrico, com reflexo na melhoria dosindicadores de qualidade do fornecimento e no incremento de 900 mil novos consumidores.A Coelba investiu substancialmente na expansão do sistema, especialmente no "Programa Luz noCampo". Desde que foi criado o Programa Luz no Campo, já foram beneficiados cerca de 500 milmoradores da zona rural e foram realizadas cerca de 112.000 novas ligações.Os investimentos também incluem a construção de subestações (“SE”). A Coelba foi a primeiraconcessionária de energia da América Latina a construir uma subestação totalmente digitalizada, a“SE Candeal”, localizada em Salvador. O projeto de automação e telecontrole representa uma dasiniciativas mais importantes da Companhia em sua vertente tecnológica. A automação dassubestações, usinas e centros de operação assegura a utilização de ponta na operação do sistemaelétrico, agregando ao seu desempenho e performance o nível de qualidade e confiabilidade dosserviços prestado pela Coelba. Das 232 SEs existentes, 91 já estão totalmente automatizadas eintegradas aos seus respectivos centros de operação.55

Planos de Investimentos de 2003/2004Durante o ano de 2003, a Coelba investiu aproximadamente R$ 236.212.000,00 em seus programasde investimento. A maior parte das captações, para tais investimentos, refere-se a empréstimos decurto prazo, utilizados no programa de investimento da Companhia.(R$ mil)Movimentação dosCosern Garter Tracol Itapebi Sub-total Outros TotalinvestimentosSaldos em 1º de janeiro de 590.768 33.793 6.020 63.000 693.581 1.870 695.4512002Integralizações - - 1.400 - 1.400 - 1.400Adições - - - - - (158) (158)Amortização de ágio (12.854) - - - (12.854) - (12.854)Equivalência Patrimonial 22.440 11.208 (805) - 32.843 - 32.843Variação Cambial - (477) - - (477) - (477)Redução de investimento - - (5.885) - (5.885) - (5.885)Baixa - - - - - (210) (210)Dividendos recebidos e a receber (4.943) (38.214) (730) - (43.887) - (43.887)Saldos em 31 de dezembro de 595.411 6.310 - 63.000 664.721 1.502 666.2232002Amortização de ágio (13.771) - - - (13.771) - (13.771)Equivalência Patrimonial 40.394 (3.618) - (6.070) 42.846 - 42.846Variação Cambial - (1.150) - - (1.150) - (1.150)Transferência para alienação - - - (63.133) (63.133) - (63.133)Transferência - - - - - 7.022 7.022Dividendos a receber (26.206) - - (2.530) (28.736) - (28.736)Juros sobre capital próprio a (10.967) - - (3.407) (14.374) - (14.374)receberSaldos em 31 de dezembro de 584.861 1.542 - - 586.403 8.524 594.9272003Tabela 1A previsão para 2004 para investimentos totaliza aproximadamente R$338,4 milhões, como segue:PLANOSCUSTO TOTAL**DESEMBOLSO* (R$)(inclui Custos Indiretos – R$)1. Expansão de Rede 49.016.740,91 43.722.143,352. Projetos Especiais 131.099.082,86 116.946.944,003. Renovação de Subestações 5.344.322,94 4.766.783,584. Renovação de Linhas 2.877.914,12 2.566.700,005. Sistema de Automação 16.802.049,05 14.987.000,006. Sistema de Telecomunicações 4.226.578,03 3.770.000,007. Novas Ligações 54.130.924,62 48.283.407,238. Exploração da Rede de Distribuição 42.930.555,10 37.864.800,009. Sistemas de Informática 21.429.382,92 19.542.414,0010. Ferramentas/Equip. Serviços 2.616.256,18 2.334.381,4211. Veículos 3.964.533,56 3.536.000,0012. Infra-estrutura 3.935.658,29 3.511.000,00TOTAL 338.373.998,58 301.831.573,58Tabela 2* refere-se a materiais e serviços de terceiros** inclui custos indiretos (pessoal próprio e custos de administração)56

Para viabilizar tais investimentos, a Coelba está em fase de negociações do alongamento de suasdívidas a serem liquidadas no curto prazo, conforme composição detalhada abaixo.Composição dadívidaEncargos dadívidaConsolidadoPrincipalTotalCirculante Longo Prazo 2003 2002Moeda NacionalBanco do Brasil 332 12.836 34.710 47.546 35.903Eletrobrás 2.315 34.488 131.232 165.720 198.248BANKBOSTON 66 10.000 - 10.000 31.849HSBC - 74 - 74 -FIBRA 780 5.000 - 5.000 -ALFA - - - - 20.000BMC - 217 - 217 1.615Banco Itaú 7.250 10.534 - 10.534 43.126BNDES/RTE 2.777 40.805 315.588 356.393 389.015BNDES/FINEM 512 42.733 76.018 118.751 374.962Total BNDES 3.289 83.538 391.606 475.144 763.977SAFRA Leasing 1 280 28 308 477IBM Leasing - 942 2.210 3.152 -BBV Leasing - 2.238 - 2.238 5.149Mercantil do Brasil - - - - 5.051Consumidores - 1.662 776 2.398 2.405Outros - - 3 3 3Total moeda nacional 14.033 161.869 560.565 722.434 1.107.803Moeda EstrangeiraBanco Interamericanode Desenvolvimento –BID1.821 33.124 70.323 103.447 158.885Kreditanstalt fur2 2.348 7.046 9.394 11.905Wiederaufbau - KfWSindicato (Líder201 866.760 - 866.760 1.059.990BankBoston)Banco Real - - - - 64.916BBVA 274 21.715 - 21.715 82.758Banco Itaú - - - - 70.666Banco do Brasil - - - - 69.577Westlb 2.201 63.562 - 63.562 77.733Safra 28 4.814 - 4.814 -Itaú 309 57.784 - 57.784 -Banco Santander 4.590 49.902 - 49.902 79.310IBM - 1.517 1.091 2.608 -Banco Lloyds - - - - 35.099Bradesco 566 36.456 - 36.456 29.205HSBC - - - - 8.787Banco Safra - - - - 4.960Total Moeda9.992 1.137.982 78.460 1.216.442 1.753.791EstrangeiraSubtotal 24.025 1.299.851 639.025 1.938.876 2.861.594Operações com Swap - 53.646 (1.728) 51.918 (387.421)Total 24.025 1.353.497 637.297 1.990.794 2.474.173Tabela 357

O endividamento total a longo prazo (moeda nacional e estrangeira) apresenta o seguintecronograma de pagamentos:ControladoraConsolidadoTotal TotalCronograma de pagamento 2003 2002 2003 20022004 - 1.185.107 - 1.391.8092005 126.990 123.313 164.924 176.9142006 89.816 90.284 129.168 143.7652007 80.059 84.291 110.797 137.757Após 2007 162.271 159.129 234.136 356.284Total 459.136 1.642.124 639.025 2.206.529Tabela 4A Emissora estruturou, com parte dos bancos participantes do sindicato da Garter e com novosbancos, o refinanciamento da dívida Garter, no valor de até US$140 milhões, com prazo devencimento de 4 anos, amortização trimestral de juros e principal - sendo que 9% deste últimovence em 2005; 22% em 2006; 41% em 2007 e 28% em 2008 -, bem como garantia fidejussória daGuaraniana. Sobre a parcela do principal desse refinanciamento, pretende-se contratar a taxaLIBOR anual, acrescida de um spread crescente de até 4,625%, sendo permitido pré-pagamentosem aumento de custos para a Garter.A Emissora conseguiu, ainda, compromisso firme de credores para celebração de outro empréstimo,a ser celebrado em favor da Garter, no valor de US$160 milhões, com vencimento em novembro de2005. As partes ainda estão negociando taxas de juros e demais condições dos contratos, tais comovencimento, carência, garantias etc.Segue abaixo relação de investimentos que foram e serão financiados com a captação de recursosoriunda da presente Emissão:PLANOS1. Expansão de Rede2. Projetos Especiais3. Renovação de Subestações4. Renovação de Linhas5. Sistema de Automação6. Sistema de Telecomunicações7. Novas Ligações8. Exploração da Rede de Distribuição9. Sistemas de Informática10. Ferramentas/Equip. Serviços11. Veículos12. Infra-estruturaTabela 5Os planos de investimento da Coelba estão mais especificamente detalhados na Seção VIII, itemVIII.2., deste Prospecto.58

V.1.V.2.V.3.V.4.V.5.V.6.SEÇÃO V – SETOR ELÉTRICO BRASILEIROInformações SetoriaisLegislação, Regulação e Participação Privada no SetorAneelMAEConsumidores LivresPrograma Emergencial de Apoio às Distribuidoras / Programa de Capitalizaçãodas Distribuidoras e Parcela AConstituição de GarantiasCobranças RegulamentadasConta de Desenvolvimento Energético – CDEV.7.V.8.V.9.V.10. UniversalizaçãoV.11. ComercializaçãoV.12. Novo Marco Regulatório59

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SETOR ELÉTRICO BRASILEIROAs informações sobre o setor de energia elétrica contidas neste Prospecto, inclusive as informaçõessobre as participações da Emissora e da Coelba no referido setor, foram extraídas de fontespúblicas reconhecidas, tais como entidades de classe e órgãos governamentais.V.1. Informações SetoriaisHistóricoO setor elétrico brasileiro, desde meados da década de 90, vem passando por profundas alteraçõesde natureza institucional. O setor, até então quase totalmente estatal, passou por processo dedesestatização e de desverticalização de atividades, objetivando atender a uma necessidade denovos investimentos, em face da falta de recursos para manutenção e ampliação do sistema porparte do governo brasileiro.O processo de desestatização, que compreendeu a privatização de empresas do setor, teve inícioantes da total definição do marco regulatório. Essas privatizações foram amparadas pela celebraçãode contratos de concessão, que buscaram, dessa forma, minimizar os riscos para os novoscontroladores. Neste contexto, foram privatizadas as distribuidoras Espírito Santo Centrais ElétricasS.A. (“Escelsa”), do Espírito Santo e a Light Serviços de Eletricidade S.A. (“Light”), do Rio deJaneiro, bem como a Cerj e a Coelba, nos Estados do Rio de Janeiro e da Bahia, respectivamente.No contexto desse modelo setorial, com o desenvolvimento do Projeto Re-Seb, novas medidasforam propostas visando a implementação da competição entre agentes. Importante marco nalegislação brasileira, aplicável ao setor elétrico, foi a edição das Leis nº s 8987/95 e 9074/95, e Leisn° s 9427/96 e 9648/98. Apesar de cumpridas muitas etapas do processo, como: (i) a privatização dedistribuidoras; (ii) a criação da Aneel; (iii) o estabelecimento do MAE; e (iv) a criação do ONS, omodelo idealizado não foi totalmente implementado, o que ocasionou uma série de dificuldadespara os agentes setoriais, tais como a demora em se efetivar a contabilização e liquidação dasoperações no MAE, a efetiva competição e a assimetria de influências.Em 2001 e 2002, o setor elétrico passou por sérias dificuldades decorrentes da crise doracionamento decretado pelo Governo Federal, ocasionado pela retração de consumo por restriçõeshidrológicas para o abastecimento de energia elétrica.Diante da necessidade de providências, o Governo Federal criou a Câmara de Gestão e Crise deEnergia Elétrica (“CGE”), com o objetivo de propor e implementar medidas de naturezaemergencial, de forma a evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energiaelétrica.A CGE, através da Resolução nº 18, de 22 de junho de 2001, criou o Comitê de Revitalização doModelo do Setor Elétrico com a missão de encaminhar propostas para corrigir as disfunçõescorrentes e propor aperfeiçoamentos para o referido modelo, cujos trabalhos deveriam preservar asbases do setor: (i) competição nos segmentos de geração e comercialização de energia elétrica;(ii) investimentos com base em aportes do setor privado; e (iii) regulação dos segmentos que sãomonopólios naturais (transmissão e distribuição), para garantir a qualidade dos serviços e osuprimento de energia elétrica.61

d. Empréstimos do BNDES, no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de ApoioFinanceiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica, concedeu umfinanciamento para suprir parte das insuficiências de recursos, decorrentes de redução dereceita ocorrida durante a vigência do Programa Emergencial de Redução do Consumo deEnergia Elétrica.A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (“Lei nº 10.438/02”), determinou que os custos, inclusivede natureza operacional, tributária e administrativa, relativos à aquisição de energia elétrica (kWh),e à contratação de capacidade de geração ou potência (kW) pela CBEE, serão rateados entre todasas classes de consumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico Nacional Interligado,proporcionalmente ao consumo individual verificado, constituindo adicional tarifário específico. Oencargo tarifário cobrado atualmente dos consumidores, a título de encargo de capacidadeemergencial, é de R$ 0,0085 kWh, conforme Resolução Aneel nº 496/03.Concomitantemente às medidas acima, o Governo Federal estimulou a busca por formasalternativas de produção de energia elétrica, em razão da forte dependência das condiçõeshidrológicas, vez que o parque gerador é eminentemente hídrico. Já em fevereiro de 2000, o MMEhavia dado início ao Programa Prioritário de Termoelétricas (“PPT”), com o oferecimento degarantias aos produtores independentes de energia, tais como o suprimento de gás pela Petrobrás,garantia de repasse do custo da energia para a tarifa dos consumidores finais, através do mecanismodo Valor Normativo (“VN”) e acesso a financiamento a ser concedido pelo BNDES.Apesar do programa ter atraído diversos investidores, a adequada implementação não ocorreu pordificuldades como problemas com a variação cambial decorrente do preço do gás e alterações noVN.O modelo originalmente concebido teve de sofrer uma série de ajustes, mas, o que se observou foique, de fato, nunca houve a total e adequada implementação.Em razão da mudança de governo em 2003, o modelo de livre mercado e competição passou pornovas transformações. Em dezembro de 2003 foram editadas duas Medidas Provisórias, nº s 145/03e 144/03, convertidas nas Leis nº s 10.847/04 e 10.848/04, respectivamente, e que apresentaram aomercado o “novo modelo”, como vem sendo chamado.Esse “novo modelo”, que ainda carece de regulamentação em pontos essenciais, como se verá naanálise apresentada no item “Novo Marco Regulatório”, diferentemente do modelo anterior,apresenta maior ingerência do Estado no setor, em razão da criação de um ambiente de compra evenda de energia totalmente regulado, bem como pela participação de um maior número demembros a serem indicados pelo Governo Federal em entidades setoriais, como, por exemplo, oONS.Sistema Interligado NacionalO Sistema Elétrico Brasileiro é formado pelo SIN, constituído pelas empresas localizadas nasregiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte do Norte; e o Sistema Isolado, localizado naregião Norte.63

Em 2002, a capacidade geradora instalada do SIN era de 82.458 MW, distribuída entre os diferentestipos de geração, conforme dados constantes no site do MME:Hidrelétricas 65.311Térmicas 15.140Nuclear 2.007Total 82.458A rede de transmissão, no mesmo período, era formada por mais de 72.000 km de linhas detransmissão em tensões superiores a 230 KV , conforme dados do ONS:Tensão (KV) Extensão (Km)230 33.290,0345 9.021,0440 6.667,5500 19.525,2600 CC 1.612,0750 2.683,0Total 72.798,7O sistema elétrico brasileiro é operado de forma coordenada com vistas a minimizar custos globaisde produção, contemplando restrições intra e extra-setoriais e aumentando a confiabilidade doatendimento.Da capacidade instalada, aproximadamente 80% advêm de aproveitamentos hidrelétricos. Essacapacidade instalada inclui 50% da capacidade de Itaipu, hidrelétrica pertencente aos governos doBrasil e Paraguai, com 12.600 MW de capacidade.A capacidade instalada do Brasil está projetada, segundo o Plano Decenal de Expansão, elaboradopelo MME para aumentar de 82.177 MW para 120.023 MW até 2012, sendo 15% equivalente aenergia termelétrica.V.2. Legislação, Regulação e Participação Privada no SetorO artigo 175 da Constituição Federal, regulamentado pela Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995(“Lei n° 8.987/95”), autoriza a prestação de serviços públicos por terceiros mediante a concessão oupermissão de tais serviços.A aprovação da Lei n° 8.987/95 inaugurou uma nova etapa no processo de desenvolvimento dosetor, com a definição dos critérios de exploração e concessão dos serviços públicos, fundamentaispara o início da participação privada no setor público, dispondo, dentre outros assuntos, sobre:• direitos e obrigações das concessionárias, do Poder Concedente e dos usuários;• política tarifária;• licitação e contratos de concessão; e• intervenção do Poder Concedente.64

Foi aprovada, também em 1995, a Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995 (“Lei nº 9.074/95”), quedefiniu regras específicas para a participação privada no setor eletro-energético, através da criaçãodo Produtor Independente de Energia (“PIE”) e do consumidor livre de energia elétrica.Desta forma, através das Leis nº s 8.987/95 e 9.074/95, e do Decreto nº 1.717/95, restaram definidasas regras para as concessões existentes e para as novas concessões contratadas.As sociedades ou consórcios que objetivem operar em geração, transmissão ou distribuição deenergia elétrica devem, em regra, requerer concessão ou autorização. As concessões conferemdireitos de gerar, transmitir ou distribuir eletricidade em determinada área por prazo especificado.De modo geral, esse prazo é estabelecido em 35 anos para novas concessões de geração, 30 anospara novas concessões de transmissão e distribuição, e 20 anos para a renovação de concessõesexistentes que ainda não foram objeto de processo licitatório.A legislação brasileira exige que a outorga de qualquer concessão de serviços públicos sejaprecedida de processo de licitação, podendo as empresas apresentar propostas isoladamente ou emconsórcio. Atendidos os requisitos técnicos, o vencedor será determinado com base, de modo geral,no maior pagamento à União em contraprestação ao recebimento da concessão.V.3. AneelA Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 (“Lei nº 9.427/96”), instituiu a Aneel, em substituiçãoao DNAEE, disciplinou o regime das concessões de serviços públicos de energia elétrica eestabeleceu outras providências. Ficou determinado que a Aneel tem por finalidade regular afiscalização, produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, emconformidade com as políticas e diretrizes do Governo Federal.As atribuições da Aneel foram alteradas pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004 (“Lei nº10.848/04”), adiante comentada (Novo Marco Regulatório). Encontra-se em trâmite, também,Projeto de Lei no qual há a proposição de novas alterações para as agências reguladoras do país,dentre as quais a Aneel.As atribuições e incumbências da Aneel estão dispostas nos artigos 29, com exceção dos incisos IV,VIII e IX, e 30 da Lei nº 8.987/95 e no artigo 3º, da Lei nº 9.427/96, alterado pelas Leis nº s 9.648/98(“Lei nº 9.648/98”) e 10.848/04 sendo basicamente as seguintes:• regulamentar o serviço concedido e fiscalizar a sua prestação;• aplicar as penalidades regulamentares e contratuais;• intervir na prestação do serviço, quando for o caso;• extinguir a concessão, conforme os dispositivos legais e contratuais;• homologar reajustes e proceder à revisão das tarifas;• cumprir e fazer cumprir as disposições regulamentares e contratuais da concessão;• zelar pela boa qualidade do serviço, receber, apurar e solucionar queixas e reclamaçõesdos usuários;• incentivar a competitividade;• estimular a formação de associações de usuários para a defesa de interesses relativosao serviço;• implementar as políticas e diretrizes do Governo Federal para a exploração da energiaelétrica e o aproveitamento dos potenciais hidráulicos; e65

• gerir os contratos de concessão ou de permissão de serviços públicos de energiaelétrica, expedir as autorizações, bem como fiscalizar as concessões e a prestação doserviço.Através do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997 (“Decreto nº 2.335/97”), foram aprovados aestrutura regimental e o quadro demonstrativo dos cargos em comissão e funções de confiança daAneel.Mediante delegação do Poder Concedente a Aneel poderá exercer as competências constantes dosincisos VIII e IX do artigo 29, da Lei n° 8.987/95.V.4. MAEPor meio da Lei nº 9.648/98, também foi criado o MAE, para substituir o sistema anterior de preçosregulamentados de geração e contratos renováveis de suprimento, por um sistema no qual preços evolumes contratados passaram a ser livremente negociados pelos agentes, dentro de um mercadocompetitivo, sendo as diferenças entre necessidades e recursos contratuais liquidadas ao preço domercado de curto prazo. Em fevereiro de 2002, o MAE foi reestruturado, deixou de ser umaentidade auto-regulamentada pelos agentes do mercado e passou a submeter-se à autorização,regulamentação e fiscalização da Aneel.Nesse contexto, em março de 2002, a Aneel estabeleceu regras comerciais e critérios de distribuiçãode custos de funcionamento do MAE através da Convenção de Mercado (“Convenção deMercado”). Pela Convenção de Mercado os agentes setoriais aderem de forma compulsória àsRegras e Procedimentos de Mercado.Esse mercado sofreu nova alteração com a Lei nº 10.848/04, que determinou a substituição do MAEpela CCEE, cuja criação foi autorizada pela mesma lei, e que terá, por finalidade, a viabilização ecomercialização de energia elétrica.De forma a assegurar a continuidade da contabilização e de liquidação atualmente realizadas peloMAE, a Aneel regulará e conduzirá o processo de transição necessário à constituição e à efetivaoperação da CCEE, a ser concluído no prazo máximo de 90 (noventa) dias a contar da data depublicação da regulamentação da Lei n° 10.848/04.A CCEE será integrada por titulares de concessão, permissão ou autorização, por outros agentesvinculados aos serviços e às instalações de energia elétrica, e pelos consumidores livres, tratadosnos arts. 15 e 16 da Lei n° 9.074/95.A regulamentação a ser expedida deverá, dentre outras matérias, definir as regras de funcionamentoe organização da CCEE, bem como a forma de participação dos agentes do setor elétrico nessaCâmara.V.5. Consumidores LivresAspectos GeraisA Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, alterada pela Lei nº 9.648/98, alterou a exclusividade dofornecimento de energia elétrica de que gozavam as concessionárias de distribuição dentro dasrespectivas áreas de concessão, ao permitir que os consumidores, atendidos por tais distribuidoras,adquirissem energia elétrica de terceiros fornecedores, total ou parcialmente. O seu artigo 15 dessa66

norma legal prevê períodos de transição para a implementação do modelo concorrencial. Assim,com a edição da lei, consumidores (“Consumidores Livres”) com carga igual ou maior do que 10MW, atendidos em tensão igual ou superior a 69 KV, puderam optar por contratar seufornecimento, no todo ou em parte, com PIE. Dentre os principais aspectos introduzidos pelalegislação mencionada destacam-se:a. direito de os Consumidores Livres escolherem qualquer concessionário, permissionário ouautorizado para o suprimento de suas necessidades energéticas, dentro do sistemainterligado no qual estiver inserido;b. direito aos concessionários de negociarem com os Consumidores Livres condições maisinteressantes de fornecimento; ec. a obrigação para o concessionário de não aumentar a tarifa elétrica para os consumidoresremanescentes, em face da diminuição de seu mercado.A partir de julho de 1998, os Consumidores Livres puderam estender sua opção de compra a outroconcessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do sistema interligado.A Lei nº 9.648/98 estabeleceu, ainda, que os consumidores com carga igual ou superior a 3 MW,atendidos em tensão igual ou superior a 69 KV, podem optar por comprar energia elétrica de qualquerconcessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do mesmo sistema interligado.Podem, também, tornar-se livres para aquisição de energia os consumidores cuja carga seja maiorou igual a 500 KW, desde que adquiram energia de Pequenas Centrais Hidrelétricas, eólica,biomassa ou solar. Para estes consumidores há previsão de redução do custo com o uso do sistemade distribuição não inferior a 50%, de acordo com regulamentação a ser expedida pela Aneel.A figura do Consumidor Livre foi criada dentro do contexto do modelo anterior, que visava o livrecomércio e competição. Com o advento da Lei nº 10.848/04, novas regras para migração dosconsumidores com contratos com prazo indeterminado serão estabelecidas, sendo que o prazo para oexercício da opção de tornar livre ficou limitado a, no máximo, 36 meses. A lei tratou também doretorno do consumidor livre à condição de cativo, estabelecendo a necessidade de notificação prévia àdistribuidora com 5 anos de antecedência, podendo ser tal prazo reduzido por decisão da distribuidora.É prevista, ainda, penalidade ao consumidor livre, pendente de regulamentação, que não contrate atotalidade de sua demanda mediante contratos bilaterais com um ou mais fornecedores.A mesma lei permitiu que os Consumidores Livres adquiram energia elétrica da distribuidora local,somente nas mesmas condições reguladas aplicáveis aos demais consumidores cativos, inclusivequanto a tarifas e prazos, o que inviabiliza, para as distribuidoras, competição para obter ou retereste tipo de consumidor.V.6. Programa Emergencial de Apoio às Distribuidoras / Programa de Capitalização dasDistribuidoras e Parcela AA Lei nº 10.762/03 criou o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias deServiços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, visando suprir a insuficiência de recursosdecorrente do adiamento da aplicação do mecanismo de compensação das variações, ocorridas entreos reajustes tarifários anuais de valores de itens da “Parcela A” previstos nos contratos de concessãode distribuição de energia elétrica, por meio de financiamento a ser concedido pelo BNDES.67

Posteriormente, com o fim de sanar a situação deficitária das empresas do setor elétrico criou-se oPrograma de Apoio à Capitalização de Empresas Distribuidoras de Energia Elétrica em parceriacom o BNDES. Nesse programa está previsto que o governo liberará R$ 3 bilhões e exigirá arenegociação de no mínimo 30% das dívidas de curto prazo (com vencimento em 12 meses) dasdistribuidoras. Mesmo empresas que já renegociaram dívidas de curto prazo poderão entrar noprograma. A renegociação das dívidas bancárias de curto prazo deverá contemplar prazo médiomínimo de pagamento de 3 anos, carência mínima de 12 meses para o pagamento da 1a. parcela doprincipal e os custos financeiros deverão refletir a melhoria do perfil de risco futuro da beneficiária.O principal objetivo do Programa é a capitalização das empresas concessionárias dos serviços dedistribuição de energia elétrica visando adequar o seu perfil econômico-financeiro comocontrapartida da renegociação de suas obrigações de curto prazo junto aos bancos credores.A iniciativa prevê o apoio financeiro do BNDES (financiamento pelo prazo total de 10 anos com 4anos de carência). O apoio financeiro do Programa estará limitado ao valor correspondente aomontante das dívidas efetivamente renegociadas, conforme instrumentos contratuais formalizados enão poderá ultrapassar a 50% do total do endividamento bancário de curto prazo com base nobalanço anual ou semestral auditados do último exercício. Sem prejuízo de outras condições, oBNDES exige a observância de uma série de condições, condutas e características, destacando-se:a. prazo de utilização dos recursos até 31/12/2004;b. compromisso do acionista controlador de promover a capitalização dos créditos dequalquer natureza que detenha contra a emissora, conforme apurado no balançoanual ou semestral auditados do último exercício, a critério do BNDES;c. compromisso da emissora de praticar padrões mínimos de regras de governançacorporativa, no prazo de até 12 meses a partir da colaboração financeira; ed. apresentação pela emissora de projeção econômico-financeira, considerando por 10anos, bem como a consolidada do grupo econômico a que pertença.Está prevista, ainda, a liberação de R$ 1,8 bilhão pelo BNDES para compensar o adiantamento daCVA. O prazo de financiamento será de 24 meses, com carência de 60 dias.V.7. Constituição de GarantiasA Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002 (“Lei nº 10.604/02”), estabeleceu que asconcessionárias e permissionárias de serviço público de energia elétrica somente poderão ofereceros direitos emergentes e qualquer outro ativo vinculado à prestação de serviço público, em garantiade empréstimo, financiamento ou qualquer outra operação vinculada ao objeto da respectivaconcessão e, excepcionalmente, poderão oferecer garantias a financiamentos de empreendimentosde geração de energia elétrica de que participem direta ou indiretamente, outorgados antes davigência da Lei.A Resolução Aneel nº 521, de 17 de setembro de 2002, determinou que as concessionárias deserviço público de energia elétrica interessadas em constituir garantias em favor deempreendimentos de geração de energia elétrica, com outorga já concedida, encaminhemsolicitação 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 eserviços destinados à implantação dos empreendimentos de geração de energia elétrica e desde queesses empreendimentos pertençam ao mesmo grupo controlador da concessionária de serviçopúblico de energia elétrica garantidora.68

Essa modalidade de garantia será autorizada para o período correspondente à construção da obra,extinguindo-se 180 dias após sua entrada em operação comercial, caracterizada pela operação daúltima unidade geradora, respeitada a data prevista no cronograma de implantação da usinaaprovado pela Aneel. A Resolução também estabelece a metodologia para cálculo dos limites aserem respeitados pelas concessionárias: (a) em função do endividamento em relação ao passivototal; ou (b) em função da geração interna de recursos apurados anualmente, no período abrangidopela garantia pretendida.Deverá constar da contratação pleiteada a expressa renúncia dos agentes financiadores a qualqueração ou direito contra a Aneel e o Poder Concedente, em decorrência de desatendimento pelasconcessionárias dos compromissos assumidos, ressalvando-se ainda, no instrumento de contratação,que o uso do produto da eventual indenização dos bens reversíveis para pagamento aosfinanciadores estará limitado ao valor dos débitos não liquidados.V.8. Cobranças RegulamentadasReserva Global de ReversãoA Reserva Global de Reversão (“RGR”) tem como finalidade o provimento de recursos nos casos deextinção ou não renovação da concessão de serviços públicos de energia elétrica. Nessas hipóteses, asconcessionárias são indenizadas pelas propriedades e instalações utilizadas durante a concessão. Em1971, o Congresso brasileiro criou um fundo de reserva para prover os recursos necessários para ascompensações acima mencionadas, denominado “Fundo RGR”, podendo o poder público retirarrecursos de tal fundo a fim de indenizar os antigos concessionários prejudicados.Inicialmente, as concessionárias eram obrigadas a contribuir para o Fundo RGR com 3% do valorde todos os seus bens e instalações que, direta ou indiretamente, concorriam, exclusiva epermanentemente, para a produção, transmissão, transformação ou distribuição de energia elétrica,subtraído dos saldos das contas do passivo correspondentes a adiantamentos, contribuições edoações. A gestão dos valores depositados mensalmente no Fundo RGR cabe à Eletrobrás, a qualtambém está autorizada a conceder empréstimos aos concessionários de serviços públicos deenergia elétrica, valendo-se dos recursos mantidos no Fundo RGR, com o fim de expandir emelhorar os serviços prestados pelas companhias.Em fevereiro de 1999, a Aneel revisou as taxas de contribuição ao RGR e determinou que ascompanhias prestadoras de serviços públicos de eletricidade contribuíssem, mensalmente, para oFundo RGR a uma taxa anual equivalente a 2,5% de seus investimentos pro rata.De acordo com a Lei nº 8.631/93, regulada pelo Decreto nº 774/93, o referido investimento écomposto pelo saldo pro rata do Ativo Imobilizado em Serviço (desconsiderando o AtivoIntangível), deduzidas a depreciação acumulada, as doações e subvenções para investimentos eobrigações especiais, a reversão, a amortização, a contribuição do consumidor e a participação daUnião, todos estes valores relativos ao respectivo período contábil.Caso uma concessão seja extinta ou não renovada, a concessionária tem o direito de receber umpagamento proveniente do Fundo RGR, equivalente ao valor de seus ativos reversíveis registradoem seu balanço.No caso do PIE, foi estabelecida uma taxa similar à cobrada das empresas elétricas públicas emrelação ao Fundo RGR, obrigando-se o PIE a contribuir para o Fundo de Uso de Bem Público(“Fundo UBP”) durante o prazo de 5 anos, contados da data em que receberam a concessão.69

A Lei nº 10.438/02, mediante alteração da Lei nº 5.655/71, autorizou a destinação dos recursos daRGR para a concessão de financiamento, mediante projetos específicos, para:I -II -concessionárias, permissionárias e cooperativas de eletrificação rural, para expansãodos serviços de distribuição de energia elétrica especialmente em áreas urbanas e ruraisde baixa renda e para o programa de combate ao desperdício de energia elétrica;instalações de produção a partir de fontes eólica, solar, biomassa e pequenas centraishidrelétricas, assim como termelétrica associada a pequenas centrais hidrelétricas econclusão de obras já iniciadas de geração termonuclear, limitado, neste último caso, a10% dos recursos disponíveis;III - estudos de inventário e viabilidade de aproveitamento de potenciais hidráulicos,mediante projetos específicos de investimento;IV - implantação de centrais geradoras de potência até 5.000 KW, destinadasexclusivamente ao serviço público em comunidades populacionais atendidas porsistema elétrico isolado; eV - desenvolvimento e implantação de programas e projetos destinados ao combate aodesperdício e uso eficiente da energia elétrica, de acordo com as políticas e diretrizesestabelecidas para o Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – Procel.A Lei nº 10.848/04 autorizou a destinação de 3% dos recursos da RGR para o MME, com vistas aocusteio dos estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como osde inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidrelétricos.Conta de Consumo de Combustíveis - CCCAs empresas de distribuição devem participar do rateio do custo de consumo de combustíveis,através de contribuições para a CCC, criada em 1973, com a finalidade de gerar reservas financeiraspara cobrir os custos dos combustíveis fósseis das usinas de energia térmica, na eventualidade deescassez de chuva, que implicaria no aumento da utilização dessas plantas térmicas. As usinas deenergia térmica possuem custo de operação marginal maior que o das usinas hidrelétricas.Cada concessionária deve contribuir, anualmente, para a CCC. Tais contribuições são calculadascom base nas estimativas do combustível necessário para as usinas de energia térmica do SistemaInterligado e dos sistemas isolados, no ano seguinte.Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos – COFURHAs geradoras que detêm ativos de geração pagam uma compensação aos Estados e Municípios pelautilização dos recursos hídricos denominada Compensação Financeira, criada pela Lei nº 7.990, de28 de dezembro de 1989, ficando as distribuidoras isentas desse encargo. Os valores da COFURHbaseiam-se na energia elétrica produzida e são pagos para os Estados e os Municípios nos quais aplanta ou o reservatório se localiza.V.9. Conta de Desenvolvimento EnergéticoA Lei nº 10.438/02 criou a Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”) visando odesenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia produzida a partir de fonteseólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas70

atendidas pelos sistemas interligados, e promover a universalização do serviço de energia elétricaem todo o território nacional. Os recursos da CDE, observados os limites e as vinculações a seguirprescritos, têm a seguinte utilização:• cobertura do custo de combustível de empreendimentos termelétricos, que utilizem apenascarvão mineral nacional, e de determinadas usinas, situados nas regiões abrangidas pelossistemas elétricos interligados, e do custo das instalações de transporte de gás natural aserem implantados para os Estados onde, até o final de 2002, não exista o fornecimento degás natural canalizado, observadas determinadas limitações.• pagamento ao agente produtor de energia elétrica a partir de fontes eólicas, térmicas a gásnatural, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas, cujos empreendimentos entrem emoperação a partir da publicação de agosto de 2002, da diferença entre o valor econômicocorrespondente à tecnologia específica de cada fonte e o valor econômico correspondente aenergia competitiva, quando a compra e venda se fizer com consumidor final;• pagamento do crédito do produtor de energia alternativa; e• até 15% do montante previsto no §2º da Lei nº 10.438/02, para pagamento da diferençaentre o valor econômico correspondente à geração termelétrica a carvão mineral nacionalque utilize tecnologia limpa, de instalações que entrarem em operação a partir de 2003, e ovalor econômico correspondente a energia competitiva.De acordo com o Decreto nº 5.029, de 31 de março de 2004, os recursos da CDE poderão serutilizados também para subvenção econômica, com finalidade de contribuir para a modicidadetarifária de fornecimento de energia aos consumidores da subclasse residencial baixa renda, quandoos recursos provenientes do adicional de dividendos devidos à União pela Eletrobrás, associado àsreceitas adicionais auferidas pelas concessionárias geradoras de serviço público sob controlefederal, com a comercialização de energia elétrica nos leilões públicos não forem suficientes.A CDE terá a duração de 25 anos e será movimentada pela Eletrobrás.Os recursos da CDE serão provenientes dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bempúblico, das multas aplicadas pela Aneel a concessionários, permissionários e autorizados e, a partirdo ano de 2003, das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializem energia com oconsumidor final, mediante encargo tarifário, a ser incluído nas tarifas de uso dos sistemas detransmissão ou de distribuição. Tais quotas serão reajustadas anualmente, a partir do ano de 2002,na proporção do crescimento do mercado de cada agente, até o limite que não cause incrementotarifário para o consumidor.Para o exercício de 2004, a Resolução Homologatória nº 12/04, fixou as quotas da CDE eestabeleceu os procedimentos operacionais a serem adotados pelos agentes, sendo que para aapuração dos valores a serem recolhidos à CDE pelos agentes distribuidores e geradores de energiaelétrica, que atendem consumidores finais, foi utilizado como base os valores estabelecidos para aCCC dos sistemas elétricos interligados, referente ao exercício de 2001, transformados em reais pormegawatthora (R$/MWh) para cada agente e aplicado sobre o mercado de venda de energia elétricaverificado no período de setembro de 2002 a agosto de 2003. Desses valores foram subtraídas asdespesas necessárias para a cobertura da CCC, referente ao exercício de 2004 dos SistemasInterligados.71

A Aneel implementará o disposto no artigo 13 da Lei nº 10.848/04, que prevê a inclusão da CDEnas tarifas de uso dos sistemas de distribuição, na medida em que sejam realizados os reajustes erevisões tarifárias no exercício de 2004.Para a Emissora, no exercício de 2004, a quota a ser recolhida à CDE é:Mercado (set/02 a ago/03) MWh 9.314.558Valores Brutos da “CDE” 2004 (A) 14.870.441,72Custo de Geração da “CCC” – Sistemas interligados (B) 2.187.380,98Valores a serem recolhidos à “CDE” ((A) – (B)) 12.683.060,74Duodécimo 1.056.921,73Tarifa Social - Baixa RendaO Governo Federal, por meio da Lei nº 10.438/02, determinou a aplicação da tarifa social aosconsumidores enquadrados na subclasse baixa renda.Em face da perda de receita decorrente da aplicação dessa tarifa social aos consumidores de baixarenda, o Decreto nº 4.336, de 15 de agosto de 2002, autorizou a Eletrobrás a utilizar recursos daRGR para financiamento às distribuidoras até a definição das fontes definitivas para custeio dessesubsídio.A Resolução nº 491, de 30 de agosto de 2002, divulgou os procedimentos, condições e prazos paraa homologação dos valores que serviram de base à contratação dos financiamentos junto àEletrobrás.Através do Ofício Circular nº 155/2003 – SFF/Aneel, de 24 de janeiro de 2003, foram divulgados,ainda, os procedimentos contábeis para registro decorrente do reconhecimento da receita no que dizrespeito à redução dos valores faturados em relação a aplicação dos critérios de classificação deunidades consumidoras na subclasse residencial baixa renda.A Lei nº 10.604/03 autorizou a concessão de subvenção econômica com a finalidade de contribuirpara a modicidade tarifária de fornecimento de energia aos consumidores da subclasse residencialbaixa renda, a partir de recursos provenientes do adicional de dividendos devidos à União pelaEletrobrás, associado às receitas adicionais auferidas pelas concessionárias geradoras de serviçopúblico sob controle federal com a comercialização de energia elétrica nos leilões públicos; nainsuficiência desses recursos, com a utilização de recursos a fundo perdido da CDE (conformeDecreto nº 5.029/04).A Coelba e sua controlada Cosern iniciaram, a partir de setembro de 2003, o faturamento dofornecimento de energia elétrica aplicando a tarifa social com base nos novos critérios deenquadramento das unidades consumidoras de baixa renda.V.10. UniversalizaçãoA Aneel, por meio da Resolução nº 223, de 29 de abril de 2003, estabeleceu as condições geraispara elaboração dos Planos de Universalização de Energia Elétrica, visando o atendimento de novasunidades consumidoras, ou aumento de carga, regulamentando o disposto nos artigos 14 e 15 da Leinº 10.438/02, e fixou as responsabilidades das concessionárias e permissionárias de serviço públicoe distribuição de energia elétrica.72

Posteriormente, foram editadas a Lei nº 10.762/03, que limitou a possibilidade de atendimento, semônus, a unidades consumidoras em tensão secundária, com carga instalada de até 50 kw, e aResolução nº 52/04, que deu “novo conceito” à universalização, assim definindo-a:V.11. Comercialização“Universalização: atendimento a todos os pedidos de nova ligação parafornecimento de energia elétrica a unidades consumidoras com cargainstalada menor ou igual a 50 kW (cinqüenta quilowatts), em tensãoinferior a 2,3 KV (dois inteiros e trinta centésimos quilovolts), ainda quenecessária a extensão de rede de tensão inferior ou igual a 138 KV(cento e trinta e oito quilovolts), sem ônus para o solicitante, observadosos prazos fixados nas ‘Condições Gerais de Fornecimento de EnergiaElétrica’.”No final de 2002 foram implementadas, através da Lei nº 10.604/02, regulamentada pelo Decreto nº4.562/02, que trata de comercialização entre geradores e distribuidoras, modificações nacomercialização do setor, sendo definido que as concessionárias de serviço público de distribuiçãosomente poderiam estabelecer contratos de compra e venda de energia elétrica por meio delicitação, na modalidade de leilão, ou por meio dos leilões das concessionárias de geração deserviço público. Essa obrigação, entretanto, não seria aplicável aos direitos à auto-contratação e aoscontratos de curto prazo - prazo inferior a 6 meses - para cobrir eventuais diferenças entre a energiacontratada e o mercado efetivamente realizado. Adicionalmente, foi permitido que asconcessionárias geradoras de serviço público sob controle federal ou estadual participassem dosleilões de compra das distribuidoras, bem como aditassem os Contratos Iniciais.Foi estabelecido que as compras de curto prazo, que incluem contratos inferiores a 6 meses ecompras no MAE, não poderiam exceder o valor de 5% sobre o mercado de energia realizado decada distribuidora. Foi também definido que as distribuidoras deveriam celebrar com as geradorascontratos de compra e venda de energia elétrica com a duração de 14 anos, com 4 anos de carência,resultantes de leilão, sendo que o montante de energia contratado, a cada ano, deveria corresponderao menos a 5% de seu mercado realizado nos últimos 12 meses.Ocorre que esse modelo de comercialização sofreu profundas alterações em razão da edição da Leinº 10.848/04, que definiu que comercialização de energia elétrica entre concessionários,permissionários e autorizados de serviços e instalações de energia elétrica, bem como destes comseus consumidores, no SIN, dar-se-á mediante contratação regulada ou livre, sendo queregulamentação da norma legal deverá dispor sobre:a. condições gerais e processos de contratação regulada;b. condições de contratação livre;c. processos de definição de preços e condições de contabilização e liquidação das operaçõesrealizadas no mercado de curto prazo;d. instituição da convenção de comercialização;e. regras e procedimentos de comercialização, inclusive as relativas ao intercâmbiointernacional de energia elétrica;f. mecanismos destinados à aplicação do disposto no art. 3 o , inciso X, da Lei n o 9.427/96, pordescumprimento ao disposto neste artigo;g. tratamento para os serviços ancilares de energia elétrica e para as restrições de transmissão;73

h. mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico;i. limites de contratação vinculados a instalações de geração ou à importação de energiaelétrica, mediante critérios de garantia de suprimento;j. critérios gerais de garantia de suprimento de energia elétrica que assegurem o equilíbrioadequado entre confiabilidade de fornecimento e modicidade de tarifas e preços, a serempropostos pelo CNPE; ek. mecanismos de proteção aos consumidores.As distribuidoras ficam, então, submetidas à contratação regulada para a compra de energia elétrica,mediante licitação, devendo garantir o atendimento da totalidade de seu mercado. As condiçõesdesta contratação serão tratadas em regulamento que deverá dispor sobre:a. mecanismos de incentivo à contratação que favoreça a modicidade tarifária;b. garantias;c. prazos de antecedência de contratação e de sua vigência;d. mecanismos para cumprimento do disposto no inciso VI do art. 2 o da Lei n o 9.478, de 6 deagosto de 1997 (“Lei nº 9.478/97”);e. condições e limites para repasse do custo de aquisição de energia elétrica para osconsumidores finais; ef. mecanismos para a aplicação do disposto no art. 3 o , inciso X, da Lei n o 9.427/96.No ambiente de livre comercialização atuarão o autoprodutor e o produtor independente de energia,que poderão vender energia elétrica tanto para o consumidor livre, quanto participar dos leilões parao mercado regulado.Em razão da exigência de as distribuidoras contratarem 100% da energia necessária ao atendimentode seu mercado, através do mercado regulado, a opção de contratação de energia elétrica pelasdistribuidoras com empresas de geração a elas vinculadas, no limite de 30%, fica vedada pela novalegislação. Também, conforme mencionado anteriormente, as distribuidoras somente poderãocomercializar a venda de energia com Consumidores Livres, nas mesmas condições reguladas eaplicáveis aos demais consumidores cativos.Este “novo modelo” de comercialização ainda carece de regulamentação em aspectos essenciaispara o seu funcionamento.V.12. Novo Marco RegulatórioEm dezembro de 2003, foram publicadas as Medidas Provisórias nº s 144 e 145, convertidas nas Leisnº s 10.848/04 e 10.847/04, respectivamente, que trouxeram significativas alterações para o setorelétrico brasileiro e fixaram as bases para um novo marco regulatório, conforme já tratado nestaseção. Dentre as alterações trazidas encontram-se (i) fortalecimentos das atribuições do MME; (ii) acriação de 2 ambientes de contratação de energia elétrica, um regulado e um livre, e (iii) asubstituição do MAE pelo CCEE.O novo marco estabelece ainda o planejamento determinativo do setor, a ser exercido pela FEPE.Há dispositivos essenciais da Lei nº 10.848/04 que requerem regulamentação, não permitindoaplicação imediata.74

As alterações atingem significativamente as distribuidoras, pois, na medida em que impõem acontratação através no ambiente regulado (“pool”), extinguem a possibilidade de aquisição deenergia de empresas do grupo e determinam a contratação para atendimento de 100% de sua área deconcessão. Ficam ainda proibidas de serem desenvolvidas as seguintes atividades, observadas asexceções legais:a. de geração de energia elétrica;b. de transmissão de energia elétrica;c. de venda de energia elétrica para Consumidores Livres, exceto quando praticando tarifasreguladas;d. de participação em outras sociedades de forma direta ou indireta, ressalvado o disposto noart. 31, inciso VIII, Lei nº 8.987/95, e nos respectivos contratos de concessão e excetuada ascondições que determina; oue. estranhas ao objeto da concessão, permissão ou autorização, exceto nos casos previstos emlei e nos respectivos contratos de concessão.As restrições acima expostas não serão aplicadas para as seguintes distribuidoras:a. que atendam em sistemas elétricos isolados; eb. que atendam a mercado próprio inferior a 500 GWh/ano e a totalidade da energia gerada,sob o regime de serviço público, seja a ele destinada.De acordo com as novas diretrizes legais haverá maior intervenção do Governo Federal no ONS,uma vez que caberá ao Poder Concedente a definição de suas regras de organização, aimplementação dos procedimentos necessários ao seu funcionamento e a indicação de sua diretoria.As competências da Aneel ficam reduzidas na medida em que as atribuições do Poder Concedente,então exercida pela Agência, passam para a competência do MME.Há 2 Ações Diretas de Inconstitucionalidade – Adin propostas em face da MP 144, convertida naLei nº 10.848/04, que se encontram em trâmite perante o Supremo Tribunal Federal.75

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SEÇÃO VI – FATORES DE RISCOVI.1.VI.2.VI.3.VI.4.VI.5.Fatores de Risco MacroeconômicosFatores de Risco SetoriaisFatores de Risco da EmissoraFatores de Risco da Emissão e das GarantiasFatores de Risco da Guaraniana77

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FATORES DE RISCOO investimento em debêntures envolve riscos que devem ser observados pelo potencial investidor.Esses riscos decorrem de fatores de liquidez, crédito, mercado, regulamentação específica, entreoutros, que se relacionam tanto com a Emissora como com as próprias Debêntures, objeto daEmissão. O potencial investidor deve ler esta Seção cuidadosamente em conjunto com todas asdemais informações que estão descritas neste Prospecto antes de tomar uma decisão deinvestimento nas Debêntures.VI.1. Fatores de Risco MacroeconômicosSituação Político-Econômica InternacionalAcontecimentos internacionais recentes, como as crises nos mercados emergentes, os atentadosterroristas nos Estados Unidos da América (“EUA”) e na Espanha, os conflitos militares entre EUAe o Iraque, bem como movimentos político-econômicos como, por exemplo, a eleição do próximopresidente americano a ocorrer em 2 de novembro de 2004 e o possível aumento da taxa de jurosnos EUA, causaram e podem causar novamente desestabilizações nos mercados internacionais, comreflexos para a economia brasileira, tais como o aumento do preço do petróleo, a valorização dodólar norte-americano em face do Real, o aumento da taxa de juros no mercado internacional e oaumento dos índices inflacionários, que, por sua vez, poderão impactar adversamente os negócios, acondição financeira e os resultados da Emissora.Situação Político-Econômica NacionalAs medidas adotadas pelo governo brasileiro em suas políticas monetária, fiscal e regulatória visamestabilizar a economia e manter a inflação em níveis reduzidos. Não há como assegurar que ogoverno não adotará, como fez no passado, medidas que importem no controle de preços, saláriose/ou capital, bem como medidas que imponham limitações ao comércio exterior, ou resultem emaumento na taxa de juros interna e na carga tributária, entre outras.Além disso, discute-se atualmente no Senado Federal e na Câmara dos Deputados diversas reformase/ou medidas que poderão ser aprovadas e implementadas pelo governo federal, dentre elas: (i) areforma tributária, parcialmente implementada; (ii) a reforma da lei de falências; e (iii) a reforma dalegislação trabalhista.O negócio, a condição financeira e os resultados da Coelba e sociedades controladas, direta ouindiretamente, pela Guaraniana, podem ser adversamente afetados por mudanças na política doGoverno Federal. Os atos do Governo Brasileiro para manter a estabilidade econômica, bem como aespeculação sobre eventuais atos futuros do governo, podem gerar incertezas sobre a economiabrasileira e uma maior volatilidade no mercado de capitais doméstico.Caso os cenários político e econômico nacional se alterem negativamente, a Coelba e as sociedadescontroladas, direta ou indiretamente, pela Guaraniana, poderão enfrentar um impacto adverso emseus negócios, na sua condição financeira ou nos seus resultados operacionais.Índices de InflaçãoO Brasil vivenciou, no passado recente, índices de inflação extremamente altos. A inflação,juntamente com as medidas governamentais para combatê-la, causou efeitos negativos relevantesem todos os setores da economia brasileira.79

Em 1994, o governo brasileiro introduziu o Plano Real, com o objetivo de reduzir a inflação econstruir bases para um crescimento econômico estável.Em 30 de junho de 1999, o Conselho Monetário Nacional fixou os valores de 6% , 4% , 3,5% ,8,5% e 5,5% como metas para a variação do IPCA nos anos de 2000, 2001, 2002, 2003 e 2004,respectivamente, com intervalos de tolerância de 2 pontos percentuais acima e abaixo das metascentrais acima mencionadas. No ano de 2000, a meta foi cumprida, com a inflação medida peloIPCA situando-se em 6%. Nos anos de 2001, 2002 e 2003, a meta não foi cumprida, tendo ainflação atingido 7,7%, 12,5% e 9,29%, respectivamente. As metas de inflação relativas a 2004 e aanos posteriores poderão não ser alcançadas, mesmo se alteradas posteriormente, podendo ainflação superar tais metas e impactar adversamente os resultados da Emissora.Além disso, não há como garantir que o efeito da inflação será repassado integralmente às tarifascobradas pelas distribuidoras, incluindo a Coelba ou as sociedades controladas, direta ouindiretamente, pela Guaraniana, o que poderá afetar negativamente suas condições financeiras eseus resultados operacionais.VI.2. Fatores de Risco SetoriaisReestruturação do Setor ElétricoDe acordo com o “novo modelo”, implementado pela Lei nº 10.848/04, as distribuidoras deverãogarantir o atendimento à totalidade de seu mercado através de contratos regulados, mediantelicitação, denominados Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado(“CCEAR”), observadas exceções legais, cujos prazos, via de regra, serão: (i) energia elétricaproveniente de empreendimentos de geração existentes, início de entrega no ano subseqüente ao dalicitação e prazo de suprimento de, no mínimo 3 e no máximo 15 anos; e (ii) energia elétricaproveniente de novos empreendimentos de geração, início de entrega no 3º (terceiro) ou no 5º(quinto) ano após a licitação, e prazo de suprimento de no mínimo 15 e no máximo 35 anos.Será permitida a aquisição através de contratos com prazo de até 2 anos para ajustes, empercentuais a serem definidos pelo Poder Concedente, que não poderão ser superiores a 5% dacarga. Pontos essenciais da Lei nº 10.848/04, tais como as características e funcionamento domercado regulado e livre, limites de repasse pelas distribuidoras do custo de aquisição de energiaaos consumidores, procedimentos de licitação, multas pelo descumprimento, responsabilização pelaprevisão de demanda inadequada, dentre outros, carecem de regulamentação, que, quandoimplementada, poderá impactar negativamente nas empresas do Setor Elétrico, em especial asdistribuidoras, incluindo a Coelba.Auto-Suprimento (self-dealing)O “novo modelo” do Setor Elétrico brasileiro determina que as distribuidoras contratem 100% daenergia necessária ao atendimento de seu mercado, através do mercado regulado. A opção decontratação de energia elétrica pelas distribuidoras com empresas a elas vinculadas (self-dealing),anteriormente no limite de 30%, fica vedada pela nova legislação .Com a impossibilidade de realizar o auto-suprimento de energia, as distribuidoras que vinhamrealizando esta prática (como é o caso da Emissora) serão obrigadas a contratar energia no mercadoregulado, sendo que essa energia poderá vir a ser adquirida por preço superior ao praticado no autosuprimento,o que poderá afetar negativamente a estrutura de custos das empresas distribuidoras,inclusive a da Emissora.80

Reforma das Agências ReguladorasHá projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional, que dispõe sobre a gestão, a organização eo controle social das Agências Reguladoras. Este projeto de lei visa alterar a estrutura de taisagências, mediante, dentre outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão serfirmados entre as Agências e os Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) deouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela qualidade dos serviços prestados eacompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações dos usuários, seja contra aatuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável pela respectivaouvidoria, será indicado pelo Presidente da República.No âmbito da Aneel, a Lei nº 10.848/04, mediante alteração da Lei nº 9.427/96, modificou as suasatribuições. Foram concentradas, no Poder Concedente, atribuições e competências até então por eladesenvolvidas, como, por exemplo, a celebração dos contratos de concessão e a realização deprocedimentos licitatórios, para contratação de concessionários de serviços públicos de energiaelétrica e concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos.Estas duas medidas reduzirão sensivelmente 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 influênciano setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas não afetarãonegativamente as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Coelba.Contratos IniciaisParte da energia comprada pelas empresas distribuidoras de energia elétrica encontra-se contratadapor meio dos denominados Contratos Iniciais, que têm, desde 2003, conforme estabelece a Lei n°9.648/98, os montantes de energia e demanda de potências reduzidos de forma gradativa à razão de25% ao ano do total do montante de energia contratado, encerrando-se em dezembro de 2006.Embora, com base na Lei nº 10.848/04, as empresas distribuidoras possam aditar o Contrato Inicial,não há como prever as condições do aditivo, tendo em vista a inexistência da regulamentação queestabelecerá os critérios de prazo e montantes de energia. Portanto, as obrigações por elasassumidas no referido aditivo poderão causar impacto adverso em sua situação financeira, incluindoa da Emissora.Caso não seja feito o aditivo dos Contratos Iniciais, as distribuidoras deverão adquirir energia de acordocom as regras do “novo modelo”, ainda não regulamentado, que poderão causar impacto adverso naestrutura de custos das empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo da Emissora.Consumidores LivresOs Consumidores Livres podem optar por comprar energia elétrica de qualquer concessionário,permissionário ou autorizado de energia elétrica do mesmo sistema interligado. Essa liberdade deescolha poderá acarretar em uma redução nas receitas das empresas distribuidoras de energiaelétrica, incluindo as da Emissora, caso seus consumidores tornem-se consumidores livres e deixemde adquirir energia elétrica por qualquer motivo.Adicionalmente, caso grandes consumidores industriais tornem-se auto-produtores de energia(geração de energia para uso próprio) ou optem por se tornarem consumidores livres, o resultadodas empresas distribuidoras poderá ser afetado negativamente.81

Sistema Hídrico e Condições ClimáticasA matriz energética no Brasil é muito concentrada na geração hidráulica de energia e as usinashidrelétricas não podem gerar energia além da capacidade possibilitada pelos recursos hídricos doPaís. O controle do nível dos reservatórios é efetuado pelo ONS, que busca otimizar o nível de águadisponível para geração hidrelétrica em cada uma das usinas associadas aos respectivosreservatórios, além de manter uma certa quantidade de água em reserva, para situações deemergência. Nesse contexto, o ONS pode, por exemplo, impedir que uma usina geradora situada noinício do leito de um rio aumente sua vazão de água, caso isso afete negativamente as demais usinasao longo do leito do mesmo rio.Em síntese, a base eminentemente hidráulica do sistema elétrico brasileiro pode provocarvolatilidade de preços se o processo de estocagem de água não for suficientemente adequado aocrescimento da demanda, ou os investimentos em geração não acompanharem adequadamentecrescimento de demanda, afetando negativamente os custos das empresas distribuidoras, incluindoos da Emissora.Além disso, a ocorrência de condições climáticas desfavoráveis pode afetar negativamente amanutenção de nível adequado dos reservatórios e acarretar o racionamento de energia que venhaser imposto pelo Governo Federal, o que poderá trazer impactos negativos para a Emissora,prejudicando a sua condição financeira e seus resultados operacionais.Racionamento de EnergiaUma combinação de fatores ocorridos nos últimos anos, em especial a falta de investimentos emgeração de energia elétrica e uma estiagem prolongada e rigorosa, provocou a crise energética noBrasil. A falta de chuvas baixou a níveis críticos os reservatórios das empresas geradoras de energiaelétrica, comprometendo a capacidade de geração no curto prazo. No primeiro semestre de 2001, aperspectiva de que a demanda de energia elétrica pudesse superar a capacidade de geração impôs anecessidade de controles do consumo de energia elétrica. Essa diminuição forçada do consumo deenergia elétrica resultou na redução do faturamento das geradoras e das distribuidoras de energiaelétrica durante os exercícios de 2001 e 2002.Apesar do fim do programa de racionamento, em fevereiro de 2002, os níveis de consumo deenergia elétrica não voltaram aos patamares anteriores ao racionamento. A defasagem do sistemapoderá resultar em nova escassez de energia e gerar outros impactos negativos para as empresasintegrantes do sistema, incluindo a Emissora.TarifasDe acordo com as normas que regulam os contratos de concessão de serviço público de distribuiçãode energia elétrica, as tarifas praticadas pelas distribuidoras de energia elétrica são reajustadasanualmente mediante prévia autorização da Aneel e observadas as condições dos contratos deconcessão respectivos. Revisões extraordinárias das tarifas praticadas pelas distribuidoras deenergia somente podem ocorrer quando fatos específicos impactarem os custos das concessionárias,prejudicando o equilíbrio econômico financeiro dos contratos, estando, assim, tais revisões fora docontrole da administração de qualquer empresa do setor elétrico.O “novo modelo” prevê a contratação regulada, cujas condições, incluindo o repasse do custo daenergia para as tarifas, ainda pendem de regulamentação. Atualmente existem regras específicas quelimitam o repasse aos consumidores dos aumentos de custos relacionados à compra de energiaelétrica pelas distribuidoras, incluindo a Emissora, que podem não conseguir repassar aosconsumidores eventuais aumentos nos preços das compras de energia elétrica.82

Às tarifas são aplicados periodicamente mecanismos de revisão, cujo objetivo é o reposicionamentodas tarifas de fornecimento de energia elétrica e a determinação do Fator X, a ser aplicado nosprocessos de reajuste posteriores à revisão. O reposicionamento das tarifas poderá causar impactosnegativos nas receitas das distribuidoras de energia.Ademais, a Lei nº 8.631/91, alterada pelas Leis nº s 10.438/02 e 10.848/04, dispõe que asconcessionárias, permissionárias e autorizadas que se encontrarem inadimplentes (i) norecolhimento das parcelas das quotas anuais da RGR, do PROINFA, da CDE, da CCC, daCOFURH e outros encargos tarifários criados por lei; e (ii) no pagamento pela aquisição de energiaelétrica contratada de forma regulada e da Itaipu Binacional, terão como conseqüência aimpossibilidade de revisão de suas tarifas, exceto a extraordinária e reajuste, assim como dorecebimento de recursos provenientes da RGR, CDE e CCC.Revisão Tarifária – Tribunal de Contas da UniãoO Tribunal de Contas da União (“TCU”) acompanhou e fiscalizou o procedimento de revisãotarifária de algumas empresas do setor elétrico, levado a cabo pela Aneel no ano de 2003, e proferiuacórdãos nos processos referentes às empresas Eletropaulo, Light e Cemig, nos quais elaboroudiversas 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 tarifáriaperiódica das empresas do setor elétrico, por entender que ela considera o benefício fiscal do jurosobre o capital próprio na formação da tarifa, e que, dessa forma, o reajuste tarifário concedidodeveria ter sido menor.A Aneel contratou os serviços da Fundação Universitária Brasília para avaliar a metodologia, nointuito de questionar a posição do TCU. Nesse mesmo sentido, a Abradee – Associação Brasileirade Distribuidores de Energia Elétrica apresentou memoriais ao MME, alegando, em síntese, que oTCU, órgão integrante do Poder Legislativo Federal, não tem competência para fiscalizar a ação daAneel neste âmbito específico e para emitir comandos ou juízos críticos relativos à metodologiaadotada.O desfecho dessa pendência não é esperado para breve, mas, na hipótese de ser desfavorável àAneel, as empresas distribuidoras de energia elétrica poderão sofrer impacto financeiro negativo.Planejamento de mercadoConforme previsto no “novo modelo” do Setor Elétrico brasileiro, as empresas concessionárias epermissionárias de distribuição de energia elétrica deverão planejar, com antecedência de cincoanos, a compra de energia no mercado regulado necessária para o suprimento de seus consumidoresnesse período. Somente são admitidos erros em referido planejamento em um montante máximo de5%, o qual será complementado mediante compra da energia adicional, após licitação, por períodomáximo de dois anos de suprimento. A implementação do “novo modelo” do Setor Elétricoaumenta o risco das empresas que nele atuam (inclusive a Emissora), uma vez que eventuais errosno planejamento do mercado da Emissora poderão acarretar a obrigação de pagamento de multasadministrativas e a de aquisição de energia adicional por preço superior ao adquirido anteriormentesem o direito de repasse desse custo para a tarifa cobrada, o que poderá afetar negativamente asreceitas das empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo as da Emissora.83

Volatilidade dos Preços de Energia no Mercado “Spot” do MAEO MAE será substituído pela CCEE, cujo processo de transição deverá concluir-se em, no máximo,90 (noventa) dias contados da regulamentação da Lei nº 10.848/04, sendo que, até tal data, asconcessionárias distribuidoras de energia elétrica podem recorrer ao MAE para a aquisição daenergia não contratada, submetendo-se aos preços “spot” do MAE, que são voláteis e podem chegara níveis elevados, não sendo possível afirmar que haverá repasse para as tarifas cobradas dosconsumidores, o que poderá afetar negativamente as receitas das empresas distribuidoras de energiaelétrica, incluindo as da Emissora.Padrão de Serviços estabelecido pela AneelO Contrato de Concessão e as normas do setor determinam os indicadores técnicos relativos apadrões de serviços a serem observados pelas concessionárias, que, caso não atendam aos padrõesestabelecidos, estarão sujeitas as penalidades que vão desde advertência ou multa pecuniária até aextinção da concessão, nos casos de reincidência continuada no descumprimento dos indicadores.Além disso, o Poder Público poderá intervir na concessão, a qualquer tempo, para assegurar aprestação adequada dos serviços, ou o cumprimento, pela concessionária, das normas legais,regulamentares e contratuais, mediante decreto autorizativo, cujo processo poderá impor à Emissorasanções, que poderão implicar a extinção da concessão.Portanto, a não observância da qualidade dos serviços prestados pelas distribuidoras de energiaelétrica acarretará a imposição de penalidades citadas, o que, caso ocorra, afetará adversamente asreceitas e a situação financeira das referidas empresas, incluindo as da Emissora.Indenização insuficiente na hipótese de extinção da concessãoA indenização devida nos casos de extinção da concessão toma por base o valor dos investimentosvinculados aos bens e instalações ainda não depreciados ou amortizados, conforme apurados porauditoria da Aneel. Do montante da indenização devida poderão ser descontados os valores deeventuais multas aplicadas pela Aneel e danos causados pela concessionária.Alternativamente à caducidade, o Poder Concedente poderá desapropriar o bloco de controle dasações da concessionária e levá-lo à leilão público, sendo o montante líquido da indenização aqueleapurado no referido leilão.Caso seja recebido pela Emissora algum montante decorrente do pagamento de indenização, não hácomo garantir se referida quantia será suficiente para o pagamento das obrigações relacionadas àsDebêntures. Declarada a caducidade, o Poder Concedente não é responsável por quaisquerencargos, ônus, obrigações ou compromissos com terceiros ou com empregados do concessionário,o que poderá afetar adversamente a capacidade de pagamento da Emissora, incluindo asDebêntures.VI.3. Fatores de Risco da EmissoraAumento da Carga Tributária e Risco de Taxa de JurosUm aumento da carga tributária à qual a Emissora está sujeita e a elevação das taxas de jurospoderão impactar negativamente no resultado da Emissora, na medida em que suas atividadesexigem consideráveis investimentos de capital. Em 31 de dezembro de 2003, a Coelba possuía um84

endividamento em moeda local de R$487.717.000,00. O perfil destas dívidas é de juros pósfixados,atrelados a diversos indexadores, dos quais o de maior preponderância é a taxa de juros delongo prazo – TJLP.A Companhia poderá vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas referidas taxas de jurospós-fixadas, que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentoscaptados no mercado nacional (vide item VII.1 - Discussão e Análise da Administração sobre asDemonstrações Financeiras).A Companhia não tem pactuado contratos de derivativos para fazer hedge (proteção) contra esterisco, e, portanto, caso ocorra um incremento relevante nas taxas de juros atualmente praticadas,mormente na TJLP, a Coelba poderá sofrer um impacto negativo relevante na sua situaçãofinanceira e na capacidade de pagamento das Debêntures.AmbientalAs atividades e instalações das empresas distribuidoras de energia elétrica estão sujeitas a diversasleis e regulamentos ambientais federais, estaduais e municipais, incluindo exigências delicenciamento para instalação e operação de linhas de transmissão, bem como a diversas leisatinentes à proteção da saúde e do meio ambiente.A inobservância pela Emissora, pela Cosern e Itapebi, das leis, regulamentos e termos deajustamento de conduta ambientais, especialmente aquelas relativas às licenças de instalação eoperação, pode acarretar, além da obrigação de reparação de danos que eventualmente sejamcausados, a aplicação de sanções de natureza penal e administrativa. As sanções administrativasvariam desde a imposição de advertências e multas, até a suspensão parcial ou total de atividades,podendo também incluir a perda ou restrição de incentivos fiscais e o cancelamento e a suspensãode linhas de financiamento de estabelecimentos oficiais de crédito, bem como a proibição decontratar 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, pela Cosern ou pela Itapebi dasleis, regulamentos, termos de ajustamento de conduta ou acordos judiciais poderá causar impactoadverso relevante na imagem, na receita e no resultado das referidas empresas e de suascontroladas, coligadas e controladora.Risco Político dos ControladoresEntre os controladores da Emissora encontram-se o BB-BI e a 521 Participações, controlada pelaPrevi, patrocinada pelo Banco do Brasil. Conseqüentemente, o Governo Federal poderá exercerinfluência sobre a administração e orientação dos negócios da Coelba. Ademais, alterações nacomposição política do Governo Federal podem acarretar alterações na administração e nacondução dos negócios da Coelba, o que poderá ocasionar em impacto negativo nas atividadesoperacionais da Companhia e, conseqüentemente, no seu resultado e na sua condição financeira.Concessão e Bens Reversíveis / Insuficiência dos ativos da EmissoraA concessão é a delegação temporal, pelo Poder Concedente, do direito de prestação do serviçopúblico, passível de revogação e rescisão, nos termos da lei e do contrato de concessão, observado odireito de indenização.85

A distribuição de energia elétrica é um serviço público e, portanto, objeto de contrato de concessão.Assim, o principal ativo das empresas distribuidoras de energia, como a Coelba, é o direito,outorgado nos termos do contrato de concessão, de explorar a distribuição de energia elétrica. Essedireito não pode ser transferido sem a prévia anuência da Aneel, sob pena de caducidade daconcessão. Para obter a anuência da Aneel, o candidato a adquiri-lo deverá: (i) atender às exigênciasde capacidade técnica, idoneidade financeira e regularidade jurídica e fiscal necessárias à assunçãodo serviço de distribuição; e (ii) comprometer-se a cumprir todas as cláusulas do contrato deconcessão em vigor.Na hipótese de inadimplência da Coelba no pagamento das Debêntures ou de seu vencimentoantecipado, nos termos da Escritura, a execução judicial do crédito representado por estes valoresmobiliários pode ser prejudicada pela insuficiência de bens passíveis de serem penhorados evendidos judicialmente, uma vez que todos os bens essenciais à prestação do serviço sãoconsiderados bens reversíveis e, em princípio, inexecutáveis, e o direito de exploração dos serviços(concessão) somente poderá ser transferido para terceiros mediante prévia anuência da Aneel.Sanções Oriundas do Contrato de ConcessãoA Coelba está sujeita a sanções por inadimplemento do Contrato de Concessão, tais como multa,caducidade e, em última instância, rescisão da concessão. Na qualidade de prestadora de serviçopúblico de distribuição de energia elétrica, a Coelba fica sujeita a diversos preceitos de ordempública, relacionados ao serviço público, como a prestação adequada dos serviços, entendido comoaquela que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade,generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas.O contrato de concessão reflete as obrigações impostas à concessionária, cujo descumprimento pode ter,como conseqüência mais séria, a rescisão do contrato, respeitados os direitos de defesa e indenização.Endividamento em Moeda EstrangeiraApós o contágio da crise mexicana no início de 1995, o governo brasileiro decidiu adotar um sistema debandas cambiais, através do qual procurou executar um processo gradual e controlado de desvalorizaçõesreais do câmbio. Finalmente, após um contínuo processo de especulação cambial, o Real foi desvalorizadoem janeiro de 1999, quando se passou a adotar um regime de taxa de câmbio flutuante, acompanhado, aseguir, por um regime de metas de inflação. Por conta desse regime de taxas de livre flutuação, a moedabrasileira tem sofrido oscilações freqüentes em relação a moedas estrangeiras.Conforme descrito na Seção IV.4, Tabela 3 (“Composição da Dívida”) do presente Prospecto, aEmissora possui atualmente dívidas de curto e de longo prazos atreladas à variação cambial. Comisso, os resultados das operações da Coelba poderão ser prejudicados por qualquer desvalorizaçãofutura do Real frente à moeda estrangeira.Dívida da GarterO empréstimo sindicalizado da Garter, subsidiária integral da Coelba, no valor principal deUS$300.000.000,00, está sendo renegociado pela Emissora com parte dos bancos participantes dosindicato e com novos bancos, no valor de até US$ 140 milhões, com prazo de 4 anos. ACompanhia conseguiu, ainda, compromisso firme de credores para celebração de outro empréstimopara a Garter, no valor de US$160 milhões, com vencimento em novembro de 2005. Não hágarantias de que tais renegociações sejam concluídas ou de que as condições a serem acordadasjunto aos credores serão aceitáveis ou favoráveis à Garter. Caso a Coelba não seja capaz de86

enegociar essa dívida, ou a renegociação ocorra em condições desfavoráveis, ela terá de buscaroutras fontes de recursos para honrá-la, em termos e condições que lhe poderão ser menosfavoráveis, afetando negativamente sua condição financeira.Manutenção de covenants financeirosOs contratos relativos à dívida Garter, à 3 a emissão de debêntures da Emissora e o Programa deCapitalização do BNDES estabelecem diversas obrigações de manutenção de índices deendividamento, capitalização e cobertura da dívida. Não há como garantir que a Companhia atingirátodos os índices contratados agora ou no futuro, o que poderá gerar o vencimento antecipado desuas dívidas e, igualmente, afetar, de forma substancial e negativa, a condição financeira daEmissora.Inadimplência dos Clientes da EmissoraEm 31 de dezembro de 2003, o saldo total das contas de luz vencidas pelos clientes da Emissora erade aproximadamente R$ 268 milhões, ou 8,9% em relação ao faturamento dos 12 meses anteriores atal data, dos quais R$144.500.000,00 encontravam-se vencidos há mais de 90 dias. Do total dosvalores vencidos e não pagos em 31 de dezembro de 2003, R$217.800.000,00 referiam-se ao setorprivado e R$50.680.000,00 ao setor público.A Emissora não pode assegurar que conseguirá implementar todas as medidas necessárias à reduçãodo inadimplemento, nem tampouco que tais medidas garantiriam a redução da inadimplência. Amanutenção ou aumento dos índices de inadimplência pode afetar o resultado da Emissora.Transferência da participação na CosernA Lei nº 10.848/04 proíbe que as concessionárias de distribuição, que atuem no SIN, detenhamparticipação societária em outras sociedades de forma direta ou indireta, ressalvado o disposto noartigo 31, inciso VIII, da Lei nº 8.987/95 (que determina incumbir às concessionárias a captação,aplicação e gestão dos recursos financeiros necessários à prestação do serviço) e excetuada aparticipação para a captação, aplicação ou empréstimo de recursos financeiros destinados ao próprioagente ou a sociedade coligada, controlada, controladora ou vinculada à controladora comum, desdeque destinados ao serviço público de energia elétrica, mediante anuência prévia da Aneel, eatendidas as determinações legais. As distribuidoras deverão adaptar-se a esta disposição em até 18meses, contados da publicação da Lei.Em razão de tal proibição, a participação societária da Cosern, detida pela Coelba, deverá sertransferida, reduzindo, por conseqüência, ganhos financeiros auferidos em razão de distribuição dedividendos e juros sobre capital próprio.Contingências Judiciais e AdministrativasA Coelba é parte em diversas ações judiciais e procedimentos administrativos envolvendo questõesfiscais, cíveis, previdenciárias e trabalhistas. Em 31 de dezembro de 2003, a Companhiaprovisionou R$86,782 milhões, conforme consta de suas demonstrações financeiras.Não é possível prever o resultado final das ações judiciais ou dos procedimentos administrativosatualmente em curso. Caso as decisões nesses processos judiciais e procedimentos administrativossejam desfavoráveis à Coelba, as provisões realizadas pela administração da Companhia poderão87

não ser suficientes para o pagamento de todos os débitos daí decorrentes, o que poderá afetaradversamente a sua condição financeira.VI.4. Fatores de Risco da Emissão e das GarantiasPenhor de Recebíveis da EmissoraO penhor de recebíveis que garante a Emissão aperfeiçoou-se mediante a assinatura do Contrato dePenhor, pelos representantes legais das partes, seu registro em cartório de títulos e documentos dolocal da sede da Emissora (Salvador), da Interveniente Garantidora (Rio de Janeiro) e em SãoPaulo. Os consumidores somente serão notificados da existência do penhor de recebiveis quegarante a Emissão após um possível inadimplemento das Debêntures ou a ocorrência de umahipótese de vecimento antecipado, conforme definido na Escritura, não obstante o disposto noartigo 1.453 do Código Civil Brasileiro, que diz que o penhor de crédito não tem eficácia senãoquando notificado ao devedor. Após estas cautelas, somente na hipótese de inadimplemento ou devencimento antecipado das Debêntures, o penhor poderá perfazer-se, através da retenção etransferência diária até o Limite de Excussão. O tempo necessário para a obtenção dos recursossuficientes para o pagamento de 100% das obrigações da Emissora é indefinido e sujeito àcontinuidade da prestação dos serviços públicos desenvolvidos pela Emissora.Não há como assegurar que 15,79% da receita mensal da Emissora será suficiente para garantir ocumprimento integral de todos os contratos financeiros e outras emissões, garantidos ou não porvinculações de receitas ou penhor de recebíveis, que porventura venham a ser declarados vencidosantecipadamente em sua totalidade. Esta situação, caso ocorra, poderá impactar substancial enegativamente nas condições financeiras da Emissora.Acesso à Conta CauçãoA Emissora celebrou diversos contratos de financiamento com a Eletrobrás cujo saldo, em 31 dedezembro de 2003, era de R$156.563.000,00 (cento e cinqüenta e seis milhões, quinhentos esessenta e três mil reais). Referidos contratos, além de contarem com o mecanismo de garantia devinculação de receitas, outorgam amplos, gerais e ilimitados poderes à Eletrobrás para, em nome daEmissora, transferir os valores existentes em contas bancárias da Emissora perante quaisquerestabelecimentos da rede bancária, oficial ou privada, para a satisfação do pagamento de quantiasque se tornarem devidas pela Emissora nos termos de tais contratos. Desta forma, eventualinadimplemento da Emissora nos contratos celebrados com a Eletrobrás daria à última o direito deacessar qualquer conta corrente da Emissora, incluindo as contas de arrecadação, contascentralizadoras, contas de livre movimento e a Conta Caução. Caso isto ocorra, o saldo existente oua ser depositado na Conta Caução poderá vir a ser utilizado pela Eletrobrás para pagamento doscontratos celebrados com a Emissora, podendo não ser suficiente para cumulativamente garantir oLimite de Excussão e, conseqüentemente, o pontual pagamento das Debêntures.Redução do Spread da RemuneraçãoCaso a Emissora consiga aderir ao Programa Capitalização do BNDES, o spread da Remuneraçãopoderá ser reduzido de 3,5% para 3,25% (no caso dos recursos liberados pelo BNDES serem iguaisou superiores a 25% e iguais ou inferiores a 49,99% do saldo devedor relativo das Debêntures emcirculação) ou para 3,00% (no caso de referidos recursos serem iguais ou superiores a 50,00% dosaldo devedor das Debêntures em circulação).88

Exercício das Opções de Venda e de CompraA Escritura prevê a possibilidade de os titulares das Debêntures exercerem opções de venda contraa Emissora, caso esta venha aderir ao Programa Capitalização do BNDES. O exercício da opção devenda é limitado, porém, à representatividade do saldo devedor relativo às Debêntures em face dosaldo devedor do Empréstimo Externo. Sujeitas às mesmas condições da opção de venda, aEmissora terá opção de compra sobre as Debêntures em circulação, não se aplicando, nesse caso, opagamento do prêmio de resgate previsto na Escritura na hipótese de resgate antecipado dasDebêntures.Observância de Índices FinanceirosA observância dos índices financeiros previstos na Escritura (relação (i) Dívida Total/EBITDA; (ii)EBITDA/Despesa de Juros; (iii) Dívida Total/Capitalização; e (iv) Dívida de Curto Prazo/DívidaTotal) pela Emissora, essencialmente vinculados ao seu perfil de endividamento, não representa ouassegura a continuidade de seus negócios ou a capacidade de geração de recursos suficientes para opagamento de suas obrigações relacionadas às Debêntures.Quorum para Deliberações em Assembléia Geral dos DebenturistasNas deliberações da assembléia geral de debenturistas, a cada Debênture caberá um voto. Asdeliberações serão tomadas pela maioria dos presentes à assembléia, com exceção da modificaçãodas condições das Debêntures, que deverá ser deliberada por debenturistas que representem, nomínimo, 75% das Debêntures em circulação. Além disso, há hipóteses, previstas na Escritura, emque é necessária a aprovação unânime dos titulares das debêntures em circulação.Por essa razão, o titular de Debêntures que desejar aprovar, em assembléia, qualquer matéria deinteresse dos Debenturistas, observado o quorum estabelecido na Escritura, poderá ter voto vencidoe não obter a aprovação pretendida.EletrobrásA Emissora celebrou diversos contratos de financiamento com a Eletrobrás para expansão das suaslinhas e redes de transmissão, especialmente nos projetos “Luz no Campo” (eletrificação rural) e“Reluz” (melhorias nas redes públicas de prefeituras). Por conta dos referidos contratos, a Emissoraoutorgou mandato irrevogável e irretratável à Eletrobrás para, no caso de inadimplementofinanceiro da Emissora perante esta instituição, saldar o seu crédito, através da transferência dosvalores existentes em qualquer conta de titularidade da Emissora para o seu próprio nome, inclusiveos recursos arrecadados nas contas de cobrança.Na hipótese de inadimplemento da Emissora nestes contratos, a Eletrobrás poderá utilizar-se domandato para ressarcir-se dos valores devidos e não pagos pela Emissora, o que poderá reduzir acapacidade de pagamento da Emissora, no caso de inadimplemento das obrigações financeirasassumidas na Escritura.Baixa liquidez do mercado brasileiro secundário de debênturesO mercado secundário brasileiro para a negociação de debêntures apresenta, atualmente, baixaliquidez, e não há garantia de que, no futuro, haja mercado que proporcione aos seus subscritores apossibilidade de alienação, caso decida-se pelo desinvestimento. Por esta razão, os titulares dasDebêntures podem ter dificuldade de vendê-las no mercado secundário.89

Eventual rebaixamento na classificação de risco (rating) das DebênturesUm eventual rebaixamento na classificação de risco divulgado pela agência de rating poderáimplicar uma menor liquidez para a negociação das Debêntures, que permita aos seus subscritores apronta alienação caso estes decidam pelo desinvestimento nas Debêntures. Adicionalmente, umrebaixamento das Debêntures poderá ensejar um rebaixamento no rating da própria Emissora, o queimplicará uma dificuldade futura para a Emissora na captação de recursos no mercado financeiro.Vencimento Antecipado das DebênturesCaso ocorra uma das hipóteses de vencimento antecipado das Debêntures, conforme disposto naEscritura de Emissão (Vide Anexo X.6. - Escritura de Emissão), as Debêntures poderão serdeclaradas vencidas todas ao mesmo tempo e, neste caso, a Emissora poderá ter dificuldades emobter recursos financeiros suficientes para realizar seu pagamento, assim como os recursos obtidospor meio do penhor de recebíveis supra poderão não ser suficientes para realizar o pagamento, namedida em que a Emissora comprometeu-se a empenhar recebíveis no limite mensal de 15,79% dosomatório total de sua receita operacional líquida mensal, conforme critério de apuração definidopela Aneel (“Limite de Excussão”).Perspectivas e estimativas constantes deste ProspectoEste Prospecto contém informações acerca das perspectivas do futuro da Emissora que refletemsuas perspectivas e estimativas com relação a desenvolvimento futuros e que, como em qualqueratividade econômica, envolvem riscos e incertezas. Não há garantia de que seu desempenho futuroseja consistente com essas informações. Os eventos futuros poderão diferir sensivelmente dastendências aqui indicadas, dependendo de vários fatores discutidos nessa Seção e em outras seçõesdeste Prospecto. As expressões “acredita que”, “espera que” e “antecipa que”, bem como outrasexpressões similares identificam informações acerca das perspectivas do futuro da Emissora. Ospotenciais investidores nas Debêntures são advertidos a examinar com toda a cautela e diligência asinformações contidas neste Prospecto e a não tomar decisões de investimento nas Debênturesunicamente baseadas em perspectivas futuras ou expectativas.Remuneração das Debêntures - Taxa DIA Súmula nº 176, do Superior Tribunal de Justiça (STJ), declara ser nula a cláusula que sujeita odevedor à taxa de juros divulgada pela Anbid/Cetip. Os acórdãos, que sustentam a súmula,entendem que, tanto a Anbid, quanto a Cetip, são instituições de direito privado, destinadas à defesados interesses de instituições financeiras. Na eventual cobrança judicial das Debêntures, oentendimento da súmula poderá ser aplicado, podendo fazer com que o Poder Judiciário estipuleuma taxa de juros inferior à Taxa DI, prejudicando a rentabilidade das Debêntures.VI.5. Fatores de Risco da GuaranianaFontes de ReceitaAs principais fontes de receita da Guaraniana consistem em dividendos pagos pela Coelba (assimcomo em juros sobre o capital próprio, pagos pela Coelba conforme o caso) e pela Celpe. Em 2003,esses valores corresponderam a R$138.313.000,00 e R$82.919.000,00 a serem pagos pela Coelba eCelpe, respectivamente.90

Conforme os termos do empréstimo sindicalizado da Garter, caso a Coelba tenha que honrar afiança, esta poderá, nas épocas próprias, não ter lucro para pagar dividendos. Conseqüentemente, aGuaraniana poderá sofrer um impacto negativo em seus resultados financeiros.Além disso, as controladas ou coligadas da Guaraniana celebraram e poderão celebrar contratos ouacordos que possam de qualquer forma restringir, limitar ou impedir o pagamento de dividendos,observadas as hipóteses legais de pagamento obrigatório.Bens da GuaranianaA Guaraniana é uma companhia holding, controladora dos investimentos, em energia elétrica noPaís, da Ibereber, da Previ e do BB-BI, cujos bens relevantes são as participações acionáriasdemonstradas no Organograma do item IX.8. abaixo.Em caso de execução judicial do saldo devedor da Emissão, após verificado o inadimplemento daCoelba ou o vencimento antecipado das Debêntures, as ações de propriedade da Guaraniana emoutras companhias poderão ser penhoradas judicialmente para garantir o pagamento da dívida emfavor dos debenturistas. Caso, ao final, as ações de propriedade da Guaraniana, de emissão deconcessionárias de serviços públicos, como Coelba, Cosern e Celpe, venham aser alienadas ou adjudicadas, para pagamento da dívida, referida alienação e/ou adjudicaçãotornar-se-ão eficazes somente após prévia e expressa autorização da Aneel.91

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SEÇÃO VII – SITUAÇÃO FINANCEIRA DA EMISSORA E DA GUARANIANAVII.1. Discussão e Análise da Administração sobre as Demonstrações Financeirasda EmissoraVII.2. Balanço Energético da EmissoraVII.3. Eventos Subseqüentes Relevantes da EmissoraVII.4. Discussão e Análise da Administração sobre asDemonstrações Financeiras da GuaranianaVII.5. Balanço Energético da GuaranianaVII.6. Eventos Subseqüentes Relevantes da Guaraniana93

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SITUAÇÃO FINANCEIRA DA EMISSORA E DA GUARANIANAO potencial investidor deve ler esta Seção juntamente com as Demonstrações Financeiras daEmissora e da Guaraniana, que fazem parte integrante deste Prospecto como Anexos X.10 a X.14,e com todas as demais informações que estão descritas neste Prospecto, antes de tomar umadecisão de investimento nas Debêntures.VII.1. Discussão e Análise da Administração sobre as Demonstrações Financeiras da EmissoraDemonstrações Financeiras Padronizadas – 2003, 2002 e 2001As principais contas que compõem os Balanços Patrimoniais da Emissora (consolidado), levantadosno dia 31 de dezembro dos anos de 2003, 2002 e 2001, estão descritas a seguir.Balanços Patrimoniais auditados da Emissorados dias 31 de dezembro dos anos de 2003, 2002 e 2001Balanço PatrimonialDescriçãoConsolidado (em R$ mil)Em 31 de dezembro deAtivo 2003 var. (%) 2002 var. (%) 2001Circulante.......................................... 1.027.173 -15,20 1.211.300 34,08 903.410Disponível................................... 34.103 -62,06 89.898 5,16 85.486Rendas a receber........................ 6.365 1.196,33 491 -34,00 744Despesas Antecipadas............... 576 -95,24 12.108 72,50 7.019Realizável a Longo Prazo................. 1.859.407 16,87 1.590.984 24,54 1.277.454Créditos Diversos........................ 1.701.862 1,19 1.681.713 31,74 1.276.470Permanente....................................... 2.103.336 -32,14 3.099.765 22,31 2.534.226Imobilizado.................................. 1.849.643 -33,35 2.775.423 26,94 2.186.330Diferido........................................ 245.159 -24,05 322.830 -6,66 345.877Total Ativo........................................ 4.989.916 -15,45 5.902.049 25,17 4.715.090PassivoCirculante.......................................... 2.113.622 32,55 1.594.482 32,80 1.200.638Fornecedores.............................. 193.515 -41,14 328.809 39,17 236.248Empréstimos e Financiamento.... 1.377.522 123,14 617.325 48,44 415.861Tributos e contribuições sociais.. 84.122 10,31 76.258 -26,33 103.521Contingências............................. 27.442 -56,03 62.411 6,78 58.446Exigível a Longo Prazo..................... 1.030.413 -54,80 2.279.988 38,68 1.643.986Adiantam. Fut. Aumento Capital. -- -- 13.500 -- --Empréstimos e Financiamentos.. 637.297 -66,13 1.881.888 36,08 1.382.889Contingências............................. 91.444 74,77 52.322 84,12 28.417Outras contas a pagar................. 4.345 18,13 3.678 91,76 1.918Total Passivo................................... 4.989.916 -15,45 5.902.049 25,17 4.715.090Patrimônio LíquidoCapital Social Integralizado......... 1.068.297 -- 1.068.297 -- 1.068.297Total Patrimônio Líquido................ 1.684.575 0,77 1.671.688 3,93 1.608.42595

As demonstrações financeiras da Emissora mencionadas acima incluem a Cosern, Itapebi e Garter.Abaixo segue análise das contas cujas alterações foram materiais nos referidos períodos.AtivoCirculanteEste grupo de contas registrou, em 2003, pequena redução de 15,20%, na comparação dos valoresapurados em 31 de dezembro de 2002. Isto se deve, sobretudo, à redução dos tributos a compensar eresgate dos títulos e valores mobiliários da Coelba e redução das despesas antecipadas de sua controlada.Realizável a Longo PrazoEste grupo de contas registrou uma variação de 2003 para 2002 (16,87%) devido à transferência deinvestimento para futura alienação da participação societária da Itapebi e Termoaçu e valor daParcela B (PIS/COFINS). Já a variação de 2002 para 2001 foi de 24,54%, em razão do crescimentodas vendas no MAE e atualização dos créditos fiscais (IR e CSSL diferidos).PermanenteEste grupo apurou, em 31 de dezembro de 2003, redução de 32,14% na comparação dos valoresapurados em 31 de dezembro de 2002, devido à transferência para o realizável a longo prazo, parafutura alienação, da participação societária da Itapebi, não fazendo parte do consolidado em 2003.De 2001 para 2002, a variação foi de 22,31%, devido à adição de novos investimentos no imobilizado.PassivoCirculanteEste grupo de contas registrou aumento de 32,55% na comparação entre o período encerrado em 31de dezembro de 2003 e 31 de dezembro de 2002. O endividamento de curto prazo da Emissoraapresenta-se alto devido ao enquadramento da dívida Garter na conta de “passivo circulante” emvirtude de seu vencimento de junho de 2004.Exigível a Longo PrazoO Exigível a Longo Prazo da Emissora registrou redução de 54,80%, na comparação entre osexercícios findos em 31 de dezembro de 2003 e 2002, sobretudo em função de da redução de66,13% na conta “Empréstimos e Financiamentos”, decorrente da mutação da dívida Garter daconta de “passivo exigível a longo prazo” para a conta de “passivo circulante”.Patrimônio LíquidoCapital Social IntegralizadoAo longo dos três exercícios aqui analisados, o capital social da Emissora permaneceu inalterado etotalmente integralizado (R$ 1.068.297).Resultado do ExercícioO resultado do exercício foi de R$ 164.323 mil em 31 de dezembro de 2003, um aumento de35,58% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2002.Em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2001, no de 2002 verificou-se uma redução de49,16%, em razão, sobretudo, das conseqüências do racionamento e da redução do consumo.96

Abaixo encontra-se a análise comparativa da evolução das principais contas que compõem asDemonstrações do Resultado (Consolidado) nos dias 31 de dezembro dos anos de 2003, 2002 e 2001.CONSOLIDADO (em R$ mil)31 de dezembro deDescrição 2003 var % 2002 var % 2001Receita Operacional................................................................ 3.006.911 20,6 2.491.270 1,3 2.459.378Fornecimento de Energia Elétrica......................................... 2.864.272 29,6 2.209.455 20,6 1.832.786Subvenção à baixa renda (tarifa social)................................ 161.337 73,6 92.934 - 0Suprimento de Energia Elétrica – MAE................................. (2.610) -102,0 125.951 116,0 58.311Disponibilização do Sistema de Transmissão e Distribuição 42.594 586,5 6.204 302,6 1.541Receita (Reversão) de Recomp Tarifária do Racionamento. (84.363) 293,1 (21.460) - 388.966Energia Livre – Repasse a Geradora.................................... (22.051) -188,8 24.824 -80,9 129.917Outras Receitas Operacionais............................................... 47.732 -10,5 53.362 11,5 47.857Deduções à Receita Operacional.......................................... (758.518) 24,6 (608.446) 31,8 (461.583)ICMS...................................................................................... (532.610) 25,4 (424.563) 23,2 (344.546)PIS......................................................................................... (15.036) -25,7 (20.263) 28,2 (15.804)COFINS................................................................................. (88.739) 19,32 (74.368) 1,9 (72.948)ISS......................................................................................... (109) -93,8 (1.771) 12,6 (1.573)Quota para Reserva Global de Reversão – RGR................. (38.153) 10,7 (34.435) 28,9 (26.712)Encargo Capacidade Emergencial – ECE............................ (83.871) 58,1 (53.046) - 0Receita Operacional Líquida.................................................. 2.248.393 19,4 1.882.824 -5,7 1.997.795Custo do Serviço de Energia Elétrica....................................... (1.423.523 15,6 (1.231.386) 7,2 (1.148.192))Custo com Energia Elétrica....................................................... (990.419) 21,3 (816.246) -1,1 (825.623)Energia Elétrica Comprada para Revenda............................ (839.691) 25,8 (667.312) 13,0 (590.556)Encargo do uso do Sistema de Transmissão........................ (150.728) 21,4 (124.110) 18,0 (105.150)Energia Livre – Repasse a Geradora.................................... 0 - (24.824) -80,9 (129.917)Custo de Operação................................................................... (413.104) -0,4 (415.140) 28,7 (322.569)Pessoal.................................................................................. (50.876) 5,7 (48.119) 8,6 (44.294)Entidade de Previdência Privada.......................................... (3.250) 20,6 (2.693) 19,8 (2.248)Material.................................................................................. (13.428) -4,7 (14.101) 5,9 (13.311)Combustível para Produção de Energia Elétrica.................. (388) 59,6 (243) 9,0 (223)Serviço de Terceiros.............................................................. (51.679) 55,9 (33.141) 176,0 (12.005)Subvenção – Conta Consumo de Combustíveis................... (72.832) -20,6 (91.780) 112,3 (43.230)Taxa de Fiscalização ANEEL................................................ (4.564) 6,7 (4.275) -3,7 (4.439)Depreciação e Amortização.................................................. (154.543) 7,7 (143.459) 31,5 (109.008)Provisões Operacionais (Líquidas de Reversões)................ (43.591) -32,2 (64.301) -23,7 (84.278)Arrendamento e Aluguéis...................................................... (191) -69,7 (632) -341,2 262Tributos.................................................................................. (237) -8,8 (260) 5.100,(5)0Outras Despesas Operacionais............................................. (9.714) -19,9 (12.136) 24,0 (9.790)Custo de Serviço Prestado a Terceiros.................................... (22.029) -30,2 (31.564) 25,2 (25.201)Lucro Operacional Bruto........................................................ 822.841 32,7 619.874 -24,8 824.402Despesas Operacionais.......................................................... (653.607) 113,1 (306.658) 2,2 (299.969)Despesas com Vendas.......................................................... (137.280) 6,6 (128.854) -6,6 (137.972)Despesas Gerais e Administrativas....................................... (187.907) 5,6 (177.804) 9,7 (161.997)Resultado do Serviço............................................................. 169.234 -45,9 313.216 -40,2 524.433Resultado de Participações Societárias............................... (8.851) -33,6 (13.331) - 14.559Equivalência Patrimonial....................................................... 6.070 - 0 - 0Variação Cambial PL Garter................................................. (1.150) 141,0 (477) - 28.29397

Receita OperacionalA receita operacional bruta cresceu devido ao reposicionamento tarifário de 28,61% na Coelba e11,49% na Cosern a partir de 22 de abril de 2003 e crescimento do número de consumidores.A receita operacional da Coelba apresentou aumento de 1,3% entre os exercícios de 2002 e 2001(sendo R$ 2,5 bilhões em 2002 e R$ 2,4 bilhões em 2001), em virtude, sobretudo, do aumento dereceita com o fornecimento de energia elétrica, a qual sofreu, ainda, as conseqüências doracionamento, que durou até fevereiro de 2002.Deduções à Receita OperacionalAs deduções à receita bruta, em virtude de encargos tributários e outras tarifas e contribuiçõesdevidas ao poder público, aumentaram em virtude do aumento da receita decorrente dofornecimento de energia elétrica.Houve crescimento neste grupo na comparação dos valores de 31 de dezembro de 2002 (R$ 608,4milhões) e 31 de dezembro de 2001 (R$ 461,5 milhões), em virtude do crescimento dos encargostributários e outras tarifas devidas ao Poder Público incidentes sobre a receita com fornecimento deenergia elétrica. Como resultado, a receita líquida em 2002 foi reduzida em R$ 115 milhões, ou5,8%, passando de R$ 1,998 milhões para R$ 1,883 milhões.Custo do Serviço de Energia ElétricaHouve um crescimento de 14,0% de 2002 para 2003, devido ao incremento dos custos de operação(R$1,4 bilhão em 2003 e R$ 1,2 bilhão em 2002).Esta conta, composta pelo custo de energia elétrica e custo de operação, registrou aumento de 7,2%entre 2002 e 2001 (R$ 1,2 bilhão em 2002 e R$ 1,1 bilhão em 2001). O principal motivo para esseaumento foi o incremento dos custos de operação, tais como serviços de terceiros, contribuições àCCC, depreciação e amortização.Custo com Energia ElétricaEnergia Elétrica Comprada para RevendaEsta conta registrou crescimento de 25,8% de 2002 para 2003 (R$ 839,6 milhões em 2003 e R$667,3 milhões em 2002), devido ao reajuste tarifário.Esta conta registrou aumento de 13% entre 2002 e 2001 (R$ 667,3 milhões em 2002 e R$ 590,5milhões em 2001), devido ao reajuste tarifário e o restabelecimento do consumo após o período deracionamento.Encargos de Uso do Sistema de TransmissãoEsta conta refere-se às taxas pagas pela Coelba pela utilização da rede elétrica de concessionárias detransmissão.98

Os encargos pagos pela Coelba em 2003 cresceram 21,4% em relação a 2002 (R$150,7 milhões em2003 e R$124,1 milhões em 2002), explicado pelo reajuste tarifário e aumento de consumidores.Os encargos pagos pela Coelba aumentaram 18% entre os anos 2002 e 2001 (R$ 124,1 milhões em2002 e R$ 105,2 milhões em 2001). Os aumentos são justificados pelo reajuste das tarifas dessesserviços e pelo crescimento no número de consumidores.Custo de OperaçãoHouve uma redução de 0,5% entre os valores apurados em 2003 e 2002 (R$ 413,1 milhões em 2003e R$415,1 milhões em 2002), devido à redução de outras despesas operacionais ( recuperação dedespesas sobre encargos de energia livre).Houve crescimento de 28,7% entre os valores apurados em 31 de dezembro de 2002 (R$ 415,1milhões) e 31 de dezembro de 2001 (R$ 322,5 milhões), devido, sobretudo, ao aumento dasdespesas com serviços de terceiros, contribuições à CCC, depreciação e amortização.Despesas OperacionaisDespesas Com VendasHouve um crescimento de 6,5% entre 2003 e 2002 (R$ 137,3 milhões em 2003 e R$ 128,9 milhõesem 2002) em decorrência dos custos do Programa Emergencial de Recuperação do Consumo deEnergia Elétrica (PERCEE).Houve redução nesta conta de 6,6% entre 2002 e 2001 (R$ 128,9 milhões em 2002 e R$ 138milhões em 2001), em decorrência de variações das despesas relativas à comercialização de energia,sobretudo, de serviços de terceiros contratados nesses períodos.Despesas Gerais e AdministrativasHouve um crescimento de 5,7% entre 2003 e 2002 (R$ 187,9 milhões em 2003 e R$ 177,8 milhõesem 2002) em decorrência do crescimento de serviços de terceiros e tributos (CPMF).Esta conta registrou incremento de 9,7% entre 2002 e 2001 (R$ 177,8 milhões em 2002 e R$ 162milhões em 2001). Esta evolução nas despesas gerais e administrativas foi gerada pelos reajustessalariais e pelo aumento das despesas com material e das contribuições à Faelba.Resultado do ServiçoFoi apurado um crescimento de 58,9% entre 2003 e 2002 (R$ R$497,6 em 2003 e R$ 313,2 milhõesem 2002) devido ao aumento da Receita operacional líquida.Foi apurada queda no resultado do serviço em 40,2% entre 2002 e 2001 (R$ 313,2 milhões em 2002e R$ 524,4 milhões em 2001).99

Resultado de Participações SocietáriasVariação Cambial – GarterEm 2003 esta conta registrou uma perda de R$ 1.150 mil em virtude da flutuação cambial doperíodo.Esta conta registrou uma perda em 2002 de R$ 477 mil em 2002 contra um ganho de R$ 28,3milhões em 2001. Essas variações justificam-se pela acentuada flutuação cambial entre taisperíodos.Amortização de Ágio – LíquidaRegistrou um crescimento de 7,1% entre 2003 e 2002 (R$ 13,7 milhões em 2003 e R$12,9 milhõesem 2002.Esta conta registrou redução de 6,4% entre 2002 e 2001 (R$ 12,9 milhões em 2002 e R$ 13,7milhões em 2001).Receita (Despesa) FinanceiraO resultado financeiro da Emissora em 31 de março de 2004 foi de R$ 40 milhões negativos,representando uma diminuição de R$ 55 milhões em relação ao resultado financeiro de R$ 95milhões negativos, apresentado no mesmo período de 2003.Entre 2003 e 2002 o resultado financeiro apresentou um crescimento de 77,4%, ocasionado pelaflutuação cambial (R$245,8 milhões em 2003 e R$ 138,6 milhões em 2002).Entre 2002 e 2001 o resultado financeiro apresentou queda de 32,9% ocasionada, sobretudo, pelaforte variação cambial, encargos de dívidas, juros sobre capital próprio a pagar e comissões (R$138,6 milhões em 2002 e R$ 206,6 milhões em 2001).O resultado entre 2002 e 2001 é explicado em função da captação de novos empréstimos pelaEmissora, para fazer frente à necessidade de caixa em função de vendas abaixo do esperado, do nãorecebimento dos créditos do MAE e do plano de investimentos de 2002. Como conseqüência, oendividamento líquido da Emissora passou de R$ 1.903 milhões em 2001 para R$ 2.495 milhõesem 2002.Resultado OperacionalO resultado operacional da Coelba registrou um crescimento de 85,3% entre 2003 (R$ 169,2milhões) e 2002 (R$ 91,3 milhões).O resultado operacional da Coelba registrou queda de 48,9% entre 2002 (R$ 91,3 milhões) e 2001(R$ 178,6 milhões), devido aos custos com energia.Resultado Não OperacionalEsta conta registrou queda de 41,7% entre 2002 e 2001. O resultado não operacional foi negativoem R$ 4,1 milhões em 2002, e negativo em R$ 7 milhões em 2001.100

Receita Não OperacionalA receita não operacional da Coelba apresentou redução de 82,2% entre 2003 e 2002 (R$ 1,3milhões em 2003 e R$ 7,2 milhões em 2002) devido ao ganho na alienação da Tracol em 2002.A receita não operacional da Coelba apresentou aumento de 147,1% entre 2002 e 2001 (R$ 7,2milhões em 2002 e R$ 3 milhões em 2001) devido ao crescimento do ganho na alienação de bens edireitos e outras receitas não operacionais.Despesa Não OperacionalA despesa não operacional da Coelba cresceu 14% entre 2002 e 2001 (R$ 11,3 milhões em 2002 eR$ 10 milhões em 2001).IR e Contribuição Social – CorrenteEntre 2003 e 2002, a despesa com contribuição social e imposto de renda corrente cresceu 202,6%(R$ 16,8 milhões em 2003 e R$ 5,6 milhões em 2002) devido ao lucro antes da tributação.Entre 2002 e 2001, a despesa com contribuição social e imposto de renda corrente diminuiu 82,9%(R$ 5,6 milhões em 2002 e R$ 32,6 milhões em 2001), em decorrência da queda no lucro tributávelregistrado no período, agravado principalmente pelo racionamento.IR e Contribuição Social – DiferidoEntre 2003 e 2002, a despesa com contribuição social e imposto de renda diferido cresceu 61,3%(R$ 32,9 milhões e R$ 20,4 milhões em 2002).Entre 2002 e 2001, a despesa com contribuição social e imposto de renda diferido aumentou 0,4%(R$ 20,4 milhões em 2002 e R$ 20,3 milhões em 2001).Participações MinoritáriasEsta conta apresentou um crescimento de 88,3% entre 2003 e 2002, devido ao resultado do período.(R$ 18,8 milhões em 2003).Esta conta apresentou uma perda de R$ 10 milhões em 2002, enquanto que em 2001 esta perdahavia sido de R$ 33,5 milhões, uma redução, portanto, de 70,2%.Lucro Líquido do ExercícioEm 2003, o lucro consolidado da Coelba foi 35,6% maior do que o auferido em 2002 (R$ 164,3milhões em 2003 e R$ 121,2 em 2002).Em 2002, o lucro consolidado da Coelba foi 49,2% menor do que o auferido em 2001 (R$ 121,2milhões em 2002 e R$ 238,8 milhões em 2001).101

Indicadores Econômicos e Financeiros Não ConsolidadosA administração da Companhia entende que os resultados da Coelba, nos últimos anos, apontampara bons resultados no futuro, sobretudo se comparados às demais empresas do Setor Elétrico,conforme resumo a seguir:(R$ milhões)Descrição 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003Receita Operacional Bruta 985 1.156 1.275 1.558 1.786 1.914 2.397Receita Operacional Líquida 741 867 958 1.171 1.416 1.423 1.781Compra de Energia (316) (346) (378) (446) (521) (602) (784)Lucro Bruto 425 521 580 725 895 821 997Despesas Operacionais (327) (390) (373) (432) (517) (575) (595)Resultado Serviço 98 131 207 293 378 246 402EBITDA 161 217 299 407 495 381 548Depreciação e Amortização 63 86 92 114 117 135 146Result Financ e n/Operac (8) (125) (317) (175) (209) (185) (276)Lucro antes IR e CSSL 90 6 (110) 118 169 61 126IR e CSSL 95 36 (30) (19) (8) (28)Reversão JSCP 92 (9) 63 89 70 68Lucro Líquido 90 193 (83) 151 239 123 166Descrição 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003Indicadores Economico-FinanceiroReceita Operacional Bruta (MR$) 985.313 1.156.115 1.274.854 1.558.124 1.887.035 1.935.178 2.397.203Receita Operacional Líquida (MR$) 734.523 867.076 958.379 1.171.292 1.516.697 1.443.692 1.781.053Lucro Líquido (MR$) 89.669 192.577 -83.415 150.712 238.791 122.948 165.742EBITDA (MR$) 161.524 216.896 298.449 407.642 495.177 380.719 547.952Lucro por Ação (lote de 1000) 4,77 10,23 -4,43 8,01 12,69 6,53 8,81Valor Patrimonial da Ação (R$) 56,44 61,48 57,54 79,38 85,47 88,84 89,52Patrimônio Líquido (MR$) 1.062.023 1.156.974 1.082.703 1.493.752 1.608.425 1.671.688 1.684.575Ativo Total (MR$) 1.897.311 2.122.463 2.344.819 3.054.428 3.575.691 4.151.712 4.137.830Investimentos (MR$) 93.454 181.939 241.707 238.869 306.649 264.700 236.212Indicadores ComerciaisNúmero de Consumidores 2.372.663 2.562.545 2.689.084 2.908.193 3.127.626 3.285.110 3.495.400Venda de Energia (MWh) 8.368.307 9.068.208 9.028.639 9.765.711 8.885.516 8.850.103 9.216.135Indicadores OperacionaisPerdas de Energia (%) 14,80 14,39 13,77 12,91 15,48 15,98 15,15Número de Empregados 4.186 3.701 3.320 2.956 2.872 2.884 2.848DEC (horas) 31,56 32,55 24,99 24,91 21,67 17,40 15,96FEC (quantidade) 15,74 18,04 14,38 11,68 12,28 12,43 10,90TMA (horas) 2,91 3,21 3,00 4,11 3,05 2,05 1,98TAT (%) 4,38 4,00 3,37 3,08 2,41 2,13 1,84Consumidor por Empregado 567 692 810 984 1.089 1.139 1.227Vendas por Empregado (MWh) 1.999 2.450 2.719 3.304 3.094 3.069 3.236Vendas por Consumidor (KWh) 3.527 3.539 3.358 3.358 2.841 2.694 2.637Perdas – base de cálculo: consumo faturado102

A Coelba apresentou um crescimento na receita, fruto do aumento no mercado e nos reajustes datarifa superior, percentualmente, ao crescimento das despesas, o que permitiu o crescimento damargem - medida pelo EBITDA - nos negócios. Os resultados apontam também pela manutençãodos lucros, mesmo diante dos cenários mais adversos.Desde a privatização, somente em 1999 a Coelba apresentou prejuízo. Segundo a administração, isto sedeu exclusivamente por questões relativas à exposição ao câmbio, na época. Desde então, a Companhiavem mantendo uma administração conservadora do caixa, garantindo que a dívida em moeda estrangeiraesteja sempre protegida por hedge em quase a sua totalidade, conforme descrito acima.O ano de 2003 foi marcado por algumas dificuldades para o setor elétrico brasileiro, em decorrênciado racionamento e da redução do consumo nos anos anteriores. Não obstante, a Coelba obteve em2003 uma performance positiva no resultado econômico-financeiro se comparado a 2002, assimcomo em seus principais indicadores técnicos, a exemplo dos seguintes: (i) Duração Equivalente deInterrupção por Consumidor (“DEC”), que reduziu de 17,40 horas para 15,96 horas; (ii) FreqüênciaEquivalente de Interrupções por Consumidor (“FEC”), que passou de 12,43 para 10,90;e (iii) Tempo Médio de Atendimento (“TMA”), que passou de 2,05 horas para 1,98 horas.Para 2004, a Coelba se prepara para enfrentar ainda maiores desafios em função das característicasde sua área de concessão (alta dispersão geográfica e baixo consumo médio/cliente). As taxas dejuros futuros no mercado interno têm apresentado certa volatilidade e os dados relativos aos índicesde inflação denotam comportamentos distintos entre os preços ao consumidor e os preços noatacado. No entanto, apesar da volatilidade observada, a curva de juros tem apresentado um patamarestável, com tendências de baixa.Em 2004, a Coelba espera investir R$ 88.396.000,00 no projeto de Universalização, acreditandoque o novo modelo para o setor elétrico permitirá maior estabilidade para o setor.Endividamento da EmissoraO endividamento oneroso da Emissora em 31 de dezembro de 2003 era de R$1,54 bilhão, com umaalavancagem menor que a adotada pela Aneel para fins do cálculo da revisão tarifária.Em 31 de dezembro de 2003, a Coelba e suas controladas possuíam as seguintes posições comrelação aos seus financiamentos:Controladora2003 2002Em moeda deorigem(mil)Emmilharesde reais %Em moedade origem(mil)Emmilhares dereais %ComposiçãoEstrangeiraDólar norteamericano359.220 1.037.858 99,1 373.599 1.320.038 99,1Euro 2.574 9.395 0,9 3.217 11.907 0,9Total - 1.047.253 100 - 1.331.945 100Principal - 1.044.489 - - 1.326.602 -Encargos - 2.764 - - 5.343 -103

Consolidado2003 2002Em moeda deorigem(mil)Emmilharesde reais %Em moedade origem(mil)Emmilhares dereais %ComposiçãoEstrangeiraDólar norteamericano421.237 1.217.039 99,2 476.847 1.689.367 95,4Euro 2.574 9.395 0,8 3.217 11.907 0,7Iene - - - 2.351.034 69.627 3,9Total - 1.226.434 100 - 1.770.901 100Principal - 1.216.442 - - 1.753.791 -Encargos - 9.992 - - 17.110 -ControladoraConsolidado2003 2002 2003 2002ComposiçãoNacionalEm milharesde reais %Emmilharesde reais %Emmilharesde reais %Emmilhares dereais %Juros pré-fixados 2.434 0,5 2.446 0,5 5.605 0,8 2.446 0,2UFIR 154.275 31,3 168.516 31,1 154.275 20,9 172.019 15,4Finel 4.325 0,9 6.341 1,1 5.725 0,8 9.207 0,8TR - - - - - - 25.397 2,3IGPM-FGV - - - - 37.192 5,0 47.616 4,3SELIC 251.760 51,1 267.844 49,4 359.171 48,8 378.946 34,0TJLP. 63.768 13,0 91.259 16,8 124.048 16,8 396.547 35,6CDI 15.899 3,2 5.626 1,1 50.451 6,9 82.523 7,4Total 492.461 100 542.032 100 736.467 100 1.114.701 100Principal 487.717 538.833 722.434 1.107.803Encargos 4.744 3.199 14.033 6.898O endividamento total a longo prazo (moeda nacional e estrangeira) apresenta o seguintecronograma de pagamentos:ControladoraConsolidadoTotal TotalCronograma de pagamento 2003 2002 2003 20022004 - 1.185.107 - 1.391.8092005 126.990 123.313 164.924 176.9142006 89.816 90.284 129.168 143.7652007 80.059 84.291 110.797 137.757Após 2007 162.271 159.129 234.136 356.284Total 459.136 1.642.124 639.025 2.206.529O endividamento de curto prazo da Emissora apresenta-se alto devido ao enquadramento da dívidaGarter na conta de “passivo circulante”. A Coelba conseguiu perante os credores garantia paraprorrogação do prazo de vencimento desta dívida. Obtido sucesso na referida negociação, a Coelbaterá uma folga substancial no seu fluxo de caixa, passando o vencimento da dívida do curto para olongo prazo, e ajustando, em termos mais favoráveis, a sua capacidade de pagamento doscompromissos financeiros assumidos.104

Comprometimento de receitas da EmissoraParte dos direitos creditórios decorrentes da venda de energia elétrica para os consumidores sãovinculados e/ou dados em garantia de alguns instrumentos de financiamento da Emissora. Referidavinculação e/ou penhor sempre observaram a prévia aprovação e os critérios de comprometimentode receitas estabelecidos pela Aneel.Abaixo, segue tabela com todo o comprometimento das receitas da Emissora em abril de 2004, jáincluindo a 3ª Emissão e a presente Emissão de Debêntures:BASE: ABRIL/ EM R$ MIL ROL= 178.126,00CONTRATOS PAGAMENTO PAGTO TOTAL COMPROMETIMENTO DAROLPRINCIPAL JUROS E TAXASBNDES/RTE 2.677.824,96 3.090.605,46 6.590,66 3,7%BNDES/FINEM 2.567.799,69 458.857,02 4.237,32 2,4%TOTAL ECF 1311/94 27.914,99 7.534,20 35,45 0,0%TOTAL ECF 1316/94 50.795,75 18.137,34 68,93 0,0%TOTAL ECF 1410/96 20.485,86 579,44 21,07 0,0%TOTAL ECF 1608/97 32.205,79 724,63 32,93 0,0%TOTAL ECF 1725/98 8.439,73 632,98 9,07 0,0%TOTAL ECF 1726/98 36.560,03 7.677,60 44,24 0,0%TOTAL ECF 1728/98 216.113,38 4.322,26 220,44 0,1%TOTAL ECF 1799/98 13.310,30 1.996,55 15,31 0,0%TOTAL ECF 1912-99 561.245,94 25.256,06 586,50 0,3%TOTAL ECF 1953-99 1.361.601,47 639.952,69 2.001,55 1,1%TOTAL ECF 2072/01 - 566,17 0,57 0,0%TOTAL ECF 2073/01 - 697,55 0,70 0,0%TOTAL ECF 2074/01 - 16.078,77 16,08 0,0%TOTAL 7.574.297,89 4.273.618,72 13.880,81 7,8%Contratos Compra de EnergiaChesf - Leilão (CCVE - 014/2002) 603,87 0,3%Chesf - Inicial (CCVE - 2000) 49.752,25 27,9%Chesf - (CCT - 14/02/2000) 591,45 0,3%ONS - (CUST - 29/1999)ONS - (CUST - 097/2002)14.190,00 8,0%TOTAL 65.137,57 36,6%TOTAL 79.018,38 44,4%3ª emissão (18% do saldodevedor) 8,62%4ª emissão 15,79%* Socgen 14,21%TOTAL 38,62%TOTAL GERAL 82,98%* Pedido de garantia já aprovado pela ANEEL, porém o contrato ainda não foi finalizado.105

Programa de Recuperação FiscalEm abril de 2000, a Coelba aderiu ao Programa de Recuperação Fiscal – REFIS lançado pelogoverno. Como parte do programa, a Companhia declarou seus débitos de tributos e contribuiçõessociais à Secretaria da Receita Federal e ao INSS. As condições mais vantajosas para a amortizaçãoda dívida, dentre elas o alongamento do prazo de pagamento e a mudança de indexador para aTJLP, foram fatores determinantes para a adesão ao programa. O débito consolidado será pago emsessenta parcelas mensais consecutivas, das quais já foram quitadas 45 parcelas. As regras doprogramam estabelecem como condição de permanência a obrigatoriedade do pagamento regular deimpostos e contribuições. Em 31 de dezembro de 2003, o valor dos financiamentos relativos aoREFIS somava R$ 16 milhões e esse mesmo valor somava R$ 13 milhões em 31 de março de 2003.Além dos impostos relativos ao REFIS, a Coelba registrou os tributos e contribuições sociaiscalculados sobre a receita de recomposição tarifária extraordinária com como o valor dacontribuição social sobre o lucro calculados sobre o saldo da correção monetária complementar, aser depreciado, bem como sobre a variação cambial de contratos em moeda estrangeira. Em 31 dedezembro de 2003, o valor total de tributos e contribuições diferidos somava R$ 211 milhões, dosquais R$ 54 milhões estavam classificados no passivo circulante e R$ 157 milhões no exigível alongo prazo. Em 31 de março de 2004, esse mesmo valor somava R$ 242 milhões, dos quais R$ 70milhões estavam classificados no passivo circulante e R$ 172 milhões no exigível a longo prazo.Investimentos RelevantesO projeto de expansão e modernização da Coelba, que tem por objetivo ampliar o número depessoas físicas e jurídicas atendidas pelo serviço de energia elétrica, bem como melhorar aqualidade do atendimento, inclui, mas não se limita a, investimentos nas áreas de operação edistribuição de energia, ligação de novos consumidores, frota automotiva, informática e automação,compondo, cada um, um plano de investimento.Os recursos próprios e os obtidos no mercado financiam estes planos, que incluem, mas não selimitam a:(a) expansão da rede, para apropriação dos custos de projetos relacionados à atividadede expansão dos sistemas de sub-transmissão (69 e 138 kV) e de distribuição (média tensão),gerados a partir de estudos de planejamento;(b) projetos especiais, para apropriação dos custos de Projetos Especiais, com duraçãolimitada, sendo que alguns já se encontram em andamento. As subdivisões deste plano contemplamprojetos do Programa de Eletrificação Rural Luz no Campo, da Rede Básica (com nível de tensãomaior ou igual a 230 kV), de Normas e Padrões, de Pesquisa e Desenvolvimento e do Programa deUniversalização do Fornecimento de Energia;(c) renovação de subestações, para apropriação dos custos dos projetos relacionados àsatividades de melhoramento e renovação de subestações, incluindo-se as reservas técnicasnecessárias para a adequada manutenção das mesmas, com o objetivo de melhorar e renovar assubestações face ao fim da vida útil de equipamentos ou instalações e aquisição de equipamentospara a reserva técnica necessários à atividade de manutenção;(d) renovação de linhas de sub-transmissão, que se destina a destina-se à apropriaçãodos custos dos projetos relacionados à atividade de melhoramento/renovação de linhas de subtransmissão(69, 138 e 230 kV); e106

(e) automação, para apropriação dos custos dos projetos relacionados à atividade deadaptação/automação de subestações e redes de distribuição e instalação/modernização de centrosde controle de operação, com os objetivos de adaptar e/ou automatizar subestações e redes dedistribuição e instalar/modernizar Centros de Operação de Distribuição - COD e adquirir UnidadesTerminais Remotas de Poste.Em 2003, a Coelba investiu R$ 275 milhões, aplicados na melhoria da qualidade e da capacidade dofornecimento elétrico e dos serviços prestados aos clientes, contribuindo de forma significativa parao desenvolvimento econômico e social do Estado da Bahia. O investimento apresentou umdecréscimo de 44,5% em relação ao ano de 2002, quando foram investidos R$ 496 milhões.A previsão para 2004 de tais investimentos totaliza R$338.373.998,58, como segue:PLANOSCUSTO TOTAL**DESEMBOLSO* (R$)(inclui Custos Indiretos – R$)1. Expansão de Rede 49.016.740,91 43.722.143,352. Projetos Especiais 131.099.082,86 116.946.944,003. Renovação de Subestações 5.344.322,94 4.766.783,584. Renovação de Linhas 2.877.914,12 2.566.700,005. Sistema de Automação 16.802.049,05 14.987.000,006. Sistema de Telecomunicações 4.226.578,03 3.770.000,007. Novas Ligações 54.130.924,62 48.283.407,238. Exploração da Rede de Distribuição 42.930.555,10 37.864.800,009. Sistemas de Informática 21.429.382,92 19.542.414,0010. Ferramentas/Equip. Serviços 2.616.256,18 2.334.381,4211. Veículos 3.964.533,56 3.536.000,0012. Infra-estrutura 3.935.658,29 3.511.000,00TOTAL 338.373.998,58 301.831.573,58* refere-se a materiais e serviços de terceiros** inclui custos indiretos (pessoal próprio e custos de administração)A Companhia pretende fazer frente a esses novos investimentos com recursos oriundos (i) da 3ªEmissão de Debêntures Não-Conversíveis em Ações, Quirografárias, com garantia fidejussória daGuaraniana, registrada na CVM sob o nº CVM/SRE/DEB/2004/014, em 16 de julho de 2004; (ii) dapresente Emissão de Debêntures; (iii) de recursos próprios provenientes da geração de caixa em suaatividade; e (iv) demais fontes de recursos disponíveis às empresas distribuidoras de energia elétricano mercado financeiro e/ou de capitais, local ou internacional.Durante os primeiros 3 meses de 2004, a Coelba investiu R$ 49,730 milhões, aplicados na melhoriada qualidade e da capacidade do fornecimento elétrico e dos serviços prestados aos clientes,contribuindo de forma significativa para o desenvolvimento econômico e social do Estado da Bahia.Principais Contingências e Provisões ContábeisEm 31 de dezembro de 2003, as principais contingências da Coelba e suas empresas controladas ecoligada são as seguintes:(i) contingências trabalhistas, que referem-se a diversas reclamações trabalhistas movidascontra a Companhia e sua controlada Cosern, envolvendo horas extras, periculosidade, equiparação/ reenquadramento salarial e outras, e também, envolvendo os seus empreiteiros (responsabilidadesolidária);107

(ii) contingências cíveis, decorrentes de ações propostas por consumidores industriaisquestionando a legalidade da majoração da tarifa de energia elétrica ocorrida na vigência do PlanoCruzado, conforme portarias nº 38 e 45 do DNAEE, de 27 de janeiro e de 4 de março, ambas de1986, e pleiteiam a restituição de valores envolvidos, e decorrentes de ações de indenização pordanos morais e materiais;(iii) contingências fiscais, envolvendo imposto de renda sobre lucro inflacionário de 1998 econtribuição social, que estão em curso para os quais a opinião dos consultores jurídicos comrelação às causas possíveis totaliza R$ 7.969.000,00, bem como autuações contestadas pelaCompanhia e sua controlada relativamente ao Imposto Predial e Territorial Urbano (“IPTU”), entreoutras; e(iv) contingências previdenciárias, relativas à autuações da Companhia na condição decontribuinte solidária na contratação de serviços de empreiteira. A Companhia vem acionando asempreiteiras para comprovação do recolhimento e conseguinte baixar os autos.Não é possível prever o resultado final das ações judiciais ou dos procedimentos administrativosatualmente em curso. Para fazer face a eventuais contingências advindas desses pleitos, aCompanhia e sua controlada possuem provisões constituídas em seus balanços, conforme tabelaabaixo. A administração da Companhia, consubstanciada na opinião de seus consultores legaisquanto a possibilidade de êxito nas diversas demandas judiciais, entende que as provisõesconstituídas são suficientes para cobrir possíveis perdas com tais causas.Em 31 de dezembro de 2003, as provisões constituídas para contingências e respectivos depósitosjudiciais são compostos como segue:Controladora2003 2002Valor da Provisão Depósitos Valor da Provisão DepósitosContingências No exercício Acumulada Judiciais No exercício Acumulada JudiciaisTrabalhistas 7.422 30.000 2.868 3.442 22.578 2.051Cíveis 4.291 49.581 503 17.282 45.290 851Clientes – Plano Cruzado 437 29.820 503 5.540 27.436 851Outros 3.854 19.761 11.742 17.854Fiscais 2.996 7.201 (2.732) 4.205ISS 193 4.580 1.001 2.740INSS 790 1.873TLF/IPTU/Diversos 2.013 748 (3.733) 1.465Outros – depósito judicial 10.340 7.059IRRF s/JCp 7.357 7.059BNDES 2.983Total 14.709 86.782 13.711 17.992 72.073 9.961Curto Prazo (9.491) (2.983) (40.433)Longo Prazo 77.291 10.728 31.640 9.961108

Consolidado2003 2002Valor da Provisão Depósitos Valor da Provisão DepósitosContingências No exercício Acumulada Judiciais No exercício Acumulada JudiciaisTrabalhistas 4.333 39.834 10.610 6.635 35.502 11.463Cíveis 1.056 62.949 724 16.959 62.250 851Clientes – Plano Cruzado (662) 32.427 724 5.534 31.142 851Outros 1.718 30.522 11.425 31.108Fiscais 3.749 16.103 2.294 (1.837) 8.939ISS 193 4.580 1.001 2.740CSLL 1.823INSS 790 2.806TLF/IPTU/Diversos 1.465 836IRPJ 152 3.184 1.890 1.668Outros 2.614 2.245 404 (2.838) 3.695Outros – depósito judicial 10.340 8.042 7.059IRRF s/ JCP 7.357 7.059BNDES 2.983Ambientais 8.042Total 9.138 118.886 23.968 21.757 114.733 19.373Curto Prazo (27.442) (2.983) (62.411)Longo Prazo 91.444 20.985 52.322 19.373Resultado FinanceiroOs balanços patrimoniais da Companhia, em 31 de dezembro de 2003 e 2002, e as demonstraçõesdo resultado para os exercícios findos naquelas datas, das controladas, estão assim compostos, deforma condensada:COSERN TERMOAÇU GARTER ITAPEBIComposição 2003 2002 2002 2003 2002 2002Ativo 1.232.706 1.319.098 380.228 868.692 1.067.382 667.429Ativo circulante 253.474 345.621 13.282 1.932 7.392 23.528Realizável a longo prazo 662.184 489.461 6.018 866.760 1.059.990 6Permanente 317.048 484.016 360.928 643.895Passivo 1.232.706 1.319.098 380.228 868.692 1.067.382 667.429Circulante 447.924 368.547 120.228 867.150 1.082 246.805Exigível a longo prazo 283.773 454.538 1.059.990 270.624Patrimônio líquido 501.009 496.013 260.000 1.542 6.310 150.000109

Demonstrações de ResultadoCOSERNGARTER2003 2002 2003 2002Receita operacional líquida 467.557 439.538Custo de bens e serviços vendidos (322.053) (305.323)Resultado bruto 145.504 134.215Receitas (despesas) operacionais (50.539) (65.844) 54.321 67.091Resultado do serviço 94.965 68.371 54.321 67.091Receita (despesas) financeiras (31.456) (19.346) (57.939) (55.883)Resultado operacional 63.509 49.025 (3.618) 11.208Resultado não operacional (1.043) (816)Resultado antes do IR e CSLL 62.466 48.209 (3.618) 11.208IR e CSLL (20.912) (17.504)Lucro (prejuízo) antes reversão juros capital próprio 41.554 30.705 (3.618) 11.208Reversão dos juros sobre capital próprio 16.271Lucro líquido (prejuízo) do exercício 57.825 30.705 (3.618) 11.208Em 2002, a Itapebi e a Termoaçu estavam em fase pré-operacional. A Itapebi entrou em operaçãoem janeiro de 2003.O incremento da receita líquida da Coelba verificado em 2003, quando comparado a 2002, deveu-sebasicamente (i) à revisão tarifária ocorrida em 22 de abril de 2003, cujo aumento foi de 28,61%; e(ii) ao aumento de 4,1% nas vendas de energia elétrica aos seus clientes.Lucro LíquidoEm 2002, a Coelba obteve um lucro de R$ 122.900.000,00, contra R$ 238.800.000,00 em 2001,representando um decréscimo de 48,5% em relação ao resultado do ano anterior. A receitaoperacional líquida atingiu R$1.443.700.000,00, enquanto que em 2001 situou-se emR$ 1.516.700.000,00, um decréscimo de 4,8% em relação ao ano anterior.As despesas operacionais totalizaram R$ 1.198.300.000,00, representando um acréscimo de 5,3%em relação ao ano anterior que totalizaram R$ 1.138.200.000,00.O EBITDA, lucro antes dos juros, depreciação e amortização foi de R$ 380.700.000,00, um decréscimode 23,1% em relação ao ano anterior que foi de R$ 495.200.000,00, conforme gráfico a seguir:170014001.1711.5171.444R$ Milhões110080050020073516290867217193958298408151495239381123548166-1001997 1998 1999 -8 3 2000 2001 2002 2003ROL EBITDA Lucro110

Em 2002, as despesas financeiras líquidas foram de R$ 130.300.000,00, representando uma reduçãode 34,9% em relação ao ano anterior, quando as despesas foram de R$200.200.000,00. Essadiminuição das despesas financeiras foi fortemente influenciada pela redução obtida nas taxas decaptação dos financiamentos de longo prazo e principalmente pelo resultado positivo de R$425.000.000,00 dos contratos de swap que protegeram o endividamento em moeda estrangeira, davariação cambial do dólar americano de 52,3%. Estes resultados foram conseqüência daimplementação da política de minimização de riscos financeiros adotados pela Companhia.Em 2003, a Coelba apresentou um desempenho superior ao do ano anterior, conforme tabelasabaixo:Indicador 2003(R$ mil)2002(R$ mil)Variação(%)Lucro Líquido 165.742 122.948 34,8%Receita Operacional Líquida 1.781.053 1.443.692 23,4%Custos/Despesas Operacionais 1.378.364 1.198.284 15,03%EBITDA 547.952 380.719 43,9%R$ milCálculo do EBITDA - Dez/032003 2002Resultado do Serviço 402.689 245.408(+) Depreciação e Amortização 145.263 135.311EBITDA Contábil 547.952 380.719(+) Povisões para Contingências 14.709 17.992(-) Bolha Energia Nova (CHESF - Leilão) (476) -(-) PIS (11.994) -( -) Reposicionamento Tarifário (35.370) -EBITDA Ajustado Financeiro 514.821 398.711R$ mil741.475161.524ROL EBITDA Lucro867.076958.37989.669216.896192.577298.449(83.415)1.171.292407.642150.7121.516.697495.177238.7911.443.692380.719122.9481.781.053547.952165.7421997 1998 1999 2000 2001 2002 2003111

Informações Trimestrais – 1º Trimestre 2004 e 2003As principais contas que compõem os Balanços Patrimoniais da Emissora (consolidado), levantadosno dia 31 de março dos anos de 2004 e 2003 estão descritas a seguir.Balanços Patrimoniais auditados da Emissorados dias 31 de março dos anos de 2004 e 2003Balanço PatrimonialDescriçãoConsolidado (em R$ mil)Em 31 de março deAtivo 2004 var. (%) 2003Circulante.......................................... 1.071.890 -2,26 1.096.691Disponibilidades................................... 56.941 32,33 43.027Rendas a receber........................ 5.837 1.031,20 516Créditos............... 1.011.090 -3,67 1.049.632Outros ............................................................ 0 0 0Realizável a Longo Prazo................. 1.807.140 4,93 1.722.134Créditos Diversos........................ 1.785.314 13,05 1.579.185Permanente....................................... 2.088.974 -23,38 2.726.659Imobilizado.................................. 1.838.835 -23,94 2.417.623Diferido........................................ 241.739 -21,28 307.113Total Ativo........................................ 4.968.004 -10,41 5.545.484PassivoCirculante.......................................... 2.073.054 50,13 1.380.805Fornecedores.............................. 177.453 35,89 130.577Empréstimos e Financiamento.... 1.385.130 116,47 639.847Tributos e contribuições sociais.. 103.836 43,49 72.361Contingências............................. 34.569 -48,48 67.110Exigível a Longo Prazo..................... 1.098.293 -51,56 2.272.053Empréstimos e Financiamentos.. 697.234 -63,26 1.897.992Contingências............................. 94.546 87,42 50.446Outras contas a pagar................. 4.387 -24,,38 5.802Total Passivo................................... 4.968.004 -10,41 5.545.484Patrimônio LíquidoCapital Social Integralizado......... 1.068.297 -- 1.068.297Total Patrimônio Líquido................ 1.658.216 0,88 1.643.704112

AtivoCirculanteEste grupo de contas registrou, em 31 de março de 2004, pequena redução de 2,26%, nacomparação dos valores apurados em 31 de dezembro de 2003. As variações mais significativasforam:• a conta “Rendas a receber”, registrou aumento de 1.031,0% entre 31 de março de 2003(R$ 516 mil) e 31 de março de 2004 (R$ 5.837 mil) devido, sobretudo, ao recebimentode dividendos da Cosern;• a conta “Títulos e valores mobiliários” apresentou variação de 1.390,4% entre 31 demarço de 2003 (R$ 6.085 mil) e 31 de março de 2004 (R$ 90.694 mil) devido àaplicação em títulos bancários;• a redução da conta “tributos a compensar” deve-se a compensação de impostos;• a conta “outros créditos” cresceu devido a transferência do longo prazo.Realizável a Longo PrazoEste grupo registrou uma pequena variação de 31 de março de 2004 para 31 de março de 2003,com aumento de 4,93%, devido ao crescimento das rubricas bens e direitos destinados àalienação da Itapebi para a Guaraniana.PermanenteEste grupo apurou, em 31 de março de 2004, redução de 23,38% na comparação dos valoresapurados em 31 de março de 2003, devido à alienação futura da participação societária daItapebi para a Guaraniana, não fazendo parte do consolidado em 2004.PassivoCirculanteEste grupo registrou aumento de 50,13% na comparação entre 31 de março de 2004 e 31 demarço de 2003. Na conta “empréstimos e financiamentos”, a elevação chegou a 116,47%,sobretudo em função do fato de a dívida Garter encontrar-se na conta de “passivo circulante”.As variações nas contas “tributos e contribuições sociais”e “contingências” referem-se àconstituição de diferido passivo referente a IR e CSSL e transferência do longo prazorespectivamente.113

Exigível a Longo PrazoO Exigível a Longo Prazo da Emissora registrou redução de 51,56%, na comparação entre 31de março de 2004 e 31 de março de 2003, sobretudo em função da redução de 63,26% na conta“Empréstimos e Financiamenos”, decorrente da passagem da dívida Garter do longo para ocurto prazo.As variações na conta “contingências” referem-se às transferências para o curto prazo.Patrimônio LíquidoCapital Social IntegralizadoAo longo dos trimestres analisados, o capital social da Emissora permaneceu inalterado e totalmenteintegralizado (R$ 1.068.297).Resultado do ExercícioO resultado líquido do primeiro trimestre de 2004 foi de R$ 58.399 mil, um aumento, portanto, de,aproximadamente, 300% em relação ao primeiro trimestre de 2003, que registrou prejuízo deR$ 29.311 mil.O comportamento dos principais componentes do resultado foi o seguinte:A receita líquida de vendas e/ou serviços de R$ 599.108 mil apresentou um crescimento de 37,0%em relação ao mesmo período do ano anterior, devido, principalmente, a: (i) reposicionamentotarifário de 28,61% na controlada e 11,49% na controladora a partir de 22 de abril de 2003; e(ii) crescimento de 5,4% no número de consumidores, representado basicamente pela classeresidencial.O resultado do serviço (atividades de geração, transmissão e distribuição de energia) de R$ 123.320mil foi 92,1% superior ao verificado em igual período de 2003, explicado, principalmente, pelocrescimento da Receita Operacional Líquida – ROL.As despesas financeiras líquidas totalizaram R$ 40.327 mil, 57,6% inferior ao apurado no mesmoperíodo do exercício de 2003, devido, principalmente, ao comportamento da taxa de câmbio sobre oestoque da dívida em moeda estrangeira.O resultado da equivalência patrimonial gerou um saldo positivo de R$ 5.892 mil, devido,basicamente, ao resultado na Itapebi.114

Abaixo encontra-se a análise comparativa da evolução das principais contas que compõem asDemonstrações do Resultado (Consolidado) nos dias 31 de março dos anos de 2004 e 2003.Demonstrações do Resultado Consolidado auditados da Emissorados dias 31 de março dos anos de 2004 e 2003CONSOLIDADO (em R$ mil)Em 31 de março deDescrição 2004 var. (%) 2003Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 685.018 42,53 480.624Fornecimento de Energia Elétrica 620.851 35,60 457.836Subvenção à baixa renda (tarifa social) 40.766 54,06 26.461Suprimento de Energia Elétrica – MAE 11.756 -15,37 (818)Disponibilização do Sistema de Transmissão e Distribuição 14.508 127,54 6.376Receita (Reversão) de Recomp Perda Faturamento (17.076) 18,31 (14.433)Receita (Reversão) Energia Livre Racionamento (6.072) 395,27 (1.226)Reposicionamento Tarifário 12.941 - 0Outras Receitas Operacionais 7.344 14,25 6.428Deduções à Receita Bruta (203.510) 42,88 (142.433)ICMS (124.833) 21,15 (103.038)PIS (5.834) 10,45 (5.282)COFINS (36.817) 165,33 (13.876)ISS (76) 850,00 (8)Quota para Reserva Global de Reversão – RGR (8.971) 18,34 (7.581)Encargo Capacidade Emergencial – ECE (23.591) 87,90 (12.555)Encargo Aquisição Energ Elétrica – EAEE (3.388) - 0Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 481.508 42,34 338.284Custo de Bens e/ou Serviços (303.585) 17,02 (259.421)Pessoal (10.641) 25,33 (8.490)Entidade de Previdência Privada (803) -3,40 (831)Material (2.455) 14,50 (2.144)Combustível para Produção de Energia Elétrica (95) 11,76 (85)Serviços de Terceiros (10.880) 21,62 (8.946)Subvenção – Conta Consumo de Combustíveis (CCC) (12.072) -4,98 (24.043)115

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (3.551) - 0Taxa de Fiscalização (929) 6,30 (874)Energia Elétrica Comprada para Revenda (185.083) 28,15 (144.431)Encargo do uso do Sistema de Transmissão (29.823) 16,53 (25.592)Energia Livre (71) - 0Depreciação e Amortização (33.139) 8,33 (30.592)Provisões Líquidas (3.575) 6,66 (10.718)Tributos (1) 9,23 (13)Custo do Serviço Prestado a Terceiros (3.683) 328,75 (859)Outros (6.784) 276,26 (1.803)Resultado Bruto 177.923 125,61 78.863Despesas e Receitas Operacionais (99.316) 17,08 (119.769)Com Vendas (27.780) 11,49 (24.918)Gerais e Administrativas (43.436) 19,38 (36.385)Financeiras (42.366) 27,78 (58.663)Receitas Financeiras 30.619 -0,05 30.635Renda de Aplicações Financeiras 116 -5,57 262Juros, Comissões e Acréscimo Moratório de Energia 6.486 4,44 4.493Remuneração Financeira Recomposição Tarifária 17.485 -14,60 20.475Outras Receitas Financeiras 6.532 20,85 5.405Despesas Financeiras (72.985) -18,27 (89.298)Encargos de Dívidas (38.385) -25,50 (51.525)Variação Cambial e Monetária (Líquidas) (7.658) -112,43 61.596Operações de Swap (Líquidas) (13.768) -85,24 (93.300)Outras Despesas Financeiras (13.174) 117,07 (6.069)Outras Receitas Operacionais 0 - 0Outras Despesas Opercionais 0 - 0116

Resultado de Equivalência Patrimonial 14.266 714,16 197Equivalência Patrimonial 8.374 111,36 3.962Variação Cambial PL Garter 11 -103,40 (323)Resultado Itapebi 9.532 - 0Amortização de Ágio de Investimento (3.471) 0,08 (3.442)Resultado Operacional 78.607 286,99 (42.039)Resultado Não Operacional 277 - 0Receitas 309 -97,80 14.055Despesas (32) -100,20 16.833Resultado Antes da Tributação 78.884 287,65 (42.039)Provisão para IR e Contribuição Social (21.284) - 0IR Diferido 1.689 -87,98 14.055CS Diferido 4.279 -74,60 16.833Amortização Ágio e Reversão PMIPL (2.590) -6,77 (2.778)Participações/Contribuições Estatutárias 0 - 0Reversão Juros s/ Capital Próprio 0 - 0Participações Monetárias 0 - 0Lucro ou Prejuízo do Período 59.289 311,87 (27.984)Receita OperacionalCresceu 38,1% (R$ 849,4 milhões em 2004 e R$ 314,8 milhões em 2003).Deduções à Receita OperacionalCresceu 41,0% (R$ 250,3 milhões em 2004 e R$ 177,4 milhões em 2003) devido à mudança daalíquota da COFINS.117

Custo do Serviço de Energia ElétricaCrescimento de 32,5% (R$ 389,9 milhões em 2004 e R$ 294,2 milhões em 2003) devido aoscustos com CDE e crescimento da energia comprada.Custo com Energia ElétricaCrescimento de 68,7% (R$ 233,1 milhões em 2004 e R$ 138,1 milhões, em 2003) devido aoreajuste da tarifa de suprimento.Despesas com vendasCrescimento de 17,0% (R$ 33,7 milhões em 2004 e R$ 28,8 milhões em 2003) devido àsdespesas de pessoal e outros.Despesas gerais e administrativasCrescimento de 4,0% (R$ 52,1 milhões em 2004 e R$ 50,2 milhões em 2003) devido à provisãopara contingências.Resultado do ServiçoCrescimento de 507,7% (R$ 106,7 milhões em 2004 e R$ 17,6 milhões em 2003) devido aocrescimento da receita operacional líquida.Resultado de Participações SocietáriasEm 2004 R$ 5,9 milhões positivo e em 2003 R$ 3,8 milhões negativo devido ao resultado daItapebi.Receita (Despesas) FinanceiraO resultado financeiro reduziu 57,6% (R$ 40,3 milhões em 2004 e R$ 95,0 milhões em 2003),devido ao comportamento da taxa de cambio sobre o estoque da dívida em moeda estrangeira.Resultado OperacionalEm 2004 R$ 88,9 milhões positivo e em 2003 R$ 34,7 milhões negativo devido ao crescimentoda receita operacional líquida.Resultado Não OperacionalReduziu 49,7% (R$ 445 mil em 2004 e R$ 884 mil em 2003).118

Lucro Líquido do ExercícioEm 2004, R$ 58,4 milhões positivo e em 2003 R$ 29,3 milhões negativo.A arrecadação bruta obtida nos primeiros 3 meses de 2004, de R$ 849 milhões, aumentou38,2% em relação ao mesmo período do ano anterior, que foi de R$ 615 milhões. A liquidaçãodurante o exercício das vendas de energia ocorridas no âmbito do MAE, relativas ao período desetembro de 2000 a dezembro de 2002, bem como a liquidação dos valores relativos àsubvenção econômica da classe de consumo residencial de baixa renda, representaramaproximadamente 6,9% da arrecadação bruta.O endividamento oneroso da Emissora em 31 de março de 2004 era de R$1,65 bilhão.Em 31 de março de 2003, a Coelba e suas controladas possuíam as seguintes posições com relaçãoaos seus financiamentos:EmissoraPrincipalTotalEncargosda dívida Circulante Longo Prazo 31/03/04 31/12/03Moeda nacionalEletrobrás 1.158 24.203 135.356 160.717 158.599HSBC - - - - 74BMC - - - - 217BNDES/RTE 1.852 34.789 208.698 245.339 251.760BNDES/FINEM 236 30.769 25.641 56.646 63.769Total BNDES 2.088 65.558 234.339 301.985 315.529Consumidores - 1.619 776 2.395 2.398BBV Leasing - 1.386 - 1.386 2.338SAFRA Leasing 1 241 2 244 309IBM Leasing - 1.307 1.987 3.294 3.152ITAÚ 350 9.346 - 9.696 9.842BARISUL 72 5.000 - 5.072Outros - 44 3 47 3Total moeda nacional 3.669 108.704 372.463 484.836 492.461Moeda estrangeiraBanco InteramericanoDesenvolvimento – BID 168 33.386 54.161 87.715 105.268Kreditanstalt furWiederaufbau – KfW 106 2.305 6.915 9.326 9.396Sindicato (Líder BankBoston) 856 872.580 - 873.436 867.101Banco Santander OP 63 91 21.151 - 21.242 21.016IBM Leasing - 1.526 780 2.306 2.608Banco Bradesco OP 63 264 36.701 - 36.965 37.022Banco Safra OP 63 1 4.847 - 4.848 4.842Votorantim (2) 1.286 - 87.628 88.914Total moeda estrangeira 2.772 972.496 149.484 1.124.752 1.047.253Subtotal 6.441 1.081.200 521.947 1.609.588 1.539.714Operações com Swap - 37.092 (1.382) 35.710 23.8016.441 1.118.292 520.565 1.645.298 1.563.515119

A mutação destes empréstimos e financiamentos, em 31 de março de 2004, é a seguinte:EmissoraMoeda nacional Moeda estrangeiraPassivo Exigível Passivo ExigívelCirculante Longo Prazo Circulante Longo PrazoSaldos em 31 de dezembro de 2003 111.785 380.676 968.793 78.460Ingressos 15.000 11.655 30.000 86.365Encargos 14.086 1.821 19.797 89Variação monetária e cambial 273 303 7.094 1.813Transferências 21.992 (21.992) 17.243 (17.243)Amortizações (50.763) - (67.659) -Saldos em 31 de março de 2004 112.373 372.463 975.268 149.484Os vencimentos das parcelas a longo prazo, em 31 de março de 2004, estão assim previstos:Emissora31/03/04 31/12/032005 177.208 126.9902006 91.284 89.8162007 81.202 80.0592008 92.183 89.9782009 29.346 27.871Após 2009 50.724 44.422521.947 459.136Em 31 de março de 2004, as provisões constituídas para contingências e respectivos depósitosjudiciais estão assim compostos:EmissoraValor da ProvisãoNo exercício Acumulada31/03/04 31/12/03DepósitosJudiciaisValor da ProvisãoNo exercício AcumuladaDepósitosJudiciaisTrabalhistas 1.332 31.332 2.736 7.422 30.000 2.868Cíveis 7.525 57.106 502 4.291 49.581 503Clientes – Plano Cruzado - 30.690 - 437 29.820 -Outros 7.525 26.416 502 3.854 19.761 503Fiscais 1.079 8.281 - 2.996 7.201 -ISS - 5.468 - 193 4.580 -INSS 1.948 790 1.873 -ICMS 382TLF/IPTU/Diversos 1.079 483 - 2.013 748 -Outros – depósito judicial - - 7.357 - - 7.357IRRF s/ JCP - - 7.357 - - 7.357Total 9.936 96.719 10.595 14.709 86.782 10.728Circulante (16.345) - (9.491) -Longo prazo 80.374 10.595 77.291 10.728120

Os balanços patrimoniais das controladas, em 31 de março de 2004 e 31 de dezembro de 2003, e asdemonstrações do resultado para os trimestres findos em 31 de março de 2004 e 2003, estão assimcompostos, de forma condensada:Balanço PatrimonialCOSERNGARTER31/03/04 31/12/03 31/03/04 31/12/0Ativo 1.090.560 1.232.706 874.141 868.692Ativo circulante 188.611 253.474 874.141 868.692Realizável a longo 583.577 662.184 - -Permanente 318.372 317.048 - -Passivo 1.090.560 1.232.706 874.141 868.692Circulante 377.628 447.924 873.486 867.150Exigível a longo prazo 281.616 283.773 - -Patrimônio líquido 431.316 501.009 655 1.542Demonstração de ResultadoCOSERNGARTER31/03/04 31/03/03 31/03/04 31/03/03Receita operacional líquida 117.649 101.886 - -Resultado bruto 31.254 31.790 - -Receitas (despesas) operacionais (14.641) (14.009) 15.612 14.599Resultado do serviço 16.613 17.781 15.612 14.599Receita (despesas) financeiras 2.936 (9.433) (16.509) (15.635)Resultado operacional 19.549 8.348 (897) (1.036)Resultado não operacional (722) 249 - -Resultado antes do IR e CSSL 18.827 8.597 (897) (1.036)IR/CSSL (6.393) (3.107) - -Lucro líquido (prejuízo) do 12.434 5.490 (897) (1.036)Comparado ao de 2003, o 1º trimestre de 2004, encerrado em 31 de março, apresentou umdesempenho superior, conforme tabela abaixo:IndicadoresEmissora31/03/04 31/03/03 Variação (%)Lucro Líquido 58.289 (29.311) 298,86Receita operacional líquida 481.508 338.284 42,34Custos/Despesas operacionais (374.801) (320.724) 16,86Aspectos MacroeconômicosDo ponto de vista macroeconômico, os recentes indicadores divulgados apontam para a manutençãoda recuperação econômica mundial, embora abaixo das expectativas do mercado. A economiamundial ainda é vulnerável a eventos de natureza não-econômica, como os conflitos no Iraque e oatentado em Madrid, e reforça a postura cautelosa na avaliação das tendências econômicas no curtoprazo.121

Esse cenário tem levado à administração da Companhia a adotar uma política conservadora emrelação às suas dívidas amparadas em moeda estrangeira, com vistas à proteção do risco dadesvalorização da moeda nacional, através da contratação de contratos de troca de posiçõesfinanceiras (swap) em montantes de aproximadamente 98%.Aspectos da Economia NacionalApesar de 2003 ter sido um ano de restabelecimento de confiança na economia, com melhoria nosindicadores do mercado financeiro, as empresas do setor elétrico ainda sofreram os efeitos dos anosanteriores, quando o racionamento e as oscilações do mercado financeiro provocaram grandesprejuízos.Política Contra Riscos FinanceirosA administração da Companhia pretende continuar adotando política conservadora em relação àssuas dívidas amparadas em moeda estrangeira, com vistas à proteção do risco da desvalorização damoeda nacional, através da contratação de contratos de troca de posições financeiras (swap).Já em relação à proteção contra variações das taxas de juros, a Companhia entende não sernecessário celebrar contratos de derivativos para fazer “hedge” contra tais variações. Porém, aCompanhia monitora continuamente as taxas de juros de mercado, com o objetivo de avaliar aeventual necessidade de contratação de derivativos para se proteger contra o risco da volatilidade detais taxas.Liquidez e Recursos FinanceirosAs principais necessidades de liquidez e recursos financeiros da Coelba incluem as seguintes:• Dispêndios de capital para manutenção, desenvolvimento e expansão da rede dedistribuição de energia elétrica;• Serviço da dívida;• Pagamentos de certos passivos relevantes por impostos federais gerados em exercíciosanteriores;• Custos e despesas para a condução das operações;• Repasse às geradoras da energia livre do período do racionamento; e• Pagamentos de dividendos e demais distribuições aos acionistas.As principais fontes e liquidez de recursos financeiros da Companhia são:• Recursos gerados pelas operações;• Recursos provenientes da Recomposição Tarifária Extraordinária relativa ao período deracionamento de energia;• Recursos captados junto a instituições financeiras públicas federais e estaduais;• Recursos captados junto a instituições financeiras do setor privado; e• Recursos a receber das controladas Cosern e Itapebi, através de equivalência patrimonial.122

VII.2. Balanço Energético da EmissoraITENSENERGIA REGISTRADA (MWh) DEMANDA MÁXIMA (KW)2003 2002 2003 2002GERAÇÃO LÍQUIDA 112.417 120.420 18.690 19.302ENERGIA REQUERIDA 11.931.834 10.893.680 1.878.992 1.762.870Rede Básica 11.841.187 10.707.728 1.677.106 1.639.383Intercâmbio de Fronterira 51.690 50.628Produtores Independentes 38.957 135.324REQUISITOS TOTAIS 12.044.251 11.014.100 1.896.695 1.778.035FORNECIMENTOS 10.016.628 9.131.574A Clientes 9.215.970 8.849.813Suprimento 165 289 50 50Clientes Livres 800.492 281.472PERDAS E DIFERENÇAS 2.027.623 1.882.52630003.0052.828Consumidores - Mil3.285 3.4952400180012006000250 260139 15918 1852 54Residencial Industrial Comercial Rural Outros* Total2002 2003Receita Fornecimento Faturado - R$ Milhões2.12818001.664150012009007299006003000547318 40127626018573 103Residencial Industrial Comercial Rural Outros* Total2002 2003123

VII.3. Eventos Subseqüentes Relevantes da EmissoraAbaixo seguem os eventos relevantes ocorridos após 31 de março de 2004:Reajuste TarifárioA Aneel, através da Resolução nº 116, de 20 de abril de 2004, fixou em 12,77% o índice médio dereajuste tarifário da Coelba, para o ano de 2004, sendo 9,9% para os consumidores atendidos emtensão inferior a 2,3 kv. e 17,40% para os clientes industriais e comerciais de médio e grandeportes, com tensão entre 2,3 kv e 230 kv.Homologação de Tarifa do Contrato Inicial ChesfA Aneel, através da Resolução nº 100, de 19 de abril de 2004, homologou as novas tarifas docontrato inicial com a Chesf, com vigência a partir de 22 de abril de 2004. Tais tarifas representamum reajuste médio de 5,76% na despesa com a compra de energia elétrica, relativa a esse contrato.DebênturesEm 5 de maio de 2004, a Assembléia Geral Extraordinária da controlada Cosern aprovou a propostado Conselho de Administração para a realização da segunda emissão pública de 1.200 debêntures,nominativas-escriturais, em série única, com garantia real, com valor nominal unitário de R$100.000,00, perfazendo o montante total de R$ 120 milhões, com prazo de vencimento de 4 anos.Em 27 de maio de 2004, a Coelba protocolou, perante a CVM, pedido de registro da 3 a emissão dedebêntures para distribuição pública, em série única, de 3.000 debêntures, não-conversíveis emações, escriturais, da espécie quirografária, com garantia fidejussória da Guaraniana, cujo valornominal unitário, na data de emissão, é de R$28.431,00 (“Debêntures Votorantim”), totalizando omontante de R$ 85.293.000,00, conforme deliberado em assembléia geral extraordinária dosacionistas em 30 de março de 2004. O montante líquido de recursos a ser obtido pela Emissora,quando registrada a 3 a emissão pela CVM, será destinado a para realização de novos investimentose alongar a sua dívida, com novos vencimentos de longo prazo e perfil de amortização compatívelcom o fluxo de caixa dos investimentos realizados.VII.4. Discussão e Análise da Administração sobre as Demonstrações Financeiras daGarantidoraO ano 2003 foi marcado pela recuperação do consumo de energia elétrica na região nordeste. Nãoobstante, os efeitos dos anos anteriores, quando o racionamento e as oscilações do mercadofinanceiro provocaram grandes prejuízos, ainda refletiram nas empresas do setor elétrico.Os desafios para Guaraniana em 2004 estão baseados, principalmente, na criação das condiçõesfundamentais para o seu ingresso nos segmentos especiais de listagem da Bovespa. Além disso, ocompromisso da Guaraniana será o de manter o fornecimento e suprimento de energia elétrica paraas populações dos Estados da Bahia, Pernambuco e Rio Grande do Norte, com continuidade,qualidade e segurança, investindo constantemente na melhoria dos serviços, na geração emanutenção de empregos e no desenvolvimento da região Nordeste do Brasil.124

Indicadores Econômicos e FinanceirosA administração da Guaraniana entende que os resultados apontam para bons resultados no futuro,conforme pode-se verificar da evolução dos principais indicadores:Indicadores Econômicos e Financeiros - R$ mil 1999 2000 2001 2002 2003Faturamento Líquido 1.223.555 1.642.856 3.073.627 2.885.234 3.476.869Lucro Líquido (Prejuízo) (433.916) 63.813 5.616 (92.999) 43.959EBITDA * (LAJIDA **) 371.407 554.698 941.513 644.184 1.053.677Margem EBITDA % 30,4% 33,8% 30,6% 22,3% 30,3%Margem Bruta % 21,4% 24,6% 24,2% 14,4% 22,6%Margem Líquida % -35,5% 3,9% 0,2% -3,2% 1,3%Resultado Financeiro (697.563) (243.081) (510.494) (333.372) (464.422)Cobertura de Juros (EBITDA / Result. Financeiro) 0,53 2,28 1,84 1,93 2,27Endividamento total *** 1.930.050 2.023.707 3.192.465 4.487.668 4.058.295Patrimônio Líquido 1.452.977 3.877.281 3.994.822 4.413.419 4.743.116Dívida /EBITDA 5,2 3,6 3,4 7,0 3,9Debt. / (Debt. + Equity) 57% 34% 44% 50% 46%VPA - Valor patrimonial por ação (R$) 0,7621 0,8218 0,8222 0,8086 0,8107LPA - Lucro (Prejuízo) por ação (R$) (0,2276) 0,0135 0,0012 (0,0170) 0,0075Indicadores Empresariais 1999 2000 2001 2002 2003Número de consumidores 3.340.420 5.576.207 5.993.002 6.257.690 6.617.906Clientes / Empregado 750 977 1.109 1.170 1.260Energia Distribuída (GWh) 11.782 13.351 18.217 18.384 19.700*EBITDA = Earnings before interest, tax, depreciation and amortization** LAJIDA = Lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização.EBITDA 2003 = Resultado do Serviço (R$784.091) + Depreciação e Amortização (R$269.586)*** Empréstimos, Financiamentos, Debêntures e Encargos.As principais contas que compõem os Balanços Patrimoniais da Guaraniana (consolidado),levantados no dia 31 de dezembro dos anos de 2003, 2002 e 2001, estão descritas a seguir.Balanços Patrimoniais auditados da Controladorados dias 31 de dezembro dos anos de 2003, 2002 e 2001Balanço PatrimonialDescriçãoConsolidado (em R$ mil)Em 31 de dezembro deAtivo 2003 var. (%) 2002 var. (%) 2001Circulante.......................................... 1.716.524 -17,63 2.084.041 48,09 1.407.206Disponível................................... 43.461 -73,66 165.002 80,87 91.222Impostos a compensar................ 135.088 -39,73 224.155 100,78 111.642Despesas Antecipadas............... - - - - 390Realizável a Longo Prazo................. 2.649.393 5,54 2.510.131 21,96 2.058.026Créditos Diversos........................ 2.584.028 4,28 2.477.771 21,41 2.040.667Permanente....................................... 6.740.089 3,40 6.518.346 21,41 5.368.485Imobilizado.................................. 4.551.277 2,40 4.444.493 38,17 3.216.572Diferido........................................ 2.180.134 5,24 2.071.581 -3,58 2.148.564Total Ativo........................................ 11.106.006 -0,05 11.112.518 25,79 8.833.717125

PassivoCirculante.......................................... 3.570.155 46,38 2.438.863 12,55 2.166.809Fornecedores.............................. 457.077 -10,28 509.463 36,72 372.615Empréstimos e Financiamento.... 2.357.601 92,68 1.223.525 6,41 1.149.759Tributos e contribuições sociais.. 143.365 20,08 119.390 -20,68 150.526Contingências............................. 37.382 -42,31 64.800 7,94 60.028Exigível a Longo Prazo..................... 2.369.263 -38,36 3.843.736 65,59 2.321.162Adiantam. Fut. Aumento Capital. 10.147 198,70 3.397 -31,12 4.932Empréstimos e Financiamentos.. 1.441.263 -53,90 3.126.498 70,59 1.832.669Contingências............................. 130.883 39,08 94.105 61,40 58.304Parc. de tributos e contr.............. 8.961 -48,45 17.385 -39,49 28.735Total Passivo................................... 11.106.006 -0,05 11.112.518 25,79 8.883.717Patrimônio LíquidoCapital Social Integralizado......... 4.739.025 7,09 4.425.025 12,31 3.939.690Total Patrimônio Líquido................ 4.743.116 7,47 4.413.419 10,47 3.994.822Endividamento da GuaranianaO endividamento (saldos de empréstimos, financiamentos e debêntures) foi reduzido em R$ 430milhões que, combinado com o aumento do patrimônio líquido, representou uma redução do índicede endividamento de 50% para 46% ao final de 2003.Os principais desafios da Guaraniana estão relacionados com a captação estruturada, por meio definanciamento do BNDES, para a conclusão da estrutura de capital da Termopernambuco e com amelhoria do perfil do endividamento financeiro do Grupo Guaraniana como um todo.As condições contratuais dos empréstimos (controladora e consolidado) da Guaraniana, em 31 dedezembro de 2003, estão detalhadas abaixo:126

FonteMoedaData deAssinatura Objetivo Juros VencimentoCOELBABID US$ 23/03/1986 Programa de Expansão e Melhoramentodo Sistema de Transmissão e7,75% a.a.3,00% a.a.20062011Distribuição de Energia Elétrica doEstado da Bahia – 2ª Etapa.KfW EURO 15/07/1987 Programa de abastecimento de EnergiaElétrica na Região do São Francisco no 6,50% a.a. 2007Oeste do Estado da Bahia.ELETROBRÁS R$ Diversas Expansão das Linhas e Redes de5,00% a.a.2015Distribuição e Linhas de Transmissão.7,00% a.a.BNDES/FINEM R$ 01/06/1999 Transmissão e Distribuição de EnergiaTJLP +2006Elétrica.3,85 % a.a.BBVR$ 05/07/2001 Equipamentos de Informática Taxa2004LeasingCDI-CETIPSAFRAR$ 24/01/2002 Máquinas e Serviços Taxa2005LeasingCDI CETIP +1,00% a.a.SAFRAR$ 07/04/2003 Leasing Veículo 2,75% a.m 2005Leasing-VeículoBNDES R$ 08/02/2002 Suprir insuficiências de recursosSELIC +2009decorrentes de redução de receitaocorrida durante a vigência do ProgramaEmergencial de Redução do Consumo deEnergia Elétrica1,00% a.a.SANTANDER –US$ 29/12/2003 Capital de Giro 3,80% a.a. 2004RES. 2770BRADESCO –RES. 2770US$ 13/10/200305/11/200303/11/2003Capital de GiroCapital de GiroCapital de Giro6,90% a.a3,75% a.a.10,75% a.a.200420042004SAFRAUS$ 02/12/2003 Capital de Giro 6,00% a.a. 2004RES. 2770ITAÚ R$ 15/08/2003 Capital de Giro 110,00% CDI 2004IBMLeasingR$ 31/10/200231/10/2003Equipamentos de Informática13,86% a.a.100,00% CDI20052006Sindicato/ US$ 19/06/2001 Investimentos e imobilizações Libor + spread 2004Bank BostonVariávelCELPEBanco do Brasil US$ Dez/1997 Negociação dívida externa 4,00% a 8,00% 04/2024KfW EURO Mai/1996 Eletrificação rural 2,00% a 4,50% 06/2026Citibank US$ Mar/2002 Capital de Giro Libor +4,50% 03/2005ABN US$$ Jul/2002 Capital de Giro Libor + 4,45% 06/2005HSBC US$ Abr/2003 Capital de Giro 4,83% 04/2004Santander US$ Diversas Capital de Giro 3,00% a 15,50% 11/2004Bradesco US$ Diversas Capital de Giro 10,75% 01/2004Itaú BBA US$ Dez/2003 Capital de Giro 1,50% 03/2004BNDESSelic Fev/2002 Perda com racionamento 1,00% 03/2008(M. Nac.)CHESFR$ Dez/2001 Regularização patrimonial 12,00% 12/2004(M. Nac.)EletrobrásFINEL/UFIRDiversas Diversos investimentos 5,00% a 6,50% 02/2012127

InstituiçõesUPC/ IGPM Diversas Eletrificação conjunto habitacional e 2,00% a 9,16% 07/2014financeirasoutrosBCN Leasing (M.CDI Out/2002 Maq. e Equipamentos CDI+2,00% 10/2005Nac.)BicBancoCDI Diversas Capital de Giro CDI+07/2004(M. Nac.)0,70% a.m.Fibra (M. Nac.) CDI Mai/2003 Capital de Giro CDI + 4,00% 01/2004B. BrasilCDI/ TR/ Diversas Capital de Giro 118,00%/12/2004(M. Nac.)IGPM/ R$TR+16,926%/9,16% / 15,80%BankBostonCDI Out/2002 Capital de Giro 110,00% 03/2004(M. Nac.)Itaú (M. Nac.) CDI Diversas Capital de Giro CDI +1,90%a03/20042,30% a.m.BradescoCDI Nov/2002 Capital de Giro CDI + 3,50% 11/2004(M. Nac.)Unibanco(M. Nac.)CDI Nov/2002 Capital de Giro CDI + 3,50% 11/2004ITAPEBIBNDES R$ 24/12/2001 Financiamento de investimentos TJLP + spread 4,25 04/2013e 4,50% a.aBanco do Brasil R$ Capital de Giro 107,00% CDI 02/2004TERMOPEBID-Parte A US$ 19/06/2002 Financiamento Projeto de ConstruçãoUsina TermelétricaBID-Parte B US$ 19/06/2002 Financiamento Projeto de ConstruçãoUsina TermelétricaLIBOR + spreadVariávelLIBOR + spreadVariável20152015GARTERSindicato LíderBankBostonUS$ 19/06/01 Aquisição da COSERN, indenizações ecapital de giroLibor +spread variável2004COSERNBanco do Brasil R$ 30/03/1994 Parcelamento de débito referente aIGPM +2014empréstimo BNDES10,136% a.a.Eletrobrás R$ Diversas Expansão de linhas e redes de6 a 12% a.a. 2013distribuição, linhas de transmissão eaquisição de medidoresBNDES/FINEM R$ 01/06/2000 Investimento sistemaTJLP + 4,5% a.a. 2008transmissão/DistribuiçãoItaú US$ 28/11/2001 Capital de Giro 102,45% CDI 2004Itaú R$ 20/09/2002 Capital de Giro 110,00% CDI 2004WESTLB US$ 29/08/2002 Capital de Giro 65,00% CDI 2004Fibra R$ 23/05/2003 Capital de Giro CDI + 4,00% a.a 2004Santander US$ 29/01/2003 Capital de Giro 107,00% CDI 2004BBV US$ 14/08/2003 Capital de Giro CDI + 2,80% aa 2004Bradesco I US$ 13/08/2003 Capital de Giro CDI + 2,90% aa 2004Bank Boston R$ 12/05/2003 Capital de Giro 110,00% CDI 2004Banco do Brasil R$ 18/11/2003 Capital de Giro 110,00% CDI 2004BNDES/EmergencialR$ 14/02/2002 Emergencial de Redução do Consumo deEnergia ElétricaSELIC +1,00% aa2010128

Para os empréstimos foram dadas garantias de receita própria, avais dos Governos Federal eEstadual, notas promissórias, aval pessoal dos diretores, aval da Guaraniana, máquinas,equipamentos, veículos e no que se refere ao BNDES vinculado à recomposição tarifária, 5,27% dofaturamento mensal das distribuidoras Coelba, Celpe e Cosern.As controladas Coelba e Cosern liquidaram, em 2003, as últimas parcelas referentes às debênturesemitidas em 2000. As notas promissórias da Guaraniana, emitidas em 2002 e adquiridasintegralmente pelos seus acionistas, foram convertidas em capital.Segue tabela com posição em 2003 de emissões de debêntures e notas promissórias:Consolidado2003 2002LongoEmpresa Encargos Prazo Total Encargos Circulante TotalGuaraniana (NP) 2.790 69.800 72.590Coelba (DEB) 5.872 60.000 65.872Cosern (DEB) 961 18.750 19.711Itapebi (DEB) 10.132 200.000 210.132Total 10.132 200.000 210.132 9.623 148.550 158.173Passivo Circulante (6.589) (6.589) (158.173)Exigível a Longo Prazo 3.543 200.000 203.543 -Os vencimentos das parcelas a longo prazo estão assim previstos:Liquidez e Recursos FinanceirosAs principais necessidades de liquidez e recursos financeiros da Guaraniana incluem as seguintes:• Serviço da dívida;• Empréstimos para controladas;• Custos e despesas para a condução das operações; e• Pagamentos de dividendos e demais distribuições aos acionistas.As principais fontes e liquidez de recursos financeiros da Companhia são:• Recursos captados junto a instituições financeiras públicas federais e estaduais;• Recursos captados junto a instituições financeiras do setor privado; e129

Recursos a receber das controladas Coelba, Cosern, Celpe, através de equivalência patrimonial.Investimentos RelevantesAspectos GeraisEm 2003, o Grupo Guaraniana investiu aproximadamente R$ 750 milhões. Com isso, acumulainvestimentos no Nordeste do Brasil distribuídos entre aquisições de empresas em leilões deprivatizações, compras de ações, aumentos de capital em controladas, investimentos em distribuiçãoe geração, desde 1997 da ordem de R$ 9,6 bilhões.INVESTIMENTOS (Em R$ milhões) 2003 2002 1997/2001 TOTALEm empresas de DistribuiçãoCOELBA - - 2.152 2.152CELPE - - 1.956 1.956COSERN - - 825 825- - 4.933 4.933Em empresas de DiversificaçãoTRACOL 4 1 5 11TELEVIAS - - 2 2IBENBRASIL - - 4 4GCS - 7 7 144 8 18 30Realizados pelas empresas de geração deenergia elétrica (Ativo Permanente)TERMOAÇU 76 288 73 437TERMOPERNAMBUCO 234 532 266 1.032ITAPEBI 23 217 438 678333 1.037 776 2.146Realizados pelas empresas de distribuiçãode energia elétricaCOELBA 236 265 1.063 1.564CELPE 136 151 285 572COSERN 39 48 235 322412 463 1.583 2.458Total de investimentos 749 1.508 7.310 9.568Fonte: Demonstrações de Origens e Aplicações de Recursos e Mapas de Investimentos contidas nas Demonstrações Contábeis AnuaisAuditadas.Investimentos em GeraçãoEm 2003, a Guaraniana investiu aproximadamente R$ 333 milhões em três projetos de geração doGrupo Guaraniana. A construção da UHE Itapebi foi concluída no prazo previsto e suaoperacionalização iniciou-se no primeiro trimestre de 2003. Além disso, foram emitidos R$ 200milhões em debêntures da Itapebi, concluindo a estrutura de capital planejada. As obras daTermopernambuco foram concluídas e suas atividades comerciais iniciadas em janeiro de 2004.Com relação ao Projeto Termoaçu as obras foram paralisadas desde abril de 2003, em virtude dealgumas indefinições regulatórias que garantissem a viabilidade econômica e financeira exigida emprojetos dessa natureza. Atualmente, a Guaraniana está em fase avançada de negociação com aPetrobrás – Petróleo Brasileiro S.A. (acionista do projeto com 30% do capital) a fim de criar ascondições de viabilidade e continuidade desse negócio.130

Investimentos em DistribuiçãoA Guaraniana segue ocupando posição de liderança em volume de investimentos no setor dedistribuição de energia elétrica. As suas distribuidoras (Coelba, Celpe e Cosern) atuaram einvestiram mais de R$ 400 milhões na modernização, eficientização e automação de suassubestações. Esses investimentos, combinados com o incremento de eficiência operacional,permitem a manutenção do posicionamento dessas empresas no rol das melhores do País, commelhores resultados e indicadores operacionais.Principais Contingências e Provisões ContábeisEm 31 de dezembro de 2003, as principais contingências do Grupo Guaraniana são as seguintes:(i) contingências trabalhistas: referem-se a diversas ações trabalhistas movidas contra asempresas controladas, envolvendo horas extras, periculosidade, equiparação/reenquadramentosalarial e outras, e também, envolvendo os seus empreiteiros (responsabilidade solidária);(ii) contingências cíveis: (a) a Coelba, Celpe e Cosern são rés em demandas judiciais, nasquais alguns consumidores industriais questionam a legalidade da majoração da tarifa de energiaelétrica ocorrida na vigência do Plano Cruzado, conforme portarias nº 38 e nº 45 do DNAEE, de 27de janeiro e de 4 de março, ambas de 1986, e pleiteiam a restituição de valores envolvidos. Não épossível prever o resultado final das ações, tendo diversas outras companhias obtido êxito parcialnos pleitos dos consumidores. Para fazer face a eventuais contingências advindas desses pleitos, ascontroladas possuem provisões constituídas nos montantes de R$ 37.929.000,00 (em 2002, R$35.729.000,00) respectivamente, relacionado com o diferencial de alíquota cobrado no período demarço a novembro de 1986 dos consumidores industriais, acrescido dos encargos financeiros, cujosmontantes são considerados suficientes; e (b) diversas ações cíveis e comerciais, de pessoas físicase jurídicas, nas quais as controladas são rés, envolvendo danos morais e materiais;(iii) contingências fiscais: (a) IRPJ e CSLL: existem processos de natureza fiscal nacontrolada Cosern, envolvendo imposto de renda sobre lucro inflacionário de 1998 e contribuiçãosocial, que estão em curso, para os quais a opinião dos consultores jurídicos com relação às causaspossíveis totaliza R$ 7.969.000,00 (em 2002, R$ 3.898.000,00); (b) IPTU e TLF: referem-se aautuações contestadas pelas controladas; (c) ISS: refere-se a conflito de tributação com o ICMS emrelação à atividade acessória a venda de energia; (d) INSS: refere-se a autuações das controladas, nacondição de contribuinte solidário na contratação de serviços de empreiteira. As empresas vemacionando as empreiteiras para comprovação do recolhimento e conseguinte baixar os autos; (e)Questões Ambientais Itapebi: em 21 de novembro de 2002, foi firmado acordo com o autor da açãopopular, impetrada em setembro de 2002, e com o IBAMA, visando definir a compensação adicionalde impacto sócio-ambientais decorrentes da implantação da UHE Itapebi. As deliberações contidasno acordo, compreendem, dentre outras: elaboração de estudos, regularização fundiária das unidades,elaboração de plano de manejo e proteção. Esse acordo foi valorizado em R$ 8.042.000,00. Comocondicionante da licença de operação do IBAMA, foram desenvolvidos novos projetos definindomedidas ambientais compensatórias da exploração do potencial hidrelétrico relacionadas à aquisiçãode terras, assessoria ambiental, assessoria jurídica, administração do meio ambiente, incluindoconsolidação, monitoramento e proteção ambiental. O custo orçado destes projetos foi estimado emR$ 12.868.000,00 e encontra-se registrado contabilmente, conforme abaixo.Não é possível prever o resultado final das ações judiciais ou dos procedimentos administrativosatualmente em curso. Para fazer face a eventuais contingências advindas desses pleitos, aGuaraniana e sua controlada possuem provisões constituídas em seus balanços, conforme tabelaabaixo. A administração da Guaraniana, consubstanciada na opinião de seus consultores legaisquanto a possibilidade de êxito nas diversas demandas judiciais, entende que as provisõesconstituídas são suficientes para cobrir possíveis perdas com tais causas.131

Em 31 de dezembro de 2003, as provisões constituídas para contingências e respectivos depósitosjudiciais do grupo são compostos como segue:Consolidado2003 2002Valor da Provisão Depósitos Valor da Provisão DepósitosContingências No exercício Acumulada Judiciais No exercício Acumulada JudiciaisTrabalhistas 4.012 46.403 12.834 6.502 41.518 12.310Cíveis (2.788) 77.732 11.241 17.075 80.877 7.193Clientes – Plano253 37.929 3.558 5.534 35.729 5.471CruzadoOutros (3.041) 39.803 7.683 11.541 45.148 1.722Fiscais (8.663) 23.220 10.430 11.397 28.468 7.059ICMS 2.592 2.592ISS 193 8.357 1.001 6.517INSS 790 2.806 74 836COFINS (13.160) 13.160 13.160IRPJ 152 3.184 1.890 1.668Outros 3.362 6.281 8.540 (2.838) 3.695 7.059Ambientais 12.868 20.910 8.042Total 5.429 168.265 34.505 34.974 158.905 26.562Passivo Circulante (37.382) (64.800)Passivo Exigível aLongo Prazo130.883 94.105 26.562Em 31 de março de 2004, as provisões constituídas para contingências e respectivos depósitosjudiciais estão assim compostos:132

Resultado FinanceiroEm virtude do elevado endividamento ao final de 2002 e das altas taxas de juros registradas em2003, o resultado financeiro negativo foi 39% superior ao realizado no exercício anterior. O grupomanteve a estratégia de contratar operações de hedge / swap para proteção econômica e financeirado passivo bancário em moeda estrangeira.Em 31 de dezembro de 2003, o resultado não operacional da Guaraniana (controladora econsolidado) teve a seguinte variação, comparado com o resultado de 31 de dezembro de 2002:(R$ mil) Controladora Consolidado2003 2002 2003 2002Provisão para perda do ágio – Termoaçú (31.738) (31.738)Alienação – TRACOL 3.350 3.350Baixa do investimento líquido – Tracol (2.486) (2.486)Outros 21 (437) (1.485) (7.137)Total (30.853) (437) (32.359) (7.137)Abaixo estão os balanços patrimoniais das sociedades controladas pela Guaraniana:133

Lucro LíquidoO lucro consolidado da Guaraniana foi de R$ 44 milhões, revertendo de forma significativa oprejuízo registrado em 2002. A melhoria do resultado deveu-se, basicamente, à recuperação domercado das três distribuidoras controladas e à entrada em operação da usina hidrelétrica de Itapebi,que em seu primeiro ano de operação registrou lucro de R$ 14 milhões. Com isso, a receitaoperacional líquida consolidada foi 21% maior que a de 2002, alcançando a expressiva cifra deR$ 3,5 bilhões. O EBITDA superou R$ 1 bilhão, sendo 64% maior que o realizado em 2002.134

O crescimento em 2003 do consumo de energia elétrica na região nordeste combinado com arevisão tarifária da Coelba e Cosern e da entrada em operação comercial da UHE Itapebi,representaram crescimento da receita operacional líquida em 21% e da margem EBITDA em 64%,conforme abaixo:R$ mil1.200.0001.000.000800.000600.000400.000200.00030,4%371.407EBITDA Consolidado33,8%30,6%22,3%941.513644.184554.69830,3%1.053.67735%30%25%20%15%10%5%Margem %-1999 2000 2001 2002 20030%Margem Ebitda (R$ mil) Margem EBITDA %Comparado ao de 2003, o 1º trimestre de 2004 da Guaraniana, encerrado em 31 de março,apresentou um desempenho superior, conforme tabela abaixo:Aportes de CapitalA confiança dos acionistas na Guaraniana se manteve com os novos aportes de capital realizados noexercício, que totalizaram R$ 314 milhões. A Guaraniana registrou, assim, patrimônio líquido deR$ 4,7 bilhões, 7,5% superior ao de 2002.VII.5. Balanço Energético da GuaranianaO mercado de energia das três distribuidoras de energia controladas no Nordeste do Brasil cresceu,de forma consolidada, 7% em 2003. A classe de consumo residencial, que representa 86,1% do totalde consumidores do Grupo, 32,7% da demanda em GWh e é responsável por 39,8% da receita brutaconsolidada, apresentou crescimento em 2003 de 11% em relação ao exercício anterior.135

A seguir está demonstrada a evolução combinada das vendas (em GWh) das distribuidoras Coelba,Celpe e Cosern desde 1999.Vendas em GWh(COMBINADO 3 Distribuidoras)20.50020.00019.50019.00018.50018.00017.50017.00016.5001999 2000 2001 2002 2003A composição dos clientes por classe, da estrutura de consumo e da estrutura da receita está assimcomposta, de forma consolidada em 2003:Volume (GWh)- 200323,7%Residencial19,3%IndustrialComercial32,7%16,1%8,2%RuralPoder públicoQuantidade de consumidores - 200386,1% ResidencialIndustrialComercial0,5%Rural1,3%4,8%7,2%Poder público136

Receita (R$) - 200318,1%Residencial39,8%24,3%IndustrialComercialRural13,2%4,6%Poder públicoQualidade do FornecimentoEm 2003, a Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor - DEC das distribuidoras doGrupo Guaraniana apresentou redução significativa, conforme demonstrado no gráfico a seguir.Essa evolução é mais significativa ainda se comparada com o ano da privatização das distribuidoras(1997 para a Coelba e Cosern e 2000 para a Celpe).DEC - Dur. Equiv. de Interr. p/Cons.(Sem Supridora)Coelba Celpe Cosern453531,639,0251516,316,012,510,751997 1998 1999 2000 2001 2002 2003A seguir está a evolução da Freqüência Equivalente de Interrupção por Consumidor – FEC.FEC - Freq. Equivalente de Interr. p/Cons.(Sem Supridora)302525,7Coelba Celpe Cosern20151015,715,310,97,98,551997 1998 1999 2000 2001 2002 2003137

VII.6. Eventos Subseqüentes Relevantes da GuaranianaAbaixo seguem os eventos relevantes ocorridos após 31 de março de 2004:Reajuste TarifárioA Aneel, através da Resolução nº 109, de 20 de abril de 2004, fixou o reajuste tarifário da Cosernem 15,11%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica vigentes, a partir de22 de abril de 2004, e, através da Resolução nº 116, também de 20 de abril de 2004, fixou em12,77% o índice médio de reajuste tarifário da Coelba, para o ano de 2004.Homologação da Tarifa do Contrato Inicial ChesfA Aneel, através da Resolução nº 100, de 19 de abril de 2004, homologou as novas tarifas docontrato inicial com a Chesf, com vigência a partir de 22 de abril de 2004. Tais tarifas representamum reajuste médio de 5,82% na Cosern e 5,76% na Coelba, na despesa com a compra de energiaelétrica, relativa a esse contrato.DebênturesEm 30 de março de 2004, a Assembléia Geral Extraordinária da Celpe, aprovou a proposta deemissão pública de debêntures, não conversíveis em ações, em série única, no valor deR$ 127.939.500,00, com garantia fidejussória da Guaraniana e a vinculação de receitas da Celpe. Ovalor nominal das Debêntures será (i) atualizado pela variação da cotação de fechamento da taxa devenda de câmbio de reais por dólares norte-americanos; (ii) remunerado a uma taxa de juros de 11,30%ao ano; e (iii) resgatado no prazo de vencimento de 08 anos. A Emissão deverá ser aprovada pela Aneel,previamente ao início da distribuição das Debêntures.138

VIII.1 HistóricoVIII.2. InvestimentosVIII.3. Ofertas Públicas de Aquisição de AçõesVIII.4. Reestruturações SocietáriasVIII.5. Investimentos Relevantes em Outras SociedadesVIII.6. Valores MobiliáriosVIII.7. AtividadesVIII.8. Estrutura OrganizacionalVIII.9. Propriedades, Plantas e EquipamentosVIII.10. Composição do Capital SocialVIII.11. AdministraçãoVIII.12. PessoalVIII.13. Contingências Judiciais e AdministrativasSEÇÃO VIII – INFORMAÇÕES RELATIVAS À EMISSORA139

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INFORMAÇÕES RELATIVAS À EMISSORAVIII.1. HistóricoA Coelba tem sede em Salvador, Estado da Bahia, na Avenida Edgard Santos, 300, BairroNarandiba, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 15.139.629/0001-94.A Companhia tem prazo de duração indeterminado e seu objeto social compreende estudar,projetar, construir e explorar os sistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição ecomercialização de energia elétrica e serviços correlatos que lhe venham a ser concedidos ouautorizados por qualquer título de direito, bem como atividades associadas ao serviço de energiaelétrica, podendo administrar sistemas de produção, transmissão, distribuição ou comercialização deenergia pertencentes ao Estado da Bahia, à União ou aos Municípios, prestar serviços técnicos desua especialidade, realizar operações de exportação e importação, organizar subsidiárias, incorporarou participar de outras empresas e praticar os demais atos necessários à consecução de seu objetivo.A Coelba foi constituída nos termos da Lei Estadual nº 1.196/59, obtendo autorização parafuncionar como empresa concessionária de energia elétrica, nos termos da legislação específicafederal, através do Decreto nº 48.161/60.Em 1968, a Coelba incorporou a CERC, também empresa mista estadual de energia elétrica, cujaárea de atuação restringia-se ao sul do Estado da Bahia.Em 1973, foram incorporadas pela Coelba a CEEB, com atuação na região metropolitana deSalvador e nas cidades do Recôncavo baiano, bem como a CERN, com atuação em pequenas sedesmunicipais da região Nordeste do Estado da Bahia.Após essas incorporações, além da absorção de outros sistemas operados por prefeituras municipais,a área de concessão da Coelba passou a representar aproximadamente 560.000 km 2 , comatendimento, atualmente, a 415 dos 417 municípios do Estado da Bahia.Em julho de 1994, a Coelba tornou-se companhia aberta, inscrita sob o Código CVM nº 01452-4.Em 31 de julho de 1997, foi realizado, na bolsa de valores do Rio de Janeiro, o leilão de privatizaçãoda Coelba, passando a Guaraniana, em 8 de agosto do mesmo ano, a assumir o seu controle acionário.Na oportunidade, foi celebrado com o Poder Concedente o contrato de concessão para produção,transmissão e distribuição de energia elétrica no Estado da Bahia, com duração de 30 anos.Também em 1997, a Coelba, através do consórcio formado por ela, pela Guaraniana e pela Uptick,venceu o leilão de privatização da Cosern, realizado também na bolsa de valores do Rio de Janeiro.Através de 2 ofertas públicas de compra de ações da Cosern, realizadas em 2000, a Coelba ampliousua participação acionária de 48,9% para 67,40%.Ainda em 1997 foi criada a Garter, controlada integral, com a finalidade de captar recursos noexterior, para financiar o investimento representado pela compra da Cosern.Em 1998, a Coelba constituiu a Tracol, controlada integral, que tem como objetivo a prestação deserviços gerais, reforma de transformadores, recondicionamento e regeneração de óleo isolante ereforma de medidores, dentre outros.Em 1999, a Coelba e a Guaraniana constituíram a Itapebi, tendo a Coelba como acionistamajoritária, para construção e exploração do aproveitamento hidrelétrico de Itapebi, localizada noRio Jequitinhonha, município de Itapebi, com capacidade instalada de 450 MW, e previsão deenergia gerada total de 1.720.000 MWh. A UHE Itapebi entrou em operação parcial em janeiro de141

2003, tendo entrado em operação total em 12 de junho de 2003. A Itapebi também é responsávelpela exploração do aproveitamento hidrelétrico da PCH de Pancada Grande, no Rio CachoeiraGrande, município de Ituberá.Em junho de 2000, a Coelba incorporou sua controladora Nordeste Participações, sociedade depropósito específico, criada para atender ao interesse de transferir para a Coelba o benefício fiscalresultante da amortização do ágio pago pelos controladores quando da aquisição das ações daCoelba. A incorporação foi devidamente aprovada pela Aneel e pela CVM.Em 2001, a Coelba encaminhou à Aneel proposta de desverticalização, para separar os serviços de geração,transmissão e distribuição, atualmente por ela prestados. A proposta prevê a constituição de 2 subsidiárias daGuaraniana, que serão responsáveis pelos serviços de geração e de transmissão. O processo dedesverticalização é uma das obrigações da Coelba previstas no contrato de concessão assinado com a Aneel.Em 2002, foi aprovada pelo Conselho de Administração da Coelba e da Guaraniana, emconsonância com o Ofício nº 656/2000 - SFF/ Aneel/ 99, a alienação das ações da Tracol, depropriedade da Coelba, para a Guaraniana, conforme instrumento particular de compra e venda deações da Tracol, celebrado em 26 de agosto de 2002.Em 2003, a Itapebi - companhia em que a Coelba detém 42% do capital social - começou a operarcomercialmente. As ações da Coelba no capital social de referida companhia foram alienadas para aGuaraniana. Referida alienação depende de aprovação da Aneel para tornar-se eficaz, e cujasconseqüências estão detalhadamente descritas no item VIII.4 deste Prospecto.Ainda em 2003, houve a revisão tarifária da Coelba de abril no percentual de 31,49%.VIII.2. InvestimentosA Coelba tem realizado investimentos que visam o desenvolvimento e a melhoria dos serviços porela prestados.Os planos de investimento de 2003 seguem abaixo:Investimentos – 2003Plano Custo RAG + P. Próprio Desembolso Subvenções Aporte COELBA1 Expansão de Rede 22.806.935 1.256.968 21.549.966 3.148.665 18.401.3012 Projetos Especiais 80.008.048 11.232.831 68.775.217 21.687.581 47.436.6363 Renovação de Subestções 4.405.344 261.932 4.143.412 - 4.143.412Renovação de Linhas de4 Transmissão 1.290.579 109.482 1.181.096 - 1.181.0965 Automação 9.949.189 1.038.575 8.910.614 - 8.910.6146 Telecomunicações 3.989.741 123.080 3.866.661 - 3.866.6617 Novas Ligações 67.501.750 9.536.296 57.965.453 19.412.454 38.552.999Exploração de Redes de8 Distribuição 35.182.355 3.265.324 31.917.031 2.328.474 29.588.5579 Informática 17.276.335 1.789.789 15.486.545 - 15.486.545Ferramentas e Equipamentos de10 Serviços 1.647.900 23.358 1.624.542 - 1.624.54211 Veículos 1.854.145 8.081 1.846.064 - 1.846.06412 Infraestrutura 1.160.570 115.840 1.044.730 - 1.044.730Total 247.072.890 28.761.558 218.311.332 46.577.174 172.083.158142

Abaixo, segue breve descrição dos planos de investimento da Companhia:Expansão da RedeEste plano destina-se à apropriação dos custos de projetos relacionados à atividade de expansão dossistemas de sub-transmissão (69 e 138 kV) e de distribuição (média tensão), gerados a partir deestudos de planejamento. São, principalmente, investimentos em ampliação, extensão, reforço econfiabilidade de rede. O plano tem como meta, também, o alcance dos níveis requeridos de tensão,ampliação de subestações que já superaram sua capacidade nominal de transformação e expansõespara atendimento a novos clientes, associadas às construções das linhas de transmissãocorrespondentes.Estão contempladas, neste plano, as ações específicas correspondentes à regularização de níveis detensão, redução de perdas, reforço/expansão do sistema e melhoria da continuidade dofornecimento.Projetos EspeciaisEste plano destina-se ao desenvolvimento de (i) projetos conveniados principalmente com osGovernos Federal e Estadual (Programa de Eletrificação Rural Luz no Campo e Programa deUniversalização do Fornecimento de Energia); (ii) desenvolvimento de Normas e Padrões dosistema elétrico de distribuição; (iii) Pesquisa e Desenvolvimento; (iv) empreendimentos associadosao Sistema Interligado Nacional (nível de tensão maior ou igual a 230 kV); dentre outros.A seguir são descritos os principais Projetos Especiais de 2003.a) Luz no Campo:Destina-se à realização de obras conveniadas entre a Coelba, Eletrobrás e o Governo do Estado daBahia, com o objetivo de atender a unidades consumidoras ainda não interligadas ao sistemaelétrico, localizadas na área rural.No ano de 2003 foram realizados investimentos da ordem de R$ 47.680.000,00 e eletrificação de21.446 novas unidades consumidoras.b) Cadastro do Sistema Elétrico/domicílios:Destina-se ao desenvolvimento do levantamento cadastral do total dos circuitos primários esecundários de distribuição da Coelba e domicílios ainda não eletrificados, utilizando-se detecnologia GPS (posicionamento por satélite), que permite localizar geograficamente os pontossignificativos do sistema elétrico, para implantação do programa de gerenciamento de redes dedistribuição (GEORED).Com a implantação do GEORED, as áreas operativas passarão a dispor de uma excelenteferramenta de gerenciamento da rede de distribuição, além de permitir aos técnicos à realização deprojetos preliminares, sem necessidade de levantamento in loco, com um razoável grau de precisão.A evolução do projeto já atingiu 95% do seu objetivo (cerca de 860 alimentadores já cadastrados),com previsão de conclusão durante o ano de 2004.143

c) Universalização do Atendimento:Destina-se à apropriação dos custos relativos aos projetos enquadrados no Programa de Universalizaçãodo Fornecimento de Energia Elétrica, conforme previsto nas Leis nº 10.438/02 e nº 10.762/03.Este programa estabelece a eletrificação de 100% dos domicílios dentro a área de concessão daCoelba, com prazo previsto até o ano 2013, podendo ser reduzido em função dos níveis desubvenção a serem repassados pelos governos federal e estadual.No ano de 2003 foram realizados investimentos da ordem de R$ 14.290.000,00, sendo atendidas15.207 novas unidades consumidoras.d) Programa de obras – CAR (Companhia de Desenvolvimento e Ação Regional)Este programa é o resultado de convênio celebrado entre a Coelba e a Companhia deDesenvolvimento e Ação Regional – CAR (órgão da Secretaria de Desenvolvimento e Tecnologia),destinado à interligação ao sistema elétrico de unidades consumidoras, localizadas na área rural.Em 2003 foram realizados investimentos da ordem de R$ 2.250.000,00.e) Rede Básica:Destina-se à realização de empreendimentos (Linha de Transmissão e Subestação) caracterizadoscomo parte integrante do Sistema Interligado Nacional – SIN (nível de tensão maior ou igual a 230kV), também chamado de Rede Básica, com o objetivo de ampliar, reforçar e melhorar aconfiabilidade do sistema elétrico de transmissão (Rede Básica).Este tipo de empreendimento é remunerado por todos os agentes de distribuição do setor elétricobrasileiro, a partir da remuneração anual definida em função do valor dos ativos.Em 2003 foram realizados investimentos da ordem de R$ 720.000,00.f) Resolução 433O conjunto de empreendimentos agrupados sob o título "Resolução 433" refere-se aosempreendimentos que passaram a ser de responsabilidade da Coelba após a emissão da Resoluçãon° 433/01 pela Aneel, que redefiniu o conceito de Rede Básica, determinando que os investimentosna expansão da capacidade de transformação de subestações com tensão inferior a 230 kV passamser de responsabilidade dos agentes de distribuição.Em 2003, foram realizados investimentos da ordem de R$ 224.000,00, com intervenção em 2subestações.Renovação de SubestaçõesEste plano de investimento destina à realização de projetos relacionados às atividades demelhoramento e renovação de subestações existentes, incluindo-se as reservas técnicas necessáriaspara a sua adequada manutenção.Estes projetos são necessários para manter o sistema elétrico em adequadas condições de operação,mantendo o bom desempenho dos equipamentos instalados, de modo a garantir os níveis dequalidade de fornecimento e continuidade estabelecidos pela Aneel.144

Em 2003 foram realizados investimentos da ordem de R$ 4,4 milhões.Renovação de Linhas de Sub-transmissãoEste plano destina-se ao desenvolvimento de atividades de melhoramento e renovação de linhas desub-transmissão (69, 138 e 230 kV) do sistema elétrico da Coelba, visando a garantir os níveis dequalidade e continuidade de fornecimento, confiabilidade e segurança às instalações.Em 2003 foram realizados investimentos da ordem de R$ 1,29 milhão.AutomaçãoEste plano de investimento destina-se à realização de empreendimentos visando: (i)adaptação/automação de subestações; (ii) instalação/modernização de centros de controle deoperação da distribuição; e (iii) aquisição de Unidades Terminais Remotas de Poste, paraautomação da rede de distribuição.Estes investimentos proporcionam melhorias significativas e de caráter abrangente, tais como aoperação otimizada do sistema elétrico, o incremento na qualidade de serviço e a redução dos custosoperacionais.Estas intervenções representaram investimento total da ordem de R$ 9,95 milhões.TelecomunicaçõesEste plano de investimento destina-se à apropriação dos custos dos projetos relacionados à(i) implantação de sistemas de telecomunicações próprios, proporcionando os meios necessários àautomação, gestão da proteção e a medição de todas as subestações; (ii) na melhoria dascomunicações de voz, via ramais instalados nas subestações e rádio móvel permitindo uma maioreficiência e agilidade na manutenção do sistema elétrico e, principalmente, no atendimento aosclientes; (iii) na criação de centros de tele-atendimento nas áreas regionais; e (iv) nas interligaçõespara atender à rede interna de comunicação de tráfego de dados - COELBANET.Novas LigaçõesEste plano destina-se à apropriação dos custos dos projetos relacionados à atividade de ligação denovos consumidores. Também estão consideradas as novas ligações decorrentes de regularização deligações clandestinas. Trata-se de plano para garantir o atendimento aos novos clientes decorrentesdo crescimento vegetativo do mercado além das novas ligações decorrentes de regularização deligações clandestinas.Exploração da Rede de DistribuiçãoEste plano destina-se à apropriação dos custos dos projetos relacionados à atividade derenovação/melhoramento de redes de distribuição e constituição da reserva técnica de equipamentosde distribuição (fim de vida útil e atendimento a clientes), assim como para atender às exigências dequalidade e segurança.145

Sistemas de InformaçãoEste plano destina-se à apropriação dos custos dos projetos relacionados aos sistemas de informática noque se refere à renovação e aquisição de “hardwares” e aquisição e desenvolvimento de “softwares”.Ferramentas e Equipamentos de ServiçoEste plano destina-se à apropriação dos custos dos projetos relativos às atividades de substituição eaquisição de novas ferramentas; equipamentos de serviço e instrumentos de medição; testes eensaios elétricos de uso das turmas de manutenção de linhas e de redes; turmas de manutenção desubestações e usinas; turmas de inspeção em instalações consumidoras, turmas de novas ligações; eturmas de serviços comerciais; além do instrumental utilizado pelos laboratórios de manutenção,calibragem e ensaios em certos departamentos da Companhia.VeículosEste plano destina-se à apropriação dos custos dos projetos relacionados à aquisição de veículospara, principalmente, a renovação da frota.PatrimônioEste plano destina-se à apropriação dos custos dos projetos relacionados à aquisição de móveis eequipamentos de escritório, construção, ampliação e renovação de imóveis administrativos, aquisição deterrenos, etc., para construir, ampliar e renovar imóveis administrativos, adquirir terrenos, etc.Sistema ElétricoNo sistema elétrico destaca-se a digitalização e automação de 31 subestações e a modernização dosCentros de Operação do Sistema Elétrico de Barreiras, Feira de Santana, Vitória da Conquista,Itabuna e Juazeiro, refletindo na melhoria dos indicadores de qualidade, aumento da rentabilidade esatisfação do cliente. Por outro lado, a Coelba intensificou a transmissão de dados do Centro deOperação da Distribuição (“COD”) para viaturas via Sistema Truncking, facilitando ogerenciamento das turmas de operação, com a conseqüente redução do tempo de restabelecimentodos desligamentos.Um importante empreendimento relativo à expansão do sistema elétrico foi concluído em 2003: aconstrução da subestação de Periperi, ampliando a oferta para toda a área suburbana da RegiãoMetropolitana de Salvador, merecendo uma menção especial pelo porte e importância da obra, ondeforam investidos R$ 7 milhões. Além do subúrbio de Periperi, serão beneficiadas as localidadescircunvizinhas, o que proporcionará um maior crescimento social e econômico na região, abrindoespaço para a implantação de novos projetos industriais e comerciais, atualmente reprimidos naárea.Foi iniciado o Programa de Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica, comdesembolso próprio da ordem de R$ 12 milhões, correspondendo a 15.207 novas ligações comobras de extensão de rede secundária, atendendo às definições da Lei nº 10.438/02 e da Resoluçãoda Aneel nº 223/03.O sistema de transmissão foi acrescido de 32 MVA em sua potência instalada e incorporou mais10 km de linhas de transmissão. A rede de distribuição foi expandida em 2.910 km de rede primáriae 2.832 km de rede secundária.146

Outro destaque é a energização da Subestação de Amaralina e da Subestação de Brumado, aconclusão da Linha de Transmissão Poções-Brumado com extensão de aproximadamente 145,4 kme a Linha de Transmissão Matatu-Amaralina com 7,7 km de extensão.Em 2003, a Coelba realizou a automação de mais 15 subestações, importante incremento naqualidade do fornecimento de energia elétrica: o tele-controle e a tele-assistência dessas instalaçõespermite um acompanhamento “on-line” e agiliza as ações operacionais para restabelecer o sistemaelétrico em casos de falhas. Das 255 subestações existentes, 106 já estão totalmente automatizadas eintegradas aos seus respectivos centros de operação, totalizando cerca de 75% da potência instalada.O cadastro de redes e equipamentos de distribuição foi revisto, atualizado e validado,redimensionando os ativos cadastrados até 2002.Atendimento ao ConsumidorCom foco na estratégia “Otimizar o Mix de Canais de Atendimento”, a Companhia consolidou amatriz de relacionamento com os diversos segmentos de clientes, desenvolvendo um atendimentode forma ágil, fácil e com qualidade, colocando-se cada vez mais, ao lado do cliente, visando suacomodidade e satisfação.Destaca-se a evolução do atendimento via Internet e do auto-atendimento, fortalecendo apreferência cada vez maior destes canais pelos clientes. O atendimento através do “Coelba on line”teve um crescimento de 87% em 2003 e o número de auto-atendimento foi quase triplicado. O“Coelba on Line”, página que hoje já é reconhecida com 03 premiações do Ibest, 01 do Top Cadê e01 prêmio da Associação de Marketing está cada vez mais interativa e com mais serviços agregadospara o cliente. Os postos de auto-atendimento foram expandidos para 14 cidades do interior doestado, totalizando 100 postos disponíveis em locais de grande circulação. Foi implantado opagamento da conta de energia pela Internet, proporcionando facilidade e comodidade ao cliente.A rede credenciada “Coelba Serviços” está presente nos 415 municípios da área de concessão daCoelba. Em 2003, 918 pontos credenciados prestaram serviços de atendimento comercial earrecadação, de forma ágil e eficaz, com a incorporação de novas tecnologias de acesso àsinformações para atender ao cliente e com treinamentos sobre procedimentos comerciais eexcelência no atendimento. No ano, vários eventos ocorreram, totalizando 2.606 credenciadostreinados. A incorporação do serviço de arrecadação de faturas de outros prestadores de serviçopúblico na rede “Coelba Serviços” proporcionou aos clientes facilidade e comodidade nopagamento de suas contas.Em 2003, houve uma redução no número de reclamações dos clientes de 64 mil para 53 mil emrelação a 2002 e uma evolução significativa nos indicadores de eficiência e produtividade,apontando melhoria na relação Despesas dos Serviços/Cliente a preços de 2003 - 18,6% e narelação Cliente/Empregado que cresceu de 1.089 para 1.227.Ainda em 2003, foram atendidas 6.282 chamadas pelo Call Center, representando cerca de 60% dototal de atendimentos realizados. Uma grande conquista deste ano foi a redução de 16% do TMAque termina o ano em 158 segundos. Esse resultado foi facilitado pela elaboração de procedimentose realização de treinamentos, possibilitando um atendimento ágil e de qualidade. O sistema Gestãoda Relação com o Cliente foi aperfeiçoado, tornando a base de consulta mais precisa e objetiva.Nele, foi incrementado o módulo Book, que permite a consulta on-line de toda a documentação eorientação para o atendimento.147

A Coelba possui 51 pontos de atendimento próprio: 26 agências e 25 postos avançados, distribuídospor todo o Estado da Bahia, além de duas agências móveis, dotadas de computadores ligados aosistema central e de equipamentos audiovisuais, que se deslocam para bairros e localidades, emprogramas voltados para comunidades. As agências próprias de atendimento foram estabelecidascomo Pólo de Gestão no território, de forma a se obter maior integração com os serviços realizadosem campo e, com isso, maior proximidade com o cliente.Foi ampliado o programa “Agente Comunitário”, com o objetivo de orientar os clientes de baixopoder aquisitivo no uso racional de energia elétrica e adequar as instalações internas, visando: (i) oequilíbrio entre o consumo e a capacidade de pagamento; e (ii) a melhoria das condições desegurança. O sucesso do programa “Agente Comunitário” em Salvador, possibilitou estendê-lo,para atender a comunidades de Feira de Santana. Através de 25 “Agentes Coelba” recrutados naspróprias comunidades, foram realizadas 17.001 visitas, com geração de 8.549 solicitações deserviço.Todos estes esforços somaram-se para realizar um fornecimento de energia com a qualidade exigidapor cada cliente e um atendimento a serviços mais amplo, ágil e cômodo. O resultado pode sermedido pela redução significativa do número de reclamações de clientes.Gestão CorporativaEm 2003, foi implementado na Coelba, de forma participativa – com envolvimento da diretoria egerentes -, um modelo de gestão estratégica que traduz a missão e visão da Coelba em estratégiasimplementadas através dos processos e projetos. O foco principal é buscar, através do conhecimentototal da estratégia e ações, valor para a Companhia. Desta forma, foi implantado um sistema degestão, que, baseado na metodologia de Balanço Score Card, busca equilibrar todas as perspectivasda Coelba: resultado econômico do negócio, clientes, processos internos e facilitadores.A Coelba recebeu em 2002 a Certificação do Sistema de Gestão da Qualidade da Auditoria Internapela ISO 9001:2000, pioneira no Brasil.Recursos HumanosA Coelba, no exercício de 2002, investiu em programas de formação técnica e desenvolvimentoprofissional de seus empregados, de modo a manter a concessionária a par da evolução nas áreastecnológica e gerencial e oferecer aos empregados oportunidades de desenvolvimento de suashabilidades e potenciais. Destacam-se o desenvolvimento de executivos, com a estruturação doPlano de Gestão por Competência, execução do Plano de Desenvolvimento de Liderança e oPrograma de Trainee.Foi elaborado, em 2002, o Código de Ética da Coelba, um instrumento de realização da missão evisão, explicitando a postura social nas relações profissionais para atuação de seus colaboradores.O comportamento empresarial socialmente responsável é um dos fundamentos estratégicos daCompanhia. Por isso, vem colocando em prática o Programa de Responsabilidade Social, que, em2002, se destacou com a publicação do primeiro Balanço Social e a execução dos programasvoltados para a comunidade: Coelba ao seu lado, Eletricista de Bairro, SOS Energia, dentre outros;sem prejuízo da renovação de convênios de apoio a entidades filantrópicas e patrocínios culturais eesportivos.148

Como empresa cidadã, a Coelba tem desenvolvido esforços para atender a legislação no que serefere à aplicação da tarifa social baixa renda, conforme Lei nº 10.438, de 24 de abril de 2002,assim como a execução do Programa Luz no Campo, que beneficia aqueles clientes localizados emáreas distantes, promovendo um significativo incremento da qualidade de vida destas pessoas. ACoelba tem investido também em programas voltados para a preservação do meio ambiente eeducação ambiental, destacando-se, entre eles, o programa de descarte de lâmpadas de vapor demercúrio, coleta seletiva de lixo e a trilha ecológica, que faz parte do programa de EducaçãoAmbiental para estudantes sobre preservação de recursos naturais.Durante todo o ano de 2003, a Coelba investiu em programas de formação técnica edesenvolvimento profissional e humano de seus empregados, destacando-se:• Plano de Desenvolvimento de Lideranças, fazendo parte deste plano o MBA inCompany e o Programa de Educação Continuada, este último focado nas atitudes ecomportamentos dos líderes.• Avaliação 360º baseada na competência de lideranças da Coelba, como forma deaumentar a motivação e o comprometimento dos líderes em relação à estratégia daCompanhia.• Programa Trainee, a partir da seleção de universitários e recém-formados, com foco nodesenvolvimento de competências técnicas e humanas a fim de auxiliar a Coelba nosprocessos de mudança e na formação de futuros líderes.• Canal Educativo, ação de grande relevância, é uma nova modalidade de educação(Ensino a Distância) permitindo acompanhar, em tempo real, o que existe de mais atualem conhecimento.• Universidade Corporativa Coelba – UNICOELBA, com o objetivo de contribuir para odesenvolvimento da Companhia, direcionando ações para satisfação das suasnecessidades.Com o objetivo de melhorar as condições de trabalho e conseqüentemente otimizar a produtividadeda Companhia, é realizado todos os anos a Pesquisa de Clima Organizacional. O resultado de 2003mostrou que 86% dos colaboradores consideram a concessionária uma boa empresa para setrabalhar. A participação dos empregados foi espontânea e atingiu 89% do quadro total daCompanhia.Na busca do bem estar dos seus profissionais, a Coelba implantou novas ações do Programa deQualidade de Vida, tais como: a Campanha de Combate ao Tabagismo; Programa de ReeducaçãoAlimentar aplicado em parceria com os Vigilantes do Peso e o prosseguimento do programa deQuick Massage. Merecem destaque, também, as Caminhadas “Saúde e Energia”, que servem comoestímulo à prática de um hábito simples e saudável e que contribuem para o bem-estar das pessoas einteração entre os empregados, suas famílias e a comunidade.Em 2003, a Coelba foi contemplada com a Medalha de Prata Eloy Chaves, criada pela AssociaçãoBrasileira das Concessionárias de Energia Elétrica – ABCE, por ter apresentado o segundo melhordesempenho entre as concessionárias de distribuição de energia elétrica, referente às taxas degravidade e freqüência de acidentes com empregados próprios em 2002.149

VIII.3. Ofertas Públicas de Aquisição de AçõesNão ocorreram, em 2003 e no atual exercício social, ofertas públicas de aquisição de ações daEmissora efetuadas por terceiros ou efetuadas pela Emissora com vistas à aquisição de ações deemissão de outras companhias.VIII.4. Reestruturações SocietáriasNos últimos 5 anos, a Coelba esteve envolvida nas seguintes reorganizações societárias:Incorporação dos ágios pagos nas privatizações da Coelba, Cosern e Celpe, para a transferênciaàs distribuidoras controladas o benefício fiscal resultante da amortização dos referidos ágios,através de processos de incorporação inversa da controladora (SPE – Sociedade de PropósitoEspecífico), ocorridos em junho de 2000 e julho de 2001.Com o objetivo de evitar que a amortização do ágio afete de forma negativa o fluxo de dividendosaos acionistas das distribuidoras controladas, foi constituída uma provisão para manutenção daintegridade do patrimônio líquido de sua incorporadora (PMIPL), de acordo com o estabelecido naInstrução CVM nº 349/01.Tendo em vista que o fundamento econômico do ágio foi a aquisição do direito de concessãodelegado pelo Poder Público, nos termos da alínea b, do § 2º, do artigo 14 da Instrução CVM nº247/96, as controladas mantêm o registro contábil (líquido da provisão entre o valor do ágio e obenefício fiscal respectivo) no ativo imobilizado. Os registros contábeis mantidos para finssocietários e fiscais da Companhia e sua controlada Cosern apresentam contas específicasrelacionadas com ágio incorporado, provisão para manutenção do patrimônio líquido e amortização,reversão e crédito fiscal correspondentes, cujos saldos em 31 de dezembro de 2003 e 2002 seguemabaixo:(R$ mil) Controladora ConsolidadoBalanço 2003 2002 2003 2002Ágio – incorporado 998.845 1.031.522 1.636.863 1.669.540Provisão (659.238) (680.805) (1.117.828) (1.129.271)Líquido correspondente aocrédito fiscal incorporado 339.607 350.717 519.035 540.269Ativo Circulante (10.360) (11.110) (20.570) (21.234)Ativo Realizável a Longo Prazo 329.247 339.607 498.465 519.035ControladoraConsolidadoResultado 2003 2002 2003 2002Amortização do ágio 32.678 35.248 62.454 62.963Reversão da provisão (21.568) (22.714) (41.220) (41.006)Crédito fiscal (11.110) (12.534) (21.234) (21.957)Como demonstrado, a amortização do ágio, líquida da reversão da provisão e do crédito fiscalcorrespondente, resulta em efeito nulo no resultado do exercício e, conseqüentemente, na base decálculo dos dividendos mínimos obrigatórios.150

Os ágios têm como fundamento econômico a perspectiva de resultados durante o prazo deexploração da concessão e estão sendo amortizados pelos períodos remanescentes da concessão. NaCompanhia, o ágio vem sendo amortizado segundo a projeção anual de rentabilidade futura, comodetermina a Resolução Aneel nº 195, de 07 de junho de 2000, em 319 parcelas mensais, desde junhode 2000. Em sua controlada Cosern, o ágio vem sendo amortizado segundo a projeção anual derentabilidade futura, como determina a Resolução Aneel nº 474, de 30 de novembro de 2000, em 325parcelas mensais, desde dezembro de 2000, e conforme demonstrado na tabela a seguir.As curvas autorizadas por meio das Resoluções Aneel nº 195, de 7 de junho de 2000, nº 474, de 30de novembro de 2000, e nº 192, de 31 de maio de 2001, para a amortização do ágio na Coelba, e nasua controlada Cosern, estão assim compostas:Curvas de Amortização de ÁgioFatores Fatores FatoresAno Coelba Cosern Ano Coelba Cosern Ano Coelba Cosern2002 0,03128 0,04344 2012 0,03552 0,03842 2022 0,04540 0,026662003 0,02900 0,04667 2013 0,03640 0,03705 2023 0,04653 0,025512004 0,02704 0,04707 2014 0,03731 0,03741 2024 0,04769 0,024422005 0,02851 0,04656 2015 0,03823 0,03575 2025 0,04887 0,023362006 0,02958 0,04547 2016 0,03918 0,03430 2026 0,05009 0,022352007 0,03135 0,04455 2017 0,04016 0,03289 2027 0,021382008 0,03220 0,04297 2018 0,04116 0,031532009 0,03300 0,04118 2019 0,04218 0,030222010 0,03382 0,04133 2020 0,04323 0,029072011 0,03466 0,03983 2021 0,04430 0,02784Objetivando uma melhor apresentação da situação financeira e patrimonial da Companhia nasdemonstrações contábeis, o valor líquido total de R$339.607.000,00 – balanço controladora - de2002, e R$519.035.000,00 – balanço consolidado de 2002, R$350.717.000,00 – balançocontroladora e R$540.269.000,00 balanço consolidado de 2003 - que, em essência, representa ocrédito fiscal incorporado, foi classificado no balanço no ativo circulante e realizável a longoprazo como Benefício Fiscal Ágio Incorporado, com base na expectativa de realização dobenefício fiscal.Em decorrência da Medida Provisória nº 66, de 29 de agosto de 2002, em seu artigo 40, convertidana Lei nº 10.637/02, que mantém a alíquota de 9% a partir de 1º de janeiro de 2003, o valor relativoao benefício fiscal foi ajustado na Companhia com incremento líquido na reserva de capital deR$ 10.315.000,00.Alienação da participação detida pela Coelba na Tracol para a Guaraniana, através de compra evenda, em agosto de 2002. Posteriormente, a Tracol foi alienada para a Worktime Assessoria Ltda.Em reunião dos Conselhos de Administração da Guaraniana e da Companhia, foi aprovada, emconsonância com o Ofício nº 656/2000- SFF/Aneel/99, com base no Laudo de Avaliação doPatrimônio Líquido, a valor de mercado, emitido pela AUDICONT – Auditores e Consultores S/C,em 30 de junho de 2002, a alienação das ações da Tracol de propriedade da Companhia, conformeinstrumento particular de compra e venda de ações da Tracol, assinado em 26 de agosto de 2002.151

Alienação da participação detida pela Coelba na Itapebi para a Guaraniana, através de compra evenda, em outubro de 2003, a fim de, dentre outros motivos, cumprir a exigência do órgãoregulador de desverticalizar as atividades de geração e distribuição.Em reunião em conjunto dos Conselhos de Administração da Companhia e da Guaraniana, realizadaem 23 de outubro de 2003, ficou aprovada a venda para a Guaraniana, de 63.000.000 de açõesordinárias de emissão da Itapebi, representativas de 42% do capital integralizado, pelo valor deR$126.257.000,00, com base no laudo de avaliação econômica preparado pela Ernst YoungConsultores Associados Ltda.Para efetivação desse processo, a Companhia está aguardando a aprovação prévia da Aneel, o queconseqüentemente condiciona a data do reconhecimento da venda pela Coelba e o respectivoreflexo em seu resultado. Conseqüentemente, a Itapebi continuará sendo avaliada pelo método daequivalência patrimonial até a data de efetivação da venda da participação acionária, conformeInstrução CVM nº 247, de 27 de março de 1996.A Companhia re-classificou o valor referente a participação societária na Itapebi, para o realizável alongo prazo como bens e direitos destinados a alienação.ControladoraConsolidado2003 2002 2003 2002Itapebi 63.133 63.133Outros 3.616 8.802 3.660 8.846Total 66.749 8.802 66.793 8.846VIII.5. Investimentos Relevantes em Outras SociedadesA Coelba possui, atualmente, duas sociedades controladas e uma coligada, que fazem parte da suaestratégia de crescimento e desenvolvimento de novos negócios:CosernA Cosern foi criada pela Lei Estadual nº 2.721, de 14 de dezembro de 1961, regulamentada peloDecreto Estadual nº 3.878, de 08 de janeiro de 1962 e autorizada a funcionar como empresa deenergia elétrica pelo Decreto federal nº 1.302, de 03 de agosto de 1962. Seus atos constitutivosestão arquivados na Junta Comercial do Estado do Rio Grande do Norte, sob o nº 24300000502,datado de 27 de junho de 1962, seu capital inicial teve o valor de Cr$ 60.000.000,00 (sessentamilhões de cruzeiros) da época.Com o objetivo de eletrificar todo o Estado, tendo a energia produzida pela Chesf, a Cosern iniciou aconstrução de linhas e redes no interior do Estado, já que na capital os serviços de energia elétrica estavamsob a responsabilidade da Companhia Força e Luz Nordeste do Brasil - CFLNB. Diversas cidades doEstado passaram a contar com a energia de Paulo Afonso (Taipu, Currais Novos, Acari, etc.), o quecontribuiu muito para o desenvolvimento industrial e agro-industrial do estado. Para que se possa ter umaidéia do significado da obra realizada, é suficiente dizer que em 1960, 14% da população se beneficiavados serviços elétricos, em 1965, 39% da população recebiam os benefícios da energia elétrica.152

Já em 1968, com 47 municípios energizados e 44.157 consumidores, a Cosern, com o apoio daEletrobrás, incorporou a seu patrimônio a Companhia Força e Luz Nordeste do Brasil. O mesmoaconteceu com a Companhia de Melhoramentos Mossoró S/A - COMENSA em 1972.Em 12 de dezembro de 1997, realizou-se, na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, o leilão deprivatização da Cosern. Assim, a partir de 18 de dezembro de 1997, a Cosern passou a sercontrolada pela Coelba, pela Guaraniana e por diversas fundações de previdência privada. Comooperadora foi contratada a Iberdrola Energia, de origem espanhola.No primeiro ano como empresa privada foram investidos R$ 40,6 milhões na ampliação e melhoriano sistema de transmissão e distribuição. A expansão do consumo de energia da Cosern em 1998 foide 11,3%, totalizando a venda de 2.518 GWh atingindo, ao final do ano, o atendimento a umuniverso de 625.771 clientes. Desde então a Cosern manteve evolução positiva em matéria dequalidade de serviço, buscando sempre aprimorar a relação com seus clientes e contribuindo para odesenvolvimento do Estado.Atualmente, a Cosern atende a mais de 800 mil consumidores em todo o Estado e conta com todasas subestações automatizadas.A Cosern, sociedade por ações de capital aberto, controlada pela Coelba, é concessionária de serviçopúblico de energia elétrica, destinada a projetar, construir e explorar os sistemas de produção,transmissão, transformação, distribuição e comercialização de energia elétrica e serviços correlatosque lhe venham a ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito, e atividades associadasao serviço de energia elétrica, podendo administrar sistemas de produção, transmissão, distribuição oucomercialização de energia pertencentes ao Estado, à União ou a Municípios, prestar serviços técnicosde sua especialidade, realizar operações de exportação e importação, organizar subsidiárias, incorporarou participar de outras empresas e praticar os demais atos necessários à consecução de seu objetivo,sendo tais atividades regulamentadas e fiscalizadas pela Aneel, órgão vinculado ao MME.A Cosern distribui energia elétrica para 167 municípios do Estado do Rio Grande do Norte,atendendo a uma área de 53.167 km 2 , com cerca de 772.571 consumidores, fornecendo um total de2.696.379 MWh/ano. Aproximadamente 99% da energia distribuída pela Cosern é suprida pelaChesf. Em 2003, a receita bruta da Cosern obtida com o fornecimento de energia elétrica foi deR$ 609.925.000,00.Em abril de 2000, a Cosern realizou uma emissão de debêntures, para subscrição pública, no valorde R$90 milhões. As debêntures tinham data de emissão em 1º de abril de 2000, prazo de carênciade 18 meses, juros equivalentes a 104,5% da taxa paga pelo CDI e o vencimento ocorreu em 1º deabril de 2003.Em maio de 2000, a Coelba realizou oferta pública de compra de ações dos acionistas minoritáriosda Cosern, nos termos da Instrução CVM nº 299, de 9 de fevereiro de 1999. Após esta oferta, aCoelba passou a deter 60,4% do capital social da Cosern.De acordo com a Lei nº 10.848/04 (“novo modelo”), ficou determinado um prazo de 18 meses, dadata da sua publicação (16.3.2004), para que as concessionárias, permissionárias e autorizadas aprestar serviço público de energia elétrica se adaptem às exigências de desverticalização edescruzamento societário. Dessa forma, a participação societária que a Coelba possui atualmentena Cosern deverá ser transferida para a Guaraniana dentro deste prazo legal, observadas asdisposições legais, em especial a aprovação prévia da Aneel.153

As principais informações financeiras da Cosern são apresentadas a seguir:Descrição (em R$ mil) de 31 de dezembro de 2003 - 2002 - 2001 - 2000Balanço Patrimonial2003 2002 2001 2000Ativo Total 4.137.830 4.151.712 3.575.691 3.054.428Ativo Circulante 811.928 849.658 576.846 461.445Ativo Realizável aLongo Prazo1.198.370 1.134.697 864.522 538.973Passivo Circulante 1.705.498 890.513 742.131 466.378Passivo Exigível aLongo Prazo747.757 1.589.511 1.225.135 1.094.298Patrimônio Líquido 1.684.575 1.671.688 1.608.425 1.493.752Demonstração de Resultado2003 2002 2001 2000Receita OperacionalLíquida1.781.053 1.443.692 1.516.697 1.171.292Resultado Operacional 135.151 64.668 175.642 127.397Resultado NãoOperacionalLucro Líquido doExercício(8.914) (3.226) (6.407) (8.837)165.742 122.948 238.791 150.712Abaixo, segue tabela comparativa do Balanço Patrimonial e da Demonstração do Resultado daCosern, especialmente levantado em 31 de março de 2004 (em milhares de reais):Balanço Patrimonial31/03/04 31/03/03Ativo 1.090.560 1.270.109Ativo circulante 188.611 342.284Realizável a longo prazo 583.577 621.798Permanente 318.372 306.027Passivo 1.090.560 1.270.109Circulante 377.628 323.835Exigível a longo prazo 281.616 442.802Patrimônio líquido 431.316 503.472154

Demonstração de Resultado31/03/04 31/03/03Receita operacional líquida 117.649 101.886Resultado bruto 31.254 31.790Receitas (despesas) operacionais (14.641) (14.009)Resultado do serviço 16.613 17.781Receita (despesas) financeiras 2.936 (9.433)Resultado operacional 19.549 8.348Resultado não operacional (722) 249Resultado antes do IR e CSSL 18.827 8.597IR/CSSL (6.393) (3.107)Lucro líquido (prejuízo) do exercício 12.434 5.490Mercado de AtuaçãoA Cosern é responsável pelo fornecimento de energia elétrica para 100% do território do Estado doRio Grande do Norte, atendendo a mais de 770.000 clientes.O número de clientes vem apresentando um crescimento constante, com um incremento deaproximadamente 30.000 novos clientes por ano. Os clientes da Cosern são classificados em 03 classesprincipais: (i) residencial; (ii) comercial; e (iii) industrial, representados de acordo com o quadro abaixo:ItapebiA Itapebi, constituída em 27 de fevereiro de 1998, é uma sociedade anônima de capital aberto, comsede na Cidade de Salvador, Estado da Bahia, na Avenida Edgard Santos, nº 300, Bloco A-4, 1ºandar, Narandiba, CEP 41186-900, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 02.397.080/0001-96 e na CVMcomo companhia aberta sob o nº 1.936-4.A Itapebi foi constituída após a concessão da outorga para construção de uma hidrelétrica no RioJequitinhonha, conhecida como aproveitamento hidrelétrico Itapebi. Tem potência instalada de 450MW, assegurando a produção de energia de 219 MW médios.155

A UHE Itapebi está localizada no município de Itapebi, no Sul do Estado da Bahia, no RioJequitinhonha. A UHE Itapebi fica a 624 km de Salvador e a 125 km da foz do Rio Jequitinhonhano Oceano Atlântico.As obras de construção da UHE Itapebi foram concluídas no primeiro semestre de 2003. A terceirae última unidade geradora entrou em operação comercial em 12 de junho de 2003. A primeiraunidade geradora entrou em operação comercial em 5 de fevereiro de 2003 e a segunda, em 16 demarço de 2003. A UHE Itapebi possui capacidade instalada de 450 MW, tendo energia asseguradade 1.721.340 MWh/ano.São indicados abaixo os principais dados técnicos da UHE Itapebi:ItemDescriçãoPotência instaladaPotência asseguradaEnergia assegurada (sem UHE Irapé)Energia assegurada (com UHE Irapé)Turbinas tipo FrancisBarragem Principal450 MW419 MW1.721.340 MWh/ano1.877.268 MWh/ano3 turbinas, com potência de 154,64 MW a 150 rpmcada590 m de comprimento107 m de altura máximaÁrea do reservatório no nível d’água máximo normal 61,58 km 2Volume d’água acumulado total 1.633,56 hm 3Interligação com Sistema Elétrico da CHESFSubestaçãoLinha de Transmissão Eunapólis / Funil 230 kV,com extensão de 6,5 km – LT 230 kVBarramento duplo em 230 kV, 510 MVANão obstante a intenção da Coelba de alienar, para a Guaraniana, as ações que esta detém no capitalsocial da Itapebi, em virtude do processo de desverticalização, atualmente a Coelba ainda é coligadada Itapebi, com 42% do seu capital social, sendo que o restante é detido por (i) Iberener com 22,6%;(ii) BB-BI com 19%; e (iii) 521 Participações, com 16,4%.Em 2003, a Itapebi realizou uma emissão pública de debêntures no valor de R$ 200.000.000,00. Asdebêntures são simples, nominativas, não-conversíveis em ações, da espécie subordinada, em sérieúnica, e têm data de emissão em 1º de janeiro de 2003, juros de 12,5% ao ano e prazo devencimento em 1º de janeiro de 2017. As Debêntures encontram-se em processo de repactuação.156

A Itapebi já está operando com 100% de sua capacidade. Todos os instrumentos de financiamentoforam realizados e o PPA celebrado com a Coelba foi aprovado pela Aneel, conforme detalhadoabaixo.As principais informações financeiras da Itapebi são apresentadas a seguir:Descrição (em R$ mil) 31 de dezembro de 2003 - 2002 - 2001 – 200031 de dezembro de 2003Balanço Patrimonial - R$ mil2003 2002 2001 2000Ativo Total 684.075,00 667.429,00 432.545,00 214.891,00Ativo Circulante 30.533,00 23.528,00 5.405,00 473,00RLP 27.018,00 6,00 5,00 5,00Passivo Circulante 87.254,00 246.805,00 112.070,00 64.891,00ELP 446.504,00 270.624,00 170.475,00 -PL 150.317,00 150.000,00 150.000,00 150.000,00DRE - R$ mil2003 2002 2001 2000Receita Operacional Líquida 162.800,00 - - -Resultado Operacional 9.926,00 - - -Resultado Não Operacional (2,00) - - -Lucro líquido do exercício 14.452,00 - - -Em 23 de outubro de 2003, a Coelba aprovou a venda para a Guaraniana de 63 milhões de açõesordinárias de emissão da Itapebi. Como dito anteriormente, para efetivação dessa venda, a Coelbaestá aguardando a aprovação prévia da Aneel, o que conseqüentemente condiciona a data doreconhecimento da venda pela Coelba e o respectivo reflexo em seu resultado.As principais características deste PPA estão descritas no item VIII.10.4. – “Negócios com PartesRelacionadas”.Mercado de AtuaçãoO negócio da Itapebi é a geração de energia elétrica. A usina conta com três unidades geradoras,cuja produção é 100% comercializada com a Coelba (com energia assegurada), pelos próximos 14anos. Este contrato de compra e venda de energia foi aprovado pela Aneel, bem como o repassepara a tarifa da Coelba. O PPA da Itapebi tem prazo superior ao da amortização dos financiamentos.As principais características deste PPA estão descritas no item VIII.10.4. – “Negócios com PartesRelacionadas”.Todas as alterações que estão sendo propostas no novo marco regulatório preservam os contratospreexistentes, de modo que é intenção da Coelba e da Itapebi dar cumprimento ao PPA, nos termosem que se encontra pactuado atualmente.157

A Itapebi é protegida do risco da sazonalidade pela comercialização de uma energia assegurada, quegarante receita independente da produção efetiva de energia. Ou seja, a Itapebi recebe os montantescontratados (preço da energia) independentemente da entrega ou do uso da energia elétrica pelaCoelba, uma vez que o contrato prevê o pagamento da energia contratada (energia assegurada) emqualquer circunstância. Apesar de este tipo de contrato ser bastante utilizado no setor elétrico, podeapresentar conseqüências negativas para a Coelba, na medida que não possui mecanismo de ajuste,na hipótese de redução do mercado consumidor da Coelba.GarterA Garter é uma subsidiária integral da Coelba, com sede nas Ilhas Virgens Britânicas. Sua únicaoperação atualmente é uma captação de US$ 300.000.000,00 no exterior - empréstimosindicalizado, cujos recursos foram repassados para a Coelba, para aquisição da Cosern. A Emissoraestruturou, com parte dos bancos participantes do sindicato da Garter e com novos bancos, orefinanciamento da dívida Garter, no valor de até US$140 milhões, com prazo de vencimento de 4anos, amortização trimestral de juros e principal, bem como garantia fidejussória da Guaraniana.Sobre a parcela do principal desse refinanciamento, pretende-se contratar a taxa LIBOR anual,acrescida de um spread crescente de até 4,625%, sendo permitido pré-pagamento sem aumento decustos para a Garter. A Emissora conseguiu, ainda, compromisso firme de credores para celebraçãode outro empréstimo, a ser celebrado em favor da Garter, no valor de US$160 milhões, comvencimento em novembro de 2005. As partes ainda estão negociando taxas de juros e demaiscondições dos contratos, tais como vencimento, carência, garantias etc. Maiores informações naSeção VI - “Fatores de Risco da Emissora”.De acordo com a Lei nº 10.848/04 (“novo modelo”), ficou determinado um prazo de 18 (dezoito)meses, da data da sua publicação (16.3.2004), para que as concessionárias, permissionárias eautorizadas de serviço público de energia elétrica se adaptem às exigências de desverticalização edescruzamento societário. Dessa forma, a participação societária que a Coelba possui atualmentena Garter deverá ser extinta dentro deste prazo legal, uma vez vencida a dívida e pagos os seuscredores.Mercado de AtuaçãoA Garter é sociedade de propósito específico não tendo, portanto, mercado de atuação relevante.VIII.6. Valores MobiliáriosAções Ordinárias e PreferenciaisEm assembléia geral extraordinária realizada em 7 de junho de 2000 ocorreu a incorporação daNordeste Participações pela Coelba e a redução do seu capital social com o cancelamento das açõesemitidas em decorrência da incorporação (vide item VIII.4 – Reestruturações Societárias).158

Atualmente, o capital social autorizado da Emissora é de R$1,3. bilhão, sendo que o capitalsubscrito e integralizado é de R$ 1.068.297.400,82, representado por 18.817.733.916 açõesnominativas, divididas em 10.930.451.658 ações ordinárias, 1.955.755.644 ações preferenciaisClasse A e 5.931.526.614 ações preferenciais Classe B, todas sem valor nominal.As ações são mantidas sob a forma escritural em conta de depósito junto ao Banco do Brasil.As ações ordinárias conferem ao seu titular direito de voto nas deliberações da assembléia geral. Asações preferenciais de ambas as classes não conferem direito de voto, tendo assegurada prioridadena distribuição de dividendos, no mínimo, 10% superiores aos atribuídos às ações ordinárias, e noreembolso do capital, pelo valor do patrimônio líquido das ações, no caso de liquidação da Coelba.As ações preferenciais classe “B” terão dividendos nas mesmas condições, observado que a suadistribuição somente ocorrerá após a distribuição de dividendos às preferenciais classe “A”.RestriçõesAs ações que compõem o controle acionário da Coelba não poderão ser transferidas, cedidas oualienadas, direta ou indiretamente, gratuita ou onerosamente, sem a prévia concordância do PoderConcedente. As ações de propriedade da Guaraniana estão empenhadas em favor do BNDES.DebênturesA Coelba distribuiu publicamente (com data de emissão em 1º de julho de 2000), debênturesnominativas, não-conversíveis em ações, da espécie com garantia flutuante, no valor total de R$120 milhões, com as seguintes características adicionais:Nº Registro da emissão de debêntures na CVM: CVM/SRE/DEB-00/2000/022Data do registro: 10 de agosto de 2000Número Total de Debêntures: 12.000Valor Nominal Unitário: R$ 10.000,00Número de Séries:ÚnicaPrazo:36 meses.Data de Vencimento: 1º de julho de 2003Destinação dos Recursos:Os recursos captados com a colocaçãodestinaram-se à reestruturação financeira da Coelba, com a quitação de dívidas a curto prazo,consistente, principalmente, no pagamento de R$ 70.000.000,00, com vencimento em 16 de agostode 2000, objetivando, dessa forma, o alongamento do perfil do passivo. O restante dos recursoscaptados foram aplicados em investimentos, consistentes em programas de expansão de rede detransmissão e distribuição e na instalação de novos sistemas operacionais.RatingFoi atribuída, à emissão das debêntures e àEmissora, nota Br AA-, pela Standards & Poor’s, e nota Br BBB+, à Emissora, e Br A-, à emissão,pela SR Rating.As debêntures objeto da 2ª emissão venceram em 1º de julho de 2003, quando a Coelba cumpriucom todas suas obrigações, previstas na respectiva escritura de emissão, nos contratos a elarelacionados e no prospecto definitivo, razão pela qual a Coelba não tem obrigações a cumprir nostermos da referida 2ª emissão.159

A Coelba distribuiu publicamente, em 19 de julho de 2004, 3.000 debêntures nominativas,escriturais, não-conversíveis em ações, em série única, quirografária, com garantia fidejussória daGuaraniana, no valor total de R$ 85.293.000,00, objeto da 3ª emissão, com as seguintescaracterísticas adicionais:Registro na CVM: CVM/SRE/DEB/2004/014, em 16.7.2004Número Total de Debêntures: 3.000Valor Nominal Unitário: R$ 28.431,00Número de Séries:ÚnicaPrazo:120 meses.Data de Vencimento: 27 de janeiro de 2014Destinação dos Recursos:O montante líquido de recursos a ser obtidopela Emissora será destinado a para realização de novos investimentos e alongar a sua dívida, comnovos vencimentos de longo prazo e perfil de amortização compatível com o fluxo de caixa dosinvestimentos realizados.Rating A Standard & Poor’s Ratings Services elevou o rating de crédito corporativoatribuído na Escala Nacional Brasil à Companhia, de ‘brBBB+’ para ‘brA-’ e classificou a ofertapública da 3ª Emissão como ‘brA-‘.Garantias: Fiança solidária da Guaraniana e vinculação de receitas da Coelba, limitada a 18%do saldo devedor das debêntures.As debêntures da 3ª emissão são (i) atualizadas pelo fator de variação da cotação de fechamento dataxa de venda de câmbio de reais por dólares norte-americanos, e (ii) remuneradas à taxa de jurosfixa de 10,80% ao ano, base 365 dias corridos, paga semestralmente, a partir da respectiva data deemissão.O valor nominal atualizado destas debêntures será pago em 10 parcelas iguais, anuais esucessivas, a partir do final do 12º mês, contado da data de emissão, pelo que o primeiropagamento ocorrerá em 27 de janeiro de 2005 e o último, na respectiva data de vencimento(27 de janeiro de 2014).VIII.7. AtividadesVIII.7.1. NegóciosAspectos GeraisAtravés do Contrato de Concessão, o Poder Concedente concedeu à Coelba o direito à exploraçãodo serviço público e das instalações para os sistemas de geração, transmissão e distribuição deenergia elétrica no Estado da Bahia.Desde então, a Coelba, através de seu novo grupo controlador, explora ou desenvolve projetos paraesses sistemas, executando ainda atividades inerentes à concessão, tais como a manutenção,melhoria na qualidade dos serviços e expansão do sistema.160

Pela prestação dos serviços, a Coelba cobra tarifas homologadas pelo Poder Concedente,passíveis de reajuste e revisão. Os reajustes: (i) ordinários são procedidos anualmente,desde 22 de abril de 1997, e (ii) os extraordinários a qualquer tempo, sempre que oequilíbrio contratual da concessão for ameaçado. As revisões ocorrem a cada cinco anos eobjetivam, nos termos do contrato de concessão, o equilíbrio econômico-financeiro (videitem VIII.7.4 - Clientes).EstratégiaApós a privatização, a Coelba passou a viver uma profunda transformação, tanto técnica como nasua forma de atuação, tendo como suporte a metodologia de reengenharia de processosdesenvolvida pela Iberdrola. A estratégia geral consiste em um conjunto de ações convergentes eorientadas para os objetivos empresariais que deverão conduzir a Companhia a uma condição futurade modo que: (i) torne-se líder brasileira no fornecimento de energia elétrica e de outros serviçosrelacionados; (ii) obtenha nível de excelência em qualidade e confiabilidade; (iii) ofereça preçoscompetitivos; e (iv) aufira rentabilidade adequada.Para tanto, a sua política estratégica tem sido orientada por três diretrizes de atuação: (i) relaçõescom os clientes; (ii) crescimento de novos negócios, nos termos permitidos por Lei; e(iii) rentabilidade. Essas políticas são desdobradas em todas as áreas corporativas, para as quais sãodeterminados objetivos específicos. Seguem, abaixo, as principais iniciativas da Coelba, com vistasa alcançar suas metas em cada uma de suas diretrizes:Relações com ClientesA Companhia vem tomando medidas com vistas a (i) alcançar níveis de qualidade no fornecimentode energia elétrica aceitáveis pelo órgão regulador e pelos clientes; (ii) aumentar a satisfação globaldos clientes com o serviço oferecido, de modo a assegurar a preferência pela Coelba como empresafornecedora de energia; e (iii) conquistar novos clientes que tenham livre escolha de fornecedor.As principais medidas para a realização das metas definidas para essa diretriz foram: (i) reestruturação dosistema de atendimento ao consumidor; (ii) automação da rede e melhoria dos sistemas de comunicação egerenciamento; (iii) celebração de convênio com a Eletrobrás e o Governo do Estado para tornar maiseficientes e modernos os sistemas de iluminação pública em cerca de 200 municípios baianos;(iv) execução do Programa de Eletrificação Rural; (v) otimização de recursos na atualização tecnológicapara a estruturação da manutenção; (vi) redução das perdas de energia elétrica; (vii) melhora dos índices deperformance da rede de transmissão e distribuição e (viii) conquista de novos grandes clientes.Crescimento de Novos NegóciosVisando o crescimento operacional e corporativo, a Companhia tem procurado identificar edesenvolver novas oportunidades de negócios que permitam, através de empresas ligadas, ocrescimento da sua receita e o incremento da rentabilidade global pelo acréscimo dos benefíciosobtidos com os novos negócios empreendidos.161

Abaixo, segue tabela contendo resumo do plano de investimentos dos últimos 03 anos, elaboradocom base no balanço patrimonial da Companhia:R$PLANO 2001 2002 20031 Expansão de Rede 41.020.912,00 15.538.190,00 18.401.301,002 Projetos Especiais 106.598,00 28.335.483,00 47.087.636,003 Renovação de Subestações 19.939.084,00 5.539.206,00 4.143.412,004 Renovação de Linhas de Transmissão 4.531.058,00 2.036.750,00 1.181.096,005 Automação 4.350.889,00 8.991.954,00 8.910.614,006 Telecomunicações 859.153,00 9.237.407,00 3.866.661,007 Novas Ligações 30.573.627,00 34.688.299,00 38.552.999,008 Exploração de Redes de Distribuição 24.298.377,00 25.624.826,00 29.588.557,009 Informática 18.470.699,00 11.809.610,00 15.486.545,0010 Ferramentas e Equipamentos de Serviços 1.278.748,00 1.987.772,00 1.624.542,0011 Veículos 5.091.789,00 1.638.992,00 1.846.064,0012 Infra-estrutura 8.234.272,00 3.202.811,00 1.044.730,00Total participação Coelba 158.755.206,00 148.631.299,00 171.734.158,00Total Geral do Investimento 306.649.000,00 264.700.000,00 236.212.000,00RentabilidadeDe acordo com essa diretriz estratégica, a Companhia tem visado: (i) aumentar a sua margemoperacional líquida e o lucro obtido com a distribuição de energia elétrica; (ii) diminuir perdastotais de energia até alcançar níveis compatíveis com a estrutura física do seu sistema elétrico;(iii) reduzir os gastos operacionais totais mediante a melhoria da produtividade e eficiência nosprocessos básicos do negócio; (iv) melhorar o processo de arrecadação de contas de modo a reduziro custo financeiro e o risco associado à inadimplência de clientes e (v) realizar, no prazo e dentro docusto estimado, os investimentos previstos nos planos plurianuais propostos pela administração daCompanhia.SinergiaEm 17 de fevereiro de 2000, o consórcio liderado pela Iberdrola venceu o leilão de aquisição docontrole acionário da Celpe. Assim, a Guaraniana passou a controlar 3 concessionárias do sistemainterligado Norte/Nordeste: Coelba, Cosern e Celpe, que, em conjunto, totalizam 41% do mercadode energia elétrica do referido sistema. Desde a aquisição da Cosern, o grupo controlador passou aapostar na sinergia entre as concessionárias de serviços de energia elétrica sob seu controle, epassou a desenvolver um plano para explorar ao máximo as relações entre as empresas.O plano prevê a exploração da sinergia através da constituição de sociedades de propósitoespecífico, sob o controle da Guaraniana, distribuídas em 3 grupos de atuação: (i) comercialização;(ii) geração; e (iii) distribuição de energia elétrica.A área de geração será responsável pela implantação de projetos de geração de energia hidrelétrica etermelétrica. As atividades de distribuição manter-se-ão inalteradas, visando a não descaracterizaras empresas do grupo em relação a sua clientela em cada Estado.Há sinergia no que se refere ao compartilhamento de alguns setores com Cosern e Celpe - 02diretorias “Regulação e Tarifas” e “Serviços Compartilhados”. Assim, as atividades de Informática,Marketing, Seguros, Regulação do Setor, dentre outras, são desenvolvidas em departamentoscentralizados para as 3 distribuidoras.162

A Coelba é basicamente uma empresa de distribuição de energia elétrica. As atividades da Coelbaguardam relação com a prestação deste serviço, quer seja nas inovações de seu sistema, quer seja namelhoria dos seus canais de atendimento ao consumidor. Receitas não relacionadas à distribuição,como seguro familiar, uso do sistema de cobrança por outras empresas e etc., não sãorepresentativos frente à atividade-fim.VIII.7.2. Mercado de atuaçãoPanorama GeralDe acordo com o artigo 21, inciso II, alínea b, da Constituição Federal, a exploração dos serviços deenergia elétrica está a cargo da União, que poderá exercê-la de forma direta ou medianteautorização, concessão ou permissão. Os potenciais de energia hidráulica, por seu turno, dada a suaimportância para o desenvolvimento econômico do País, são de propriedade exclusiva da União,como estabelece o artigo 20, inciso VII, da Constituição Federal.Ao optar pela exploração indireta de serviços de energia elétrica, a União impõe as seguintesobrigações às concessionárias: montagem, manutenção e desenvolvimento do serviço ecumprimento das exigências de fiscalização, instituídas pela Aneel, abrangendo aspectos técnicos,contábeis e financeiros.Nos termos dessas obrigações, decorrentes da Lei nº 8.987/95, a concessionária deve manterserviços adequados, melhorá-los e expandi-los, sendo-lhe assegurado, em contrapartida, o equilíbrioeconômico e financeiro do seu investimento, através da fixação de tarifas, revistas periodicamente.Área de ConcessãoDe acordo com o Contrato de Concessão, a área de concessão para exploração do serviço público detransmissão e distribuição de energia elétrica da Coelba corresponde a praticamente todo o territórioda Bahia, compreendendo 415 municípios do Estado, do total de 417.Em condições excepcionais e sujeitas à aprovação do Poder Concedente, a Coelba poderá distribuirenergia elétrica a consumidores localizados fora dessa área. Com relação à concessão para geração,a Companhia tem o direito de explorar o aproveitamento de potencial hidráulico do Rio das Fêmease Rio Correntina, localizados respectivamente nos municípios de São Desidério e Correntina, ambosno Estado da Bahia.Panorama do Estado da BahiaO Estado da Bahia possui uma área territorial de 568.296km 2 , com população superior a 13.499.000habitantes. De acordo com a SEI – Superintendência de Estudos Econômicos e Sociais da Bahia,órgão vinculado à SEPLAN – Secretaria de Planejamento do Estado da Bahia, a Bahia contribuiucom R$ 60,8 bilhões para o PIB brasileiro em 2002, representando 4,5% do PIB nacional.Agricultura/pecuária, indústria e serviços representaram, respectivamente, 11%, 43% e 46%.O crescimento da economia baiana foi de 1,5% em 2002, sobressaindo-se em relação à médianacional, que foi de 1,93%, no mesmo período. Tal desempenho foi resultado, principalmente, daexpansão apresentada na agropecuária - 8,4%, na construção civil - 3,8% e na indústria detransformação – 1,7%, além de novos investimentos realizados no estado, sendo o agribusiness e163

segmentos industriais os setores mais beneficiados. A tabela abaixo mostra as taxas de crescimentodo PIB da Bahia nos últimos 4 anos em comparação com o PIB brasileiro.Taxas de Crescimento ( % )2003 2002 2001 2000Bahia 3,00 1,50 1,00 3,90Brasil -0,2 1,93 1,31 4,36Alguns importantes pólos industriais vêm sendo desenvolvidos na Bahia. Dentre estes merecemdestaque o pólo de informática (fábrica de computadores), situado em Ilhéus, e o pólo náutico, naBaía de Aratu. Este último tem proximidade com outros dois grandes projetos: o complexoportuário Ponta de Lage - orçado em R$ 400 milhões - e o terminal marítimo da Ford.A Bahia também possui, há muitos anos, um dos mais importantes pólos petroquímicos do Brasil,em Camaçari. Com a instalação de cerca de trinta indústrias gaúchas em cidades do interior doestado, a Bahia também vem desenvolvendo uma indústria de calçados. Por fim, o turismo temcrescido significativamente. De acordo com a Seplantec, a Bahia responde, atualmente, por 48% dototal do turismo na região Nordeste e por 15% do total no país.Merece destaque o investimento da Ford, que implantou o seu maior complexo automobilístico forados Estados Unidos da América. Muitas empresas de auto-peças instalaram-se no Estado, de modoque, desde sua implantação, duas novas subestações da Coelba foram construídas na região deCamaçari: uma para suprir a demanda das novas indústrias e outra para suportar o crescimento doconsumo residencial e comercial.Mercado de Energia ElétricaA geração e transmissão de energia elétrica na Bahia são, em grande parte, de responsabilidade daChesf, subsidiária da Eletrobrás. A Coelba compra 80,5% de sua demanda de energia diretamenteda Chesf e distribui com exclusividade para cerca de 3,5 milhões de consumidores.A Coelba vende energia para 99,9% dos clientes do Estado da Bahia.A Chesf e Braskem em conjunto fornecem energia para 37 clientes industriais (vide item VIII.7.3 -Fornecedores) e, portanto, não concorrem com a Coelba.O mercado da Coelba, por classe de consumidores, é composto da seguinte forma:9000800070006000500040003000200010000Consumo8.850 9.2162.738 3.008 2.2451.9431.712 1.8561.432 1.587723 822Residencial Industrial Comercial Rural Outros* Total2002 2003164

O consumo de eletricidade concentra-se na região metropolitana de Salvador, cuja demanda totaliza45% da energia distribuída, fato explicado pela presença do Centro Industrial de Aratu, do PóloPetroquímico de Camaçari e da zona urbana da região metropolitana de Salvador que concentracerca de 3 milhões de pessoas. Em termos de evolução do consumo de energia, no entanto, odestaque fica para a região Oeste. Esta apresentou, no período de 1988 a 2002, a maior taxa médiaanual de crescimento do Estado, fato cuja explicação se encontra, principalmente, na expansão dasáreas agrícolas dessa região e na intensificação dos programas de irrigação.Em 31 de dezembro de 2003, a Coelba atendia a 3.495.000 consumidores, com demanda de 9.216GWh. É a maior concessionária de serviços de distribuição de energia elétrica do sistema regionalinterligado Norte/Nordeste, com cerca de 20% de participação nesse mercado.A tabela, a seguir, mostra os montantes de energia elétrica comprada pela Coelba nos últimos 3exercícios e os respectivos fornecedores:MWh 2001 2002 2003COMPRA DE ENERGIA 12.315.101 12.484.270 11.570.543CONTRATOS INICIAIS 12.315.101 12.468.291 9.363.497CHESF 12.261.411 12.417.170 9.322.831CELPE 33.510 33.510 25.136CEMIG 4.110 4.095 3.068ESCELSA 500 480 362CEPISA 3.260 403 2.446ENERGIPE 10.800 10.800 8.040SULGIPE 1.510 1.832 1.615CONTRATOS BILATERAIS - 15.980 2.061.745ITAPEBI - - 1.587.139ITAPEBI CURTO PRAZO - - 134.201GCS BIOMASSA - 13.401 30.151GCS PCH - 2.579 1.266LEILÃO - - 140.160ENERTRADE - - 166.810TRIALCOOL 2.017CONTRATOS ADICIONAIS - - 145.301EL PASO - - 18.600MAE - - 126.701VIII.7.3. FornecedoresA compra de energia elétrica representa 48,37% dos custos e despesas operacionais da Coelba. Oprincipal fornecedor de energia elétrica da Coelba é a Chesf, que supre 80,5% do total de energiaelétrica comprada. Alguns municípios, localidades e regiões fronteiriças do Estado são atendidospela Companhia com energia suprida pela Celpe, Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig,Empresa Energética de Sergipe - Energipe, Companhia Energética do Piauí - Cepisa, Espírito SantoCentrais Elétricas - Escelsa e Companhia Sul Sergipana de Eletricidade -Sulgipe.165

A tabela, a seguir, mostra os montantes de energia elétrica comprada pela Coelba nos últimos 3exercícios e os respectivos fornecedores:Energia Comprada (GWh)2003 2002 2001Chesf 9.463 10.763 10.173Itapebi 1.721 - -Outros 273 49 5111.457 10.812 10.224A Coelba comprava energia da Chesf com base em um único contrato de suprimento, no qual estavaincluído o transporte de energia. Este contrato foi substituído por três novos contratos, a saber:(i) de compra e venda de energia; (ii) de uso do sistema de transmissão; e (iii) de conexão aosistema de transmissão. O contrato de uso do sistema de transmissão e de conexão estão descritosno item “Contratos Relevantes” da presente Seção.Contratos de compra e venda de energia elétricaAbaixo, segue uma breve descrição dos contratos de compra e venda de energia firmados pelaEmissora.Em janeiro de 2000, a Coelba e a Chesf celebraram contrato de compra e venda de energia,tendoprazo de vigência até dezembro de 2005. Tem por objeto a compra e venda de energia contratada(montante de MWh contratado no mês e colocado à disposição da Coelba) e demanda contratada(montante de MWh/h da potência média integralizada em intervalo de tempo de 1 hora contratadano mês e colocado à disposição da Coelba).A Resolução Aneel nº 451, de 29 de dezembro de 1998, homologou os montantes de energia edemanda de potência contratados aos geradores para as concessionárias de distribuição das regiõesNorte e Nordeste.A partir do ano 2002 até o ano 2005, os montantes de energia e demanda de potência contratadoscom a Chesf serão gradualmente reduzidos da seguinte forma:(i) no ano 2002, correspondente a 100% dos valores indicados para 2001;(ii) no ano 2003, correspondente a 75% dos valores indicados para 2001;(iii) no ano 2004, correspondente a 50% dos valores indicados para 2001; e(iv) no ano 2005, correspondente a 25% dos valores indicados para 2001.A energia fornecida é faturada e paga mensalmente. Há dois tipos de faturamento: (i) o de energia,calculada pelo produto da energia contratada pela tarifa de energia; e (ii) o de demanda, calculadapelo produto da demanda contratada pela tarifa de demanda. O pagamento é dividido em 3 parcelas.As parcelas não pagas no vencimento estarão sujeitas a juros de mora de 12% ao ano, calculadospro rata die, e multa de 10% sobre o valor total do débito.Em garantia de suas obrigações decorrentes do contrato de compra e venda de energia com a Chesf,a Coelba outorgou procuração à Chesf, com poderes para transferir para si os valores depositadosem contas correntes bancárias da Companhia suficientes para a liquidação dos débitos em atrasos(vinculação de receitas).166

As tarifas de energia e demanda são reajustadas com periodicidade anual com base na variação doIGPM-FGV. Caso haja alterações significativas nos custos da Chesf, por motivos alheios a seucontrole e devidamente comprovados, que afetem o equilíbrio econômico-financeiro do contrato, aAneel pode determinar novas tarifas (vide item VIII.7.4 - Clientes).O último reajuste das tarifas de compra de energia da Chesf foi estabelecido pela Resolução nº 143da Aneel. Este reajuste foi implementado em 3 etapas, tendo a primeira parcela entrado em vigorem 10 de junho de 1999. Essa Resolução também editou o novo modelo aplicado às despesas comcompra de energia para revenda, onde são segregados os valores de geração, uso do sistema eencargo de conexão.Em 25 de fevereiro de 2002, a GCS Energia e a Coelba (compradora) firmaram contrato de venda ecompra de energia oriunda de contratos bilaterais livres de compra e venda de energia elétricafirmado entre os Autoprodutores e a GCS Energia, através de aproveitamento térmico advindo dacombustão de biomassa (bagaço de cana-de-açúcar), com prazo de vigência de 48 meses (início apartir de 1º de fevereiro de 2002 e término em 31 de janeiro de 2006), e valor de R$ 114,48 mensaispor MWh, referido a 1º de fevereiro de 2002.Em 25 de fevereiro de 2002, a GCS Energia e Coelba firmaram contrato de compra e venda deenergia oriunda de contratos bilaterais livres de compra e venda de energia elétrica firmado entre osAutoprodutores, conforme Anexo II do contrato, e a GCS Energia, através de aproveitamentoshidráulicos (Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH’s) em conformidade com o estabelecido nocontrato. O valor contratado é de R$ 101,02/MWh mensais, referido a 1º de fevereiro de 2002. Ocontrato terá um prazo de vigência de 48 meses, com início a partir de 1º de fevereiro de 2002 etérmino em 31 de janeiro de 2006.Em 27 de outubro de 2000, a Coelba e a Itapebi (Vendedora) firmaram contrato, com prazo devigência até 31 de dezembro de 2014, com o objetivo de estabelecer os direitos e obrigações daspartes, na execução da compra e venda mercantil de energia elétrica, com montante asseguradoanual de 1.721.340 MWh, em relação a cada mês do contrato. O valor ajustado é de R$ 100,07mensais por MWh, referido a 1º de fevereiro de 2002. A Coelba obrigou-se a firmar contrato deconstituição de garantia.Em 3 de agosto de 2001, a Termopernambuco (Vendedora) e a Coelba firmaram contrato de vendade energia, colocada à disposição da Coelba, em conformidade com o estabelecido no contrato, cujadata para o início do fornecimento prevista no contrato é 31 de dezembro de 2003, com prazo deduração de 20 anos. A demanda contratada é de 65 MW e o valor contratado é de R$ 104,72mensais por MWh. A Coelba obrigou-se a firmar contrato de constituição de garantia ou apresentarcarta de fiança bancária.Em 23 de setembro de 2002, a Coelba e a Chesf (Vendedora) firmaram contrato com o objetivo deestabelecer os termos e as condições gerais que regularão a compra e venda 16,0 MWh e 22,016MW, correspondentes a 32 lotes de energia adquiridos no leilão pela Coelba, que terá duração até oefetivo cumprimento de todas as obrigações. O valor contratado é de R$ 46,33 mensais por MWh,referenciado a agosto de 2002, ajustado pela variação do IGPM-FGV entre 16 de setembro de 2002e 1º de janeiro de 2003. Após este primeiro reajuste os demais serão anuais. A Coelba obrigou-se afirmar contrato de constituição de garantia.Em 7 de janeiro de 2000, a Chesf e a Coelba firmaram contrato com o objetivo de regular a comprae venda de energia e demanda contratadas, sendo que os montantes de energia e demanda, indicadosno Anexo do Contrato, serão colocados à disposição da Coelba no Ponto de Referência. Para efeitoslegais o valor global do contrato é R$ 1.861.393.000,00, em razão das quantidades e tarifas167

contratadas, constantes do Anexo do Contrato. O contrato terá vigência até 31 de dezembro de2005. A Coelba obrigou-se a firmar contrato de constituição de garantia ou apresentar carta defiança bancária, conforme item VIII.7.3 acima.Em 08 de julho de 2003, a Laginha Agroindústrial S.A. e a Coelba firmaram contrato de venda deenergia, conforme estabelecido no contrato, cujo prazo de duração é de 1º de agosto de 2003 até 31de maio de 2011. A Coelba pagará mensalmente o preço de R$ 95,72 por MWh.Em 25 de fevereiro de 2002, a GCS Energia e a Coelba (Compradora) firmaram contrato paracompra e venda de energia, oriundas de contratos bilaterais livres de compra e venda de energiaelétrica firmado entre os Autoprodutores e a GCS Energia, através de aproveitamento térmicoadvindo da combustão de biomassa (bagaço de cana-de-açúcar), em conformidade com oestabelecido no contrato, com prazo de 48 meses a partir de 1º de fevereiro de 2002 e término em31 de janeiro de 2006, cujo preço mensal é de R$ 114,48 por MWh, referido a 1º de fevereiro de2002.Em 11 de novembro de 2002, a Termoaçu e a Coelba firmaram contrato objetivando a venda deenergia contratada em conformidade com o estabelecido no contrato, cujo valor mensal a ser pagopela Coelba será de R$ 117,04 por MWh, na data do contrato, com prazo de duração de 20 anos apartir da data de início de fornecimento (15 de março de 2004). No caso de rescisão contratual, devea parte inadimplente pagar à outra parte o equivalente a US$740.000,00 por MW multiplicados pelademanda contratada no ano em que ocorreu o inadimplemento. Além disso, deve-se responsabilizarpela dívida vencida e não paga da outra parte.Em 08 de novembro de 2002, a Coelba e a Itapebi firmaram contrato para compra e venda de energiacontratada, pelas Regras do Mercado e, no que couber, pelos contratos de concessão da Itapebi e daCoelba, com prazo até 15 de abril de 2015, sendo que a Coelba pagará mensalmente o preço deR$ 100,07 por MWh, referido a janeiro de 2003. A Coelba obrigou-se a apresentar garantia, na forma defiança bancária, seguro, caução de títulos da dívida federal ou outras garantias aceitas pela Itapebi.Em 03 de agosto de 2001, a Coelba e a Termopernambuco (vendedora) firmaram contrato paravenda de demanda e energia contratada, conforme estabelecido no contrato, cuja data de início defornecimento é 31 de dezembro de 2003, com o prazo de 20 anos. O valor contratado é deR$ 104,72 mensais por MWh, na data do contrato. A Coelba obrigou-se a firmar contrato deconstituição de garantia ou apresentar carta de fiança bancária.VIII.7.4. ClientesOs clientes da Coelba são classificados em oito classes principais: (i) residencial; (ii) comercial,serviços e outras atividades (incluindo universidades e hospitais); (iii) industrial (compreendendo amanufatura e atividades de processamento); (iv) poder público (compreendendo órgãos municipais,estaduais e federais), (v) iluminação pública, (vi) serviços públicos (incluindo empresas de água,esgoto e saneamento); (vii) rural; e (viii) consumo próprio.As classes de clientes da Coelba estão distribuídas em 2 grupos: (i) o grupo A, que compreende osclientes com fornecimento de energia (a) em nível de tensão igual ou superior a 2,3 KV ou(b) através de linhas subterrâneas; e (ii) o grupo B, que compreende os demais clientes.A maior classe de clientes é a residencial, que corresponde a 86% do total dos clientes e a 33% dasvendas de energia e 42% da receita da Companhia. A classe industrial, apesar de ter um percentualdesprezível do número de clientes, corresponde a 21% das vendas de energia e a 15% da receita. Aclasse comercial, por sua vez, corresponde a 7% dos clientes e 20% das vendas de energia e a 26%168

da receita. Os clientes das outras classes correspondem a 7% do total de consumidores e a 26% dasvendas de energia e a 17% da receita.A tabela e os gráficos (data-base dezembro de 2003) a seguir contêm o número total de clientes daCoelba em cada classe de 1997 a 2002 e sua participação nas vendas e receitas:DESCRIÇÃO 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003nº de consumidoresUso Próprio 423 413 403 423 438 412 394Residencial 2.049.422 2.229.304 2.352.058 2.539.236 2.717.941 2.827.552 3.004.916Comercial 197.271 205.334 211.530 228.845 245.849 249.653 259.673Industrial 14.113 14.646 15.197 16.225 17.088 17.699 18.440Poder Público 26.005 27.466 28.980 31.432 32.404 34.507 36.122Iluminação Pública 4.177 7.433 10.418 15.256 14.404 14.472 14.546Rural 79.848 76.462 68.942 74.954 97.496 138.523 158.840Serviço Público 1.403 1.486 1.555 1.821 2.005 2.291 2.468Suprimento 1 1 1 1 1 1 1Total 2.372.663 2.562.545 2.689.084 2.908.193 3.127.626 3.285.110 3.495.400Venda de Energia em MwhVenda de EnergiaServiço Público6%Poder Público5%Rural9%Industrial21%Uso PróprioIluminação0%Pública6%Residencial33%Comercial20%169

Receita em BRLReceitaPoder Público5%Rural5%Serviço Público4%IluminaçãoPública3%Residencial42%Industrial15%Comercial26%Em 31 de dezembro de 2003, a Coelba apresentou a seguinte posição:ControladoraNº consumidores MWh R$Composição 2003 2002 2003 2002 2003 2002Consumidores:Residencial 3.004.916 2.827.552 3.007.886 2.737.047 900.213 728.891Industrial 18.440 17.699 1.943.214 2.245.737 317.954 276.108Comercial 259.673 249.653 1.855.826 1.711.845 547.420 401.066Rural 158.840 138.523 821.963 722.779 102.679 72.771Poder Público 36.122 34.507 442.872 384.804 109.802 74.678Iluminação Pública 14.546 14.472 551.732 506.469 72.719 53.144Serviço Público 2.468 2.291 575.804 525.350 77.109 56.771Consumo Próprio 394 412 16.674 15.783Encargo de capacidade emergencial 63.315 42.970Fornecimento não faturado 34.958 21.913Reposicionamento tarifário 35.370 -Suprimento 1 1 165 289 11Subtotal 3.495.400 3.285.110 9.216.136 8.850.103 2.261.550 1.728.312Recomposição tarifária (realização) (63.736) (25.847)Energia livre (realização) (17.892) 20.587Disponibilização do SistemaTransmissão e Distribuição 42.101 5.899MAE – Mercado Atacadista de Energia 1.106 (2.756) 81.202Subvenção à baixa renda (tarifa social) 137.980 78.877Outras receitas 39.956 46.148Total 3.495.400 3.285.110 9.216.136 8.851.209 2.397.203 1.935.178Clientes EspeciaisBuscando fortalecer a política de aproximação com seus grandes consumidores, a Coelba criou umdepartamento para o atendimento personalizado dos seus 48 maiores clientes. Cada um dessesclientes possui um gerente responsável pela gestão do seu contrato.170

Em 1999, foi realizada uma pesquisa para aprofundar o conhecimento de expectativas enecessidades desses clientes, visando desenvolver produtos e serviços que garantam a suafidelidade. Os clientes especiais da Companhia pertencem, em sua grande maioria, à classeindustrial. Em 2003, o consumo deste grupo foi de 1.847 GWh, o que corresponde a 20% doconsumo total do mercado da Companhia.Consumidores Livres da CoelbaAtualmente, a Coelba possui 8 Consumidores Livres, conforme tabela abaixo:CLIENTECONSUMO (MWh)COMERC PONTA F. PONTA TotalBAHIA PULP S/A COMERC 141,00 1.566,00 1.707,00BUNGE ALIMENTOS S/A GCS Energia 282,00 2.700,00 2.982,00MILLENNIUM INORGANIC GCS Energia 565,00 0,00 565,00MINERAÇÃO FAZ. BRASILEIRO GCS Energia 296,00 4.850,00 5.146,00PETROBRAS – P. SANTIAGO PETROBRAS 2.214,00 22.575,00 24.789,00PETROBRAS – RLAM PETROBRAS 1.036,00 10.660,00 11.696,00UCAR PROD. CARBONO S/A CHESF (*) 222,00 9.262,00 9.484,00WHITE MARTINS S/A GCS Energia 876,00 9.309,00 10.185,00TOTAL 5.632,00 60.922,00 66.554,00A participação dos clientes livres no mercado da Coelba é a seguinte:MERCADO EM NOV/2003Consumo(MWh)ParticipaçãoNo ConsumoA Coelba possui atualmente 17 clientes potencialmente livres e 3 parcialmente livres, cujo mercado,em novembro de 2003, representou cerca de 63.696 MWh, 38% do mercado industrial do mesmomês e 8% do mercado global da Coelba. Do mercado potencialmente livre, pode-se considerar quenos próximos 3 anos, 59% tem alto risco de migração, cerca de 37.845 MWh.A opção por tornar-se livres implica uma queda na arrecadação da Coelba, entretanto, a cobrança datarifa paga por esses consumidores à Coelba pelo uso das linhas de distribuição, tem por finalidadea manutenção da margem da distribuição sobre os respectivos consumos.Atendimento ao ClienteINDUSTRIAL 169.617 39%GLOBAL 795.483 8%(fonte CGM)Como parte da diretriz de sua atuação estratégica, a Companhia tem feito grandes investimentos namelhora da qualidade dos seus serviços, visando à satisfação de seus clientes como forma degarantir fidelidade no fornecimento.De acordo com o principal indicador de satisfação de energia, o IASC, a Coelba teve o sexto melhordesempenho do país, atingindo, em 2002, a média 64,82.171

Dentre as políticas de investimentos voltadas ao atendimento ao cliente, destacam-se:(i) implantação do call center para atendimento a todo o Estado, com investimentos superiores aR$ 1,1 milhão; (ii) desenvolvimento de um plano de marketing, visando criar uma mentalidademercadológica nos funcionários, necessária à sua inserção no mercado competitivo;(iii) consolidação do atendimento personalizado aos clientes especiais; (iv) reestruturação dasagências de atendimento; (v) expansão da rede de arrecadação e do sistema de débito automáticopara as contas de consumo de energia; (vi) desenvolvimento de campanhas de informação eeducação; e (vii) patrocínio de atividades culturais e esportivas, visando a integração da Companhiacom a sociedade (vide item VIII.1).VendasEm 2002, a receita bruta de vendas da Coelba foi de R$ 1,93 bilhão, passando para R$2,4 bilhões,em 2003, equivalente a um incremento de 24%.Este crescimento de R$ 470 milhões foi influenciado principalmente pelo crescimento de mercado,pela redução do índice de perdas e pelo processo de revisão tarifária. Esse aumento foi resultado dacombinação do incremento do número de clientes e da revisão tarifária, que ocorreu em abril de2003. A base de clientes aumentou 6,40%, passando de 3.285,1 mil em dezembro de 2002 para3.495,4 mil em dezembro de 2003.A tabela abaixo demonstra a composição da receita líquida de vendas, nos últimos 7 anos:Descrição 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003ReceitaOperac.Líq.(R$ Mil)734.523 867.076 958.379 1.171.292 1.516.697 1.443.692 1.781.053Em 31 de março de 2003, a receita bruta de vendas da Coelba foi de R$ 480 milhões, passando paraR$ 685 milhões, em 31 de março de 2004, equivalente a um incremento de 42%.Este crescimento de R$ 205 milhões foi influenciado principalmente pelo suprimento de energia –MAE, crescimento de mercado, pela redução do índice de perdas e pelo processo de revisãotarifária. Esse aumento foi resultado da combinação do incremento do número de clientes e darevisão tarifária, que ocorreu em abril de 2003.TarifasA Coelba é concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica, conformeoutorga da União, e atua num setor com características peculiares, uma vez que o PoderConcedente, através da Aneel, define “a priori” uma série de parâmetros operacionais,econômicos e financeiros, vinculados ao contrato de concessão, firmado por ocasião daprivatização da Companhia, estando seu desempenho ligado à conjuntura econômica e social.172

As tarifas são cobradas pela Coelba com base nos seguintes fatores: (i) classificação do consumidorem 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) ohorário de fornecimento.Os critérios expostos acima são utilizados na definição de dois sistemas tarifários: o horo-sazonal eo convencional.O sistema horo-sazonal é aplicável somente aos consumidores do Grupo A - aqueles cuja tensãodemandada seja igual ou superior a 13,8 KV - que optarem por este sistema. Os consumidores dessegrupo pagam, de acordo com a potência contratada e efetivamente consumida e pela quantidade deenergia efetivamente consumida. O valor da tarifa é calculado com base no horário (de ponta oufora de ponta) e nos períodos (secos ou úmidos) de fornecimento.O sistema tarifário convencional é aplicável a todos os consumidores do grupo B e aosconsumidores do grupo A que não optarem pelo sistema horo-sazonal, sendo calculado sobre aenergia efetivamente consumida, sem considerar horário ou sazonalidade.As tabelas a seguir demonstram a evolução dos preços médios de energia, sem impostos, nos 3últimos anos, por classe de consumo (em reais):1997 1998 1999 1999 2000 2001 2001 2002 2003Tarifas de Resoluçãocontemplando doisreajusteextraordinários emPortaria146/97 de17/04/97Res. 120/1998 Res. 70/1999 Res. 164/1999 Res. 108/2000 Res. 159/2001 Res. 612/2001 Res. 216/2002 Res. 202/2003de 24/04/1998 de 20/04/1999 de 09/06/1999 de 19/04/2000 de 18/04/2001 de 21/12/2001 de 18/04/2002 de 16/04/20031999 (devido aoreajuste das tarifas de Anexo I Anexo I Anexo I Anexo III Anexo I Anexo I Anexo I Anexo I Anexo Igeração como inícioda desverticalização)e em 2001 (devido aoAcordo Geral do Setordurante oracionamento).Consumo(R$ / MWh)Consumo(R$ / MWh)Consumo(R$ / MWh)Consumo(R$ / MWh)Consumo(R$ / MWh)Consumo(R$ / MWh)Consumo(R$ / MWh)Consumo(R$ / MWh)Consumo(R$ / MWh)B1 - Residencial 127,47 131,97 139,07 145,69 161,84 185,75 191,14 216,38 276,85B1 - Residencial BaixaRendaConsumo mensal até30 MWhConsumo mensal de31 a 100 MWhConsumo mensal de101 a 140 MWh44,62 46,2 48,69 51,01 56,66 65,03 65,03 73,62 94,1976,49 79,19 83,45 87,42 97,12 111,46 111,46 126,17 161,44114,72 118,79 125,16 131,11 145,66 167,17 167,17 189,24 242,13B2 – Rural 79,75 82,57 87,01 91,15 101,26 116,22 119,59 135,38 173,21B3 - Demais classes(comercial / industrial/ ...)127,23 131,72 138,81 145,41 161,54 185,41 200,06 226,47 289,77173

2002 - Tarifa Média - C/ICMS(R$/MWh)jan/02 fev/02 mar/02 abr/02 mai/02 jun/02 jul/02 ago/02 set/02 out/02 nov/02 dez/02 Total 2002Residencial 255,28 263,83 254,83 256,53 280,88 289,74 289,92 289,99 251,71 236,39 237,34 239,67 261,73Comercial 215,42 223,44 223,60 223,50 245,67 255,78 260,33 257,64 257,44 259,67 254,95 254,65 244,45Industrial 104,76 121,94 112,49 109,05 113,14 147,53 143,21 141,50 142,25 141,90 140,03 134,14 128,86Poder Público 179,95 185,64 155,71 186,90 186,65 203,52 215,08 210,21 211,20 213,30 212,29 209,22 200,36Iluminação Pública 99,36 103,43 115,68 104,25 106,31 113,02 111,30 111,28 111,03 111,33 111,43 111,19 108,26Rural 108,64 114,21 93,49 92,82 103,70 106,34 102,63 102,36 99,34 102,08 98,41 100,73 101,46Serviço Público 90,45 97,86 133,53 98,41 99,39 110,85 121,66 125,54 121,54 120,73 116,38 114,87 109,41Revenda 83,12 73,02 - 75,95 36,34 66,10 66,10 62,81 62,81 62,81 66,10 61,40 50,96Consumo Próprio 184,58 192,95 195,67 192,10 213,18 220,32 226,27 224,73 221,98 227,61 222,24 217,30 211,43TOTAL 171,55 188,33 189,27 176,74 192,09 207,26 207,99 206,30 192,89 192,00 189,34 192,44 192,052002 - Tarifa Média - S/ICMS(R$/MWh)jan/02 fev/02 mar/02 abr/02 mai/02 jun/02 jul/02 ago/02 set/02 out/02 nov/02 dez/02 Total 2002Residencial 191,52 195,58 188,52 189,14 207,16 213,95 214,00 213,96 185,51 174,07 175,02 176,48 193,39Comercial 164,88 166,87 165,96 165,03 181,33 188,71 192,15 190,11 189,81 191,57 188,26 188,02 181,12Industrial 90,69 105,66 96,75 93,38 96,69 127,53 124,30 122,04 122,56 122,09 121,14 116,12 111,14Poder Público 173,82 178,11 139,30 179,31 178,35 195,41 206,18 201,48 203,08 206,07 202,52 201,49 192,37Iluminação Pública 99,36 103,42 115,64 104,24 106,29 113,01 111,29 111,28 111,02 111,32 111,42 111,18 108,25Rural 103,03 107,64 88,79 88,03 98,38 100,86 97,90 97,40 94,90 96,81 93,52 95,17 96,35Serviço Público 75,07 80,24 108,69 79,93 80,20 89,64 98,43 101,49 99,11 98,44 94,89 93,73 89,15Revenda 83,12 73,02 - 75,95 36,34 66,10 66,10 62,81 62,81 62,81 66,10 61,40 50,96Consumo Próprio 153,21 157,59 159,25 155,82 173,15 178,98 183,74 182,43 180,18 184,78 180,40 176,36 172,03TOTAL 138,61 148,56 146,15 139,26 150,19 163,76 164,45 162,81 153,06 151,93 150,20 151,74 151,672003 - Preço Médio R$/MWh (ComICMS)jan/03 fev/03 mar/03 abr/03 mai/03 jun/03 jul/03 ago/03 set/03 out/03 nov/03 dez/03Total2003Residencial 238,11 239,89 241,36 239,69 284,94 302,40 301,00 299,91 298,73 301,26 301,90 303,46 278,75Comercial 252,33 248,79 251,02 252,24 305,17 331,51 333,41 331,65 332,28 330,95 328,76 324,17 300,43Industrial 147,96 137,53 142,02 138,37 168,21 189,12 189,78 189,36 189,51 187,42 190,22 188,82 171,96Outros 129,38 130,84 127,42 128,96 138,98 156,96 162,77 166,04 159,88 161,19 163,49 167,01 150,01Poder Público 206,94 208,26 202,13 210,08 209,70 257,53 276,73 278,49 279,52 275,81 271,58 269,23 245,23Iluminação Pública 111,28 111,28 111,29 111,29 118,67 141,59 142,37 142,82 142,37 143,78 142,43 142,33 130,17Rural 103,89 112,43 106,41 108,03 129,28 127,70 124,20 130,19 120,23 125,86 130,22 131,65 121,65Serviço Público 114,49 110,45 109,78 109,22 110,94 132,10 150,97 156,80 153,49 151,04 148,35 154,70 133,54Consumo Próprio 218,42 217,89 218,17 224,05 278,85 292,12 292,52 286,40 286,65 287,63 285,22 294,84 263,89Revenda 77,06 70,21 69,89 63,50 81,67 99,33 76,17 80,77 80,77 81,68 85,01 79,83 78,72Total 196,45 195,28 195,67 194,00 227,64 246,06 245,87 246,09 243,06 245,51 247,57 249,98 227,77174

2003 - Tarifa Média R$/MWh (Sem ICMS)jan/03 fev/03 mar/03 abr/03 mai/03 Jun/03 jul/03 ago/03 set/03 out/03 nov/03 dez/03 Total 2003Residencial 175,41 176,60 177,53 176,51 209,95 223,00 221,93 221,10 220,31 221,83 222,08 223,13 205,31Comercial 186,71 184,04 185,58 186,21 225,43 244,69 246,17 244,81 245,80 244,37 242,35 238,98 221,87Industrial 127,61 118,55 122,60 119,32 145,15 163,32 163,90 163,40 163,76 161,81 163,93 162,82 148,39Outros 120,37 121,58 118,27 120,06 129,45 146,66 151,70 154,08 148,96 150,37 152,04 154,95 139,60Poder Público 198,05 200,20 193,95 202,86 201,45 248,00 266,83 268,61 269,91 266,21 261,47 258,75 236,08Iluminação Pública 111,27 111,28 111,28 111,29 118,66 141,58 142,35 142,81 142,36 143,77 142,42 142,32 130,16Rural 98,11 105,76 100,26 101,83 122,34 120,83 117,30 122,90 113,83 119,05 122,86 123,86 114,85Serviço Público 92,33 89,21 88,65 88,18 89,60 106,93 122,25 126,85 124,19 122,31 120,01 124,97 107,96Consumo Próprio 177,28 176,84 177,07 181,87 226,62 237,44 237,69 232,61 232,82 233,48 231,30 239,16 214,25Revenda 77,06 70,21 69,89 63,50 81,67 99,33 76,17 80,77 80,77 81,68 85,01 79,83 78,72Total 154,74 153,40 153,75 152,74 179,11 194,63 195,04 195,10 193,15 194,40 195,59 196,96 179,88As tarifas de fornecimento de energia elétrica estão sujeitas aos seguintes procedimentos de reajustee revisão:• reajuste anual, com base no IRT, definido no contrato de concessão.• revisão extraordinária, solicitada pelo Concessionário a qualquer tempo, caso ocorramalterações significativas nos seus custos (não gerenciáveis pela Concessionária), de modo arestaurar o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão; e• revisão periódica, dos níveis tarifários, a cada cinco anos, considerando as alterações naestrutura de custos e de mercado, os níveis de tarifas no contexto nacional e internacional e anecessidade de promover a eficiência e a modicidade das tarifas.• Para os processos de reajuste, após a primeira revisão, haverá a aplicação do Fator X, quepoderá ser acrescido ou diminuído da variação do IGPM-FGV, constante da fórmula de reajustepara definição do IRT.• O valor do Fator X é definido de acordo com metodologia estabelecida na Resolução ANEELnº 55, de 5 de abril de 2004, que considera os ganhos de produtividade da concessionária,previstos para o próximo período tarifário, decorrentes de crescimento de mercado, avaliação dograu e satisfação do consumidor e a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro definido narevisão tarifária. O cálculo é realizado de acordo com os Anexos da citada Resolução.• O primeiro processo de revisão tarifária da Coelba depois da privatização da empresa ocorreuem abril de 2003, frente a muitas incertezas, pois era a primeira, e com base em umaregulamentação até então pouco clara. Ao final do processo, a Coelba entende ter obtido êxito,já que o nível de reajuste se deu de forma aderente às variações nos custos de operação emanutenção (O&M) e da inflação do período.• A Resolução Homologatória Aneel nº 102, de 20 de abril de 2004, complementou os resultados daprimeira revisão tarifária periódica da Coelba e fixou, provisoriamente, o reposicionamento em31,28%, até a definição do valor da Quota de Reintegração Regulatória e da Base de RemuneraçãoRegulatória, nos termos da Resolução nº 493/02, sendo que, em razão do princípio da modicidadetarifária e do equilíbrio econômico-financeiro: (i) em 22 de abril de 2003 as tarifas da Coelba serãoreposicionadas em 28,61%, que corresponde ao percentual resultante do cálculo do índice dereajuste tarifário anual ajustado da concessionária; e (ii) nos reajustes tarifários a seremhomologados para os anos de 2004 a 2007, serão acrescidos à Parcela B de cada ano, parcelasanuais no montante de ∆PB = R$ 21.028.226,46, calculado de acordo com a Resolução.175

• A Resolução Homologatória nº 116, de 20 de abril de 2004, considerando do disposto naResolução Homologatória nº 102/04, homologou as tarifas de fornecimento de energia elétrica,aplicáveis aos consumidores finais, estabeleceu a receita anual de instalações de conexão, fixouo valor da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica e as tarifas de Uso dos Sistemasde Distribuição para a Coelba, sendo que as tarifas de fornecimento foram divididas em doisperíodos: (i) valores que vigorarão de 22 de abril de 2004 a 21 de abril de 2005 e quecontemplam a Recomposição Tarifária Extraordinária; e (ii) as tarifas que estarão em vigor em22 de abril de 2005, sem os reflexos da Recomposição Tarifária Extraordinária e que deverãoconstituir a base de cálculos tarifários subseqüentes.• O Fator X para a Coelba foi fixado em 1,8224%, aplicado como redutor no IGPM-FGV, paraefeito de cálculo do reajuste anual de 22 de abril de 2004.As concessionárias de energia pagam pela aquisição de eletricidade gerada por Itaipu, e as tarifas sãofixadas em dólares norte-americanos. Em conseqüência, as tarifas de Itaipu aumentam ou diminuemindependentemente das tarifas estabelecidas pelas autoridades regulatórias federais. A venda deenergia gerada por Itaipu não gera qualquer margem, uma vez que a tarifa dessas vendas é igual àtarifa paga pela concessionária mais impostos de venda, sem nenhuma margem para a concessionária.Faturamento e ArrecadaçãoA Coelba fatura o consumo de energia elétrica de seus consumidores, mensalmente.Consumidores servidos em alta tensão, baixa tensão e setor público têm prazo de 5, 10 e 15 dias,respectivamente, para pagarem suas contas, a contar da data de apresentação da fatura.Consumidores inadimplentes estão sujeitos à multa de 2% sobre o valor da conta pelo atraso nopagamento e à suspensão do fornecimento.A arrecadação das contas de energia dos consumidores do Grupo B é efetuada por mais de 900 agentescredenciados (estabelecimentos do comércio varejista), e por uma vasta rede de agências bancárias, sejapara o recebimento mediante débito automático em conta corrente e pagamento via internet, terminais deatendimento e nas agências. As contas do Grupo A, por sua vez, são domiciliadas em bancos, paracobrança por compensação. Parte substancial de sua arrecadação diária é transferida para uma ContaCentralizadora do Banco do Brasil, não movimentável pela Emissora, para garantir o cumprimento dasobrigações assumidas pela Coelba perante certos terceiros credores.176

O quadro abaixo ilustra a evolução do sistema de arrecadação da Companhia de 31 de dezembro de2003 até 29 de fevereiro de 2004 (em reais):Origem Destino dez/03 % dez/03 jan/04 % jan/04 fev/04 % fev/04(em branco) BB - 150.321-9 - 0,00% - 0,00% - 0,00%COB - 756 BB - 150.321-9 - 0,00% - 0,00% - 0,00%COB - BANCO CAPITAL SA BB - 150.321-9 356.297,16 0,16% 417.826,47 0,18% 375.545,58 0,19%COB - BANCO DO BRASIL S/A BB - 150.321-9 12.176.590,67 5,47% 13.995.051,94 5,96% 12.269.250,40 6,10%COB - BANCO REAL BB - 150.321-9 1.635.614,66 0,73% 2.035.382,40 0,87% 1.644.746,56 0,82%COB - BANCO RURAL S/A BB - 150.321-9 81.021,31 0,04% 99.135,19 0,04% 83.653,34 0,04%COB - BANCO SAFRA BB - 150.321-9 187.877,57 0,08% 217.233,96 0,09% 174.956,59 0,09%COB - BANCOOB BB - 150.321-9 1.918.253,81 0,86% 2.218.237,99 0,94% 1.977.110,98 0,98%COB - CITIBANK S.A. BB - 150.321-9 867.434,03 0,39% 1.400.789,30 0,60% 1.917.675,54 0,95%COB - HSBC BANK BRASIL S/A BB - 150.321-9 1.418.995,40 0,64% 1.511.039,21 0,64% 1.356.976,52 0,67%COB - MERCANTIL DO BRASIL BB - 150.321-9 727.659,62 0,33% 853.086,84 0,36% 665.136,10 0,33%COB - MULTIBANK BB - 150.321-9 355.926,30 0,16% 169.950,30 0,07% 169.692,79 0,08%COB - UNIBANCO BB - 150.321-9 10.566.356,65 4,74% 10.799.547,44 4,60% 10.520.649,55 5,23%DCC - BANCO BBV S/A BB - 150.321-9 - 0,00% - 0,00% - 0,00%DCC - BANCO ABN AMRO REAL BB - 150.321-9 1.211.528,01 0,54% 1.322.838,58 0,56% 1.108.136,68 0,55%DCC - BANCO BILBAO VIZCAYA BB - 150.321-9 - 0,00% - 0,00% - 0,00%DCC - BANCO DE CREDITO NAC BB - 150.321-9 22.830,98 0,01% 28.503,15 0,01% 24.589,99 0,01%DCC - BANCO DO BRASIL S.A. BB - 150.321-9 5.887.783,31 2,64% 6.761.775,92 2,88% 5.209.028,33 2,59%DCC - BANCO ITAU SA BB - 150.321-9 2.416.372,76 1,08% 2.866.118,51 1,22% 2.262.564,13 1,13%DCC - BANCO RURAL S/A BB - 150.321-9 6.882,54 0,00% 6.781,70 0,00% 6.799,78 0,00%DCC - CITIBANK S.A. BB - 150.321-9 170.522,44 0,08% 198.950,06 0,08% 161.667,93 0,08%DCC - CREDIBAHIA BB - 150.321-9 17.286,72 0,01% 19.180,31 0,01% 13.341,27 0,01%DCC - HSBC BB - 150.321-9 967.243,15 0,43% 1.081.487,42 0,46% 881.783,92 0,44%DCC - MERCANTIL DO BRASIL BB - 150.321-9 36.852,04 0,02% 45.531,72 0,02% 33.608,43 0,02%DCC - SANTANDER BRASIL BB - 150.321-9 17.456,94 0,01% 17.528,00 0,01% 15.865,03 0,01%DCC - SANTANDER - NOROESTE BB - 150.321-9 - 0,00% - 0,00% - 0,00%DCC - SUDAMERIS BRASIL S/A BB - 150.321-9 80.410,82 0,04% 102.670,98 0,04% 66.978,87 0,03%DCC - UNIBANCO BB - 150.321-9 660.906,96 0,30% 735.419,72 0,31% 575.210,15 0,29%FIC - BANCO DO BRASIL BB - 150.321-9 46.287.812,37 20,77% 46.535.595,45 19,81% 42.478.886,60 21,13%FIC - BANEB S/A BB - 150.321-9 - 0,00% - 0,00% - 0,00%COELBA SERVIÇOSBB - 300.000-1/150.321-9 91.762.096,24 41,18% 90.619.613,09 38,59% 82.227.651,83 40,90%Banco do BrasilBanco do Brasil -150.321-9 179.838.012,46 80,72% 184.059.275,65 78,37% 166.221.506,89 82,68%BB - 140.000-2; BB -* Poderes Públicos, Arrecadação150.321-9 e BBD -das faturas da TELEMAR, Baixas29.800-0; BBD - 29.801-On-Line e Manual8 19.906.839,56 8,93% 27.301.369,73 11,62% 19.759.856,08 9,83%COB - 237 BBD - 29.801-8 - 0,00% - 0,00% - 0,00%COB - BANCO BRADESCO S A BBD - 29.801-8 352.195,78 0,16% 396.392,55 0,17% 335.012,11 0,17%COB - BBV BANCO BBD - 29.801-8 - 0,00% - 0,00% - 0,00%COB - BRADESCO S.A. BBD - 29.801-8 2.192.592,20 0,98% 2.100.051,06 0,89% 2.012.648,92 1,00%DCC - BCN BBD - 29.801-8 0,00% 0,00% 402,19 0,00%DCC - BANCO BRADESCO S/A BBD - 29.801-8 6.117.232,09 2,75% 7.287.732,39 3,10% #VALOR!DCC - BANCO BRADESCO S.A. BBD - 29.801-8 - 0,00% - 0,00% - 0,00%FIC - BRADESCO BBD - 29.801-8 3.863.581,48 1,73% 3.761.534,16 1,60% 3.580.659,27 1,78%Bradesco Bradesco - 29.801-8 32.432.441,11 14,56% 40.847.079,89 17,39% 25.688.578,57 12,78%COB - BANCO DE BOSTON S.A BKB - 29.4286-07 437.450,81 0,20% 496.925,93 0,21% 450.810,12 0,22%COB - BOSTON S.A. BKB - 29.4286-07 - 0,00% - 0,00% - 0,00%DCC - BANCO DE BOSTON BKB - 29.4286-07 79.336,65 0,04% 92.279,69 0,04% 78.205,33 0,04%FIC - BANCO DE BOSTON BKB - 29.4286-07 3.741.808,07 1,68% 3.331.389,28 1,42% 3.210.609,90 1,60%Banco de Boston BKB - 29.4286-07 4.258.595,53 1,91% 3.920.594,90 1,67% 3.739.625,35 1,86%DCC - CAIXA ECON. FEDERAL efaturas de energia elétrica da CEF CEF - 0061.003.3100-0 1.107.273,87 0,50% 1.236.839,85 0,53% 1.010.765,57 0,50%FIC - BANCO ITAU S.A. ITAÚ - 03784-2 5.169.566,07 2,32% 4.790.543,77 2,04% 4.373.215,05 2,18%TotalBB - 140.000-2; BB -150.321-9 e BBD -29.800-0; BBD - 29.801-8; BKB - 29.4286-07;CEF - 0061.003.3100-0;ITAÚ - 03784-2Arrecadação Referente aos meses222.805.889,04 100,00% 234.854.334,06 100,00% 201.033.691,43 100,00%177

No 4º (quarto) e no 7º (sétimo) dias, após o vencimento das contas de energia, são emitidas cartasde cobrança para os clientes do Grupo A e B, respectivamente, que permanecerem em débito. No15º (décimo-quinto) dia após a emissão da carta de cobrança, são emitidas ordens para o corte nofornecimento de energia aos consumidores ainda inadimplentes. Em 2003, foram efetuadas 318 milsuspensões de fornecimento, por falta de pagamento.A Coelba estabelece procedimentos de cobrança distintos para clientes públicos e privados, os quaisdescrevemos a seguir:Clientes PúblicosA cobrança de clientes públicos tem atendido à seguinte estratégia: (i) sistematização da cobrançado Poder Público, de forma a transparecer que o fornecimento de energia elétrica, fruto deconcessão de serviço público, é operado por empresa de capital privado e, portanto, a inadimplêncianão deve ser tolerada; (ii) respeito às diferenças peculiares do poder público, tornando a cobrançado mesmo mais próxima daquela feita com relação aos clientes de outras categorias; e (iii)fidelização da relação de confiança entre a Companhia e o cliente.Os clientes da classe serviços públicos, tais como a Empresa de Saneamento do Estado da Bahia –Embasa, Telemar e Tim são atendidas e cobradas pelo Departamento de Clientes Especiais, queutiliza-se de cartas, telefonemas e visitas. Com relação aos demais clientes públicos, a cobrança érealizada por segmentos, a seguir descritos:a. Poder Público Federal – São emitidas cartas de cobrança a cada três meses, sendo visitados osclientes de acordo com o débito. Atualmente, existem dois processos especiais de cobrança: (i)processo judicial, a cobrança de acréscimo moratórios à Universidade Federal da Bahia(“UFBA”), no total de R$ 1.011.795,80; e (ii) por mediação da Aneel, com relação aos débitosda Fundação Nacional de Amparo ao Índio – FUNAI, no valor de R$ 57.000,00;b. Poder Público Estadual – O procedimento é o mesmo acima, com emissão de cartas e visitas.c. Poder Público Municipal – A cobrança tem sido feita através de cartas e visitas. A Coelbaexige adimplência das prefeituras para a ampliação de carga, contratação de obras eparticipação em projetos, o que tem contribuído para a redução da inadimplência.Para clientes públicos, a negociação de débitos obedece a critérios de valor e prazo de pagamento.O parcelamento em geral é feito em até 36 meses, dependendo da disponibilidade de recursos, comjuros cobrados à taxa de 3% ao mês.Clientes PrivadosA negociação de débitos para clientes privados obedece a critérios de valor e prazo de pagamento. Em geral,o parcelamento é feito em até 6 meses, podendo ser dilatados para clientes residenciais de baixa renda,monofásicos, com processo de fraude ou consumo acumulado. São cobradas taxas de juros de 3% ao mês.Débitos de Liquidação Duvidosa e Contas PendentesAs provisões para créditos de liquidação duvidosa são constituídas de acordo com a norma doManual de contabilidade de Serviço Público de Energia Elétrica da Aneel e após criteriosa análisedas contas a receber vencidas, sendo considerada pela administração da Companhia suficiente paracobrir eventuais perdas na realização dos valores a receber, inclusive títulos a receber. Em 31 dedezembro de 2003, a provisão para créditos de liquidação duvidosa somava R$ 77 milhões.178

Em 31 de dezembro de 2003, a Coelba tinha um total de contas vencidas no valor aproximado deR$ 163,8 milhões, conforme tabela a seguir:ControladoraProvisão paraConsumidores/Concessionárias/Crédito LiquidaçãoSaldos Saldos vencidos TotalDuvidosaPermissionárias Vincendos Até 90 dias Mais 90dias 31/03/04 31/12/03 31/03/04 31/12/03Setor Privado 90.757 83.314 35.098 209.169 226.567 (23.642) (22.738)Residencial 32.359 50.923 8.043 91.325 98.303 (8.031) (7.257)Industrial 20.495 6.296 10.255 37.046 39.647 (6.704) (6.179)Comercial, serviços e outras 26.854 20.686 11.386 58.926 63.461 (8.272) (7.848)Rural 11.049 5.409 5.414 21.872 25.156 (635) (1.454)Setor Público 6.903 12.935 5.524 25.362 24.355 (1.539) (1.545)Federal 397 2.192 890 3.479 4.077 (773) (783)Estadual 258 7.878 1.607 9.743 6.134 (277) (264)Municipal 6.248 2.865 3.027 12.140 14.144 (489) (498)Iluminação pública 6.718 4.787 3.733 15.238 17.720 (971) (1.396)Serviço público 1.585 963 1.259 3.807 4.860 (628) (498)PDD confissões dívidas e outras (1.038) (1.050)Fornecimento não faturado 114.432 114.432 114.986Reposicionamento Tarifário 49.759 49.759 35.824Subtotal 270.154 101.999 45.614 417.767 424.312 (27.818) (27.227)Disponibiliz/Sist Trans e Distribuição 4.519 4.296MAE – Mercado Atacadista de Energia 34.192 28.506Outros créditos 22.575 22.409Total 479.053 479.523 (27.818) (27.227)Ativo Circulante (454.142) (453.765) (27.818) (27.227)Ativo Realizável a Longo Prazo 24.911 25.758Consumidores/Concessionárias/PermissionáriasSaldosVencidos até31/03/04SaldosVencidos31/12/03Setor Privado 118.412 226.567var %ControladoraSaldosVencidos31/12/02var %Saldos Vencidos31/12/01155.404 0,03 155.34345,7Residencial 58.966 98.303 78,76 54.990 -19,39 68.225Industrial 16.551 39.647 24,62 31.814 41,35 22.507Comercial, serviços e outras 32.072 63.461 32,43 47.917 -1,03 48.417Rural 10.823 25.156 21,62 20.683 27,72 16.194Setor Público 18.459 24.355 80,70 13.478 7,44 12.544Federal 3.082 4.077 43,10 2.849 8,16 2.634Estadual 9.485 6.134 53,38 3.999 6,27 3.763Municipal 5.892 14.144 113,33 6.630 7,85 6.147Iluminação pública 8.520 17.720 26,94 13.959 77,86 7.848Serviço público 2.222 4.860 18,94 4.086 -34,88 6.275PDD confissões dívidas e outras - - - - - -Fornecimento não faturado 114.432 114.986 43,68 80.028 37,70 58.115Reposicionamento Tarifário 49.759 35.824 - -Subtotal 147.613 424.312 58,94 266.955 46,67 182.010Disponibiliz/Sist Trans e Distribuição 4.519 4.296 449,36 782 -MAE – Mercado Atacadista de Energia34.192 28.506 -77,27 125.426 150,52 50.065Outros créditos 22.575 22.409 -40,95 37.955 420,14 7.297Total 479.053 479.523 11,22 431.118 44,91 297.487Ativo Circulante (454.142) (453.765) 19,01 (381.262) 28,16 (297.487)Ativo Realizável a Longo Prazo 24.911 25.758 -48,33 49.856 -179

Em 31 de dezembro de 2003, a Coelba tinha um total de títulos a receber vencidos no valoraproximado de R$ 27,2 milhões. Estes títulos referem-se aos parcelamentos de débitos de contas defornecimento de energia em atraso e de prestação de serviços, por tempo de vencimento, conformedemonstrado abaixo:ControladoraSaldos Vencidos TotalComposição Vincendos Até 90 dias Mais 90 dias 2003 2002Setor público 9.376 8.388 17.764 19.033Setor privado 8.701 12.266 6.519 27.486 24.139Total 18.077 20.654 6.519 45.250 43.172Ativo Circulante (29.299) (27.408)Ativo Realizável a longo prazo 15.951 15.764Em comparação aos exercícios findos em 2002 e 2001, temos a seguinte variação dos saldosvencidos (em milhares de reais):ControladoraSaldos Vencidos2003 var % 2002 var % 2001Setor público 17.764 -6,66 19.033 -37,30 30.357Setor privado 27.486 13,86 24.139 123,73 10.789Total 45.250 4,81 43.172 4,92 41.146Ativo Circulante (29.299) 6,89 (27.408) 4,26 (26.286)Ativo Realizável a longo prazo 15.951 1,18 15.764 6,08 14.860Em razão do disposto na Lei nº 10.848/04 e da Resolução nº 79, de 27 de abril de 2004, a Coelbapoderá melhorar a sua arrecadação, na medida em que tais normativos estabelecem mecanismos quepossibilitam o combate à inadimplência, uma vez que estabelecem que as concessionárias epermissionárias de distribuição poderão condicionar a continuidade de fornecimento aos usuáriosinadimplentes, excetuados consumidores que prestem serviços públicos essenciais, de mais de umafatura mensal em um período de 12 meses: (i) ao oferecimento de depósito-caução, limitado aovalor inadimplido, não aplicável aos consumidores integrantes da Classe Residencial; e (ii) àcomprovação de vínculo entre o titular da unidade consumidora e o imóvel onde se encontra, nãoaplicável ao consumidor integrante da Subclasse Residencial Baixa Renda.Na hipótese de inadimplência de consumidor apto à livre aquisição de energia, a concessionáriapoderá exigir que o usuário inadimplente apresente contrato de compra de energia junto a outroagente comercializar, para utilizar-se do serviço de distribuição.VIII.7.5. Comercialização e Sistema de DistribuiçãoComercializaçãoA Coelba comercializa energia elétrica no varejo a, aproximadamente, 3,5 milhões unidadesconsumidoras, com as tarifas de fornecimento estabelecidas pelo poder concedente, através deresoluções da Aneel.180

Sistema ElétricoSistema de TransmissãoAo final de 2003, a Coelba apresentava linhas de transmissão na extensão de 7.900 km.Linhas de DistribuiçãoEm relação às linhas de sub-transmissão e distribuição cuja tensão é de 34,5/138 KV, com extensãode 209.327 km, a Coelba apresentou uma potência instalada de 4.175,86 MVA, distribuídas nas 255subestações para suprir o Estado da Bahia.Manutenção do Sistema ElétricoA manutenção do sistema elétrico é fundamental para que a Emissora possa melhorar, cada vezmais, a qualidade da energia elétrica fornecida a seus mais de 3 milhões de clientes.A Coelba cumpriu, integralmente, o Plano de Renovação e Manutenção das suas 252 subestações,dando continuidade à substituição de equipamentos obsoletos por outros que incorporam novastecnologias e, de imediato, melhoram a confiabilidade e reduzem os custos de manutenção. Dentrodo Plano específico de Renovação das Linhas de Sub-Transmissão, foram implementadas váriasmelhorias e realizada a manutenção de mais de 8.205 km de linhas de transmissão.Na área de distribuição, para manter e atualizar tecnologicamente os seus 124.235 km de redeprimária, 78.763 km de rede secundária e gerenciar seus 78.758 transformadores de distribuição, aempresa investiu em ações que merecem destaque: a proteção de 57 km de rede primária (comspacer), a aquisição de 850 localizadores de falta e a implantação de 186,6 km de rede multiplexadasecundária, que contribuíram significativamente para controle de melhoria dos conjuntos fora doslimites estabelecidos pela Aneel.VIII.7.6. Contratos RelevantesVIII.7.6.1. Contratos OperacionaisContratos de Conexão ao Sistema de TransmissãoA Coelba e a Chesf, com interveniência anuência do ONS, firmaram contrato, com prazo deduração até a extinção da concessão, e objetivo de estabelecer as condições, procedimentos,responsabilidade técnico-operacionais e comerciais que regulam a conexão da Coelba com a redebásica, através das instalações e pontos de conexão de propriedade da Chesf, cujos encargos são deacordo com os montantes e regras estabelecidas pela Aneel. O valor mensal, na data inicial dereferência, 10 de junho de 1999, é de R$ 280.333,33. A Coelba obrigou-se a firmar contrato deconstituição de garantia ou apresentar carta de fiança bancária.Em 16 de setembro de 2003, a Coelba e a Chesf, com interveniência anuência do ONS, firmaramcontrato com prazo de duração até a extinção da concessão, com o objetivo de estabelecer ascondições, procedimentos, responsabilidade técnico-operacionais e comerciais que regulam asconexões da Coelba com a rede básica, através dos pontos e instalações de conexão de propriedadeda Chesf. Os encargos mensais, correspondentes ao mês de referência, dezembro de 2002, são deR$ 118.488,96. A Coelba obrigou-se a firmar contrato de constituição de garantia ou apresentarcarta de fiança bancária.181

Em 30 de dezembro de 2002, a Coelba e as concessionárias de transmissão, representadas peloONS, firmaram contrato com o objetivo de estabelecer os termos e as condições que regularão: (a) ouso da rede básica pela Coelba, incluindo prestação de serviços de transmissão pelasconcessionárias de transmissão; (b) prestação pelo ONS dos serviços de coordenação e controle deoperação dos sistemas eletroenergéticos interligados, das interligações internacionais e deadministração dos serviços de transmissão prestados pelas concessionárias de transmissão; e (c) aadministração pelo ONS da cobrança e da liquidação dos encargos de uso da transmissão e aexecução do sistema de garantias, atuando por conta e ordem das concessionárias de transmissão.A Coelba pagará mensalmente os valores de uso da transmissão, eventuais ultrapassagens domontante de uso, excedentes aos estabelecidos nos contratos iniciais e sobrecargas em instalações eequipamentos das concessionárias de transmissão, conforme regulamentação da Aneel, sendo, queos encargos serão compostos de 4 partes: (i) pagamento às concessionárias de transmissão pelaprestação de serviços de transmissão, mediante controle e supervisão do ONS, especificados nosContratos de Prestação de Serviços de Transmissão; (ii) pagamento ao ONS pelos serviços por eleprestados; (iii) pagamento às concessionárias de transmissão por eventuais ultrapassagens domontante de uso; e (iv) pagamento às concessionárias de transmissão por eventuais sobrecargas emsuas instalações e equipamentos. A Coelba obrigou-se a firmar contrato de constituição de garantiaou apresentar carta de fiança bancária.Em 2 de setembro de 2002, a Coelba e a Chesf, com interveniência anuência do ONS, firmaramcontrato com o objetivo de estabelecer das condições, procedimentos, responsabilidade técnicooperacionaise comerciais que regulam a conexão da Coelba com a rede básica, através de pontos deconexão da Chesf. O contrato permanecerá em vigor de 01 de abril de 2001 enquanto a Coelbaestiver conectada à rede básica ou até a extinção da concessão da Chesf. A Coelba pagamensalmente encargos no valor de R$ 7.284,54. A Coelba obrigou-se a firmar contrato deconstituição de garantia ou apresentar carta de fiança bancária.Em 31 de março de 2003, a Coelba e a Mineração Caraíba S.A. firmaram contrato com o objetivoestabelecer as condições, procedimentos, responsabilidades técnico-operacionais e comerciais queregularão o uso das instalações compartilhadas da Mineração Caraíba S.A., listadas no Anexo I docontrato e no Acordo Operativo. A Coelba paga mensalmente a importância de R$ 15.323,12referente ao uso compartilhado das instalações, com reajustes anuais em percentual equivalente aoda variação acumulada do índice Máquinas e Equipamentos nos últimos doze meses, cujo primeiroestá previsto para 22 de abril de 2004. O pagamento é realizado mediante encontro de contas, emrazão do contrato de fornecimento de energia elétrica nº 70001730.Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD)Em 15 de julho de 2002, a Coelba e o Usuário UTE Bahia I – Camaçari Ltda. firmaram o CUSD,com o objetivo de estabelecer os termos e as condições de uso do sistema de distribuição pelo UTEBahia I. Os encargos pagos pelo UTE Bahia I são calculados de acordo com as regras estabelecidasnas resoluções da Aneel, cuja tarifa, na data do contrato, era de R$ 1,55 kW. O montante do usocontratado, em relação a cada mês do contrato, é de 30.600 Kw. Este montante poderá ser ajustadoem uma margem de até 10% para mais ou para menos, em decorrência da potência nominal atingidaquando da execução dos testes dos equipamentos. O contrato tem validade de 42 meses, contados apartir de 01 de julho de 2002. O Usuário UTE Bahia I, obrigou-se a firmar contrato de constituiçãode garantia ou apresentar carta de fiança bancária.182

Em 11 de outubro de 2001, a Coelba e a Agrovale; e a Guaraniana Comércio e Serviços S.A. naqualidade de Interveniente Anuente, firmaram CUSD com o objetivo de estabelecer os termos e ascondições que regularão os direitos e obrigações das partes referentes ao uso do sistema dedistribuição pela Agrovale. Os encargos de uso são calculados de acordo com as resoluções daAneel, cuja tarifa à época da contratação era R$ 2,86 Kw. O montante do uso contratado, emrelação a cada mês do contrato é de 1.500 kW. O contrato teve início em 26 de outubro de 2001 e éválido por 48 meses, contados da data de início.Contratos de Conexão ao Sistema de DistribuiçãoEm 11 de outubro de 2001, a Coelba e a Agrovale firmaram contrato com o objetivo de estabeleceros termos e as condições que regularão os direitos e obrigações das partes referentes à conexão dasinstalações da Agrovale ao sistema de distribuição. A Agrovale paga, sempre que houver, encargosde conexão, de acordo com as resoluções da Aneel. O contrato teve início em 26 de outubro de2001 e é válido por 48 meses.Termo aditivo ao Contrato de Conexão ao Sistema de TransmissãoA Coelba e a Chesf, com interveniência anuência do ONS, firmaram em 13 de agosto de 2003,Termo Aditivo ao Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão com o objetivo de estabelecercondições, procedimentos, responsabilidades técnico-operacionais e comerciais que regularão aadequação dos pontos de conexão da Coelba, com a rede básica, de propriedade da Chesf, sendoacrescido ao pagamento mensal dos encargos de conexão o valor de R$ 20.228,25.VIII.7.6.2.VIII.7.6.2.1.Contratos FinanceirosEmpréstimos em Moeda EstrangeiraFinanciamento Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID)Em 23.03.86, a Coelba celebrou com BID dois contratos de empréstimo, nos valores deUS$115.000.000,00 e US$25.000.000,00, para atender ao incremento de demanda de energiaelétrica e melhorar a qualidade dos serviços prestados. Os empréstimos serão amortizados emprestações mensais e consecutivas, sendo que a primeira foi paga 6 meses contados da data doúltimo desembolso do BID. Os empréstimos são garantidos por Contratos de Garantia entre o BIDe a República Federativa do Brasil, na qualidade de fiador, comprometendo-se a cumprir asobrigações financeiras da Emissora estipuladas nos Contratos de Empréstimo, na hipótese deinadimplemento ou de vencimento antecipado.Financiamento KfWEm 15.07.1987, a Coelba celebrou com o Banco Alemão de Desenvolvimento contrato deempréstimo, no montante de DM 19.500.000,00, cujo objetivo era o co-financiamento de bens eserviços destinados ao melhoramento do abastecimento de energia elétrica no Estado da Bahia. Oempréstimo será pago em prestações semestrais, sendo a última devida em 31.12.2007. Oempréstimo é garantido por um Contrato de Garantia entre o Banco Alemão de Desenvolvimento ea República Federativa do Brasil, na qualidade de fiador, comprometendo-se a cumprir asobrigações financeiras estipuladas no Contrato de Empréstimo.183

Financiamento GarterEm 19.06.2001, a Garter celebrou um contrato de empréstimo com um sindicato de bancos, lideradopelo BankBoston N.A., Nassau Branch, no montante de US$300.000.000,00, cujo objetivo era arenegociação de dívida celebrada em 02.12.1997, para financiamento da aquisição da Cosern. Oempréstimo é devido em uma parcela única em 28.06.2004, incidindo variação cambial, acrescidode libor mais um spread de 3% a.a. (três por cento ao ano). A dívida é representada por notaspromissórias emitidas pela Garter e pela Emissora em favor de cada agente financeiro, no montantedesembolsado por cada um deles, de acordo com o contrato de penhor de notas, datado de19.06.2001. A dívida é garantida pela Coelba, na qualidade de fiadora solidária. A Emissora,através do contrato de contribuição de capital, de 19.06.2001, ainda compromete-se a aportar capitalna Garter para garantir o cumprimento das obrigações por ela assumidas, caso não possua condiçõesde cumpri-las, nos prazos e formas previstos. Ainda em garantia ao empréstimo, a Coelba dá empenhor, ao agente administrativo do empréstimo, as ações detidas no capital social da Garter, quecorrespondem a 50.001 ações, nos termos do contrato de penhor de ações, datado de 19.06.2001. Oendividamento de curto prazo da Emissora apresenta-se alto devido ao enquadramento desta dívidana conta de “passivo circulante”. Atualmente, a Coelba conseguiu junto aos credores garantia paraprorrogação do prazo de vencimento desta dívida.Empréstimo Banco VotorantimA Coelba e o Banco Votorantim celebraram 2 contratos de mútuo para repasse de empréstimoexterno – Resolução CMN nº 2770, de 30.08.2000, no montante de US$20.000.000,00 eUS$10.127.242,36, conforme detalhado neste Prospecto.3 a Emissão de Debêntures da EmissoraEm 19 de julho de 2004, a Coelba distribuiu publicamente (Registro CVM nºCVM/SRE/DEB/2004/014, em 16.7.2004) as 3.000 debêntures de sua 3 a emissão , em série única,não-conversíveis em ações, escriturais, da espécie quirografária, com garantia fidejussória daGuaraniana, cujo valor nominal unitário, na data de emissão, é de R$28.431,00.As debêntures da 3ª emissão são (i) atualizadas pelo fator de variação da cotação de fechamento dataxa de venda de câmbio de reais por dólares norte-americanos, e (ii) remuneradas à taxa de jurosfixa de 10,80% ao ano, base 365 dias corridos, paga semestralmente, a partir da respectiva data deemissão. O valor nominal atualizado destas debêntures será pago em 10 parcelas iguais, anuais esucessivas, a partir do final do 12º mês, contado da data de emissão, pelo que o primeiro pagamentoocorrerá em 27 de janeiro de 2005 e o último, na respectiva data de vencimento (27 de janeiro de2014).A Emissora vinculou, em caráter irrevogável e irretratável, em favor dos debenturistas da3ª emissão, parte das suas receitas, decorrentes da prestação de serviços de fornecimento de energiaelétrica, para garantir o cumprimento de todas as obrigações assumidas pela Emissora na referidaescritura de emissão. As receitas da Emissora serão arrecadadas e/ou transferidas para uma contacentralizadora de cobrança, de titularidade da Emissora junto ao Banco do Brasil, ou outro bancocentralizador (“Conta Centralizadora”).184

Em decorrência da vinculação das receitas acima mencionada, a Emissora constituiu, em favor dosdebenturistas, em caráter irrevogável e irretratável, de forma indivisível e no mesmo grau depreferência, nos termos dos artigos 1.451 e seguintes do Código Civil, penhor sobre os créditoscontra o Bando do Brasil representados por saldos bancários constituídos na Conta Centralizadora.A Guaraniana prestou, em caráter irrevogável e irretratável e até o integral cumprimento, pelaEmissora, de suas obrigações naquela escritura de emissão, fiança solidária em favor dosdebenturistas da 3ª Emissão, pela qual obrigou-se, como fiadora e principal pagadora, de formairrevogável e irretratável, pelo pronto e pontual cumprimento das obrigações assumidas pelaEmissora na respectiva escritura.VIII.7.6.2.2.Empréstimos em Moeda NacionalFinanciamentos EletrobrásDurante os anos de 1994 a 2001, a Coelba celebrou contratos de financiamento com a Eletrobrás,cujo objetivo era a expansão do fornecimento de energia elétrica no Estado da Bahia. Osempréstimos devidos à Eletrobrás, no seu valor de face, totalizam o montante deR$ 308.235.097,56, sendo as amortizações de principal devidas em prestações mensais apósencerramento do período de carência de cada financiamento. Para garantia de tais financiamentos, aCoelba vinculou sua própria receita para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos àsatisfação da Eletrobrás, com prioridade em relação aos saques da própria Coelba. A vinculação desua receita é suportada, na maior parte das vezes, com a outorga de procuração pública à Eletrobrás,para transferência dos valores existentes em suas contas bancárias perante quaisquerestabelecimentos bancários, para satisfação do pagamento de quantias que se tornarem devidas pelaCoelba em decorrência de inadimplemento financeiro da Coelba.Financiamentos BNDESEm 08.02.02, a Coelba celebrou com o BNDES contrato de financiamento mediante abertura decrédito, no montante de R$ 307.195.152,02, no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional deApoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica, para suprir parte dasinsuficiências de recursos, decorrentes da redução da receita ocorrida durante a vigência doPrograma Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica com destinação prioritária aoadimplemento de obrigações assumidas junto a agentes do setor elétrico. Por um contrato aditivo,datado de 09.10.02, as condições de amortização foram alteradas, apresentando o seguintecronograma: (i) R$ 283.482.343,52 em 78 prestações mensais e sucessivas, vencendo-se a primeiraem 15.03.02 e a última em 15.08.08; e (ii) R$ 23.712.808,50 em 5 prestações mensais e sucessivas,vencendo-se a primeira em 15.09.08 e comprometendo-se a Coelba a liquidar, com a últimaprestação em 15.01.09, todas as obrigações decorrentes do contrato. A Coelba cede e transfere osseguintes percentuais do produto da cobrança de da tarifa de fornecimento de serviços dedistribuição de energia elétrica: (i) 5,27% até 09.07.2003, (ii) 3,70% entre 10.07.2003 a 31.08.2008,se não houver inadimplemento das obrigações contratuais, e (iii) 4,97% a partir dessa data.Em 01 de junho de 1999, a Coelba celebrou Contrato de Abertura de Crédito Fixo, no valor deR$ 132.485.000,00, com o Banco Itaú S.A., Banco Bozzano, Simonsen S.A., Banco Credibanco S.A.,Banco Citibank S.A., Banco Bradesco S.A., Banco Alfa de Investimentos S.A., Banco BNL do BrasilS.A. e Unibanco – União de Bancos Brasileiros S.A., sendo o Banco Itaú S.A., o banco líder. O contratotem como objetivo a provisão de recursos para investimentos em transmissão e distribuição de energiaelétrica, bem como em modernização operacional e o principal será amortizado em 64 parcelas mensais,vencendo-se a última em 15 de janeiro de 2006. A amortização dos juros será: (i) trimestralmente,durante o período de carência de 15 meses; e (ii) mensalmente, durante o período de amortização,juntamente com as parcelas de amortização do principal e no vencimento ou liquidação do contrato. Para185

garantia do contrato, a Coelba vinculou parte de sua própria receita proveniente da arrecadação dosserviços de fornecimento de energia elétrica a grandes consumidores. Além da vinculação de sua própriareceita, a dívida foi representada por notas promissórias emitidas pela Coelba, em valor correspondente a130% do valor do crédito deferido.Contratos de Arrendamento MercantilDurante os anos de 2001 a 2003, para aquisição de equipamentos de informática, máquinas eveículo, a Coelba celebrou 5 contratos de arrendamento mercantil, de natureza financeira,totalizando o valor de face de R$ 15.408.342,49, sendo dois deles celebrados com o Banco SafraS.A., outros dois contratos com a IBM Brasil Leasing Arrendamento Mercantil S.A. e o último coma BBV Leasing Brasil S.A. Arrendamento Mercantil. Os contratos prevêem que o preço da opção decompra será de R$ 1,00 ao final do prazo de cada contrato.Contratos de Troca de Resultados FinanceirosA Emissora tem como política de proteção de resultado das operações de empréstimo em moedaestrangeira a utilização de instrumentos financeiros e de operações com derivativos. Tratam-sebasicamente de contratos de swap cambial, cujo objeto é a troca de posições contratadas comvariação cambial relativas aos contratos de empréstimo em moeda estrangeira pela variação deíndices financeiros nacionais, como o CDI. A administração avalia que os riscos dos contratos emmoeda estrangeira afetarem os resultados e o fluxo de caixa da Emissora são mínimos, pois nãoexiste concentração de parte contrária, e as operações são realizadas com bancos de reconhecidasolidez dentro dos limites aprovados.Em 31 de dezembro de 2003, a Companhia havia contratado operações de swap cambial,representando 98% do endividamento em moeda estrangeira. Os principais bancos com quem aCompanhia contrata operações de derivativos são o Banco Votorantim, Banco Itaú BBA S.A.,Citibank, Banco J.P. Morgan S.A., Deutsche Bank S.A., Banco do Brasil, Banco Bradesco S.A.,Banco Safra S.A. e Banco Santander Brasil S.A.VIII.7.7. Patentes, Marcas e LicençasA Coelba é titular de registros e pedidos de registro das marcas “Coelba” e “Coelba GrupoIberdrola”, perante o Instituto Nacional de Propriedade Industrial. As marcas em referência não têmimpacto significativo em suas operações diárias. A Coelba não possui nenhuma patente registradae/ou depositada, nem celebrou contratos de licenciamento de propriedade industrial.VIII.7.8. Principais estabelecimentos e ativos(R$)Principais Estabelecimentos e Ativos:Bens Valor Aquisição Depreciação Valor ContábilEdifício Sede 25.272.888 (16.482.859) 8.790.029Subestação Graça 3.099.616 (1.585.709) 1.513.907Subestação Amaralina 2.360.591 (82.897) 2.277.694Subestação Central 1.262.405 (707.424) 554.981Edf. Cid. Salvador 4.486.068 (366.317) 4.119.752Subestação Cajazeiras 1.278.767 (105.501) 1.173.266186

VIII.8. Estrutura OrganizacionalVIII.8.1. Grupo IberdrolaA Coelba tem como acionista controladora indireta a Iberdrola, 2ª (segunda) maior companhiaenergética da Espanha e líder mundial em energias renováveis, com presença em diversos países daEuropa e América Latina, que tem o objetivo estratégico de ser um operador global de serviços deeletricidade, gás, água e telecomunicações, por meio de um crescimento rentável obtido pelaconciliação da expansão geográfica com a diversificação dos serviços prestados a seus clientes.Primeira empresa a comercializar a energia verde, procedente de fontes cem por cento renováveis, aIberdrola prevê em seu Plano Estratégico um programa de investimentos de € 12.000.000.000,00até 2006, dos quais € 4.000.000.000,00 destinados a sua atuação internacional.Na América do Sul, a Iberdrola participa em 23 empresas no Brasil, Bolívia, Chile e Uruguai,totalizando, em 31 de dezembro de 2003, investimentos na ordem de € 1,8 bilhão e um faturamentoconjunto que excede US$ 1,25 bilhão com grande potencial de crescimento para os próximos anos.Maior investidor do setor energético espanhol em 2003, a Iberdrola participa da gestão de 234empresas nos segmentos de geração e distribuição de energia elétrica, comercialização deeletricidade e gás natural, atendendo a cerca de 16.900.000 na Espanha e 7.500.000 na AméricaLatina. No setor de distribuição de energia, obteve em 2003 uma receita líquida de US$ 10,7bilhões.No Brasil, além do setor elétrico, o Grupo Iberdrola participa na operadora de telefonia fixa de SãoPaulo (Telesp) e nas operadoras de telefonia móvel dos Estados de Rio de Janeiro, Espírito Santo,Bahia e Sergipe. Ainda, está presente na Companhia Riograndense de Telecomunicações, empresaque opera a telefonia fixa e móvel do Estado do Rio Grande do Sul. Na distribuição de gás, aIberdrola participa na CEG S.A. e CEG Rio S.A., concessionárias exclusivas de distribuição de gáscanalizado na área metropolitana do Rio de Janeiro.Para maior detalhamento da estrutura organizacional da Guaraniana vide quadro de participações noitem IX.8. deste Prospecto.Reestruturações SocietáriasAlém das reestruturações societárias ocorridas no âmbito exclusivo da Coelba, as demaissociedades do grupo estiveram envolvidas nas seguintes reestruturações:1. Alienação de 20% das ações da Itapebi, de titularidade da Guaraniana, sendo 16,4% para a521 Participações e 3,6% para a Iberener, através de contrato de compra e venda, celebrado emfevereiro de 2000, de 63.000.000 ações ordinárias de emissão da Itapebi no valor deR$ 126.257.000,00 aprovada em reunião dos conselhos de administração da Itapebi e da controladaCoelba, realizada em 23 de outubro de 2003.2. Incorporação dos ágios pagos nas privatizações da Cosern e da Celpe, para a transferênciaàs distribuidoras controladas o benefício fiscal resultante da amortização dos referidos ágios,através de processos de incorporação inversa da controladora (SPE – Sociedade de PropósitoEspecífico), ocorridos em junho de 2000 e julho de 2001.187

3. Alienação da participação detida pela Cosern na Termoaçu para a Guaraniana, através decompra e venda, em 31 de março de 2003, de 150.640.000 ações ordinárias nominativas depropriedade da Cosern, no valor de R$ 182.378.000,00 a fim de, dentre outros motivos, cumprir aexigência da Aneel de desverticalizar as atividades de geração e distribuição, conforme reunião dosconselhos de administração das 2 companhias, realizada em março de 2003.VIII.9. Propriedades, Plantas e EquipamentosAtivosAnoDescrição Unidade 2001 2002 2003Subestações Transformadoras Quant. 241 247 253Transformadores em Subestações Quant. 330 337 343Potência Instalada em Subestações MVA 3.681 4.143 4.176Linhas de Transmissão km 7.808 8.209 8.219Pequenas Centrais Hidrelétricas Quant. 2 2 2Potência Instalada nas PCH's MVA 19 19 19Redes de Distribuição km 195.713 203.585 209.327Transformadores de Distribuição Quant. 72.959 78.054 84.092Potência Instalada em Transformadores MVA 2.911 3.059 3.256Postes em Redes de Distribuição Quant. 1.638.310 1.731.807 1.790.778Novas Redes e SubestaçõesPara o atendimento do mercado de energia nas diversas áreas do Estado da Bahia, estão previstas,para o ano de 2004, as construções de 4 novas subestações, com as linhas de transmissão e redes dedistribuição associadas. Também como expansão do sistema elétrico, 15 subestações serãoampliadas em sua capacidade de transformação, além da inserção de 16 novos alimentadores narede de distribuição de energia, atendendo a áreas de diversos centros urbanos e regiões rurais.As novas subestações previstas, Barros Reis, Interlagos, Camaçari III e Centro Industrial doCerrado, perfazem a utilização de recursos da ordem de R$ 17,8 milhões, caracterizando-se como asatuações mais relevantes neste item de expansão. As 3 primeiras estão localizadas na RegiãoMetropolitana de Salvador, que inclui o município de Camaçari, onde se localiza o maior póloindustrial do Estado. A implantação dessas novas instalações permitirá um melhor desempenho dosistema elétrico e o atendimento às demandas reprimidas, principalmente, na área industrial cujaenergia é seu insumo básico, permitindo a instalação de novas unidades fabris.A subestação do Centro Industrial do Cerrado, localizada na região Oeste do Estado, município deLuís Eduardo Magalhães, grande pólo irrigante, caracterizado pela produção de grãos, faz parte deum elenco de obras que engloba também a implantação da tensão de 138 KV no sistema elétrico daregião, com recursos próprios previstos da ordem de R$ 6,7 milhões. O sistema atual, na tensão desuprimento em 69 KV, encontra-se em seu limite de operação, e as ampliações do sistema existentee também as novas instalações, como a subestação do Centro Industrial, necessitam desse elencosuporte para a efetivação do processo expansionista do sistema elétrico de toda a região.188

Programas Especiais de Expansão e MelhoriaUniversalização do Fornecimento de EnergiaComo um projeto especial de expansão, a implantação do Programa de Universalização, definidopela Lei n° 10.438/02, com alterações dadas pela Lei n° 10.762/03, passou a ser uma obrigação aser cumprida pelas concessionárias de serviço público de distribuição de energia, visando levarenergia a todos os domicílios não eletrificados.Atendendo às determinações da Aneel, com relação ao processo de Universalização, a Coelbapropôs um programa de expansão do seu sistema de distribuição, no ano de 2004, visando ofornecimento de energia a cerca de 75.000 novos consumidores, dentro dos critérios do referidoprograma.A proposta englobou recursos superiores a R$ 104 milhões, porém com previsões de subvençõesadvindas dos governos estadual e federal na ordem de 80%. O programa encontra-se em fase dediscussão para a sua aprovação e execução ainda este ano.AutomaçãoDando seqüência ao processo de modernização das instalações de subestação da Coelba, com oemprego dos recursos de automatização, estão previstas mais dezenove adequações em subestaçõesexistentes, ultrapassando a marca de 120 unidades de um parque composto de 253 subestações.Essas adequações, que vêm sendo implementadas há mais de 5 anos, envolvendo recursos deR$ 74,5 milhões, têm melhorado de forma significativa o desempenho do sistema elétrico, com aredução do tempo de restabelecimento em contingência e a diminuição dos custos de operação emanutenção. Para este ano, estão previstos recursos da ordem de R$ 16,8 milhões.Sistema de Cadastro Georeferenciado:Visando dar um suporte mais ágil e otimizado aos projetos de expansão do sistema elétrico,principalmente, nas extensões de rede de distribuição para ligações de novas unidadesconsumidoras, a Coelba vêm implementando há mais de 4 anos um cadastro georeferenciado detoda a sua rede de distribuição, o sistema Geored, incluindo o levantamento de consumidores e osdomicílios não eletrificados.Mais de R$ 24. milhões já foram investidos na aquisição de “softwares” e cadastramento do sistemaelétrico e estão previstos para este ano cerca de R$ 8,8 milhões, onde se espera concluir todo olevantamento e operacionalização do sistema Geored.Novas LigaçõesVisa atender a ligação de novos consumidores, a exemplo de regularização de ligações clandestinase instalação de ramais de serviço e medidores.Para 2004 estão previstos recursos da ordem de R$ 54 milhões, para o atendimento de 91.245 novosclientes, a regularização da ligação de cerca de 24 mil clientes ligados clandestinamente ao sistemaelétrico da empresa e a aquisição de 241.280 novos medidores contemplando os novos clientes, bemcomo a substituição de medidores defeituosos ou obsoletos.189

Meio AmbienteTodos os projetos de expansão do sistema elétrico são executados com a observância da legislaçãoambiental vigente. As licenças e os estudos de impactos ambientais são regularmente obtidosquando exigidos por lei. Quando exigido pelo ente administrativo um ajustamento de conduta aEmissora igualmente cumpre com as determinações ali contidas.VIII.10. Composição do Capital SocialVIII.10.1. AcionistasPrincipais AcionistasOs principais acionistas da Coelba são os seguintes:AcionistaNúmero de Ações% da ParticipaçãoOrdinárias Preferenciais Capital votante Capital totalGuaraniana 9.812.208 6.717.881 89,77 87,84Iberener 559.791 1.039.420 5,12 8,50Previ 331.780 99.440 3,03 2,29Em julho de 1997, a Guaraniana foi constituída pela Previ, Iberener e BB–BI, com o objetivo de sera holding concentradora dos investimentos de seus acionistas nos segmentos de energia elétrica,com foco na região Nordeste do Brasil. Assim, desde sua constituição, a Guaraniana investiu em 10empresas das áreas de energia e telecomunicações, consolidando-se como o maior grupo investidorem distribuição elétrica no Nordeste do país (para informações mais detalhadas relativas àGuaraniana, vide Seção IX deste Prospecto).A Iberener foi constituída para concentrar os investimentos internacionais do Grupo Iberdrola,especialmente aqueles localizados no mercado Latino Americano. A Iberener tem atuado naAmérica Latina como provedor integrado de energia e serviços. A atual estratégia de investimentosda Iberener se concentra no Nordeste do Brasil e no México.A 521 Participações é uma sociedade de participações da Previ, com investimentos nas seguintescompanhias, na área de energia elétrica: Guaraniana, Celpe, Rio Grande Energia S.A. e CompanhiaPaulista de Força e Luz – CPFL.190

Alterações RelevantesNos 3 últimos exercícios sociais, não houve alterações relevantes na participação acionária dosintegrantes do bloco de controle da Coelba.Ações em TesourariaNão há em tesouraria ações de emissão da Coelba.VIII.10.2. Política de dividendosDas deduções a serem feitas do lucro líquido do exercício, apurado nos termos da lei, é assegurada adistribuição do dividendo mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido do exercício, destinadoprioritariamente ao pagamento dos dividendos das ações preferenciais classes “A” e “B”.Abaixo está um descritivo da distribuição de dividendos realizada pela Coelba nos últimos 5 anos:Exercício Benefício Aprovação R$ mil ON PN Data de Pagamento1997 Dividendos AGE de 16/04/1998 83.186 4,44 5,82 16/06/19981998 Dividendos AGE de 23/04/1999 118.739 6,31 6,31 18/06/19992000 Dividendos AGO de 25/04/2001 48.065 2,55 2,55 13/07/20012001 Dividendos AGO de 30/04/2002 124.842 6,63 6,63 29/11/20022002 Dividendos AGO de 29/04/2003 70.000 3,57 3,92 12/09/20032003 Dividendos AGO de 30/03/2004 89.066 4,542 4,996 será fixada pela diretoriaVIII.10.3. Acordos de AcionistasNão há acordos de acionistas arquivados na sede Coelba.VIII.10.4. Negócios com Partes RelacionadasEm 31 de dezembro de 2003, os saldos com partes relacionadas estavam assim compostos:Consolidado2003 2002Saldos com partesRelacionadasEncargosda dívidaCurtoPrazoLongoPrazo TotalCurtoPrazoLongoPrazo TotalGarter Properties Inc.Empréstimo 140 - - 140 - - -Iberdrola Energia - 6 - 6 - - -Celpe - - 22 22 - 1.961 1.961Termoaçu - - - - - 14.379 14.379Total 140 6 22 168 14.379 1.961 16.340191

Em 31 de março de 2003 e 2004, as transações com partes relacionadas estavam detalhadas daseguinte forma:EmissoraPartes Relacionadas Natureza da Operação 31/03/04 31/12/03 31/03/03Receita/Ativo Passivo Despesa Ativo Passivo ResultadoFundação Coelba -Contrato de Mútuo – dívida dapatrocinadora 2.854 (189) 6.245 (877)Guaraniana S/A Alienação Tracol 40 4.874 281Dividendos e juros sobre capitalpróprio a receber 61.983Total Guaraniana 61.983 40 4.874 281Garter Properties Inc. (1) Emprést - “Intercompany 908.297 (21.513) 891.821 49.706Celpe Serviços Compartilhados 5.193 5.144Reembolso de despesas 25Uso da Rede 21 50 (80) 24 49 48Suprimento energia – compra 77 (230) - 121 (271)Total Celpe 5.239 127 (310) 5.168 170 (223)Itapebi Reembolso de despesas 21 128 20Dividendos e juros sobre capitalpróprio a receber 5.426 5.973Adiantamento a fornecedor 8.820 349 20.002Energia comprada 14.630 (42.474) 14.630 (43.584)14.267 14.630 (41.997) 25.995 14.630 (43.584)Iberdrola Energia S.A. Reembolso de despesas 78 80Iberdrola Empreendimentos Prestação de Serviços 436 (3) 29 1.763 (2.227)Iberdrola S/A Reembolso de despesas 5 8 (241)Dividendos e juros sobre capitalpróprio a receber 15.664Iberdrola Redes S.A. Reembolso de despesas 123 123Iberdrola Engenharia Reembolso de despesas 29 52 29Total Iberdrola 235 16.100 49 269 1.763 (2.468)Cosern Reembolso de despesas 11 28 21 26Dividendos e juros sobre capitalpróprio a receber 1.166 37.173Serviços Compartilhados 894 1.117Uso da Rede 9 21 9 18Materiais e serviços 61 4Total COSERN 914 61 1.215 38.320 4 44Amara Brasil Reembolso de despesas 248 (671) 247 (741)GCS Reembolso de despesas (45) 951 (1.003)Energia comprada 6.026 (7.701)6.026 (7.746) 951 (1.003)Televias Reembolso de despesas (16)Termopernambuco Uso rede 4 12Energia comprada 2.238Adiantamento 7.4817.485 2.238 12192

FaelbaEm 01 de maio de 1999, a Coelba celebrou com a Faelba, um contrato de mútuo e repactuação dedívida (Contrato FAELBA nº 4600000522), com vigência até 30 de julho de 2004, índice decorreção CDI ou pela variação do INPC, acrescido de 6% a.a., dos dois o maior. O objeto docontrato é a utilização pela Coelba, sob a forma de empréstimo, dos recursos correspondentes àscontribuições à Faelba, no valor de 10% dos recursos garantidores das reservas técnicas. A dívidaserá amortizada em 63 parcelas mensais. O empréstimo é representado por 63 notas promissórias,no valor de R$ 526.970,21, emitidas pela Coelba.GuaranianaInstrumento particular de compra e venda de ações da Tracol, celebrado em 28 de agosto de 2002,índice de correção IGPM-FGV.Garter Intercompany NotesOperação de empréstimo para repasse, à Coelba, dos recursos obtidos pela Garter junto ao sindicadode bancos no exterior, no valor total de principal de US$300.000.000,00, com vigência para 25 dejulho de 2004. As condições do empréstimo são as mesmas do financiamento obtido pela Garterjunto ao sindicato de bancos, ou seja, variação cambial, mais índice de correção pela libor, somadoa um spread de 3% a.a..CelpeContrato de serviços compartilhados entre Coelba, Cosern e Celpe, referente aos saldos de Ordensde Dispêndios Reembolsáveis - ODR, com vigência até 05 de outubro de 2021.ItapebiContrato bilateral de compra e venda, com vigência até 15 de abril de 2007. Adicionalmente, possuiadiantamentos efetuados, os quais vêm sendo compensados com faturas de suprimento de energia,sendo atualizados pelo índice de correção 110% do CDI, estando suportados pelo Contrato deSuporte dos Acionistas.Iberdrola Empreendimentos S.A.Contrato nº 4600004396, referente a serviços de consultoria técnica nas áreas de projeto econstrução de instalações de transmissão e distribuição de energia elétrica, gestão ambiental,consultoria em eficiência energética e consultoria de processos, com vigência até 30 de maio de2006, corrigido a cada 12 meses com base até o Custo Nacional da Construção Civil e ObrasPúblicas, Serviços de Consultoria, Coluna 39, Série A0157980 da revista Conjuntura Econômica daFundação Getúlio Vargas.CosernContrato de serviços compartilhados entre Coelba, Cosern e Celpe, referente aos saldos de Ordensde Dispêndios Reembolsáveis - ODR, com vigência até 05 de outubro de 2021.193

Amara BrasilContrato nº 4600001249, referente à administração de almoxarifado, com vigência até 16 desetembro de 2004.GCSContrato GCS AM 04/2001, referente à compra e venda de energia elétrica, com vigência até 03 deabril de 2017.TermopernambucoContrato de compra e venda de energia elétrica, com vigência até dezembro de 2023, reajuste anualcom base na variação do IGPM-FGV.Serviços compartilhadosCoelba, Celpe e Cosern celebraram, entre si, em 30 de outubro de 2001, com vigência até 05 denovembro de 2021, o Contrato denominado "Guaraniana Serviços Compartilhados" com o objetivode:• implantar um sistema unificado de atividades operacionais e administrativas, nas áreas:Engenharia Básica, Suprimentos, Marketing, Informática, Riscos e Seguros e Regulação e Tarifa;• otimizar o aproveitamento dos recursos financeiros e humanos empregados no desenvolvimentodas referidas atividades, em regime de serviços de interesse recíproco; e• atender, de maneira mais eficiente e econômica, aos interesses e necessidades de cada uma dasConsorciadas.Em 1° de novembro de 2001, as concessionárias encaminharam o pedido de anuência ao referidocontrato à Aneel, em atendimento ao estabelecido na Resolução Aneel nº 022, de 4 de fevereiro de1999. Em decorrência da implementação do Consórcio, os balanços das empresas contemplamativos e passivos oriundos destas transações.Posteriormente, a Aneel, através do Ofício n° 1327/2002-SFF/ANEEL, de 26 de dezembro de 2002,comunicou a não aprovação do Contrato de Consórcio. A administração está apresentandoesclarecimentos adicionais referentes à forma de atuação e aos benefícios auferidos pelas empresascom a implementação do Consórcio, com vista a obter a anuência da Aneel para o referido contrato.Contrato de Fornecimento com a IbenbrasilCoelba e Ibenbrasil firmaram em 01 de junho de 2003 contrato de fornecimento de obras e serviçoscom o objetivo de executar os serviços de consultoria técnica nas áreas de projeto e construção deinstalações de transmissão e distribuição de energia elétrica, gestão ambiental, consultoria emeficiência energética e consultoria de processos.194

Estima-se que o valor do contrato em R$ 40 milhões. Os serviços serão pagos conforme tabela detarifas horárias abaixo:As despesas deverão ser reembolsadas pela Coelba com acréscimo de 10% de taxa deadministração.Os valores das horas dos profissionais serão corrigidos a cada período de 12 meses de acordo com avariação do Custo Nacional da Construção Civil e Obras Públicas – Serviços de Consultoria –Coluna 39 – Série A0157980 da Revista Conjuntura Econômica da Fundação Getúlio Vargas –FGV.O contrato é válido por 36 meses, contados a partir da data de sua assinatura.VIII.11.AdministraçãoVIII.11.1. Composiçãoa. Conselho de AdministraçãoO Conselho de Administração da Companhia é composto por 6 membros efetivos e 6 suplentes. Asresponsabilidades do Conselho de Administração incluem a fixação da estratégia societária,orientação geral dos negócios e eleição e fiscalização dos diretores.Os membros do Conselho de Administração da Companhia foram eleitos através da AssembléiaGeral Ordinária e Extraordinária, realizada em 30 de março de 2004, para mandato até a assembléiageral ordinária que deliberar sobre as contas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2004.Endereço comercial dos membros do Conselho de Administração da Companhia:Rua da Candelária, 65, 16º andar, Bairro CentroRio de Janeiro – RJ20091-020a.1.TitularesLuiz Eduardo Franco de AbreuBacharel em Administração de Empresas pela Universidade Federal do Rio de Janeiro, especialistaem finanças pelo IBMEC e Mestre em Administração de empresas pela Duke University. Desde1999 é diretor da área de finanças da Global Finance Consulting. Foi Diretor Presidente do Bancode Brasília (1997-1999), Diretor Superintendente da Ormec Engenharia Ltda (1995-1997), Diretorde Operações da Pacifc do Brasil Comércio Exterior Ltda (1987-1994) e Superintendente definanças e seguros da Kommar Companhia Marítima S/A (1985-1987). Como Conselheiro foiPresidente do Conselho de Administração dos Cartões BRB S/A (1997-1999), Conselheiro Titulardo Conselho Deliberativo da ABECIP – Associação Brasileira de Crédito Imobiliário e Poupança(1997-1999), Conselheiro titular do Conselho de Administração da CIBRASEC – CompanhiaBrasileira de Securitização (1997-1998), Conselheiro Titular do Conselho Diretor da FEBRABAN– Federação Brasileira das Associações de Banco (1997-1999), Preside nte do Conselho deAdministração do BRB - Banco de Brasília S/A (1997-1999), Conselheiro Titular do CDE –Conselho de Desenvolvimento Econômico do Distrito Federal (1997-1998) e atualmente éConselheiro Titular do Conselho Fiscal do Banco Itaú S/A e Presidente do Conselho deAdministração da Coelba..195

Mario Jose Ruiz Tagle LarrainBacharel em Direito pela Universidade Diego Portales (Chile), licenciado em Ciências Jurídicas eSociais com mestrado em Administração de Empresas pela Universidade Católica do Chile.Atualmente, ocupa o cargo de Diretor titular da Empresa de Serviços Sanitários de Los Lagos EssalS/A, representante da Iberener e Vice Presidente do Conselho de administração da Coelba.Luciana Freitas RodriguesGraduada em Estatística pela Universidade Estadual do Rio de Janeiro - UERJ e Atuária pelaFaculdade Estácio de Sá, com MBA em Finanças pelo IBMEC e pós-graduação em Análise deProjetos de Sistema pelo IBAM. Atualmente exerce a função de Técnico Sênior da Previ e Membrodo Conselho de Administração da Coelba.Pablo Canales AbaituaLicenciado em Ciências Econômicas e Empresariais pela Universidade Comercial de Deusto(Bilbao - Espanha), pós graduado pela Universidade Carlos III (Madri). Ocupou o cargo deController de Gestão da Iberdrola (Bilbao- Espanha) e atualmente ocupa o cargo de DiretorFinanceiro- Administrativo da Iberdrola Energia Altamira (México) e Membro do Conselho deAdministração da Coelba.Renato Sobral Pires ChavesBacharel em Ciências Contábeis pela Universidade Santa Úrsula - Rio de Janeiro, pós graduado emCiências Contábeis pela Fundação Getúlio Vargas e em Finanças e Mercado de Capitais pela PUC -RJ. Mestre em Ciências Contábeis pela Universidade Federal do Rio de Janeiro. Ocupa atualmenteo cargo de Diretor de Participações da Previ e Membro do Conselho de administração da Coelba.Antonio Fernando Guedes de Brito CostaEngenheiro Eletricista pela Universidade Federal da Bahia – UFBA. Especializado em Engenhariade Distribuição de Energia Elétrica e Engenharia de Projetos de Sistemas de Distribuição deEnergia. Ingressou na Coelba em 1985, exercendo a função de técnico especializado. Atualmenteexerce as funções de Analista de Padronização e Normalização e membro do Conselho deAdministração da Coelba.a.2.SuplentesMarcelo Câmara de AguiarGraduado em Engenharia Agronômica pela UnB – Universidade de Brasília, MBA em Finançaspelo IBMEC – Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais, MBA em Gestão da Tecnologia daInformação pela UnB – Departamento de Engenharia Elétrica. Funcionário do Banco do Brasildesde 1980 onde exerceu as funções de: Assessor do Departamento de Análise Financeira; eCoordenador de Equipe da Unidade de Função Finanças. Atualmente exerce os cargos de Gerentede Divisão da Diretoria de Mercado de Capitais e Investimentos do Banco do Brasil e MembroSuplente do Conselho de Administração da Coelba.196

Borja Garray IbarrecheLicenciado em Direito, com especialização em Economia pela Universidade de Deusto (Bilbao).Diplomado em Economia pela Universidade de Deusto (Bilbao). Atualmente é Advogado daDireção Jurídica da Iberdrola, desenvolvendo operações jurídicas nas áreas societária, mercantil efiscal, em âmbito internacional e Membro do Conselho de Administração da Coelba.Eduardo Capelastegui SaizLicenciado em Ciências Econômicas e Empresariais, especialização Financeira, pela UniversidadeComercial de Deusto. Experiência docente ministrando cursos sobre: Planejamento Estratégico;Gestão de Processos; Reengenharia de processos. Foi responsável pelos negócios do GrupoIberdrola na Região América do Sul: Planejamento estratégico: planos de negócio e projeçõeseconômico-financeiras sobre todos os Negócios (Brasil, Bolívia e Chile) e o consolidado naAmérica do Sul; Modelo de Riscos: identificação, quantificação, cobertura e seguimento dos riscosanuais e plurianuais que impactem nos resultados da Região América do Sul; Modelo de Objetivos:desenvolvimento, implantação e acompanhamento anual de um modelo de objetivos para os níveisexecutivos dos negócios da Região América do Sul; Brenchmarking interno e externo, Modelos deRetribuição por Objetivos. Atualmente exerce os cargos de Diretor de Planejamento da RegiãoAmérica do Sul da Iberdrola e Membro Suplente do Conselho de Administração da Coelba.Marcia Castelo BrancoGraduada em Engenharia Civil pela Universidade Estadual do Rio de Janeiro, MBA em Mercado deCapitais pela Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais/RJ, Mestrado em Engenharia Civil pelaPUC/RJ. Funcionária da Previ e membro suplente do Conselho de Administração da Coelba.Fábio Oliveira MoserBacharel em Administração de Empresas. Funcionário da Previ, Diretoria de Participações -Gerência de Governança Corporativa e atualmente exerce o cargo de Membro Suplente doConselho de Administração da Coelba.Jacson Silva RodriguesGraduado em Economia pela Universidade Federal da Bahia. Empregado da Coelba desde 1981,onde exerce o cargo de Analista Financeiro e recentemente foi eleito, pelos empregados, membrosuplente do Conselho de Administração da Coelba.b. DiretoriaA Diretoria da Coelba é composta por 4 diretores. O mandato dos Diretores teve início no dia 18 dejunho de 2004 e se encerrará no dia 18 de junho de 2007.Endereço comercial dos diretores da Companhia:Avenida Edgard Santos, 300, Bairro NarandibaSalvador - BA41186-900197

Moisés Afonso Sales FilhoGraduado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal da Bahia - UFBA. Exerceu as funçõesde Engenheiro de Manutenção de Sistemas de Transmissão, Gerente de Centro de Operação eDiretor de Engenharia da Coelba. Desde 14 de julho de 2003, ocupa o cargo de Presidente daCoelba e de Diretor de Gestão de Ativos da Coelba.Erik da Costa BreyerBacharel em Direito pela Universidade Federal Fluminense com MBA em Gestão Empresarial pelaFundação Dom Cabral, MBA em Finanças e Mercado de Capitais pela Fundação Getúlio Vargas eMestrado em Administração pela Universidade Federal da Bahia. Foi Gerente de Administração deFundos de Investimentos do Banco do Brasil. Atualmente, ocupa o cargo de Diretor Financeiro e deRelações com Investidores da Guaraniana, Diretor de Economia, Finanças e de Relações comInvestidores da Coelba, Cosern e Celpe, Diretor Administrativo-Financeiro e de Relações comInvestidores da Itapebi Geração de Energia S.A., Membro Titular do Conselho de Administração daCremer S.A. e Presidente do Conselho de Administração da Petrobahia S.A.Paulo Roberto DutraAdministrador de Empresas pela Faculdade Cândido Mendes e Pós Graduado em Finanças pelaFGV/RJ. Foi Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da AES Tietê S.A. – AESCorporation e Chefe do Departamento de Custos e Informações Gerenciais da Light . Atualmenteexerce os cargos de Diretor Comercial da Coelba, Celpe e Cosern.Solange Maria Pinto RibeiroGraduada em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Pernambuco – UFPE, Mestrado emEngenharia Elétrica pela PUC-Rio. Foi adjunta da Diretoria Financeira da CHESF, SeniorConsultant da National Economic Research Associates e Diretora de Assuntos Regulatórios daEletropaulo Metropolitana S.A.. Atualmente exerce o cargo de Diretor de Regulação da Guaranianae Diretor de Coordenação Territorial da Coelba, Cosern e Celpe.Roseli SchilagiGraduada em Administração de Empresas pela Universidade São Judas Tadeu, MBA ExecutivoAPG, MBA Administração USP/Ford. Foi Diretora de Recursos Humanos e Administração daAmericel S.A. e Diretor de Recursos Humanos da Goodyear Brasil. Atualmente exerce o cargo deDiretor de Recursos Humanos da Guaraniana e Diretor de Recursos Humanos e Serviços Gerais daCoelba, Cosern e Celpe.c. Conselho FiscalO Conselho Fiscal da Companhia é composto de 4 membros efetivos e 4 suplentes.Os membros do Conselho Fiscal da Companhia foram eleitos através da Assembléia GeralOrdinária, realizada em 30 de março de 2004, para mandato até a assembléia geral ordinária quedeliberar sobre as contas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2004.198

Endereço comercial dos membros do Conselho Fiscal da Companhia:Avenida Edgard Santos, 300, Bairro NarandibaSalvador - BA41186-900c.1.TitularesMarco Geovanne Tobias da SilvaBacharel em Ciências Econômicas pela UnB, MBA em Finanças, Marketing e Marketing deServiços Bancários. Início das atividades no Banco do Brasil nas áreas de Finanças, ConsultoriaTécnica, Internacional, BB - BI, Marketing e Comunicação. Atualmente exerce as funções deGerente Executivo da área de Relações com Investidores do Banco do Brasil e Conselheiro Fiscalda Coelba.Dadvidson de Magalhães SantosGraduado em Ciências pela Universidade Estadual de Santa Cruz, mestrado de CiênciasEconômicas pela Universidade Federal da Bahia. Atualmente é Membro Suplente do ConselhoFiscal da Coelba.Carlos Faria RibeiroGraduado em Engenharia Elétrica, pela Universidade Federal da Bahia - UFBA, especialização emEngenharia Econômica. Rensselaer Polytchnic Institute, RPI, Estados Unidos, especialização emPower Supply For Disturbing Loads, pela Westinghouse, Estados Unidos. Atuou como Diretor deEngenharia na Companhia de Energia Elétrica da Bahia – CEEB e na Coelba, foi ProfessorAdjunto na Universidade Federal da Bahia - UFBA, e atualmente é Conselheiro Fiscal da Coelba.Adilvo Pinheiro de Oliveira França JúniorBacharel em Ciências Contábeis pela Universidade Federal da Bahia – UFBA, exerceu o cargo deGerente de Auditoria na Ernst & Young, Reino Unido. Atualmente é Gerente de Controle no GrupoIberdrola, Região América do Sul e Membro Titular no Conselho Fiscal da Coelba.c.2.SuplentesGilberto Lourenço de AparecidaBacharel em Ciências Contábeis pela FACECA – Varginha/MG, pós graduado em GerênciaEmpresarial e em Auditoria Contábil pela FACECA – Varginha/MG, funcionário do Banco doBrasil desde 1987 e Membro Suplente do Conselho Fiscal da Coelba.Mauro MurakamiGraduado em Ciências Econômicas pela Universidade de Marília – UNIMAR –Marília/SP, MBAem Auditoria pela Universidade de São Paulo – USP/FIPECAFI. Atualmente é Membro Suplentedo Conselho Fiscal da Coelba.199

Franceso GaudioBacharel em Ciências Contábeis e Administração de Empresas pela Faculdade de CiênciasContábeis e Administrativas Moraes Júnior. Sócio-gerente da MM III Assessoria e FactoringComercial Ltda, foi Diretor no Banco Dracma S/A, no Rio de Janeiro. Atualmente é DiretorAdministrativo-Financeiro da Iberdrola e Membro Suplente do Conselho Fiscal da Coelba.Dalcio Meira LobãoGraduado em Engenharia Elétrica, pela Universidade Federal da Bahia - UFBA. Aposentado pelaCoelba, atualmente é Conselheiro Curador da Faelba e Membro Suplente do Conselho Fiscal daCoelba.Relação FamiliarNão há relação familiar dos membros do Conselho de Administração, da Diretoria e do ConselhoFiscal entre si, tampouco entre eles e os acionistas ou integrantes da administração da Guaraniana,acionista controladora da Emissora.VIII.11.2.Participação Societária na EmissoraOs membros do Conselho de Administração são proprietários de ações da Companhia.VIII.11.3.Diretor de Relações com InvestidoresErik da Costa BreyerTelefone: (71) 370-5502Fac-símile: (71) 370-5506E-mail: ebreyer@coelba.com.br / ri@coelba.com.brEndereço: Rua da Candelária, 65, 16° andar, Bairro CentroRio de Janeiro – RJ20091-020VIII.11.4.RemuneraçãoA remuneração dos administradores é definida em assembléia geral ordinária. Para o exercício de2004, foi definido o limite global de R$ 3.804.000,00.VIII.11.5.Planos de Opção de Compra de AçõesNão há plano de opção de compra de ações outorgados aos membros do Conselho deAdministração, da Diretoria e do Conselho Fiscal da Companhia.VIII.12.PessoalVIII.12.1. Grupo de EmpregadosAtualmente, a Coelba possui 2.854 empregados ativos, divididos em 4 departamentos, quais sejam:(i) Desenvolvimento Gerencial – Executivos;(ii) Saúde e Segurança;200

(iii) Universidade Corporativa;(iv) Infra-estrutura (vigilância, limpeza) – unidades nas cidades-pólo.A Coelba possui, aproximadamente, 3.000 empregados terceirizados distribuídos nas áreasoperacionais, entrega de contas, ligação, cortes, limpeza e vigilância.Evolução do Quadro de Pessoal desde a privatização em 1997:6.00013005.50012271200Quadro de Pessoal5.0004.5004.0003.5003.0004.1863.7016923.320113910899848102.9562.872 2.884 2.84811001000900800700Consumidor por Empregado2.5002.0005671997 1998 1999 2000 2001 2002 2003Quadro de Pessoal Consumidor por Empregado600500VIII.12.2 SindicatosOs empregados da Coelba são representados pelo Sindicato dos Eletricitários da Bahia - Sinergia,entidade filiada à Central Única dos Trabalhadores – CUT e à Federação Nacional dos Urbanitários.Durante o período de 7 anos pós-privatização, os Acordos Coletivos têm sido negociados eassinados anualmente, na data base da categoria, qual seja, 1º de novembro. Durante este períodonão se verificou nenhum movimento grevista.A Coelba possui 7 empregados, que compõem a diretoria do Sindicato. Tais empregados estãodispensados de suas atividades laborativas, para dedicação exclusiva às atividades sindicais.O Sindicato ainda dispõe de delegados sindicais eleitos na proporção de 1 para cada grupo de 50empregados, podendo estes serem liberados em até 2 dias por mês para a prática de atividadessindicais, tendo ainda a garantia da estabilidade que é conferida aos demais membros da diretoria dosindicato.Mensalmente são realizadas reuniões ordinárias com a direção do sindicato, nas quais discute-se ocumprimento do Acordo Coletivo e outros temas de interesse dos empregados.O Sindicato dos Eletricitários dispõe ainda de um escritório de representação nas dependências doedifício sede da Coelba.VIII.12.3. Planos de Opção de Compra de AçõesPara os empregados da Companhia, não há planos de opção de compra de suas ações.201

VIII.13. Contingências Judiciais e AdministrativasVIII.13.1. Processos Judiciais e Administrativos CíveisA Emissora está envolvida em considerável número de ações judiciais de natureza cível, as quaisenvolvem, entre outras matérias, pedidos de indenização por danos morais e materiais. A Emissorafigura como autora e também como ré nessas ações, sendo que não há a possibilidade de que sedetermine, com precisão, o valor envolvido em tais demandas, tendo em vista diversos fatores quetornariam o cálculo impreciso, como as ações que possuem pedidos indenizatórios nãoquantificados ou em valores que não refletem a realidade de nossos Tribunais. Além disso, não hácerteza de que a Emissora venha a obter resultados favoráveis em todos os processos judiciais.Dentre as ações judiciais com valor individual igual ou superior a R$ 3 milhões, e sem prejuízo deoutras demandas judiciais, destacam-se: (i) ações referentes à acidentes por eletroplessão, com ousem evento morte, incluindo pedidos de indenização por danos morais e materiais; (ii) ações deindenização relativas a danos causados por quedas na distribuição de energia, incêndio por descargaelétrica e suspensão no fornecimento de energia elétrica, e (iii) ações movidas por diversasempresas, em virtude da majoração dos preços das tarifas de energia elétrica.De acordo com a estimativa apontada pelo Departamento Jurídico da Emissora, para as ações acimadescritas, o valor atualizado dos pedidos, em março de 2003, corresponde aproximadamente aR$ 94. milhões. Considerando as demandas que possuem risco de perda provável e possível, ouseja, ações que tiveram sentença desfavorável à Emissora ou que estejam pendentes de revisão peloTribunal Superior, o passivo estimado perfaz o montante aproximado de R$ 72.350.000,00. Aadministração da Companhia entende que as provisões são suficientes para fazer frente às suascontingências.VIII.13.2 Processos Judiciais e Administrativos FiscaisSegundo informado pela Emissora, existem poucas ações envolvendo questões fiscais com valoressuperiores a R$ 3 milhões. As referidas ações versam sobre discussões relativas a Imposto sobreServiços de Qualquer Natureza – ISS e Imposto Predial Territorial Urbano – IPTU.Atualmente, há uma contingência estimada em R$ 27.236.143,30, cujas provisões estão detalhadasno item VII.1 deste Prospecto. A administração da Companhia entende que as referidas provisõessão suficientes para fazer frente a esta contingência.VIII.13.3 Processos Judiciais e Administrativos TrabalhistasNo que se refere às contingências trabalhistas, em 31 de dezembro de 2003, o contenciosotrabalhista da Companhia foi provisionado em R$ 31.258.899,95.Tal provisionamento foi feito com base nos 1.642 processos ajuizados por ex-empregados eempregados de empresas terceirizadas.Dentre tais processos, há 3 processos trabalhistas, com estimativa superior a R$3.000.000,00, osquais encontram-se devidamente provisionados, sendo que:(a) dois deles encontram-se em fase de execução, com valores estimados de R$6milhões e R$ 4,5 milhões, e(b)um deles encontra-se aguardando manifestação do autor para impulsionar ofeito, cujo valor estimado é de R$ 3 três milhões.202

IX.1 HistóricoIX.2. InvestimentosIX 3. Ofertas Públicas de Aquisição de AçõesIX.4. Reestruturações SocietáriasIX.5. Investimentos Relevantes em Outras SociedadesIX.6. Valores MobiliáriosIX.7. AtividadesIX.8. Estrutura OrganizacionalIX.9. Composição do Capital SocialIX.10. AdministraçãoIX.11. PessoalIX.12. Contingências Judiciais e AdministrativasSEÇÃO IX – INFORMAÇÕES RELATIVAS À GUARANIANA203

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)204

INFORMAÇÕES RELATIVAS À GUARANIANAIX.1 HistóricoA Guaraniana é companhia aberta com sede no Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro, na Rua daCandelária, 65, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 01.083.200/0001-18.Seu prazo de duração é indeterminado e seu objeto social consiste na participação em outrassociedades, na assessoria de negócios e na importação de bens e serviços.A Guaraniana foi constituída através da Assembléia Geral de Constituição, realizada em 14 de fevereirode 1996, e é inscrita no Registro de Empresas sob o NIRE 33.300.266.003 e na CVM sob o nº 01553-9.Em julho de 1997, a Guaraniana foi constituída pela Previ, Iberener e BB-BI, com o objetivo de sera holding concentradora dos investimentos de seus acionistas nos segmentos de energia elétrica,com foco na Região Nordeste do Brasil.Ainda em 1997, a Guaraniana adquiriu, por meio de leilão de privatização, o controle acionário daCoelba, pagando o valor de R$ 1,7bilhão. Durante os anos de 1998 e 1999, ela adquiriu diversoslotes de ações em bolsas de valores, sendo proprietária, em maio de 1999, de 56,50% do capitalsocial total da Coelba.A Guaraniana, sua controlada Coelba e a Uptick adquiriram, em leilão de privatização realizado em1997, o controle acionário da Cosern, cujas participações somadas totalizavam 73,34% do capitaltotal da mencionada companhia. O valor do desembolso foi de R$ 674 milhões.Guaraniana, Coelba e Uptick adquiriram, com expressivo ágio, as ações ordinárias representativasdo capital social da Cosern, tanto em leilão de privatização, como em leilão especial realizado naBovespa. Para amortização desse ágio, foi constituída a Ibidem S.A., que passou a ser controladapela Guaraniana, Coelba e Uptick, e a controlar a Cosern.Em outubro de 1999, foi realizada na Bovespa uma oferta pública de compra de ações através daqual a Guaraniana adquiriu ações representativas de 31,34% do capital social da Coelba, passando,então, a deter 87,84% do capital social total da referida companhia.Durante o ano de 2000, foram realizadas 2 ofertas públicas de compra de ações da Cosern, nas quaisa Coelba adquiriu ações de sua emissão no montante total de R$ 111 milhões, passando aGuaraniana a deter, direta e indiretamente, 84,44% do capital total da Cosern.No ano de 2000, um consórcio composto pelas empresas ADL Energy S.A., Previ e Banco do Brasil(“Consórcio”) arrematou, em leilão de privatização, o controle acionário da Celpe, composto porações representativas de 79,62% do capital total pelo preço mínimo estabelecido de R$ 1,8 bilhão.Ainda no exercício de 2000, o Consórcio adquiriu ações dos empregados da Celpe, as quaisrepresentavam 4,76% de seu capital total.Em dezembro de 2000, os integrantes do Consórcio realizaram aumento de capital na Guaraniana,integralizando-o mediante a conferência de 84,38% de ações da Celpe.No último trimestre de 2000, a Guaraniana realizou diversas aquisições de ações preferenciais daCelpe em bolsas de valores, representativas de 0,7% do capital total desta companhia, detendo, nofinal do exercício, 85,08% do capital total.205

A aquisição da Celpe foi fundamental para o desenvolvimento de um Plano Industrial no Nordestedo Brasil, com o objetivo de maximizar o aproveitamento das sinergias, por meio da gestãointegrada dos 3 negócios (vide detalhamento no item IX.2. – “Investimentos”).IX.2. InvestimentosO lucro consolidado da Guaraniana foi, aproximadamente, de R$ 44 milhões em 2003, revertendode forma significativa o prejuízo registrado em 2002. A melhoria do resultado deveu-se,basicamente, à recuperação do mercado das três distribuidoras controladas (Coelba, Celpe e Cosern)e à entrada em operação da UHE Itapebi, que, em seu primeiro ano de operação, registrou lucro deR$ 14 milhões. Com isso, a receita operacional líquida consolidada de 2003 foi 21% maior que a de2002, alcançando a cifra de R$ 3,5 bilhões. O EBITDA superou R$ 1 bilhão, sendo 64% maior queo realizado em 2002.Em virtude do elevado endividamento ao final de 2002 e das altas taxas de juros registradas em2003, o resultado financeiro negativo foi 39% superior ao realizado no exercício anterior. Mantevesea estratégia de contratar operações de hedge / swap para proteção econômica e financeira dopassivo bancário em moeda estrangeira.A confiança dos acionistas na Guaraniana se manteve com os novos aportes de capital realizados noexercício encerrado em 31 de dezembro de 2003, que totalizaram R$ 314 milhões. A Guaranianaregistrou, assim, patrimônio líquido de R$ 4,7 bilhões, 7,5% superior ao de 2002. O endividamento(saldos de empréstimos, financiamentos e debêntures) foi reduzido em R$ 430 milhões, que,combinado com o aumento do patrimônio líquido, representou uma redução do índice deendividamento de 50% para, ao final de 2003, 46%.Em 2003, a Guaraniana investiu aproximadamente R$ 333 milhões em três projetos de geração doGrupo Guaraniana. A construção da UHE Itapebi foi concluída no prazo previsto e suaoperacionalização iniciou-se no primeiro trimestre de 2003. Além disso, foram emitidos R$ 200 milhõesem debêntures pela Itapebi, concluindo a estrutura de capital planejada para esta companhia. As obras daTermopernambuco foram concluídas e suas atividades comerciais iniciadas em janeiro de 2004.As obras do Projeto Termoaçu foram paralisadas desde abril de 2003, em virtude de algumasindefinições regulatórias que garantissem a viabilidade econômica e financeira exigida em projetosdessa natureza. Atualmente, a Guaraniana está em fase avançada de negociação com a Petrobrás(acionista deste projeto, com 30% do capital) a fim de criar as condições de viabilidade econtinuidade desse negócio.A Guaraniana segue ocupando posição de liderança em volume de investimentos no setor dedistribuição de energia elétrica. Suas distribuidoras (Coelba, Celpe e Cosern) atuaram e investirammais de R$ 400 milhões na modernização, eficiência e automação de suas subestações (vide maiordetalhamento no item IX.5. abaixo – Investimentos Relevantes em Outras Sociedades).O Grupo Guaraniana baseia sua estratégia de criação de valor em duas linhas principais:1. Gestão eficiente dos negócios: a partir de sua liderança no mercado, a Guaraniana impulsiona umaplataforma energética e serviços integrados no Nordeste brasileiro, aproveitando a sinergia existenteentre os diversos negócios, maximizando as possibilidades de melhorias técnicas, comerciais efinanceiras de suas empresas, por meio da transmissão e intercâmbio de experiências. A Guaranianaconta, ainda, com o respaldo financeiro de seus sócios e a tecnologia do Grupo Iberdrola como operador,com comprovada experiência na Espanha, onde é líder em eficiência no setor elétrico.2. Crescimento rentável e sustentável: com foco no desenvolvimento e incremento do potencial daregião Nordeste, busca criar e desenvolver oportunidades de negócios e atividades que maximizemo retorno para os seus acionistas, buscando contribuir para o desenvolvimento econômico e socialda região.206

Desde o ano de 2000, houve a consolidação da Guaraniana como holding, passando a ter estruturaorganizacional própria e a atuar com o objetivo de desenvolver e homogeneizar o controle e agestão dos investimentos de modo mais eficiente.Paralelamente, no setor de distribuição, desenvolveu-se uma estrutura de serviços e atividadescompartilhadas que vai permitir aproveitamento das vantagens derivadas da operação em conjuntodas três distribuidoras de energia da Região.Assim, desde sua constituição, a Guaraniana investiu em 10 empresas das áreas de energia etelecomunicações, consolidando-se como o maior grupo investidor em distribuição elétrica noNordeste do país.Entre 1997 e 2002, a Guaraniana incrementou seus investimentos em geração e distribuição deenergia elétrica, principalmente como forma de garantir o contínuo abastecimento para seus clientese contribuir para minimizar os riscos de déficit de energia no País. Em 2002, o Grupo Guaranianainvestiu aproximadamente R$ 1,5 bilhão.Em 2003, a Guaraniana investiu aproximadamente R$ 750 milhões. Com isso, acumulainvestimentos no Nordeste do Brasil distribuídos entre aquisições de empresas em leilões deprivatizações, compras de ações, aumentos de capital em controladas, investimentos em distribuiçãoe geração, desde 1997, no montante de R$ 9,6 bilhões.IX.3. Ofertas Públicas de Aquisição de AçõesNão houve ofertas públicas de aquisição de suas ações registradas na CVM.IX.4. Reestruturações SocietáriasAs reorganizações societárias ocorridas no âmbito da Guaraniana, sociedades controladas oucoligadas, direta ou indiretamente, estão descritas abaixo.1. TermoaçuEm reunião do Conselho de Administração da Guaraniana e da Cosern, realizadas em março de2003, foi tomada a decisão de desverticalização, consoante interesse do órgão regulador. Conformecontrato celebrado entre as partes, firmado em 31 de março de 2003, foi efetuada a compra de150.640.000 ações ordinárias nominativas de propriedade da Cosern, no valor deR$ 182.378.000,00.2. TermopernambucoEm reunião do Conselho de Administração da Guaraniana e da Celpe, realizada em 16 de outubrode 2003, foi aprovada a desverticalização, transferindo a participação até então detida pela Celpepara a Guaraniana, por meio da compra e venda de 253.730.000 ações ordinárias nominativas deemissão da Termopernambuco, no valor de R$ 333.877.000,00, das quais apenas 50.527.000 foramsubscritas.Em 31 de dezembro de 2003, por meio da Reunião do Conselho de Administração e de AssembléiaGeral Extraordinária da Termopernambuco, foi aprovada a conclusão do processo de reestruturaçãosocietária, com o objetivo de transferir para a Termopernambuco o benefício fiscal do ágio deR$ 130.674.000,00, pago na aquisição das referidas ações.Para tanto, em reunião do Conselho de Administração da Guaraniana, realizada em 26 de dezembrode 2003, foi aprovado aumento de capital na sociedade de propósito específico (SPE) Rio JapuriEmpreendimentos e Participações S.A., integralizado por meio da contribuição com as ações e oágio referentes ao investimento da Guaraniana na Termopernambuco, tendo como data base 31 denovembro de 2003. O processo foi concluído com a incorporação pela Termopernambuco de sua207

então controladora, e respectivamente do ágio e da provisão para manutenção da integridade dopatrimônio líquido.3. TracolO Conselho de Administração da Guaraniana aprovou a alienação da participação acionária nacontrolada Tracol, para a Worktime Assessoria Empresarial Ltda., pelo valor de R$ 3.350.000,00,conforme consta de instrumento particular de compra e venda de ações assinado em 9 de setembrode 2003, onde foi apurado um ganho de R$ 864 mil, registrado como resultado não operacional dacontrolada.4. ItapebiEm reunião do Conselho de Administração da Guaraniana e da Coelba, realizadas em 23 de outubrode 2003, foi aprovada a transferência, por meio de compra e venda de 63 milhões de açõesordinárias de emissão da Itapebi, no valor de R$ 126.257.000,00 da Coelba para a Guaraniana. Acelebração do contrato de compra e venda, que dará efeito à operação, está dependendo deaprovação prévia da Aneel.IX.4.1. Amortização do ÁgioDurante o 2º (segundo) semestre de 2000, foram concluídos os processos de reestruturação societáriaque transferiram para a Coelba, Celpe e Cosern os ágios pagos nos respectivos leilões de privatizaçãodestas companhias, que irão gerar, por meio de sua amortização, significativos benefícios fiscais paraas distribuidoras, com deduções na arrecadação de seu imposto sobre a renda.Seguem abaixo especificações sobre os processos de amortização de ágio:CelpeApós o processo licitatório de privatização da Celpe, o Consórcio decidiu transferir para a Celpe obenefício fiscal resultante da amortização do ágio pago pelos acionistas controladores, quando daaquisição das ações. Para tanto, as ações de emissão da Celpe foram transferidas à Guaraniana,mediante a integralização de aumento de seu capital.Em seguida, essas ações foram transferidas à Leiscester Comercial S.A., subscritas pela Guaranianae integralizadas por meio de transferência das ações de emissão da Celpe. Em momento posterior, aLeiscester Comercial S.A. foi incorporada pela Celpe, possibilitando, então, o aproveitamento dosbenefícios fiscais admitidos em lei, na medida em que a Celpe passou a ter condições de gerar umaumento da base contábil, para fins de amortização do ágio, reduzindo assim a carga fiscal (impostosobre a renda e contribuição social sobre o lucro líquido).CosernEm dezembro de 2000, a Ibidem S.A. foi então incorporada pela Cosern, para o aproveitamentopela Cosern do ágio pago quando da aquisição de ações de sua emissão.Desta forma, a incorporação propiciou benefícios de natureza contábil-fiscal, na medida em que aCosern passa a ter condições na base contábil, para fins de amortização, nos termos do artigo 7º daLei nº 9.532/97 e da Instrução CVM nº 285/98.CoelbaDa mesma forma acima, a Nordeste Participações, companhia controlada pela Guaraniana econtroladora da Coelba, foi por esta incorporada, de modo que o ágio que detinha foi amortizado,208

proporcionando à Coelba a dedução do benefício para fins de recolhimento de Imposto de Renda eContribuição Social sobre o Lucro Líquido.IX.5. Investimentos Relevantes em Outras SociedadesEm 2003, o Grupo Guaraniana investiu, aproximadamente, R$ 750 milhões. Com isso, acumulainvestimentos no Nordeste do Brasil, distribuídos entre aquisições de empresas em leilões deprivatizações, compras de ações, aumentos de capital em controladas, investimentos em distribuiçãoe geração, desde 1997, na ordem de R$ 9,6 bilhões.Investimentos (R$ milhões) 2003 2002 1997/2001 TotalEm empresas de distribuição Coelba - - 2.152 2.152Celpe - - 1.956 1.956Cosern - - 825 825Em empresas de diversificação Tracol 4 1 5 11Televias - - 2 2Ibenbrasil - - 4 4GCS Energia - 7 7 14Pelas empresas de geração de Termoaçu 76 288 73 437energia elétrica (ativo permanente) Termopernambuco 234 532 266 1.032Pelas empresas de distribuição deenergia elétricaCoelbaItapebi 23 217 438 678Coelba 236 265 1.063 1.564Celpe 136 151 285 572Cosern 39 48 235 322Descrição detalhada sobre a Coelba poderá ser encontrada na Seção VIII deste Prospecto.CelpeA Guaraniana detém 89,17% da participação direta e indireta da Celpe.A Companhia de Eletricidade de Pernambuco foi constituída como sociedade de economia mistaem 10 de fevereiro de 1965, oriunda do DAE (Departamento de Águas e Energia). Naquele ano, aEmpresa tinha 462 empregados e atendia a 156 localidades em Pernambuco, com 112.132 clientes eum consumo de 141.170 MWh. O sistema elétrico era composto de 14 linhas de 69 kV, com umaextensão de 344 km e 126 linhas em 13.8 kV, totalizando 1.150 km. A potência instalada das seissubestações de 69/13.8 kV era de 33 MVA, além de 156 redes de distribuição.Em 17 de dezembro de 1986, a Empresa mudou sua razão social para Companhia Energética dePernambuco – Celpe.A Celpe foi privatizada em 17 de fevereiro de 2000. Comprada pelo Consórcio Guaraniana,organização formada pela Iberdrola Energia, Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco doBrasil (Previ) e BB Banco de Investimentos S.A.A Celpe é uma Sociedade Anônima de capital aberto, regida pelo Estatuto Social e pelasdisposições legais que lhe forem aplicáveis.A Celpe atua na distribuição e comercialização de energia elétrica. É uma empresa de mercadoregulado, possuindo 31 clientes atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV caracterizando osmaiores clientes da empresa.209

A Celpe é uma empresa de grande porte, com faturamento de R$ 1,6 bilhões em 2003.A Empresa dispõe de uma infra-estrutura para atender a 186 municípios, incluindo o município dePedra de Fogo na Paraíba e o Arquipélago de Fernando de Noronha, totalizando 2.482.782 clientes,contribuindo com o desenvolvimento econômico e social do Estado.A sede da Celpe está situada no Bairro da Boa Vista, Recife; numa edificação de 9 andares com20.000 m2, possui central de refrigeração, auditório para 220 pessoas e pátio interno comestacionamento para 180 veículos.CosernA Cosern é empresa coligada da Coelba e sua descrição detalhada pode ser encontrada no itemVIII.5 – “Investimentos Relevantes em Outras Sociedades”.GCS EnergiaA Guaraniana detém 100% do controle da GCS Energia.A GCS Energia, constituída em 16 de agosto de 2000, é uma companhia fechada, com sede à AvAbdias de Carvalho, n° 1.111, 5° andar, Bairro Madalena, Recife, PE, CEP 50.830-900, inscrita noCNPJ MF sob o n° 04.780.652/0001-47.A GCS Energia foi autorizada pela Aneel, em 17 de novembro de 2000 através da Resolução441/2000, para o exercício da comercialização de energia elétrica.A principal atividade de GCS Energia é a comercialização com clientes livres, autoprodutores,produtores independentes e distribuidores de energia elétrica. A GCS Energia também desenvolveatividades de consultoria e prestação de serviços junto ao Mercado Atacadista de Energia – MAE.Em 08 de novembro de 2001, a GCS Energia constituiu a Termo GCS, sociedade limitada comobjeto social de produção independente de energia, tendo a GCS Energia 99% (noventa e nove porcento) das cotas e a Guaraniana, 1% (um por cento). A Termo GCS mantém com a CompanhiaBrasileira de Energia Emergencial - CBEE contrato de disponibilidade de capacidade no montantede 30 MW (trinta megawatts), com vigência até dezembro de 2005.São indicados abaixo os principais dados técnicos da GCS Energia:ItemEnergia Média Mensal ComercializadaCarteira de Clientes LivresCarteira de Produtores de Energia AlternativaPrevisão de Faturamento Anual - 2004Descrição90.000 MWh121 MW38,5 MWR$ 100 milhõesTermoaçuA Termoaçu, constituída em 25 de abril de 2000, é uma companhia fechada, com sede na Cidade deNatal, Estado do Rio Grande do Norte, na Rua Mermoz nº 150, térreo, bairro Cidade Alta CEP:59025-250, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 03.783.964/0001-41 e inscrição estadual nº 20.085.307-4.210

A Usina Termoelétrica (“UTE”) da Termoaçu (a “UTE Termoaçu”) está localizada no município deAlto do Rodrigues, a cerca de 240 km ao Norte da cidade de Natal.A Termoaçu é uma usina co-geradora de energia e vapor de água, a gás natural que utiliza 2turbinas a gás. A Termoaçu venderá 311 MW de sua energia através de três Contratos de Compra eVenda de Energia para Cosern, Coelba e Petrobrás. A produção de 610 toneladas/hora de vapor serávendida à Petrobrás através de um contrato de conversão de energia. O prazo de fornecimento dosquatro contratos é de 20 anos a partir da data do início do fornecimento, prevista para 15 de marçode 2006. Para o suprimento de gás natural, a Termoaçu está negociando contratos de suprimentocom a Potigás (Downstream) e com a Petrobrás (Upstream).São indicados abaixo os principais dados técnicos da UTE Termoaçu:ItemDescriçãoPotência brutaPotência líquidaEnergia DisponívelTurbinas tipo General Electric - Heavy DutyInterligação com Sistema Elétrico da ChesfSubestação320 MW311 MW3.315.706 MWh/ano2 turbinas a Gás, com potência de 170,7 MW(Condições ISO) cadaLinha de Transmissão Termoaçu/ Açu II 230 kV,com extensão de 32 km – LT 230 kV230 kV disjuntor e meioTermopernambucoA Guaraniana detém 92,14% da participação direta e indireta da TermopernambucoA Termopernambuco , constituída em 09 de maio de 2000, é uma companhia fechada, com sede naCidade de Recife, Estado de Pernambuco, na Rua João Fernandes Vieira nº 190 sala 501 bairro daBoa Vista CEP: 50050-180, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 03.795.050/0001-09 e inscrição estadualnº 18.1.001.0273833-9.A UTE da Termopernambuco (a “UTE Termopernambuco”) está localizada no município deIpojuca, especificamente no Complexo Industrial e Portuário de Suape, 50 km ao Sul da cidade deRecife.A Termopernambuco é uma usina geradora de energia a gás natural que utiliza 2 turbinas a gás euma turbina a vapor em configuração de ciclo-combinado. A Termopernambuco vende 390MW desua energia através de um Contrato de Compra e Venda de Energia para Celpe e 65MW através deum Contrato de Compra e Venda de Energia para a Coelba. O prazo de fornecimento em ambos oscontratos é de 20 anos a partir da data do início do fornecimento, que foi 15 de maio de 2004. Parao suprimento de gás natural, a Termopernambuco firmou contratos de suprimento com a Copergás(Downstream) e com a Petrobrás (Upstream).211

São indicados abaixo os principais dados técnicos da UTE Termopernambuco:ItemPotência brutaPotência líquidaEnergia DisponívelTurbinas tipo General Electric - Heavy DutyInterligação com Sistema Elétrico da CHESFSubestaçãoDescrição532 MW520 MW3.871.920 MWh/ano2 turbinas a Gás, com potência de 160 MWcada e 1 Turbina a Vapor, com Potência de212 MWLinha de Transmissão Suape / Pirapama II230 kV, com extensão de 27 km – LT 230 kV230 kV disjuntor e meioItapebiTrata-se de empresa coligada da Coelba e sua descrição está detalhada no item VIII.5 –“Investimentos Relevantes em Outras Sociedades” deste Prospecto.IX.6. Valores MobiliáriosAções Ordinárias e PreferenciaisO capital social autorizado, aprovado em AGE, de 11 de julho de 2003, é de R$ 4.740.000,00 e ocapital integralizado é de R$ 4.739.025,302,74, representado por 5.850.636.194,00 ações ordinárias,nominativas, sem valor nominal.As ações ordinárias conferem ao seu titular direito de voto nas deliberações da Assembléia Geral.Não há ações preferenciais de emissão da Guaraniana. De acordo com o Estatuto Social, porocasião de sua emissão, as ações preferenciais não conferirão direito de voto a seus titulares, masterão prioridade no reembolso do capital, sem prêmio, no caso de liquidação da companhia.IX.7. AtividadesAs atividades desenvolvidas pela Guaraniana compreendem exclusivamente o investimento em suascontroladas, visando sempre o melhor execução e desenvolvimento dos serviços prestado por estascompanhias. Portanto, as atividades desenvolvidas pela Guaraniana são de natureza gerencial eadministrativa.IX.7.1. Mercado de atuaçãoMercado de Energia ElétricaA Guaraniana é uma holding que atua no setor elétrico, participando do capital social dedistribuidoras, de geradoras e de uma comercializadora.As distribuidoras de energia elétrica - Coelba, Cosern e Celpe - são controladas pela Guaraniana etêm como mercado de atuação o abastecimento de energia elétrica no Nordeste brasileiro.As geradoras, por sua vez, são responsáveis pela geração e transmissão de energia elétrica, que édistribuída aos consumidores.Faturamento e ArrecadaçãoTendo em vista que a Guaraniana é uma holding cujo único ativo é a participação acionária em suascontroladas, suas receitas decorrem dos dividendos pagos por estas companhias.212

A distribuição de tais dividendos pelas controladas à Guaraniana é limitada, em decorrência decontratos por elas celebrados, conforme descrito no quadro a seguir:EmissoraAlém da terceira e da quarta emissões de debêntures – que restringem a distribuição de dividendos,nos termos das respectivas escrituras -, os contratos de financiamento celebrados pela Emissora,confome quadro abaixo, contêm cláusulas que suspendem a distribuição de dividendos na hipótesede inadimplememento de pagamento e/ou descumprimento de covenants.CredorMoedaContratadoem R$ milSaldo devedor(R$ mil) Custo Vencimento Amortização GarantiaBNDES REAIS 132.485 51.773 TJLP + 3,85% 2006 Mensal Receita Própria e NPGARTER DÓLAR 333.822 930.858Libor+Spread=3,00%2004 Trimestral Intercompany NoteELETROBRÁS REAIS 307.325 174.762 5% a 7%a a 2015 Mensal Receita Própria eBIDCesta demoedas211.261 63.123 7,75 % a.a. 2006 Semestral Fiança BancáriaBID DÓLAR 48.058 26.090 3,00% a.a. 2011 Semestral Fiança BancáriaO contrato celebrado com o BNDES (FINEM) restringe o pagamento de dividendos,exclusivamente, em valor acima do dividendo mínimo obrigatório, no caso de inadimplemento dasobrigações.* O contrato do BNDES (FINEM) contém a seguinte cláusula: "K. pagar o crédito ao LÍDER, na qualidade derepresentante dos Bancos Agentes, prioritariamente à distribuição de dividendos superiores ao mínimo obrigatório e jurossobre o capital próprio"CosernAs debêntures da segunda emissão de debêntures da Cosern estão em fase de registro na CVM.A respectiva escritura da emissão prevê que, na hipótese de inadimplemento, a Cosern não poderádistribuir dividendos em valor acima do dividendo mínimo obrigatório.CredorMoedaContratado emR$ milDebenturistas REAIS 120.000 120.000Saldo devedor(R$ mil) Custo Vencimento Amortização GarantiaCDI +2,5%aa2007 trimestralPenhor de Recebíveis+ Fiança daGuaraniana213

CelpeA Celpe possui duas operações que limitam o pagamento de dividendos, (i) em valor equivalente aomínimo obrigatório, durante toda a vigência do contrato, e (ii) veda a distribuição de dividendos, emcaso de inadimplemento do respectivo contrato, conforme quadro abaixo.CredorMoedaContratadoem R$ milSaldo devedor(R$ mil) Custo Vencimento Amortização GarantiaClub Deal DÓLAR 200.000 200.000 libor + 4%aa 2008 trimestralPenhor de Recebíveis +Fiança da GuaranianaSindicato – Líder:SantanderREAIS 229.727 229.727 CDI + 4%aa 2008 trimestralPenhor de Recebíveis +Fiança da GuaranianaA Celpe está estruturando, ainda, sua primeira emissão de debêntures (R$ 127.939.500,00), quelimitará a distribuição de dividendos, em valor equivalente ao mínimo obrigatório, no caso deinadimplemento.TermopenambucoA Termopenambuco possui um contrato de financiamento junto ao BID, que contém cláusulas delimitação a distribuição de dividendos, no caso de descumprimento de determinadas cláusulas. Umavez integralmente adimplente com relação a estas cláusulas, não existe restrição ao pagamento dedividendos.Contratado em Saldo devedorCredor Moeda R$ mil (R$ mil) Custo Vencimento Amortização Garantialibor + sreadBID DÓLAR 202.400 202.4002015 semestral Project Finance(variável)ItapebiA Itapebi possui dois contratos de financiamento, conforme tabela abaixo, que possuem cláusulasque limitam a distribuição de dividendos em valor equivalente ao mínimo obrigatório, apenas nashipóteses de inadimplemento.CredorMoedaContratado em Saldo devedorR$ mil (R$ mil) Custo Vencimento Amortização GarantiaBNDES repasse REAIS 150.000 192.000 TJLP + 4,25%aa 2014 mensal Project FinanceBNDES direto REIAS 50.000 61.000 TJLP + 4,00%aa 2014 mensal Project Finance214

IX.7.2. Contratos relevantesContratos de FinanciamentoA Guaraniana, por si ou através de suas controladas, visando assegurar que oscilações significativasnas cotações das moedas a que está sujeita seu passivo em moeda estrangeira não afete seuresultado e fluxo de caixa, realizou operações de swap cambial, exceção feita ao empréstimo BIDou a sua controlada Termopernambuco, para os quais existem proteção cambial prevista por meiode fórmula de cálculo do preço da energia.Financiamento BNDESEm 01 de agosto de 1997, a Guaraniana celebrou com o BNDES um contrato de financiamentomediante abertura de crédito, no montante de R$ 487.905.268,91, cujo objetivo era a aquisição, pelaGuaraniana, em leilão público especial de venda, de 9.812.071.773 ações ordinárias de emissão daCoelba, no âmbito do processo de desestatização. O principal da dívida deveria ser pago emparcelas semestrais. Para garantia do empréstimo, a Nordeste Participações caucionou em favor doBNDES 9.812.071.773 ações ordinárias representativas do capital social da Coelba.Contratos de abertura de créditoEntre 2001 e 2002, a Guaraniana celebrou com o Banco do Brasil contratos de abertura de créditoem conta-corrente, cujo objetivo era a eventual constituição de reforço ou provisão de fundos naconta de depósitos mantida pela Guaraniana. Os créditos abertos totalizam o valor de face deR$ 84,5 milhões, sendo os contratos automaticamente renovados por iguais períodos. Para garantiade tais contratos, as dívidas foram representadas por notas promissórias emitidas pela Guaraniana,avalizadas pela Coelba.Em 16 de setembro de 2002, a Guaraniana celebrou um contrato de abertura de crédito conta hot DICETIP – NP no valor de R$ 18,5 milhões, que será devido em 16 de dezembro de 2002. A dívida érepresentada por uma nota promissória no valor de R$ 23.125.000,00.Em 11 de dezembro de 2003, a Guaraniana emitiu uma cédula de crédito bancário junto ao BancoItaú BBA S.A. no valor de USD 13,592,035.07, cujo saldo devedor será devido em 08.12.2004.Contrato de SwapEm 11 de dezembro de 2003, a Guaraniana celebrou um Contrato de Swap com o Banco Itaú BBAS.A. Referido contrato foi confirmado por 1 termo de negociação no valor total deR$ 40.000.000,00.Aval e Fiança das Obrigações Assumidas pelas ControladasA Guaraniana assumiu, na qualidade de acionista controladora (sociedade holding), a condição defiadora, avalista e responsável solidária, pelo pagamento de diversas dívidas assumidas por suasempresas controladas, incluindo a Coelba.Contratos de Energia ElétricaA Guaraniana não é parte como compradora, vendedora ou interveniente de contratos de compra evenda de energia.215

IX.7.3. Patentes, Marcas e LicençasA Guaraniana é titular da marca “Guaraniana” perante o Instituto Nacional de PropriedadeIndustrial. A marca em referência não tem impacto significativo em suas operações diárias. AGuaraniana não possui nenhuma patente registrada e/ou depositada, nem celebrou contratos delicenciamento de propriedade industrial.IX.7.4. Principais estabelecimentos e ativosA Guaraniana não possui imóveis ou ativos cujos valores sejam relevantes, possuindo ativosconstituídos eminentemente das participações societárias em suas controladas.IX.8. Estrutura OrganizacionalA estrutura organizacional da Guaraniana, está composta conforme quadro a seguir:216

IX.9. Composição do Capital SocialIX.9.1. AcionistasAbaixo, o quadro de acionistas da Guaraniana:ACIONISTASQUANT. AÇÕES ORDINÁRIAS (Mil)Iberener 2.165.014Previ 1.246.823BB-BI 435.504F. M. Inv. Em ações C. L. BB Ações Price 379.521521 Participações 1.048.751F. M. Inv. em Ações C. L. BB Cart. Livre 323.858Iberdrola Energia do Brasil Ltda 73.298Outros 66.493Total 5.739.262As participações no capital social da Guaraniana estão assim definidas:Atualizado em 31/03/2003Iberdrola Energia S/AIberdrola Energia do BrasilLtdaPreviBB-BIFund. Mútuo Inv. em AçõesCart. Liv-BB Ações PriceBrasilcap Capitalização S/A521 ParticipaçõesFund. Mútuo Inv. em AçõesCart. Liv-BB Carteira Livre IA Previ foi criada em 1904. É um fundo de pensão pioneiro, cujas atividades antecederam àinstituição da seguridade oficial no Brasil. Sua finalidade é complementar, para os empregados doBanco do Brasil, os benefícios de aposentadoria e de pensão oferecidos pelo sistema oficial. A Previtem cerca de 120 mil associados, dos quais 73 mil são empregados ativos do Banco do Brasil e 47mil são aposentados.O fundo de pensão dos funcionários do Banco do Brasil é o maior da América Latina e o 77° domundo em patrimônio. Seus recursos somam R$ 34 bilhões. A Previ tem participação acionária emcerca de 100 empresas, entre elas a Vale do Rio Doce, Perdigão, Ferronorte, Embraer, Tele NorteLeste e Tele Centro Sul.217

O Banco do Brasil, maior instituição financeira da América Latina, foi fundado em 12 de outubrode 1808, com o objetivo de fomentar a produção nacional, executar a comercialização de produtosagropecuários de interesse do Governo Federal e incentivar o intercâmbio comercial do país com oexterior, além de atuar como instrumento de execução da política creditícia e financeira do GovernoFederal. Sua clientela, de 12.900.000 pontos de atendimento 2.908 agências em todo o Brasil, 33dependências no exterior e parcerias internacionais (Visa, Mastercard e Western Union) quepermitem acesso a serviços no mundo todo, oferecendo soluções para necessidades de serviçosbancários, de grandes operações de engenharia financeira ao crédito pessoal.Buscando diversificar seus investimentos, foi criada a subsidiária integral BB-BI em outubro de1988, caracterizando-se como um banco de investimentos clássico, tendo como meta prioritária, aparticipação direta em sociedades anônimas. Além disso, desde 1996 o BB-BI vem participandocomo adviser de grupos financeiros nacionais e estrangeiros nos processos de privatização,mantendo também forte presença na estruturação de operações de underwriting (nos segmentos derenda fixa e variável).A lberener foi criada em 1995 para ser a empresa canalizadora dos investimentos internacionais doGrupo lberdrola. Desde então, tem desempenhado um importante papel, principalmente nos últimos3 anos, posicionando-se em toda a América Latina - Brasil, Bolívia, Colômbia, Chile, México,Guatemala e Uruguai.A Iberener participa da gestão de 24 empresas que operam nas áreas de eletricidade, gás, água etelecomunicações e administra dez empresas de serviços. Estas companhias abasteceram mais de 22milhões de clientes em 2000, faturando um total de US$ 5.991.410,00 - 20% a mais que no anoanterior.Alterações RelevantesNão houve alterações relevantes na estrutura societária da Guaraniana nos últimos 5 anos.Ações em TesourariaA Guaraniana não possui ações em tesouraria.218

IX.9.2. Política de dividendosAbaixo, planilha contendo o histórico da distribuição dos dividendos nos últimos 5 (cinco) anos (emmilhares de Reais):Exercício CapitalSocialReservas deCapitalPatrimônioLíquidoLucro/PrejuízoAcumuladosDividendosDistribuídosData dacapitalização1999 1.906.554 0 1.452.977 (453.577) -- --2000 3.822.430 261 3.877.281 50.865 (2.300) AGE 26.04.20012001 3.939.690 261 3.994.822 50.865 (5.335) AGO 30.04.20022002 4.425.025 2.288 4.413.419 (13.894) -- --2003 4.739.025 2.288 4.743.116 0 (34.253) --IX.9.3. Acordos de AcionistasNão há acordos de acionistas arquivados na sede da Guaraniana.Em 1 de setembro de 2003, a Guaraniana publicou fato relevante, informando que o BB-BI, a Previe a Iberener assinaram, no dia 29 de agosto de 2003, Memorando de Entendimentos (“MDE”), comvalidade até janeiro de 2005, que define novo modelo de governança e de gestão da Guaraniana.O MDE formaliza a intenção destes acionistas em adequar os princípios de gestão e de governançada Guaraniana às práticas exigidas para ingresso nos segmentos especiais de listagem da Bovespa.Entre as primeiras medidas adotadas está a reorganização do corpo diretivo da Guaraniana, razãopela qual serão contratados profissionais de mercado, com a ajuda de empresa especializada emseleção de executivos.IX.9.4. Transações com partes relacionadas:A Guaraniana efetuou transações com partes relacionadas, detalhadas a seguir (base 31 de março de2004):219

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CoelbaRefere-se ao valor a receber de dividendos e juros sobre capital próprio, declarado pela controladaCoelba.CelpeSaldo a pagar referente ao processo de desverticalização da Termopernambuco ocorrido em 2003.Esse saldo é atualizado pela variação da taxa de juros - CDI. Adicionalmente, tem-se o valor areceber de dividendos e juros sobre capital próprio, declarado pela controlada Celpe.TermopernambucoRefere-se à operação de mútuo com a controlada Termopernambuco para cobertura de necessidadesde pagamentos em moeda nacional realizados para a construção da usina térmica, até a liberação dofinanciamento em moeda nacional para o projeto. Essa operação está suportada por contratofirmado entre a Guaraniana e a Termopernambuco, com interveniência do Banco Interamericano deDesenvolvimento – BID (credor externo da Termopernambuco). As taxas pactuadas nessa operaçãosão idênticas às taxas previstas para contratação do financiamento em moeda nacional para oprojeto (TJLP + 4,5% ao ano).TermoaçuRefere-se ao adiantamento de capital efetuado pela Guaraniana. Os adiantamentos têm finalidade deaporte de capital, porém não vem sendo efetivado devido à paralisação do projeto. Essesadiantamentos não vem sendo atualizados.GCSRefere-se ao valor a receber de dividendos e juros sobre capital próprio declarado pela controladaGCS.TERMOGCSRefere-se ao valor a receber de dividendos e juros sobre capital próprio declarado pela controladaTERMOGCS.IberenerRefere-se a valores a pagar por prestação de serviços de consultoria e assistência técnica deimplantação da Central Termoelétrica prestados à Termoaçu, conforme contrato nº 010350 de 18 dedezembro de 2000. Sobre o saldo devedor incide variação cambial. Sobre o saldo em atraso, vemsendo acrescidos juros de mora equivalentes ao índice IGPM-FGV e taxa de 12% ao ano, por cadadia de atraso.Amara BrasilContrato nº 44113998, vigência de 16 de dezembro de 1998 até 15 de maio de 2005. O mesmo écorrigido pelo IGPM-FGV a cada 12 meses.221

FaelbaVide item VIII.10.4 deste Prospecto.Fundação CosernContrato Fasern, com vigência até setembro de 2004, índice de correção TR + 0,5% ao mês.Fundação CelpeContrato CELPOS de mútuo de benefícios concedidos, benefícios a conceder e indenizações deperdas com imóveis, com vigência até dezembro de 2007, dezembro de 2023 e dezembro de 2005,respectivamente, com índice de correção pelo INPC + 6% ao ano.IX.10. AdministraçãoIX.10.1 ComposiçãoA Administração da Guaraniana é composta por um Conselho de Administração formado por, nomínimo, 5 membros e, no máximo, 10 membros e por uma Diretoria de 4 membros, sendo 1 DiretorPresidente, 1 Diretor de Controle de Gestão e 1 Diretor de Desenvolvimento Estratégico.Atualmente, há 10 membros titulares do Conselho de Administração e 10 membros suplentes.a. Conselho de AdministraçãoO mandato dos atuais membros do Conselho de Administração da Guaraniana, eleitos pelaAssembléia Geral Extraordinária, realizada em 18 de setembro de 2003, estender-se-á até setembrode 2004, sendo permitida a reeleição.a.1.TitularesLuiz Eduardo Franco de AbreuBacharel em Administração de Empresas pela Universidade Federal do Rio de Janeiro, especialistaem finanças pelo IBMEC e Mestre em Administração de empresas pela Duke University. Desde1999 é diretor da área de finanças da Global Finance Consulting. Foi Diretor Presidente do Bancode Brasília (1997-1999), Diretor Superintendente da Ormec Engenharia Ltda (1995-1997), Diretorde Operações da Pacifc do Brasil Comércio Exterior Ltda (1987-1994) e Superintendente definanças e seguros da Kommar Companhia Marítima S/A (1985-1987). Como Conselheiro foiPresidente do Conselho de Administração dos Cartões BRB S/A (1997-1999), Conselheiro Titulardo Conselho Deliberativo da ABECIP – Associação Brasileira de Crédito Imobiliário e Poupança(1997-1999), Conselheiro titular do Conselho de Administração da CIBRASEC – CompanhiaBrasileira de Securitização (1997-1998), Conselheiro Titular do Conselho Diretor da FEBRABAN– Federação Brasileira das Associações de Banco (1997-1999), Preside nte do Conselho deAdministração do BRB - Banco de Brasília S/A (1997-1999), Conselheiro Titular do CDE –Conselho de Desenvolvimento Econômico do Distrito Federal (1997-1998) e atualmente éConselheiro Titular do Conselho Fiscal do Banco Itaú S/A..Fernando Becker ZuazuaVice Presidente do Conselho de Administração. Doutor formado em Ciências Econômicas pelaUniversidade Autônoma de Madrid e catedrático de Economia Aplicada da Universidade Rei JuanCarlos de Madrid. Foi Conselheiro de Economia e Fazenda da Junta de Castilla e Leon (1991-1995), Deputado Regional do Cortes de castilla y Leon pelo Partido Popular da IV Legislatura ySenador por Leon na VI Legislatura pelo mesmo partido. Foi membro dos seguintes Conselhos de222

Administração: Federación de Cajás de Ahorro de Castilla y Leon, Argentaria, Banco Europeo deInversiones, Sociedad Estatal de Participaciones Patrimoniales (SEPPA) e Iberener. Também foipresidente do Instituto de Crédito Oficial (1996-1999). Atualmente é Diretor da área de RelaçõesInstitucionais e Comunicação do Grupo Iberdrola.Luciana Freitas RodriguesGraduada em Estatística pela Universidade Estadual do Rio de Janeiro - UERJ e Atuária pelaFaculdade Estácio de Sá, com MBA em Finanças pelo IBMEC e pós-graduação em Análise deProjetos de Sistema pelo IBAM. Atualmente exerce a função de Técnico Sênior da Previ e Membrodo Conselho de Administração da Coelba.Pablo Canales AbaituaLicenciado em Ciências Econômicas e Empresariais pela Universidade Comercial de Deusto(Bilbao - Espanha), pós graduado pela Universidade Carlos III (Madri). Ocupou o cargo deController de Gestão da Iberdrola (Bilbao- Espanha) e atualmente ocupa o cargo de DiretorFinanceiro- Administrativo da Iberdrola Energia Altamira (México) e Membro do Conselho deAdministração da Coelba.Renato Sobral Pires ChavesBacharel em Ciências Contábeis pela Universidade Santa Úrsula - Rio de Janeiro, pós graduado emCiências Contábeis pela Fundação Getúlio Vargas e em Finanças e Mercado de Capitais pela PUC -RJ. Mestre em Ciências Contábeis pela Universidade Federal do Rio de Janeiro. Ocupa atualmenteo cargo de Diretor de Participações da Previ e Membro do Conselho de administração da Coelba.Mário Falcão PessoaGraduado em Engenharia Civil e bacharel em Ciências Econômicas pela Faculdade de Economia eAdministração pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, com mestrado em Máster ofEconomics and Social Studies in Regional Development Planning pela University of Wales.Trabalhou como Engenheiro na Logos Engenharia S/A (1986-1992). Como Funcionário Públicotrabalhando no Ministério da Fazenda foi Analista de Finanças e Controle da Secretaria do TesouroNacional (1992-1993), chefe de Divisão da Secretária de Política Econômica (1994), CoordenadorGeral de Auditoria da Secretaria do Tesouro Nacional (1994). Na Secretaria Geral de Controle noDepartamento de Auditoria trabalhou como Diretor-Adjunto (1995), Coordenador Geral deAuditoria (1996-1998) e Secretário-Adjunto (1998-2000). Na Secretaria Federal de ControleInterno exerceu a função de Diretor da Diretoria de Gestão do Sistema de Controle Interno do PoderExecutivo (2000-2002). Atualmente trabalha na Secretaria do Tesouro Nacional como Analista deFinanças e Controle no Assessoramento aos Secretários Adjuntos.Gonzalo Perez FernadézEngenheiro Industrial especializado em Técnicas Elétricas pela Escuela Técnica Superior deIngenieros Industriales de Madrid; PDD 91 pelo Instituto de Estudio Superiores de EmpresaUniversidad de Navarra – Espanha. Atualmente exerce a função de Diretor Geral da América Latinada Iberdrola S.A . Conselheiro Vice presidente da Associação Mexicana de Empresas Elétricas ePresidente do Conselho da Iberdrola México e da Empresa Elétrica da Guatemala..223

Iñigo Victor Oriol IbarraAdministrador formado em International Business pela Schiller International University. Realizouespecialização no Programa de Desarrollo de Directivos (PDD) do Instituto de Estudios Superioresde la Empresa (IESE) da Universidad de Navarra, na Espanha. Especializou-se como AnalistaFinanceiro pelo Instituto Espanhol de Analistas Financeiros. Desde 1998 foi o responsável pelaGestão da Carteira Bursátil da Iberener. De 1994 até 1998 trabalhou no Departamento de Relaçõescom Investidores da Iberdrola.Cecília Mendes Garcez SiqueiraGraduada em Psicologia pela Fundação Educacional de São João Del Rey, formada em Educaçãopela UNB e com MBA em Formação Geral para Altos Executivos e em Previdência e Gestão deFundos de Pensão, ambos pela FGV - Fundação Getúlio Vargas. Tomou posse no Banco do Brasilem 1979, onde exerceu vários cargos comissionados, até assumir a Diretoria da ANABB –Associação dos Funcionários do Banco do Brasil S.A . Atualmente exerce a função de Diretoria deComunicação e Desenvolvimento. Conselheira Deliberativa da PREVI, Conselheira deAdministração da Coop – Anabb e Conselheira de Administração da Guaraniana.Antonio Batista BritoEconomista, Contabilista, especializado em Gestão, Finanças, Governança Coorporativa ePrevidência Complementar, Pós-Graduação em Estatística pela Universidade Federal do Acre –UFAC, MBA em Finanças pelo IBMEC de Brasília, MBA em Ciências Contábeis e MBA AltosExecutivos pela FGV de Brasília, Professor Universitário dos Cursos de Administração, Economiae Ciências Contábeis, Diretor de Controle da Brasilveículos Cia de Seguros desde 2003,Funcionário do Banco do Brasil de 1981 a 2003, tendo sido cedido à Previ para ocupar o cargo deAssessor Especial da Diretoria de Administração, ao Ministério da Fazenda para ocupar o cargo deCoordenador da Coordenadoria de Finanças (COFIN), à Caixa de Assistência dos Funcionários doBanco do Brasil para ocupar o cargo de Gerente Executivo de Finanças, Assessor do ConselhoFiscal, Assessor nos departamentos da Área Financeira, membro do Conselho de Administração daGuaraniana no período 2003/2004, presidente do Conselho de Administração da Coelba no períodode 2001/2003.A.2.SuplentesMario Jose Ruiz Tagle LarrainBacharel em Direito pela Universidade Diego Portales (Chile), licenciado em Ciências Jurídicas eSociais com mestrado em Administração de Empresas pela Universidade Católica do Chile.Atualmente, ocupa o cargo de Diretor titular da Empresa de Serviços Sanitários de Los Lagos EssalS/A, representante da Iberener e Vice Presidente do Conselho de administração da Coelba.Marcelo Câmara de AguiarGraduado em Engenharia Agronômica pela UnB – Universidade de Brasília, MBA em Finançaspelo IBMEC – Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais, MBA em Gestão da Tecnologia daInformação pela UnB – Departamento de Engenharia Elétrica. Funcionário do Banco do Brasil224

desde 1980 onde exerceu as funções de: Assessor do Departamento de Análise Financeira; eCoordenador de Equipe da Unidade de Função Finanças. Atualmente exerce os cargos de Gerentede Divisão da Diretoria de Mercado de Capitais e Investimentos do Banco do Brasil e MembroSuplente do Conselho de Administração da Coelba.Ricardo Roberto TavaresBacharel em Engenharia Elétrica pela Escola Nacional de Engenharia da Universidade do Brasil;Pós-graduação em Curso de Mercados de Capitais pela FGV, Introdução a Engenharia Nuclear eInformática pela Comissão Nacional de Energia Nuclear e Cálculo Vetorial pelo Instituto deMatemática Pura e Aplicada.Roberto de Luca JuniorBacharel em Informática e Mestre em Gestão Econômica do Meio Ambiente pela UnB–Universidade de Brasília.Luiz Eduardo Gabriel CarvalhosaBacharel em Economia, MBA em Gestão de Ativos pela PUC-RJ, Analista Sênior no DIMEC doBanco do Brasil.Iñigo Elorriaga Fernandez ArroyabeBacharel em Direito e em Economia, pela Universidade de Deusto (1984); pós graduado em direitoeuropeu pela Universidade de Deusto (1985); participou do programa de Direção Geral no IESE em1995.Borja Garray IbarrecheLicenciado em Direito, com especialização em Economia pela Universidade de Deusto (Bilbao).Diplomado em Economia pela Universidade de Deusto (Bilbao). Atualmente é Advogado daDireção Jurídica da Iberdrola, desenvolvendo operações jurídicas nas áreas societária, mercantil efiscal, em âmbito internacional. Atualmente membro dos conselhos de administração dassociedades: (i) Coelba; (ii) Cosern; (iii) Celpe; (iv) Termopernambuco; (v) Itapebi; (vi) Termoaçu;(vii) GCS Energia; e (viii) Tracol, desde janeiro de 2002.Eduardo Capelastegui SaizLicenciado em Ciências Econômicas e Empresariais, especialização Financeira, pela UniversidadeComercial de Deusto. Experiência docente ministrando cursos sobre: Planejamento Estratégico;Gestão de Processos; Reengenharia de processos. Foi responsável pelos negócios do GrupoIberdrola na Região América do Sul: Planejamento estratégico: planos de negócio e projeçõeseconômico-financeiras sobre todos os Negócios (Brasil, Bolívia e Chile) e o consolidado naAmérica do Sul; Modelo de Riscos: identificação, quantificação, cobertura e seguimento dos riscosanuais e plurianuais que impactem nos resultados da Região América do Sul; Modelo de Objetivos:desenvolvimento, implantação e acompanhamento anual de um modelo de objetivos para os níveisexecutivos dos negócios da Região América do Sul; Brenchmarking interno e externo, Modelos deRetribuição por Objetivos. Atualmente exerce os cargos de Diretor de Planejamento da RegiãoAmérica do Sul da Iberdrola e Membro Suplente do Conselho de Administração da Coelba.225

Marcia Castelo BrancoGraduada em Engenharia Civil pela Universidade Estadual do Rio de Janeiro, MBA em Mercado deCapitais pela Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais/RJ, Mestrado em Engenharia Civil pelaPUC/RJ. Funcionária da Previ e membro suplente do Conselho de Administração da Coelba.Fábio de Oliveira MoserBacharel em Administração de Empresas. Funcionário da Previ, Diretoria de Participações -Gerência de Governança Corporativa e atualmente exerce o cargo de Membro Suplente doConselho de Administração da Coelba.B. DiretoriaO mandato dos Diretores, eleitos através da Reunião Ordinária do Conselho de Administração,estender-se-á por 3 anos, sendo permitida a reeleição. A ata de reunião do Conselho deAdministração n° 339, que elegeu os atuais membros da diretoria, realizada em 18 de junho de2004, definiu os mandatos dos diretores de 18 de junho de 2004 a 18 de junho de 2007.Endereço comercial dos membros da Diretoria, incluindo o Diretor de Relações com Investidores:Rua da Candelária, 65, 16° andar, Bairro CentroRio de Janeiro – RJ20091-020Carlos Mulas OrosaDiretor Executivo de Geração. Engenheiro formado pela Universidade Politécnica de Madrid(Espanha), desde 1999 atua como Diretor Presidente da Itapebi e desde abril de 2004 como DiretorExecutivo de Geração da Guaraniana.Erik Da Costa BreyerBacharel em Direito pela Universidade Federal Fluminense com MBA em Gestão Empresarial pelaFundação Dom Cabral, MBA em Finanças e Mercado de Capitais pela Fundação Getúlio Vargas eMestrado em Administração pela Universidade Federal da Bahia. Foi Gerente de Administração deFundos de Investimentos do Banco do Brasil. Atualmente, ocupa o cargo de Diretor Financeiro e deRelações com Investidores da Guaraniana, Diretor de Economia, Finanças e de Relações comInvestidores da Coelba, Cosern e Celpe, Diretor Administrativo-Financeiro e de Relações comInvestidores da Itapebi Geração de Energia S.A., Membro Titular do Conselho de Administração daCremer S.A. e Presidente do Conselho de Administração da Petrobahia S.A.Fernando Arronte VillegasDiretor Executivo de Distribuição. Curso Superior de Ciências Físicas pela Universidade deSantander (España). Doutor em informática pela Universidade Politécnica de Madrid (España).Concluiu o Programa de Desenvolvimento Diretivo pela Universidade de Navarra (España).Atualmente é de sua responsabilidade o Departamento de Sistemas de Controle de Direção deDistribuição e Clientes da Iberdrola.226

Marcelo Maia de Azevedo CorrêaDiretor-Presidente. Engenheiro formado pela PUC-RJ e com MBA em Finanças pelo IBMEC-RJ,Diretor Presidente da VBC e Serra da Mesa Energia.Paulo Roberto DutraDiretor Executivo de Planejamento e Controle. Administrador de Empresas pela Faculdade CândidoMendes e Pós Graduado em Finanças pela FGV/RJ. Foi Diretor Financeiro e de Relações comInvestidores da AES Tietê S.A. – AES Corporation e Chefe do Departamento de Custos eInformações Gerenciais da Light. Atualmente, também exerce os cargos de Diretor Comercial daCoelba, Celpe e Cosern.Roseli SchilagiDiretora Executiva de Recursos Humanos. Graduada em Administração de Empresas pelaUniversidade São Judas Tadeu, MBA Executivo APG, MBA Administração USP/Ford. FoiDiretora de Recursos Humanos e Administração da Americel S.A. e Diretora de Recursos Humanosda Goodyear Brasil. Atualmente, além do cargo de Diretora de Recursos Humanos da Guaraniana,ocupa a posição de Diretora de Recursos Humanos e Serviços Gerais da Coelba, Cosern e Celpe..Solange Maria Pinto RibeiroDiretora Executiva de Regulação. Graduou-se em Engenharia Elétrica na Universidade Federal dePernambuco – UFPE e Mestre em Engenharia Elétrica pela PUC-RJ. Durante os anos de 1983 a1998 exerceu o cargo de Adjunta da Diretoria Financeira da Chesf. Durante os anos de 1998 a 2000ocupou o cargo de Sênior Consultant da National Economic Research Associates – NERA. Duranteos anos de 2000 a 2004 exerceu o cargo de Diretora de Assuntos Regulatórios na EletropauloMetropolitana S.A.C. Conselho FiscalO Conselho Fiscal da Guaraniana é composto de 3 membros efetivos e 3 suplentes.O mandato dos membros do Conselho Fiscal da Guaraniana, eleitos através da Assembléia GeralExtraordinária, realizada em 31 de março de 2004, estender-se-á até a Assembléia Geral Ordináriaque aprovar as contas do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2004.C.1 Titulares:Luiz Gustavo Braz LageDoutor em Controladoria pela Universidade do Estado de São Paulo (“USP”), com especializaçãoem Atos Executivos.Manoel Rodrigues Lima NetoBacharel em Administração de Empresas pela Universidade Federal da Bahia – UFBA; Bacharelem Ciências Econômicas pela Universidade do Distrito Federal – UDF; Pós-graduação emElaboração, Análise e Acompanhamento de Projetos pelo Centro de Treinamento emDesenvolvimento Econômico, e MBA em Administração bancária Básica e Geral pela USP.227

Adilvo Pinheiro de Oliveira FrançaBacharel em Ciências Contábeis pela Universidade Católica de Salvador e atual Gerente deControle do Grupo Iberdrola.C.2 Suplentes:Dulce Teresinha Barros Mendes MoraisBacharel em Direito e em Letras.Antônio Rubem de Almeida Barros JuniorBacharel em Administração pela AEUDF-Brasília, Técnico em Contabilidade pela FGV-Brasília,com MBA em Controladoria pela USP, Gerente Executivo do Banco do Brasil e membro doConselho Fiscal da Ativos S.A.Francesco GaudioBacharel em Ciências Contábeis pela Faculdade de Ciências Contábeis e Administrativas MoraesJúnior, bacharel em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências Contábeis eAdministrativas Moraes Júnior. Experiência profissional adquirida em empresas do setor financeiro,tais como Banco Dracma S.A., Mesbla Serviços Financeiros S.A. e Fininvest S.A. Experiência, nogerenciamento e implantação de diversas áreas, tais como administrativa, financeira, custos, crédito,cobrança, contabilidade, auditoria e controle.Relação FamiliarNão há relação familiar entre os membros do Conselho de Administração, da Diretoria e doConselho Fiscal entre si, entre eles e os acionistas da Companhia ou integrantes da administração dequalquer das sociedades controladas.IX.10.2. Participação Societária na GuaranianaOs membros do Conselho de Administração são proprietários de ações da Guaraniana.IX.10.3. Diretor de Relações com InvestidoresErik da Costa BreyerTelefone: (21) 2506-3202Fac-símile: (21) 2516-9486E-mail: ebreyer@guaraniana.com.brRua da Candelária, 65, 16° andar, Bairro CentroRio de Janeiro – RJ20091-020228

IX.10.4. RemuneraçãoA remuneração global anual dos administradores foi fixada em até R$ 3 milhões, na AssembléiaGeral Ordinária, realizada em 30 de abril de 2003.IX.10.5. Planos de Opção de Compra de AçõesNão há plano de opção de compra de ações outorgados aos membros do Conselho deAdministração, da Diretoria e do Conselho Fiscal da Companhia.IX.11. PessoalIX.11.1. Grupo de EmpregadosO grupo de empregados da Guaraniana é formado de :• 1 secretário executivo• 4 gerentes• 8 analistas• 1 assessor jurídico• 1 advogado• 3 secretárias• 3 assistentes• 1 analista de TI• 1 motorista• 1 recepcionista• 1 contínuo• 1 traineeO número médio de funcionários nos últimos 3 anos: 25 funcionários.Benefícios: ticket refeição/alimentação, vale transporte, plano de saúde e dental.IX.12. Contingências Judiciais e AdministrativasIX.12.1. Processos Judiciais e Administrativos CíveisDe acordo com o informado pela administração da Guaraniana, não existem ações cíveis envolvendoa companhia.IX. 12.2. Processos Judiciais e Administrativos FiscaisFoi informado pela a companhia a existência de três envolvendo questões fiscais. Referidosprocessos discutem a retenção de imposto de renda. Não há processos com valores acima deR$ 3.000.000,00, sendo estimado pela companhia um valor de contingência de R$ 60.000,00.IX. 13.3. Processos Judiciais e Administrativos TrabalhistasDe acordo com a informação da certidão expedida pela Justiça do Trabalho da comarca do Rio deJaneiro, não constam processos judiciais em nome da Guaraniana, tendo sido confirmado pelacompanhia que esta não é parte de demandas nesta área.229

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SEÇÃO X – ANEXOSX.1. Ata da Assembléia Geral Extraordinária da Emissora de 07 de junho de 2004X.2. Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora de 20 de maio de 2004X.3. Ata da Reunião do Conselho Fiscal da Coelba de 20 de maio de 2004X.4. Ata da Reunião do Conselho de Administração da Guaraniana de 29 de abril de 2004X.5. Estatuto Social Atualizado da EmissoraX.6.X.7.Escritura de 4ª Emissão de DebênturesInstrumento de Constituição de Penhor, Vinculação de Direitos Creditórios eOutras AvençasX.8. Súmula da Classificação de Risco (Rating), datada de 09 de junho de 2004,e Síntese Analítica, datada de 02 de julho de 2004X.9. IAN - Informações Anuais da Emissora de 31 de dezembro de 2003X.10. DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora de 31 de dezembro de 2003,31 de dezembro de 2002 e 31 de dezembro de 2001X.11.ITR - Informações Trimestrais da Emissora relativas ao primeiro trimestre findoem 31 de março de 2004X.12. IAN - Informações Anuais da Guaraniana de 31 de dezembro de 2003X.13. DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Guaraniana de 31 dezembro de 2003,31 de dezembro de 2002 e 31 de dezembro de 2001X.14.ITR - Informações Trimestrais da Guaraniana relativas ao primeiro trimestre findoem 31 de março de 2004231

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ANEXO X.1.Ata da Assembléia Geral Extraordinária da Emissora de 07 de junho de 2004233

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ANEXO X.2.Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora de 20 de maio de 2004239

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ANEXO X.3.Ata da Reunião do Conselho Fiscal da Coelba de 20 de maio de 2004243

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ANEXO X.4.Ata da Reunião do Conselho de Administração da Guaraniana de 29 de abril de 2004247

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ANEXO X.5.Estatuto Social atualizado da Emissora251

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ESTATUTO SOCIAL DA COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIACAPÍTULO I - DENOMINAÇÃO, SEDE, OBJETO E DURAÇÃOArtigo 1º- A Companhia é uma sociedade anônima, sob a denominação de Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia- COELBA e reger-se-á pelo presente Estatuto Social e pelas disposições legais que lhe forem aplicáveis.Artigo 2º - A Companhia tem sede e foro na Cidade de Salvador, Capital do Estado da Bahia, e, por decisão da Diretoria,poderá instalar sucursais, filiais, agências, escritórios, postos de serviços ou depósitos em outras cidades, vilas ou distritosdo Estado ou, ainda, em qualquer parte do território nacional, por deliberação do Conselho de Administração.Artigo 3º - A Companhia tem por objeto estudar, projetar, construir e explorar os sistemas de produção, transmissão,transformação, distribuição e comercialização de energia elétrica e serviços correlatos que lhe venham a ser concedidos ouautorizados por qualquer título de direito, e atividades associadas ao serviço de energia elétrica, podendo administrarsistemas de produção, transmissão, distribuição ou comercialização de energia pertencentes ao Estado, à União ou aMunicípios, prestar serviços técnicos de sua especialidade, realizar operações de exportação e importação, organizarsubsidiárias, incorporar ou participar de outras empresas e praticar os demais atos necessários à consecução de seu objetivo.Artigo 4º - A Companhia terá duração por prazo indeterminado.CAPÍTULO II - CAPITAL SOCIALArtigo 5º - O capital social autorizado é de R$1.300.000.000,00 (um bilhão e trezentos milhões de reais) e o capitalintegralizado é de R$1.068.297.400,82 (um bilhão, sessenta e oito milhões, duzentos e noventa e sete mil quatrocentosreais e oitenta e dois centavos), representado por 18.817.733.916 ações nominativas, divididas em 10.930.451.658 açõesordinárias, 1.955.755.644 ações preferenciais Classe A e 5.931.526.614 ações preferenciais Classe B, todas sem valornominal.Parágrafo 1º - Até o limite autorizado, o capital social poderá ser aumentado por decisão do Conselho de Administraçãoe, acima desse limite, por deliberação da Assembléia Geral, sem guardar proporção entre as espécies ou classes de açõesexistentes.Parágrafo 2º - O valor do capital autorizado, indicado no caput deste artigo, será anualmente corrigido pela AssembléiaGeral Ordinária, com base no índice de correção do capital da Companhia.Parágrafo 3º - As ações da Companhia serão mantidas sob a forma escritural, em contas de depósito em nome de seustitulares, em instituição autorizada pela legislação vigente a prestar este tipo de serviço.Artigo 6º - Nas hipóteses de subscrição de ações, nos termos da legislação sobre incentivos fiscais, e no aumento de capitalaté o limite autorizado, e desde que não haja transferência de controle acionário, não haverá direito de preferência aosacionistas.Parágrafo 1º - Nas demais hipóteses de subscrição de ações, o direito de preferência será exercido no prazo de 30 (trinta)dias, contados da data da primeira publicação do Aviso respectivo, a ser feita, por três vezes, no Diário Oficial do Estado,em jornal local de grande circulação e em jornal de circulação nacional.Parágrafo 2º - Em qualquer caso de aumento do capital social, o preço da ação será fixado observando-se as diretrizes doparágrafo 1º do art. 170, da Lei 6.404/76.Artigo 7º - O reembolso do capital a acionista dissidente, nos casos previstos em lei, será calculado pelo valor depatrimônio líquido das ações, de acordo com o último balanço que houver sido aprovado pela Assembléia Geral, observadoo disposto no Parágrafo 2º art. 45, da Lei 6.404/76.253

Artigo 8º - As ações da Companhia poderão ser subscritas por pessoas físicas ou jurídicas, nacionais ou estrangeiras, e porquaisquer outras pessoas jurídicas de direito público interno.Parágrafo 1º - Cada ação ordinária dá direito a um voto nas deliberações da Assembléia Geral.Parágrafo 2º - Às ações preferenciais de ambas as classes, que não terão direito de voto, fica assegurada, na forma da lei,prioridade no reembolso do capital, pelo valor de patrimônio líquido das ações, no caso de liquidação da companhia,ficando assegurada ainda, (i) às ações preferenciais “Classe A” prioridade na distribuição de dividendos, que serão nomínimo 10% (dez por cento) maiores do que os atribuídos às ações ordinárias; e (ii) às ações preferenciais classe “B”,prioridade na distribuição de dividendos, somente após a distribuição de dividendos às preferenciais classe “A”, sendo taisdividendos no mínimo 10% (dez por cento) maiores do que os atribuídos às ações ordinárias.Parágrafo 3º - A subscrição de ações por pessoas jurídicas de direito público interno não poderá acarretar a obtenção docontrole acionário.Parágrafo 4º - As ações que compõem o controle acionário da Companhia não poderão ser transferidas, cedidas oualienadas, direta ou indiretamente, gratuita ou onerosamente, sem a prévia concordância do Poder Concedente.Artigo 9º - A Companhia poderá emitir, na forma da Lei, títulos unitários ou múltiplos de ações e, provisoriamente,cautelas que as representem.Parágrafo Único - Os títulos múltiplos poderão ser convertidos em títulos unitários ou vice-versa a requerimento doacionista, mediante pagamento, no ato do pedido, de uma taxa de serviço, fixada pelo Conselho de Administração, apenaspara cobrir o custo da operação.Artigo 10 - A transferência das ações escriturais realizar-se-á mediante registro na instituição financeira contratada pelaempresa para prestação destes serviços.CAPÍTULO III - DA ASSEMBLÉIA GERALArtigo 11 - As condições para a realização da Assembléia Geral, a forma de sua convocação e funcionamento, o númeronecessário de acionistas presentes, a maneira de suas deliberações e os seus atos preliminares são os prescritos em Lei eneste Estatuto.Parágrafo 1º - A Assembléia Geral Ordinária ou Extraordinária será instalada e presidida pelo Presidente ou peloVice-Presidente do Conselho de Administração da sociedade, ou em suas ausências por um acionista por estes indicado,sendo secretariada por um acionista convidado por quem presidir a Assembléia.Parágrafo 2º - As convocações serão realizadas por meio de edital de convocação publicado com antecedência mínima de15 (quinze) dias, em primeira convocação, e com 8 (oito) dias de antecedência em segunda convocação, o qual deveráconter a descrição dos assuntos que serão objeto de deliberação pelos acionistas.Parágrafo 3º - Todos os documentos a serem analisados ou discutidos em Assembléia Geral serão disponibilizados aosacionistas na bolsa de valores em que as ações da Companhia forem mais negociadas, assim como na sede social daCompanhia, a partir da data da publicação do primeiro edital de convocação referido no § 2º acima.Artigo 12 - A Assembléia Geral Ordinária realizar-se-á dentro dos quatro primeiros meses após o encerramento doexercício social, por convocação do Conselho de Administração, através do seu Presidente, pelo respectivo substituto, ou,na ausência deles, pela Diretoria, para exercer as atribuições previstas na Lei.Artigo 13 - A Assembléia Geral reunir-se-á extraordinariamente por convocação do Conselho de Administração, ou daDiretoria da Companhia, sempre que se fizer necessário, bem assim pelo Conselho Fiscal ou por acionistas, nos casosprevistos em lei.254

CAPÍTULO IV - DA ADMINISTRAÇÃOArtigo 14 - A Companhia será administrada por um Conselho de Administração e por uma Diretoria, que terão acomposição e atribuições previstas na lei e neste Estatuto.Artigo 15 - Aos membros da Administração é vedada a aquisição, ainda que em hasta pública, de bens de propriedade daCompanhia.Artigo 16 - O prazo de gestão de Conselheiros e Diretores estender-se-á até a posse dos respectivos substitutos eleitos.SEÇÃO I - CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃOArtigo 17 – O Conselho de Administração será composto por 6 (seis) membros, e seus suplentes, eleitos pela AssembléiaGeral e por ela destituíveis a qualquer tempo. O Presidente e o Vice-Presidente do Conselho de Administração serão eleitos,dentre os conselheiros pela Assembléia Geral.Parágrafo 1º - Aos acionistas minoritários, com direito a voto, presentes à Assembléia, é assegurado o direito de elegerum dos Conselheiros, se maior número não lhes couber, pelo processo de voto múltiplo, na forma da Lei.Parágrafo 2º- Sem prejuízo do estabelecido no parágrafo anterior, aos empregados da Companhia é assegurado o direitode eleger um dos membros do Conselho de Administração e seu suplente, caso as ações que detenham não sejamsuficientes para assegurar a eleição.Parágrafo 3º - O processo de escolha do membro do Conselho de Administração, referido no parágrafo anterior, se darápor meio de eleição direta pelos empregados da Companhia, coordenada por uma Comissão Eleitoral com propósitoexclusivo de indicação desse membro e seu suplente, composta por 5 (cinco) representantes sendo designados,respectivamente, 1 (um) pela Coelba; 1 (um) pelo Sindicato dos Eletricitários da Bahia (Sinergia) e 3 (três) pelas demaisassociações de classe representativas dos empregados da CoelbaParágrafo 4º - A Comissão Eleitoral é responsável pela regulamentação, organização e realização do processo de eleiçãodo representante dos empregados no Conselho de Administração, devendo a indicação ser encaminhada em até 30 (trinta)dias antes da Assembléia Geral Ordinária que elegerá o Conselho de Administração, para que se promova sua efetivanomeação. O representante a ser indicado deverá atender aos requisitos estabelecidos na Lei nº 6.404/76 e regulamentaçãoaplicável.Parágrafo 5º - A eleição do representante dos empregados será realizada em Assembléia Especial de Empregados, sendoque as despesas e custos com a eleição serão suportados pela Companhia, observado o limite fixado pelo Conselho deAdministração.Parágrafo 6º - Os Conselheiros terão mandato de 1(um) ano, fixado entre as Assembléias Gerais Ordinárias realizadasem cada ano, sendo permitida a reeleição.Parágrafo 7º - Os Conselheiros tomarão posse assinando, isolada ou conjuntamente, o respectivo termo, lavrado no “Livrode Atas de Reuniões do Conselho de Administração”, dentro dos 30 (trinta) dias seguintes à eleição.Parágrafo 8º - Vagando cargo de Conselheiro, o Conselho designará um substituto para servir até a primeira AssembléiaGeral, que elegerá novo Conselheiro para completar o mandato.Parágrafo 9º - Não se aplicará a regra do parágrafo anterior, quando a eleição dos Conselheiros houver sido realizada peloprocesso de voto múltiplo, ou quando a Assembléia Geral decidir pela recomposição plena do Conselho, casos em que aeleição será feita para todo o Colegiado, permitida a recondução dos membros remanescentes.Parágrafo 10º - A remuneração dos membros do Conselho de Administração será fixada pela Assembléia Geral.Artigo 18 - Ressalvados os casos de urgência, o Conselho de Administração reunir-se-á trimestralmente, em sessãoordinária, em data e horário previamente informados com antecedência mínima de 5 (cinco) dias e deliberará por maioriade votos, presentes, no mínimo 5 (cinco) de seus membros, dentre eles o Presidente.255

Parágrafo 1º - O Conselho de Administração poderá ser convocado, extraordinariamente, pelo seu Presidente ou pelamaioria de seus membros.Parágrafo 2º - O Presidente do Conselho será substituído, nos casos de afastamento temporário e nos impedimentos legais,pelo Vice-Presidente.Parágrafo 3º - Os Diretores da Companhia, que não forem membros do Conselho, poderão tomar parte nas reuniões doórgão, sem direito a voto, quando:a) a pedido, deferido pelo Presidente;b) obrigatoriamente, por convocação do Conselho.Parágrafo 4º - Para fins de atendimento do quorum estabelecido no caput deste artigo, fica determinado que osConselheiros ausentes, nas Reuniões do Conselho, poderão votar por escrito, desde que entreguem o voto a um outroConselheiro presente nas reuniões do Conselho.Artigo 19 - Compete ao Conselho de Administração:(a)(b)(c)(d)(e)(f)(g)(h)(i)(j)(l)(m)(n)(o)(p)fixar a orientação geral dos negócios da Companhia, manifestando-se sobre o relatório da administração e as contasda Diretoria;eleger e destituir os Diretores, e fixar-lhes as atribuições, observadas as disposições deste Estatuto;fiscalizar a gestão dos Diretores, examinar, a qualquer tempo, os livros e documentos da Companhia, solicitarinformações sobre contratos celebrados ou em via de celebração, e sobre quaisquer outros atos, visando assegurar acorreta execução da política administrativa da Companhia;convocar a Assembléia Geral;aprovar os programas anuais e plurianuais de investimentos da Companhia;manifestar-se sobre propostas de reforma estatutária apresentada pela Diretoria;autorizar a contratação de empréstimos externos e no País, estes quando superiores a R$ 20.000.000,00 (vinte milhõesde reais);autorizar a alienação, oneração e permuta de bens imóveis pertencentes à Companhia, ou a aquisição de outros quevenham a integrar o seu patrimônio, bem como a prestação de garantias a obrigações de terceiros, desde que, emqualquer dos casos aqui previstos, a operação ultrapasse o limite de R$ 500.000,00 (quinhentos mil reais);escolher e destituir os auditores independentes;manifestar-se sobre o sistema de classificação de cargos da Companhia, proposto pela Diretoria;deliberar ou propor a emissão de títulos e valores mobiliários, podendo autorizar a emissão de debêntures simples,não conversíveis em ações e sem garantia real, de notas promissórias para distribuição pública e propor aos acionistaso lançamento de debêntures.propor a aplicação dos lucros da Companhia excedentes da destinação estatutária;autorizar operações de captação de recursos, mediante a emissão de Notas Promissórias e Recibos de Depósitos,observada a legislação vigente;autorizar a compra de ações da Companhia para manutenção em tesouraria ou para cancelamento, nas condiçõesestabelecidas pela legislação vigente;autorizar a instalação de sucursais, filiais, agências ou escritórios da Companhia fora do Estado da Bahia;256

(q)(r)autorizar a Diretoria, nos casos em que exceda a sua competência, a outorgar poderes especiais à diretor ouprocurador; edecidir sobre os casos omissos neste Estatuto, com base na legislação em vigor.Parágrafo Único - Serão arquivadas no registro do comércio e publicadas as atas das reuniões do Conselho deAdministração que contiverem decisão destinada a produzir efeitos perante terceiros.SEÇÃO II - DIRETORIAArtigo 20 - A Diretoria é o órgão executivo da administração. A Diretoria é composta de 06 (seis) membros, sendo 01 (um)Diretor-Presidente, 01 (um) Diretor de Economia, Finanças e de Relações com Investidores, 01(um) Diretor de RecursosHumanos e Serviços Gerais, 01 (um) Diretor Comercial, 01 (um) Diretor de Gestão de Ativos e 01 (um) Diretor deCoordenação Territorial. O Conselho de Administração da Companhia designará um dos membros da Diretoria, comexceção do Diretor-Presidente, para exercer as funções de Diretor Vice-Presidente da Companhia.Parágrafo 1º - Os membros da Diretoria serão eleitos pelo Conselho de Administração, com mandato de 3 (três) anos,podendo ser reeleitos.Parágrafo 2º - Em suas ausências ou impedimentos temporários os diretores serão substituídos de acordo com indicaçãoda Diretoria. O Diretor-Presidente, na sua ausência, será substituído pelo Diretor Vice-Presidente. Na ausência, também,do Diretor Vice-Presidente, serão o Diretor-Presidente e o Diretor Vice-Presidente substituídos por outros diretoresindicados pela Diretoria.Parágrafo 3º - Em caso de vacância do cargo de Diretor-Presidente, o Conselho de Administração será imediatamenteconvocado para eleição do substituto. Em caso de vacância de cargo de qualquer outro diretor, o órgão continuará emfuncionamento com os demais diretores, devendo o Conselho de Administração ser imediatamente convocado para eleiçãode novo diretor.Artigo 21 - Os membros da Diretoria tomarão posse mediante termo lavrado no “Livro de Atas das Reuniões da Diretoria”.Artigo 22 - A remuneração dos membros da Diretoria será fixada pelo Conselho de Administração.Artigo 23 - A Diretoria reunir-se-á, ordinariamente, uma vez por mês, e, ainda, sempre que convocada por qualquer dosDiretores. A convocação far-se-á por escrito, inclusive via fax ou telex, com antecedência mínima de 2 (dois) dias úteis.O quorum de instalação da reunião é a maioria dos membros em exercício.Parágrafo Único - As deliberações da Diretoria serão tomadas pelo voto favorável da maioria dos Diretores presentes àreunião, cabendo ao Diretor-Presidente, além do voto comum, o de desempate.Artigo 24 - Compete à Diretoria:(a) propor ao Conselho de Administração as diretrizes fundamentais de administração da Companhia, a serem por esteexaminadas e aprovadas;(b) administrar a Companhia e tomar as providências adequadas à fiel execução das deliberações da Assembléia Geral edo Conselho de Administração, regulamentando-as, quando couber, mediante a expedição de normas, instruções gerais ouespecíficas e resoluções;(c) autorizar a criação e extinção de cargos, obedecido o Plano de Cargos e Salários da Companhia;(d) delegar poderes a Diretores e Chefes para autorização de despesas, estabelecendo limites e condições;(e) propor ao Conselho de Administração alienação, oneração, permuta, locação e arrendamento de bens imóveispertencentes à Companhia, assim como a aquisição de outros que venham a integrar o seu patrimônio, quando o valor daoperação for superior a R$ 500.000,00 (quinhentos mil reais);(f) convocar a Assembléia Geral, nos casos previstos neste Estatuto;257

(g) enviar ao Conselho de Administração, dentro de 90 (noventa) dias a contar do encerramento do exercício, o relatórioanual, o balanço patrimonial e demais demonstrações financeiras previstas em lei, ouvindo, após, o Conselho Fiscal;(h) designar representantes da Companhia nas Assembléias Gerais de subsidiárias e, quando convier, das demaissociedades das quais a COELBA participa como simples acionista ou quotista;(i) encaminhar à Comissão de Valores Mobiliários (CVM), quando for o caso, a exposição justificativa de que trata oparágrafo 4º do art. 202 da Lei nº 6.404/76;(j) propor ao Conselho de Administração a realização de operações de captação de recursos, mediante a emissão de NotasPromissórias e Recibos de Depósito, observadas as normas específicas da Comissão de Valores Mobiliários (CVM);(l) recomendar ao Conselho de Administração a aquisição de ações da Companhia, para manutenção em tesouraria ou paracancelamento, nas condições estabelecidas pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM);(m) aumentar o valor de quaisquer dos itens do programa anual de investimentos, em até 5% (cinco por cento) do totalaprovado pelo Conselho de Administração, inclusive facultando-se o remanejamento entre itens, desde que não se altere aestrutura original do referido programa de investimentos; e(n) exercer outras atribuições que lhe forem cometidas pelo Conselho de Administração ou pela Assembléia Geral.Artigo 25 - Compete ao Diretor-Presidente:I. executar e fazer cumprir as deliberações da Assembléia Geral, do Conselho de Administração e da Diretoria;II. representar a Companhia em juízo ou fora dele, perante as empresas subsidiárias ou associadas, os acionistas, os poderesconstituídos e o público em geral, podendo delegar tais poderes a qualquer Diretor ou empregado da COELBA;III. aprovar as alterações da estrutura organizacional da Companhia, até o nível de Departamento, ou equivalente;IV. convocar e presidir as reuniões da Diretoria;V. supervisionar as atividades da Companhia no que diz respeito aos seus aspectos jurídicos e legais;VI. fazer publicar o relatório anual da Companhia;VII. suspender qualquer decisão da Diretoria, quando considerá-la contrária à lei, ao Estatuto ou inconveniente aosinteresses sociais, submetendo o assunto à deliberação do Conselho de Administração e sugerir o seu encaminhamento àAssembléia Geral, se for o caso;VIII. coordenar as atividades executivas dos demais membros da Diretoria; eIX. delegar autoridade aos Diretores para decidirem dentro de suas áreas, sem necessidade de consultas, até o limite quefixar.Artigo 26 - No caso de licença ou afastamento o Diretor-Presidente será substituído pelo Diretor Vice-Presidente. Naausência, também, do Diretor Vice-Presidente, serão o Diretor-Presidente e o Diretor Vice-Presidente substituídos poroutros diretores indicados pela Diretoria.Artigo 27 - Para os fins previstos no artigo anterior, a ausência do Diretor-Presidente deverá ser por ele comunicadaoficialmente ao seu substituto, ou reconhecida pela Diretoria, em reunião formal.Artigo 28 - Compete a cada um dos demais Diretores as seguintes atribuições:I. representar a Companhia nos casos de delegação específica do Diretor-Presidente;II.dirigir, supervisionar, com responsabilidade, as atividades abrangidas pela área que for definida como de suacompetência, pelo Conselho de Administração, no âmbito da atuação da Companhia;258

III. delegar poderes a empregados da Companhia, em subordinação vertical, no que concerne a atos administrativos naárea de sua competência;IV. tornar efetivo, no que lhe corresponde, o cumprimento das deliberações da Diretoria, do Conselho de Administraçãoe da Assembléia Geral;V. substituir o Diretor-Presidente nas hipóteses previstas neste Estatuto;VI. exercer outras atribuições que lhe forem conferidas pelo Conselho de Administração.Artigo 29 - Os seguintes atos necessitam da assinatura do Diretor-Presidente ou de dois outros Diretores em conjunto:(i) constituição de procuradores “ad negotia” ou ‘’ad judicia’’; (ii) indicação de prepostos em nome da Companhia.Artigo 30 - A Companhia se obriga perante terceiros por atos praticados (i) pelo seu Diretor-Presidente, (ii) por dois outrosDiretores em conjunto, ou (iii) por um Diretor e por um Procurador, constituído nos termos de artigo 29.Parágrafo único - Os contratos, acordos, convênios, ou quaisquer atos que gerem obrigações para a Companhia no valorde até R$ 250.000,00 (duzentos e cinquenta mil reais) deverão ser assinados pelo (i) Diretor-Presidente, ou (ii) por doisoutros Diretores em conjunto, ou (iii) por um Diretor e um Procurador, em conjunto. Caso o valor exceda o limite acimaindicado, então os respectivos atos deverão ser assinados pelo (i) Diretor-Presidente, em conjunto com outro Diretor, ou(ii) pelo Diretor-Presidente em conjunto com um Procurador.CAPÍTULO V - DO CONSELHO FISCALArtigo 31 - O Conselho Fiscal será composto de até 5 (cinco) membros efetivos e igual número de suplentes, pessoasnaturais acionistas ou não, residentes no País, diplomados em curso de nível universitário ou que tenham exercido, peloprazo mínimo de 3 (três) anos, cargo de administrador de empresa ou de conselheiro fiscal, eleitos pela Assembléia Geral,podendo ser reeleitos.Parágrafo 1º - Um dos membros efetivos e o respectivo suplente poderão ser eleitos, em votação em separado, pelostitulares de ações preferenciais, que comparecerem à Assembléia Geral.Parágrafo 2º - Um dos membros do Conselho Fiscal e o respectivo suplente poderão ser eleitos por acionistas minoritáriosque representem, em conjunto, dez por cento ou mais das ações com direito a voto, e que exercitem o direito que lhe éconferido por lei.Parágrafo 3º - As vagas que se verificarem serão preenchidas pelos suplentes, observada a ordem de suas votações,preferindo-se, em caso de empate, o mais idoso, ressalvada a hipótese de vaga de membro eleito na forma dos parágrafosanteriores, que será automaticamente preenchida pelo respectivo suplente.Artigo 32 - As atribuições do Conselho Fiscal são fixadas na Lei das Sociedades por Ações.Artigo 33 - A remuneração dos membros do Conselho Fiscal será fixada, anualmente, pela Assembléia Geral que os eleger.Parágrafo 1º - A remuneração a que se refere este artigo será mensal e corresponderá a todos os trabalhos afetos aoConselho Fiscal, inclusive reuniões extraordinárias.Parágrafo 2º - Quando o membro efetivo estiver afastado de suas funções, a respectiva remuneração será atribuída aosuplente que o estiver substituindo.Artigo 34 - O Conselho Fiscal reunir-se-á:I. até o último dia útil do mês de março, para apresentar, na forma da lei e deste Estatuto, parecer sobre os negócios eoperações sociais do exercício;II. extraordinariamente, sempre que julgar necessário, ou quando convocado, na forma da lei e deste Estatuto.Artigo 35- Das reuniões do Conselho Fiscal far-se-á registro no “Livro de Pareceres do Conselho Fiscal”.259

CAPÍTULO VI - DO EXERCÍCIO SOCIAL, DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS, DAS RESERVAS,DOS DIVIDENDOS E DA PARTICIPAÇÃO NOS LUCROSArtigo 36 - No encerramento de cada exercício social, que coincidirá com o ano civil, serão elaboradas, com a observânciadas disposições legais, as seguintes demonstrações financeiras:a) balanço patrimonial;b) demonstrativo das mutações do patrimônio líquido;c) demonstração do resultado do exercício;d) demonstração das origens e aplicações de recursos.Artigo 37 - Apurado o resultado do exercício social, com observância de todas as disposições legais, dele serão feitas asseguintes deduções e destinações:1. de uma parcela destinada aos empregados da Companhia, a título de participação nos lucros, segundo critérios fixadospela Diretoria;2. de outra parcela destinada aos Administradores, dentro do limite legal e somente pertinente ao exercício social emrelação ao qual for atribuído aos acionistas o dividendo mínimo previsto em Lei.Parágrafo 1º - As deduções estabelecidas no caput deste artigo não poderão ser feitas em prejuízo do disposto no parágrafo2º deste artigo.Parágrafo 2º - Do lucro líquido do exercício, apurado nos termos da Lei, serão feitas as seguintes deduções e destinações:a) 5% (cinco por cento) para constituição da Reserva Legal, até que seu montante atinja 20% (vinte por cento) do CapitalSocial, nos termos da Lei;b) da importância necessária para assegurar a distribuição do dividendo mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido doexercício, destinado prioritariamente ao pagamento dos dividendos das ações preferenciais “Classe A” e “B”.Parágrafo 3º - A Companhia poderá levantar balanços intercalares e, com base neles, distribuir dividendos, desde que ototal de dividendos pagos com base nesses balanços não exceda o montante das reservas de capital de que trata o parágrafo1º do art. 182 da Lei nº 6.404/76.Parágrafo 4º - O valor dos juros, pago ou creditado, a título de remuneração sobre o capital próprio, nos termos do Artigo9º, parágrafo 7º da Lei nº 9.249, de 26/12/95 e legislação e regulamentação pertinentes, poderá ser imputado ao dividendoobrigatório, integrando tal valor o montante dos dividendos distribuídos pela sociedade para todos os efeitos legais.Parágrafo 5º – Por deliberação do Conselho de Administração, e observadas as disposições legais aplicáveis, a sociedadepoderá pagar aos seus acionistas juros sobre capital próprio, os quais poderão ser imputados ao dividendo mínimoobrigatório, ad referendum da Assembléia GeralArtigo 38 - O dividendo previsto no artigo anterior não será obrigatório no exercício social em que a Diretoria - dandoprévio conhecimento ao Conselheiro de Administração - informar à Assembléia Geral Ordinária, com parecer do ConselhoFiscal, ser ele incompatível com a situação financeira da Companhia, observadas as disposições do Parágrafo 4º do Art.202 da Lei nº 6.404/76.Artigo 39 - Os dividendos não reclamados no prazo de 3 (três) anos, contado nos termos do art. 287 da Lei nº 6.404/76,reverterão em benefício da Companhia.260

CAPÍTULO VII - DAS DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIASArtigo 40 - O capital dos acionistas, enquanto aplicado em obras em andamento, vencerá os juros que a lei fixar, os quaisterão o destino indicado na legislação especial relativa aos serviços de energia elétrica.Artigo 41 - Os casos omissos no presente Estatuto serão resolvidos com base na legislação vigente.Art. 17 – (...) § 6º - Os Conselheiros terão mandato de 1(um) ano, fixado entre as Assembléias Gerais Ordináriasrealizadas em cada ano, sendo permitida a reeleição; Art. 20 – (...) § 1º - Os membros da Diretoria serão eleitos peloConselho de Administração, com mandato de 3 (três) anos, podendo ser reeleitos.261

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ANEXO X.6.Escritura da 4ª Emissão de Debêntures263

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ANEXO X.7.Instrumento de Constituição de Penhor, Vinculação de Direitos Creditórios e Outras Avenças329

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ANEXO X.8.Súmula da Classificação de Risco (Rating), datada de 09 de junho de 2004,e Síntese Analítica, datada de 02 de julho de 2004361

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ANEXO X.9.IAN - Informações Anuais da Emissora de 31 de dezembro de 2003369

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERALCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSDivulgação ExternaIAN - INFORMAÇÕES ANUAIS DATA-BASE - 31/12/2003O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEISPELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - Denominação Comercial014524 CIA. ELETRICIDADE DA BAHIA 15.139.629/0001-94 COELBA5 - Denominação Social Anterior 6 - NIRE 7 - SITECIA. ELETRICIDADE DA BAHIA 29300003816 www.coelba.com.br01.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFAv. Edgard Santos, nº 300 Narandiba 41186-900 Salvador BA6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex71 370-5500 370-5501 370-550211 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail71 370-5135 370-5506 – ri@coelba.com.br01.03 - DEPARTAMENTO DE ACIONISTASATENDIMENTO NA EMPRESA1 - Nome 2 - Cargo 3 - Endereço Completo 4 - Bairro ou DistritoValfredo de Assis Ribeiro Filho Gerente Depto. Relações com Investidores Av. Edgard Santos, 300 Narandiba5 - CEP 6 - Município 7 - UF 8 - DDD 9 - Telefone 10 - Telefone 11 - Telefone41186-900 Salvador BA 071 370-5502 370-5501 –12 - Telex 13 - DDD 14 - Fax 15 - Fax 16 - Fax 17 - E-mail– 071 370-5506 – – vribeiro@coelba.com.brAGENTE EMISSOR/INSTITUIÇÃO FINANCEIRA DEPOSITÁRIA18 - Nome 19 - Contato 20 - Endereço Completo 21 - Bairro ou DistritoBANCO DO BRASIL Elizabeth Pontes Linhares Rua Professor Lélio Gama, nº 105, 26º andar Centro22 - CEP 23 - Município 24 - UF 25 - DDD 26 - Telefone 27 - Telefone 28 - Telefone20031-900 Rio de Janeiro RJ 021 3808-3687 3808-3551 –29 - Telex 30 - DDD 31 - Fax 32 - Fax 33 - Fax 34 - E-mail– 021 3808-3687 3808-3551 – cqualificada@bb.com.brOUTROS LOCAIS DE ATENDIMENTO A ACIONISTAS35 - Item 36 - Município 37 - UF 38 - DDD 39 - Telefone 40 - Telefone01 Rio de Janeiro RJ 21 3808-3687 3808-355101.04 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoErik da Costa Breyer Av. Edgard Santos, nº 300 Narandiba4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone 11 - Telex41186-900 Salvador BA 71 370-5500 370-5501 370-550212 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail71 370-5506 – – ebreyer@coelba.com.br17 - Diretor Brasileiro 18 - CPF 18 - PassaporteSim 955.093.217-68 CE 83624201.05 - REFERÊNCIA/AUDITOR1 -Data de Início do Último Exercício Social 2 - Data de Término do Último 3 - Data de Início do 4 - Data de Término do ExercícioExercício Social Exercício Social em Curso Social em Curso01/01/2003 31/12/2003 01/01/2004 31/12/20045 - Nome/Razão Social do Auditor 6 - Código CVM 7 - Nome do Responsável Técnico 8 - CPF do Resp. TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu 00385-9 José Othon Tavares de Almeida 182.774.975-0401.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Bolsa de Valores onde Possui RegistroX BVBAAL BVMESB BVPR BVRJ BVSTBVES BVPP BVRG X BOVESPA2 - Mercado de Negociação 3 - Tipo de Situação 4 - Código de Atividade 5 - Atividade PrincipalBolsa Operacional 112 - Energia Elétrica Serviço Público de Energia Elétrica01.07 - CONTROLE ACIONÁRIO/VALORES MOBILIÁRIOS1 - Natureza do Controle AcionárioPrivada Nacional2 - Valores Mobiliários Emitidos pela Cia.X Ações X Debêntures Simples Notas Promissórias (NP)Debêntures Conversíveis em Ações Bônus de Subscrição BDRAções Resgatáveis Certificado de Investimento Coletivo (CIC) OutrosPartes Beneficiárias Certificado de Recebíveis Imobiliários (CRI) Descrição01.08 - PUBLICAÇÕES DE DOCUMENTOS1 - Aviso aos Acionistas sobre 2 - Ata da AGO que 3 - Convocação da AGO para 4 - Publicação dasDisponibilidade das DFs. aprovou as DFs. Aprovação das DFs. Demonstrações Financeiras27/02/2004 30/03/2004 15/03/2004 12/03/200401.09 - JORNAIS ONDE A CIA. DIVULGA INFORMAÇÕES1 - Item 2 - Título do Jornal 3 - UF01 Gazeta Mercantil BA02 A Tarde BA03 Diário Oficial do Estado da BA BA04 Correio da Bahia BA05 Tribuna da Bahia BA06 Valor Econômico BA01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura28/04/2004371

02.01.01 - COMPOSIÇÃO ATUAL DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E DIRETORIAData da Prazo do Código Tipo do Eleito p/ Cargo/Item Nome do Administrador CPF Eleição Mandato Administrador * Controlador Função Função01 Moises Afonso Sales Filho 107.578.565-00 26/04/2004 26/04/2007 1 10 Diretor Presidente/Superintendente02 Erik da Costa Breyer 955.093.217-68 26/04/2004 26/04/2007 1 11 Diretor Vice Presidente/Superintendente03 Wilson Couto Oliveira 106.766.195-68 26/04/2004 26/04/2007 1 19 Diretor de Coordenação Territorial04 Antonio Pedro Gordilho de Farias Filho 093.290.995-72 26/04/2004 26/04/2007 1 19 Diretor de Recursos Humanos e Ser. Gerais05 Paulo Roberto Dutra 984.752.407-63 26/04/2004 26/04/2007 1 19 Diretor Comercial06 Luiz Eduardo Franco de Abreu 667.153.347-49 30/03/2004 30/04/2005 2 SIM 20 Presidente do Conselho de Administração07 Mario Jose Ruiz Tagle Larrain 058.458.437-74 30/03/2004 30/04/2005 2 SIM 21 Vice Presidente Cons. de Administração08 Pablo Canales Abaitua 840.288.825-91 30/03/2004 30/04/2005 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)09 Renato Sobral Pires Chaves 764.238.837-34 30/03/2004 30/04/2005 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)10 Antonio Fernando Guedes de Brito Costa 178.159.755-34 30/03/2004 30/04/2005 2 NÃO 22 Conselho de Administração (Efetivo)11 Luciana Freitas Rodrigues 759.395.847-72 30/03/2004 30/04/2005 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)12 Borja Garay Ibarreche 058.242.527-18 30/03/2004 30/04/2005 2 SIM 23 Conselho de Administração (Suplente)13 Eduardo Capelastegui Saiz 819.863.865-20 30/03/2004 30/04/2005 2 SIM 23 Conselho de Administração (Suplente)14 Márcia Moreira Castelo Branco 976.035.977-49 30/03/2004 30/04/2005 2 SIM 23 Conselho de Administração (Suplente)15 Fábio Oliveira Moser 777.109.677-87 30/03/2004 30/04/2005 2 SIM 23 Conselho de Administração (Suplente)16 Jacson Silva Rodrigues 115.432.725-68 30/03/2004 30/04/2005 2 NÃO 23 Conselho de Administração (Suplente)17 Marcelo Câmara de Aguiar 186.436.801-25 30/03/2004 30/04/2005 2 SIM 23 Conselho de Administração (Suplente)* CÓDIGO: 1 - Pertence apenas à Diretoria;2 - Pertence apenas ao Conselho de Administração;3 - Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração.02.01.02 - COMPOSIÇÃO ATUAL DO CONSELHO FISCAL1 - Conselho Fiscal Instalado 2 - PermanenteSIMNÃOData da Prazo do Cargo/Item Nome do Conselheiro CPF Eleição Mandato Função Função01 Davidson de Magalhães Santos 182.817.025-91 30/03/2004 30/04/2005 44 C.F.(efetivo)Eleito P/Preferencialistas02 Adilvo Pinheiro de Oliveira França Jr 740.975.555-53 30/03/2004 30/04/2005 44 C.F.(efetivo)Eleito P/Preferencialistas03 Carlos Faria Ribeiro 046.984.015-34 30/03/2004 30/04/2005 44 C.F.(efetivo)Eleito P/Preferencialistas04 Marco Geovanne Tobias da Silva 263.225.791-34 30/03/2004 30/04/2005 44 C.F.(efetivo)Eleito P/Preferencialistas05 Mauro Murakami 013.988.309-68 30/03/2004 30/04/2005 47 C.F.(suplent)Eleito P/Preferencialistas06 Gilberto Lourenço de Aparecida 377.114.076-53 30/03/2004 30/04/2005 47 C.F.(suplent)Eleito P/Preferencialistas07 Francesco Gaudio 128.804.777-00 30/03/2004 30/04/2005 47 C.F.(suplent)Eleito P/Preferencialistas08 Dálcio Meira Lobão 001.230.645-20 30/03/2004 30/04/2005 47 C.F.(suplent)Eleito P/Preferencialistas* CÓDIGO: 1 - Pertence apenas à Diretoria;2 - Pertence apenas ao Conselho de Administração;3 - Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração.372

02.02 - EXPERIÊNCIA PROFISSIONAL E FORMAÇÃO ACADÊMICA DE CADA CONSELHEIRO(ADMINISTRAÇÃO E FISCAL) E DIRETORDIRETORIA EXECUTIVA:MOISÉS AFONSO SALES FILHOGraduado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal da Bahia - UFBA. Exerceu as funções de Engenheiro deManutenção de Sistemas de Transmissão, Gerente de Centro de Operação e Diretor de Engenharia da Coelba. Atualmente,ocupa o cargo de Presidente da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA e de Diretor de Gestão de Ativosda Coelba.ERIK DA COSTA BREYERBacharel em Direito pela Universidade Federal Fluminense com MBA em Gestão Empresarial pela Fundação Dom Cabral,MBA em Finanças e Mercado de Capitais pela Fundação Getúlio Vargas e Mestrado em Administração pela UniversidadeFederal da Bahia. Foi Gerente de Administração de Fundos de Investimentos do Banco do Brasil. Atualmente, ocupa ocargo de Diretor Vice-Presidente e de Economia, Finanças e de Relações com Investidores da Coelba, DiretorAdministrativo Financeiro e Relações com Investidores da Itapebi Geração de Energia S.A , Membro Titular do Conselhode Administração da CREMER S.A. e Presidente do Conselho de Administração da Petrobahia S.A.WILSON COUTO OLIVEIRAGraduado em Engenharia Elétrica pela UFBA, especializado em Administração pela UNIFACS, cursou Administraçãopara Executivos do Setor de Energia Elétrica – CEADE III, pela Faculdade de Economia e Administração da USP. Exerceua função de Diretor de Distribuição da ENERGIPE – Companhia Energética de Sergipe – cedido pela COELBA àELETROBRÁS no período de Outubro/96 a Setembro/97. Ocupa atualmente o cargo de Diretor de Coordenação Territorialda Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA.ANTÔNIO PEDRO GORDILHO DE FARIAS FILHOGraduado em Administração de Empresas pela Universidade Católica do Salvador. Especializado em AdministraçãoFinanceira pela PUC - RJ e Administração para Desenvolvimento de Altos Executivos pela Fundação João Pinheiro – MG.Pós-graduado em Recursos Humanos pelo CENID – MG. Exerceu a função de Gerente do Deptº de Administração eRelações Trabalhistas. Atualmente exerce a função de Diretor de Recursos Humanos e Serviços Gerais da Companhia deEletricidade do Estado da Bahia - COELBA.PAULO ROBERTO DUTRAGraduado em Administração de Empresas. Atualmente exerce a função de Diretor Comercial da Companhia deEletricidade do Estado da Bahia - COELBA.CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO (TITULARES):LUIZ EDUARDO FRANCO DE ABREUBacharel em Administração de Empresas pela Universidade Federal do Rio de Janeiro. Especialista em finanças peloIBMEC e Mestre em Administração de Empresas pela Duke University. Foi Diretor de Operações da Pacific do BrasilComércio Exterior Ltda, no BRB – Banco de Brasília S/A, foi Diretor Presidente do banco, Diretor Presidente da DTVMe diretor presidente da Financeira, na GFC – Global Finance Consulting S/C Ltda, ( evolução da NSG Consultoria S/CLtda, foi Diretor da Área de Finanças). Ocupa atualmente o cargo de Vice-Presidente de Finanças, Mercado de Capitais eRelações com Investidores do Banco do Brasil S/A e Presidente do Conselho Administrativo da Companhia de Eletricidadedo Estado da Bahia - COELBA.MARIO JOSE RUIZ TAGLE LARRAINBacharel em Direito pela Universidade Diego Portales (Chile), licenciado em Ciências Jurídicas e Sociais com mestradoem Administração de Empresas pela Universidade Católica do Chile. Exerceu o cargo de Diretor Suplente da SociedadeIberoamericana de Energia Ibener S/A. Foi Diretor Suplente da Sociedade Inversora Elétrica Andina S/A, em representaçãoa Iberdrola energia S/A . Atualmente, ocupa o cargo de Diretor Presidente da Iberdrola Energia do Brasil e Vice Presidentedo Conselho Administrativo da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA.373

PABLO CANALES ABAITUALicenciado em Ciências Econômicas e Empresariais pela Universidade Comercial de Deusto (Bilbao - Espanha), pósgraduado pela Universidade Carlos III (Madri). De 1996 à 1995 foi auditor da Andersen em Bilbao. Ocupou o cargo deController de Gestão da Iberdrola (Bilbao - Espanha) e atualmente ocupa o cargo de Diretor de planejamento e controle degestão na Iberdrola Energia do Brasil e Membro do Conselho Administrativo da Companhia de Eletricidade da Bahia -COELBA.RENATO SOBRAL PIRES CHAVESBacharel em Ciências Contábeis pela Universidade Santa Úrsula - Rio de Janeiro, pós graduado em Ciências Contábeispela Fundação Getúlio Vargas, e em Finanças e Mercado de Capitais pela PUC - RJ. Mestre em Ciências Contábeis pelaUniversidade Federal do Rio de Janeiro. Ocupa atualmente o cargo de Diretor de Participações da Caixa de Previdênciados Funcionários do Banco do Brasil - PREVI e Membro do Conselho Administrativo da Companhia de Eletricidade daBahia - COELBA.ANTÔNIO FERNANDO GUEDES DE BRITO COSTAEngenheiro Eletricista formado pela Universidade Federal da Bahia - UFBA. Especializado em Engenharia de Distribuiçãode Energia Elétrica e Engenharia de Projetos de Sistemas de Distribuição de Energia. Ingressou na Coelba em 1985,exercendo a função de Técnico Especializado. Atualmente exerce as funções de Analista de Padronização e Normalizaçãoe Membro do Conselho de Administração da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA.LUCIANA FREITAS RODRIGUESGraduada em Estatística pela Universidade Estadual do Rio de Janeiro - UERJ e Atuária pela Faculdade Estácio de Sá, comMBA em Finanças pelo IBMEC e pós-graduação em Análise de Projetos de Sistema pelo IBAM/RJ. Atualmente exerce oscargos de Gerente de Acompanhamento de Empresas Estratégicas da Caixa de Previdência dos Funcionários do banco doBrasil - PREVI e Membro do Conselho de Administração da Guaraniana S/A e da Companhia de Eletricidade do Estadoda Bahia - COELBA.CONSELHO FISCAL (TITULARES):DAVIDSON DE MAGALHÃES SANTOSGraduado em Ciências pela Universidade Estadual de Santa Cruz, mestrado de Ciências Econômicas pela UniversidadeFederal da Bahia. Atualmente é Membro Titular do Conselho Fiscal da COELBA.MARCO GEOVANNE TOBIAS DA SILVABacharel em Ciências Econômicas pela UnB, MBA em Finanças, Marketing e Marketing de Serviços Bancários. Início dasatividades no Banco do Brasil nas áreas de Finanças, Consultoria Técnica, Internacional, BB - Investimentos, Marketing eComunicação. Atualmente exerce as funções de Gerente Executivo da área de Relações com Investidores do Banco doBrasil e Conselheiro Fiscal da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA.ADILVO PINHEIRO DE OLIVEIRA FRANÇABacharel em Ciências Contábeis pela Universidade Federal da Bahia – UFBA, exerceu o cargo de Gerente de Auditoria naErnst & Young, Reino Unido. Atualmente é Gerente de Controle no Grupo Iberdrola, Região América do Sul e MembroTitular no Conselho Fiscal da COELBA.CARLOS FARIA RIBEIROGraduado em Engenharia Elétrica, pela UFBA, especialização em Engenharia Econômica.Rensselaer Polytchnic Institute, RPI, Estados Unidos, especialização em Power Supply For Disturbing Loads, pelaWESTINGHOUSE, Estados Unidos. Atuou como Diretor de Engenharia na Companhia de Energia Elétrica da Bahia –CEEB e na Coelba, foi Professor Adjunto na UFBA, e atualmente é Conselheiro Fiscal da COELBA.374

03.01 - EVENTOS RELATIVOS À DISTRIBUIÇÃO DO CAPITALEvento Data do Pessoas Físicas Investidores Acordo de Ações Prefer. Data do ÚltimoBase Evento e Jurídicas Institucionais Acionistas com Direito a Voto Acordo de AcionistasAGE 19/10/1998 3.664 0 Não Não –Ações em Circulação no MercadoOrdinárias Preferenciais TotalQuantidade (Unidade) Percentual Quantidade (Unidade) Percentual Quantidade (Unidade) Percentual226.671.849 2,07 30.541.853 1,56 257.213.702 1,3703.02 - POSIÇÃO ACIONÁRIA DOS ACIONISTAS COM MAIS DE 5% DE AÇÕES COM DIREITO A VOTOPart. noNome/Razão Social Ações Ações Pre- Total Comp. Acordo Con-CPF/CNPJ Ordinárias ferenciais de Ações Cap. de Acio- trola-Item Nacionalidade/UF (Mil) % (Mil) % (Mil) % Soc. nistas dor01 Guaraniana S.A.01.083.200/0001-18-Brasileira/RJ 9.812.208 89,77 6.717.881 85,17 16.530.089 87,84 31/07/1997 SIM02 Iberdrola Energia02.041.066/0001-55-Brasileira/RJ 559.791 5,12 1.039.420 13,18 1.599.211 8,5003 Previ-Caixa Previd dosFuncionários BB33.754.482/0001-24-Brasileira/RJ 331.780 3,03 99.440 1,26 431.220 2,2997 Ações em Tesouraria 0 0,00 0 0,00 0 0,0098 Outros 226.672 2,08 30.542 0,39 257.214 1,3799 Total 10.930.451 100,00 7.887.283 100,00 18.817.734 100,00375

03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICAItem Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01 GUARANIANA S.A. 31/07/1997Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.0106 Iberdrola Energia S.A. 2.281.748.135 39,00 0 0,00 2.281.748.135 39,000107 Previ-Caixa de Prev Func do Banco do Brasil33.754.482/0001-24/Brasileira/RJ 1.301.396.223 22,24 0 0,00 1.301.396.223 22,240108 BB-Banco de Investimento S.A.24.933.830/0001-30/Brasileira/DF 448.868.494 7,67 0 0,00 448.868.494 7,670109 Fund.Mútuo Inv.Ações Cart.Liv-BB01.955.458/0001-67/Brasileira/RJ 379.521.390 6,49 0 0,00 379.521.390 6,490110 521 Participações S.A.01.547.749/0001-16/Brasileira/RJ 1.048.751.314 17,93 0 0,00 1.048.751.314 17,930111 Fund.Mútuo Inv.Ações Cart.Liv-BB73.899.742/0001-74/Brasileira/RJ 323.857.717 5,53 0 0,00 323.857.717 5,530112 Brasilcap Capitalização S/A15.138.043/0001-05/Brasileira/RJ 66.492.901 1,14 0 0,00 66.492.901 1,140113 Outros 20 0,00 0 0,00 20 0,000199 Total 5.850.636.194 100,00 0 0,00 5.850.636.194 100,0004.01 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL1 - Data da Última Alteração: 19/10/1998Valor Qtd. deNominativa Nominal Ações Subscrito IntegralizadoItem Espécie das Ações ou Escritural (Reais) (Mil) (Reais Mil) (Reais Mil)01 Ordinárias Nominativa 0,00 10.930.452 620.530 620.53002 Preferenciais 0,00 0 0 003 Preferenciais Classe A Nominativa 0,00 1.955.756 111.030 111.03004 Preferenciais Classe B Nominativa 0,00 5.931.526 336.737 336.73705 Preferenciais Classe C 0,00 0 0 006 Preferenciais Classe D 0,00 0 0 007 Preferenciais Classe E 0,00 0 0 008 Preferenciais Classe F 0,00 0 0 009 Preferenciais Classe G 0,00 0 0 010 Preferenciais Classe H 0,00 0 0 011 Prefer. Outras Classes 0,00 0 0 099 Totais 0,00 18.817.734 1.068.297 1.068.29704.04 - CAPITAL SOCIAL AUTORIZADO1 - Quantidade (Mil) 2 - Valor (Mil) 3 - Data de Autorização18.817.734 1.300.000 19/10/199804.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL AUTORIZADOQuantidade de AçõesItem Espécie Classe Autorizadas à Emissão (Mil)376

06.01 - PROVENTOS DISTRIBUÍDOS NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOSLucro ouPrejuízoAprovação da Data da Término do Líquido no Valor do Classe Montante do Data deDistribuição Aprovação Exercício Período Provento Espécie das Provento Início deItem Provento Evento Distribuição Social (Reais Mil) por Ação das Ações Ações (Reais Mil) Pagamento01 Juros sobre Capital Próprio RCA 14/08/2001 31/12/2001 238.791 0,4386706000 Ordinária 4.795 27/08/200102 Juros sobre Capital Próprio RCA 14/08/2001 31/12/2001 238.791 0,4386706000 Preferencial 3.460 27/08/200103 Juros sobre Capital Próprio RCA 31/12/2001 31/12/2001 238.791 4,0387435000 Ordinária 44.145 29/11/200204 Juros sobre Capital Próprio RCA 31/12/2001 31/12/2001 238.791 4,0387435000 Preferencial 31.855 29/11/200205 Juros sobre Capital Próprio RCA 31/12/2001 31/12/2001 238.791 1,6473822000 Ordinária 18.006 29/11/200206 Juros sobre Capital Próprio RCA 31/12/2001 31/12/2001 238.791 1,6473822000 Preferencial 12.994 29/11/200207 Dividendo AGO 30/04/2002 31/12/2001 238.791 0,4710060000 Ordinária 5.148 29/11/200208 Dividendo AGO 30/04/2002 31/12/2001 238.791 0,4710060000 Preferencial 3.715 29/11/200209 Juros sobre Capital Próprio RCA 31/12/2002 31/12/2002 122.948 3,5702251456 Ordinária 39.024 12/09/200310 Juros sobre Capital Próprio RCA 31/12/2002 31/12/2002 122.948 3,9272766011 Preferencial 30.976 12/09/200311 Juros sobre Capital Próprio RCA 29/12/2003 31/12/2003 165.742 3,4880846685 Ordinária 38.126 29/01/200412 Juros sobre Capital Próprio RCA 29/12/2003 31/12/2003 165.742 3,8368931353 Preferencial 30.263 29/01/200413 Dividendo AGO 30/03/2004 31/12/2003 165.742 4,5426956432 Ordinária 49.654 31/03/200414 Dividendo AGO 30/03/2004 31/12/2003 165.742 4,9969652075 Preferencial 39.413 31/03/200415 Dividendo AGE 30/03/2004 31/12/2003 165.742 4,5903233000 Ordinária 50.174 31/03/200416 Dividendo AGE 30/03/2004 31/12/2003 165.742 5,0493556300 Preferencial 39.825 31/03/200406.03 - DISPOSIÇÕES ESTATUTÁRIAS DO CAPITAL SOCIAL% do Prioridade Calcu-Espécie Classe Capital Direito a TAG no Reembolso Tipo % R$/ Priori- ladoItem da Ação da Ação Social Conversível Converte em Voto a Long % de Capital Prêmio Dividendo Dividendo Ação Cumulativo tário SobreLucroLíquido01 Ordinária 58,09 Não Pleno 0,00 Não Não Mínimo 0,00 25,00 0,00000 Não Não Ajustado10% LucroSuperiorLíquido02 Preferencial A 10,39 Não Não 0,00 Sim Não a Ord 0,00 0,00 0,00000 Não Sim Ajustado10%Superior03 Preferencial B 31,52 Não Não 0,00 Sim Não a Ord 0,00 0,00 0,00000 Não Não06.04 - MODIFICAÇÃO ESTATUTÁRIA1 - Data da Última Modificação do Estatuto 2 - Dividendo Obrigatório (% do Lucro)31/12/2003 25,0007.01. REMUNERAÇÃO E PARTICIPAÇÃO DOS ADMINISTRADORES NO LUCROParticipação dos Administradores Valor da Remuneraçãono Lucro Global dos Administradores (Reais Mil) 3 - PeriodicidadeSim 2.245.921 Mensal377

07.02. PARTICIPAÇÕES E CONTRIBUIÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS1 - Data Final do Último Exercício Social 31/12/20032 - Data Final do Penúltimo Exercício Social 31/12/20023 - Data Final do Antepenúltimo Exercício Social 31/12/2001Valor do Valor do Valor doÚltimo Penúltimo AntepenúltimoExercício Exercício ExercícioItem Descrição das Participações e Contribuições (Reais Mil) (Reais Mil) (Reais Mil)01 Participações-Debenturistas 0 0 001 Participações-Debenturistas 0 0 002 Participações-Empregados 0 0 003 Participações-Administradores 0 0 004 Partic. Partes Beneficiárias 0 0 005 Contribuições Fdo. Assistência 0 0 006 Contribuições Fdo. Previdência 0 0 007 Outras Contribuições 0 0 008 Lucro Líquido no Exercício 165.742 122.948 238.79109 Prejuízo Líquido no Exercício 0 0 007.03 - PARTICIPAÇÕES EM SOCIEDADES CONTROLADAS E/OU COLIGADAS% Partici- % PatripaçãomônioRazão Social da no Capital Líquido da Tipo deItem Controlada/Coligada CNPJ Classificação da Investida Investidora Empresa01 Comp Energ do Rio Grandedo Norte-COSERN 08.324.196/0001-81 Aberta Controlada 67,40 20,00 Empresa Comercial, Industrial e Outras02 Garter Properties Inc – Fechada Controlada 100,00 0,38 Empresa Comercial, Industrial e Outras04 Itapebi Geração de Energia S.A. 02.397.080/0001-96 Aberta Coligada 42,00 3,77 Empresa Comercial, Industrial e Outras08.01 - CARACTERÍSTICAS DA EMISSÃO PÚBLICA OU PARTICULAR DE DEBÊNTURES1 - ITEM 012 - Nº ORDEM ÚNICA3 - Nº DE REGISTRO NA CVM CVM/SRE/DEB-00/2000/0224 - DATA DO REGISTRO CVM 10/08/20005 - SÉRIE EMITIDA 2ª6 - TIPO DE EMISSÃO SIMPLES7 - NATUREZA EMISSÃO PÚBLICA8 - DATA DA EMISSÃO 01/07/20009 - DATA DE VENCIMENTO 01/07/200310 - ESPÉCIE DA DEBÊNTURE REAL11 - CONDIÇÃO DE REMUNERAÇÃO VIGENTE 102,5% da Taxa Média de CDI12 - PRÊMIO/DESÁGIO13 - VALOR NOMINAL (Reais) 10.000,0014 - MONTANTE EMITIDO (Reais Mil) 120.00015 - Q. TÍTULOS EMITIDOS (UNIDADE) 12.00016 - TÍTULO CIRCULAÇÃO (UNIDADE) 017 - TÍTULO TESOURARIA (UNIDADE) 018 - TÍTULO RESGATADO (UNIDADE) 12.00019 - TÍTULO CONVERTIDO (UNIDADE) 020 - TÍTULOS A COLOCAR (UNIDADE) 021 - DATA DA ÚLTIMA REPACTUAÇÃO22 - DATA DO PRÓXIMO EVENTO378

09.01 - BREVE HISTÓRICO DA EMPRESAA Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia foi constituída nos termos da Lei Estadual nº 1.196/59, obtendoautorização para funcionar como empresa concessionária de energia elétrica, nos termos da legislação específica federal,através do Decreto nº 48.161/60.Em 1968, a COELBA incorporou a Centrais Elétricas do Rio de Contas - CERC, também empresa mista estadual deenergia elétrica, cuja área de atuação restringia-se ao sul do Estado da Bahia.Em 1973, foram incorporadas a Companhia de Energia Elétrica da Bahia - CEEB, com atuação na Região Metropolitanade Salvador e as cidades do Recôncavo baiano, e a Companhia de Eletrificação Rural do Nordeste - CERN, com atuaçãoem pequenas sedes municipais da Região Nordeste do Estado.Após essas incorporações, além da absorção de outros sistemas operados por prefeituras municipais, a área de concessãoda COELBA passou a representar aproximadamente 560 mil Km 2 , com atendimento, atualmente, a 415 dos 417municípios do Estado da Bahia.Em julho de 1994, a COELBA tornou-se companhia de capital aberto.A Coelba foi privatizada EM 31 de julho de 1997, no leilão realizado na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, ao preço deR$ 1,73 Bilhões de Reais. O consórcio Guaraniana S.A., composto pela empresa espanhola IBERDROLA, PREVI, BBInvestimentos, Brasil CAP e BB Ações Price. assumiu o controle acionário da Companhia e, quando firmou, com o poderconcedente, contrato de concessão nº 010/97 de 08 de agosto de 1997, para geração, transmissão e distribuição de energiaelétrica no Estado da Bahia, com duração de 30 anos.Em 1997 foi criada a Garter Properties Inc., controlada integral, “off shore” com o objetivo de captar recursos no exterior,com a finalidade de financiar a compra da COSERN.Ainda em 1997, venceu o leilão de privatização da Companhia Energética do Rio Grande do Norte - COSERN, que firmoucontrato de concessão para distribuição de energia elétrica no Estado do Rio Grande do Norte com duração de 30 anos.Através de duas Ofertas Públicas de compra de ações da COSERN, realizadas em 2000, a COELBA ampliou suaparticipação acionária de 48,9% para 67,40%.Em 1998, a COELBA constituiu a Tracol Serviços Elétricos S.A., controlada integral, que tem como objetivo a prestaçãode serviços gerais, reforma de transformadores, recondicionamento e regeneração de óleo isolante e reforma de medidores,dentre outros.Em 1999, a COELBA e a Guaraniana S.A., constituíram a Itapebi Geração de Energia S.A., ficando a COELBA comoacionista majoritária, com participação acionária de 42%, para construção e exploração do aproveitamento hidroelétrico deItapebi, localizado no Rio Jequitinhonha, município de Itapebi, com capacidade instalada de 450 MW, e previsão deenergia gerada total de 1.720.000 MWh. A UHE entrou em operação em 2003. A Itapebi também é responsável pelaexploração do aproveitamento hidrelétrico (PCH) de Pancada Grande, no Rio Cachoeira Grande, município de Ituberá.Em junho de 2000, incorporou sua controladora Nordeste Participações S.A., sociedade de propósito específico, criadapara atender ao interesse de transferir para a COELBA o benefício fiscal resultante da amortização do ágio pago peloscontroladores quando da aquisição das ações da COELBA. A incorporação foi aprovada, pela ANEEL e CVM.Em 2001, a Aneel aprovou o modelo de reestruturação societária apresentado pela Companhia, em cumprimento aocontrato de concessão referente a criação de duas novas empresas, uma de geração e outra de transmissão, mediantealienação dos bens a valores contábeis, para fins de desverticalização de suas atividades. A conclusão da operação aguardaanuência da Aneel.Foi aprovada pela Controladora Guaraniana, em consonância com o Ofício nº 656/2000 – SFF/ANEEL/99 com base noLaudo de Avaliação do Patrimônio Líquido, a valor de mercado, emitido pela AUDICONT – Auditores e Consultores S/Cem 2002, a alienação das ações da Tracol de propriedade da Companhia, conforme instrumento particular de compra evenda de ações da Tracol Serviços Elétricos S.A., assinado em 26 de agosto de 2002. Para efetivação desse processo, aCompanhia esta aguardando a aprovação prévia da Aneel.379

Em reunião em conjunto dos Conselhos de Administração da Companhia e de sua controladora Guaraniana, realizada em2003, aprovaram a venda, de 63.000.000 de ações ordinárias de emissão da Itapebi, Geração de Energia S.A.,representativas de 42% do capital integralizado, pelo valor de R$ 126.257, com base no laudo de avaliação econômicapreparado pela Ernst Young Consultores Associados Ltda.Para efetivação desse processo, a Companhia está aguardando a aprovação prévia da Aneel, o que consequentementecondiciona a data do reconhecimento da venda pela COELBA e o respectivo reflexo em seu resultado.09.02 - CARACTERÍSTICA DO SETOR DE ATUAÇÃORegulação e Reestruturação do Setor ElétricoO Governo Federal realizou uma ampla reforma no Setor Elétrico Brasileiro. Em termos genéricos, essas medidas visaramdelegar autoridade regulatória a agências independentes, aumentando o papel de empresas privadas na geração edistribuição de eletricidade e a concorrência no setor. Esses acontecimentos acarretaram profundas mudanças no cenárionormativo e concorrencial das atividades da Emissora.Os anos 90 reuniram todos os fatores que poderiam contribuir para o agravamento de uma crise no Setor Elétrico: oesgotamento da capacidade de geração de energia elétrica das hidrelétricas existentes, o aquecimento da economiaprovocado pelo Plano Real, a necessidade de novos investimentos e a escassez de recursos do Governo para atender a estanecessidade diante de outras prioridades.Fazia-se necessário, portanto, encontrar alternativas que viabilizassem uma reforma e expansão do setor, com capitaisprivados e a entrada de novos Agentes, onde o governo assumisse o papel de agente orientador e fiscalizador dos serviçosde energia elétrica.Em 1993, ao reequilibrar as finanças do setor, a Lei n.º 8631 promoveu a reorganização econômico-financeiro dasempresas e abriu caminho para a reestruturação da indústria de energia elétrica.A primeira alteração relevante para o início do processo de privatização do setor ocorreu em 1995, com a EmendaConstitucional n.º 6, permitindo à União a outorga de autorização ou concessão para a exploração dos potenciais de energiahidráulica para empresas brasileiras ou empresas constituídas sob as leis brasileiras, possuindo sede e administração noBrasil, inclusive privadas.Ainda em 1995, duas leis federais foram promulgadas, concretizando a política do Governo Federal de executar areestruturação econômica do setor público e iniciando uma reforma no sistema de normas que regulamentava o setor deenergia elétrica no Brasil:• Lei de Concessões (Lei n.º 8.987, de 13 de fevereiro de 1995); e• Lei do Setor Elétrico (Lei n.º 9.074, de 7 de julho de 1995).A Lei de Concessões dispõe sobre o regime de concessão e permissão de serviços públicos, regulando, dentre outrosassuntos:• direitos e obrigações das concessionárias, do poder concedente e dos usuários;• política tarifária;• licitação e contratos de concessão; e• intervenção do Poder Concedente.A Lei do Setor Elétrico introduziu na Legislação Brasileira o conceito de Produtor Independente de Energia Elétrica - PIEe de Autoprodutor, conforme explicado abaixo.Em 1996, através do Projeto RE-SEB (Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro), iniciou-se a fase deconcepção do novo modelo, sob a coordenação da Secretaria Nacional de Energia do Ministério de Minas e Energia,chegando-se à conclusão de que era preciso criar uma Agência Reguladora (ANEEL - Agência Nacional de EnergiaElétrica), um operador para o sistema (ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico) e um ambiente (MAE - MercadoAtacadista de Energia Elétrica), através de uma operadora (ASMAE - Administradora de Serviços do Mercado Atacadistade Energia Elétrica), onde fossem transacionadas as compras e vendas de energia elétrica. O Projeto RE-SEB foi concluídoem agosto de 1998, com toda a concepção do novo arcabouço setorial definida.380

Em 1997 e 1998 novas regulamentações foram feitas destacando-se a Lei n.º 9648/98 que instituiu o Mercado Atacadistade Energia – MAE e o Operador Nacional de Energia Elétrica – ONS, autorizou o Poder Executivo a promover areestruturação da ELETROBRÁS e de suas subsidiárias e estabeleceu a transição de modelos, com a assinatura decontratos iniciais. Nesta Lei foi prevista a segmentação setorial e definida a progressiva abertura à competição dosmercados, a partir de 2003.Como parte da política do Governo Federal de viabilizar investimentos privados, reduzir seu papel no Setor ElétricoBrasileiro e aumentar o nível de concorrência no setor, um novo sistema regulatório começou a ser desenvolvido.Os objetivos do novo sistema incluem:• separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia;• criação do MAE, incluindo contratos de fornecimento de energia bilaterais de longo prazo e mercado à vista de curtoprazo fundado, em última instância, no custo de geração marginal;• instituição do ONS para assegurar despacho e acesso otimizado a redes de transmissão;• imposição de restrições de concentração de mercado à exploração das atividades de geração e distribuição; e• suporte financeiro do BNDES a novos projetos de geração.Em 1998, foi criado o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE que tem por objetivos promover o aproveitamentoracional de energia, a proteção ao consumidor em termos de preços, qualidade e oferta de produtos, a proteção ao MeioAmbiente, o incremento do uso do gás natural, a utilização de fontes renováveis de energia, a promoção da livreconcorrência, a ampliação da competitividade e a atração de capitais para a produção de energia.O Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos – CCPE, é a entidade responsável peloplanejamento da expansão do sistema elétrico, criado pela Portaria MME n.º 150, de 10 de maio de 1999, cuja estrutura,organização e forma de funcionamento foram aprovados pela portaria MME n.º 485, de 16 de Dezembro de 1999.Agência Nacional de Energia ElétricaAAgência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, autarquia em regime especial, vinculada ao Ministério de Minas eEnergia - MME, foi criada pela Lei 9.427 de 26 de Dezembro de 1996. Tem como atribuições:• outorgar concessão, permissão e autorização para a exploração de serviços de energia elétrica e aproveitamento depotencial hidrelétrico, incluindo a geração, transmissão e distribuição de energia elétrica;• regular e fiscalizar a geração, a transmissão, a distribuição e a comercialização da energia elétrica, atendendoreclamações de agentes e consumidores com equilíbrio entre as partes e em beneficio da sociedade;• mediar os conflitos de interesses entre os agentes do setor elétrico e entre estes e os consumidores;• analisar reajustes tarifários e garantir tarifas justas;• zelar pela qualidade do serviço;• supervisionar e fiscalizar as atividades das concessionárias de energia elétrica;• editar regulamentos para o setor elétrico;• exigir investimentos;• estimular a competição entre os operadores;• planejar, coordenar e desenvolver estudos sobre recursos hídricos;• autorizar, regular e fiscalizar o novo MAE; e• assegurar a universalização dos serviços.Conselho Nacional de Política EnergéticaEm 1997, foi criado o Conselho Nacional de Política Energética (“CNPE”) como órgão de assessoramento ao Presidenteda República, presidido pelo Ministro de Minas e Energia, para a formulação de políticas e medidas destinadas a:• promover o aproveitamento racional das fontes de energia brasileiras;• assegurar o suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas do país; e• estabelecer diretrizes para regular o uso de gás natural, álcool, carvão e energia termonuclear.381

A descentralização de atividades da ANEEL, preconizada na Lei de Criação da Agência, tem os seguintes objetivos:• Aproximar as ações de regulação, fiscalização e mediação dos consumidores e agentes setoriais;• Agilizar os processos de regulação, fiscalização, mediação e outorgas;• Adaptar as ações de regulação, fiscalização e mediação às circunstâncias locais;• Trazer a solução do problema para o local de sua origem.Mercado Atacadista de EnergiaO MAE, criado em 1998, substituiu o sistema anterior de preços regulamentados de geração e contratos renováveis desuprimento. Criou um sistema no qual preços e volumes contratados são livremente negociados pelos agentes, dentro deum mercado competitivo, e as diferenças entre necessidades e recursos contratuais são liquidados ao preço de mercado àvista definido pelo MAE. A ASMAE era administradora de serviços do Mercado Atacadista de Energia Elétrica, umasociedade civil de direito privado, braço operacional do MAE, empresa autorizada pela ANEEL.Em fevereiro de 2002, o MAE foi reestruturado e deixou de ser uma entidade auto-regulamentada pelos agentes domercado energético e passou a submeter-se à autorização, regulamentação e fiscalização da ANEEL. Em março de 2002,a ANEEL estabeleceu regras comerciais e critérios de distribuição de custos de funcionamento do MAE através daConvenção de Mercado. A Convenção de Mercado é um contrato padrão a ser firmado pelos agentes compulsórios ousimplesmente por interessados qualificados a participar do MAE.Os agentes compulsórios que participam do MAE são os seguintes:• titulares de concessão ou autorização para exploração dos serviços de geração com capacidade instalada igual ousuperior a 50 MW;• titulares de concessão, permissão ou autorização para exploração dos serviços de comercialização cujo montante sejaigual ou superior a 300 GWh/ano; e• titulares de autorização para importação ou exportação de energia elétrica em quantidade igual ou superior a 50 MW.Outros titulares de concessão, permissão ou autorização, conforme o caso, para exploração dos serviços de geração,comercialização e importação/exportação, além dos Consumidores Livres, têm a opção de participar no MAE medianteadesão à Convenção de Mercado.É facultada, também, a participação de titulares de autorização para autoprodução e co-geração que possuam centralgeradora com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW, desde que suas instalações de geração sejam diretamenteconectadas às suas instalações de consumo e não sejam despachadas centralizadamente pelo ONS, por não terem influênciasignificativa no processo de otimização energética dos sistemas elétricos interligados.Uma das importantes Regras de Mercado é o Mecanismo de Realocação de Energia (“MRE”). O MRE é um mecanismocontábil (não envolve trocas físicas de energia) de compartilhamento de riscos hidrológicos, que está associado àotimização do sistema hidrotérmico realizada através de um despacho centralizado. O MRE realoca entre suas usinas ototal de energia gerada com base na energia assegurada de cada unidade através de um processo comercial decompartilhamento dos riscos hidrológicos com as demais usinas hidro e térmicas no Sistema Interligado.Recentemente, foi estabelecido que o MAE abrangerá também a parcela de cada empresa, na proporção da respectivaquota, da energia vinculada à potência contratada com a Itaipu Binacional.Operador Nacional do SistemaO ONS foi criado em 1998 com a finalidade de operar o Sistema Interligado Nacional (SIN) e administrar a rede básica detransmissão de energia no Brasil. A sua missão institucional é assegurar aos usuários do SIN a continuidade, a qualidade ea economicidade do suprimento de energia elétrica. Cabe ao ONS garantir a manutenção dos ganhos sinérgicos da operaçãocoordenada criando condições para a justa competição entre os agentes do setor. Instituído pela Lei n.º 9.648/98 e peloDecreto n.º 2.655/98, o ONS teve seu funcionamento autorizado pela ANEEL, com a Resolução n.º 351/98 e assumiu ocontrole da operação do SIN em 1º de março de 1999.O ONS atua como sociedade civil de direito privado, sem fins lucrativos, cujos integrantes são empresas de geração,transmissão, distribuição, importadores e exportadores de energia elétrica e consumidores livres, tendo o Ministério deMinas e Energia como membro participante, com poder de veto em questões que conflitem com as diretrizes e políticasgovernamentais para o setor. Também tomam parte nessa associação dois representantes dos Conselhos de Consumidores.382

As atividades desempenhadas pelo NOS produzem benefícios para todos os agentes setoriais. Também tem efeitos sobreos consumidores. As atribuições do ONS incluem, dentre outras:• planejamento e programação da operação e o despacho centralizado da geração de energia elétrica para otimizar o usodos sistemas eletroenergéticos e interligados;• supervisão e coordenação de centros de operação de sistemas elétricos;• supervisão, organização e controle da operação dos sistemas eletroenergéticos nacionais interligados e dasinterligações internacionais;• contratação e administração de serviços de transmissão;• apresentação à ANEEL de recomendações de ampliação das instalações da rede básica de transmissão, bem como osreforços dos sistemas existentes a serem licitados ou autorizados;• definição de regras para a operação das instalações de transmissão básica dos sistemas de energia elétrica interligados,sujeitos à aprovação da ANEEL;• garantia de acesso a todos os agentes do setor à rede de transmissão de maneira não discriminatória;• contribuição para a expansão dos sistemas de eletricidade a baixos custos com vista à melhoria das condiçõesoperacionais no futuro.Contratos IniciaisDurante o período de transição (1998-2005), que permitirá a introdução gradual da competição no setor, a aquisição e avenda de energia já comercializada quando da reestruturação do setor está sendo realizada através de contratos iniciais defornecimento de energia elétrica, que especificaram preços e quantidades de energia e de demanda de potência esubstituíram o sistema anterior de contratos de suprimento. O propósito destes contratos é proteger as partes contraexposição ao risco de preços potencialmente voláteis no MAE. De acordo com a ResoluçãoANEEL nº 249/98, 85% do mercado cativo das distribuidoras tem que estar contratado por meio de contratos bilaterais delongo-prazo (superiores a dois anos). O Governo Federal tem proposto a elevação desse percentual para 95%.Os Contratos Iniciais foram homologados pela ANEEL, em agosto de 1998, para as empresas localizadas na região Sul, eem dezembro de 1998, para as empresas localizadas nas regiões Norte/Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste do Brasil. Foramestabelecidas quantidades de energia e de demanda de potência para 1999 a 2002.Durante o período de 2003 a 2005, as quantidades de energia e de demanda de potência dos Contratos Iniciais deverão serreduzidas a uma taxa anual de 25% da quantidade referente ao ano de 2002. A partir de 2003, as empresas estariam,portanto, livres para negociar novos contratos de fornecimento de energia elétrica a preços de mercado para substituir asquantidades não contratadas.Porém, a Gestão da Crise de Energia - GCE, para assegurar a competição equilibrada entre geradores públicos e privadose criar um mecanismo para atenuar o impacto da liberação dos Contratos Iniciais nas tarifas ao consumidor, decidiuregulamentar a forma em que se dará essa comercialização da energia liberada. As empresas geradoras de propriedadefederal e estadual promoverão leilões públicos regulados pela ANEEL de contratos de suprimento de energia,correspondentes à energia que será progressivamente liberada com a redução dos Contratos Iniciais e à energia nãocontratada que já tenha entrado ou que entrará no sistema. Prevê-se um preço mínimo para os leilões que corresponderá àtarifa destes contratos, para a energia que foi liberada.Tal decisão foi veiculada através de nota oficial, estando ainda pendente de implementação. A energia que não forcontratada sob o sistema dos Contratos Iniciais (inclusive a energia de novas fontes geradoras) e a energia excedentepoderão ser diretamente negociadas no mercado de curto prazo, através de Contratos Bilaterais ou através do MAE.Durante este período de transição, a ANEEL também será responsável pela regulamentação das tarifas dos ContratosIniciais.383

Comercialização de EnergiaVisando ao desenvolvimento da competição em relação à comercialização de energia e a participação da iniciativa privadano setor elétrico, a nova regulamentação introduziu o conceito de Agente de Comercialização de compra e venda de energiaelétrica no âmbito do MAE, (“Agentes de Comercialização”) podem ser:• concessionárias de geração desejando vender energia diretamente a seus consumidores finais;• concessionárias de distribuição e de comercialização atuando fora de suas áreas de concessão;• agentes de comercialização independentes.• detentores de autorização para importar e exportar energia; e• produtores independentes.O primeiro Agente de Comercialização do setor privado foi autorizado pela ANEEL em novembro de 1998 e atualmente,vários outros já se encontram autorizados pela ANEEL para operar no país.Comitê de Revitalização do Modelo do Setor ElétricoEm 2001 o Brasil enfrentou uma crise no abastecimento de energia levando o país a uma situação de racionamento.Com a necessidade de rápidas providências para enfrentar a escassez de energia , o Governo Federal criou a Câmara deGestão da Crise de Energia Elétrica. Esta Câmara teve como objetivo propor e implementar medidas de naturezaemergencial, decorrentes da situação hidrológica crítica para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica, deforma a evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia elétrica. Mediante um processo deaprimoramento do novo modelo do Setor Elétrico Brasileiro, a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica GCE,através da Resolução nº 18, de 22 de junho de 2001, criou o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico com amissão de encaminhar propostas para corrigir as disfunções correntes e propor aperfeiçoamentos para o referido modelo.A instalação do Comitê ocorreu em 27 de junho 2001. Na ocasião ficou acordado que os trabalhos desenvolvidos peloComitê deveriam pautar-se na busca de soluções que preservassem os pilares básicos de funcionamento do modelo dosetor, a saber, competição nos segmentos de geração e comercialização de energia elétrica, expansão dos investimentosnecessários com base em aportes do setor privado e regulação dos segmentos que são monopólios naturais - transmissão edistribuição de energia elétrica - para garantir a qualidade dos serviços e o suprimento de energia elétrica de formacompatível com as necessidades de desenvolvimento do país.Como não foram atingidos os objetivos do novo modelo energético brasileiro, a GCE, em junho de 2001, instalou o Comitêde Revitalização do Modelo do Setor Elétrico com a missão de corrigir disfuncionalidades e propor aperfeiçoamentos parao modelo do setor elétrico brasileiro, preservando concomitantemente três princípios básicos:• competição na geração e comercialização da energia;• investimento privado; e• qualidade dos serviços.Em 9 de janeiro de 2002, o Comitê emitiu seu relatório de progresso nº 1 propondo um pacote de dezoito medidas parareestruturar o modelo institucional e regulatório do mercado brasileiro de energia elétrica. Estas medidas foram divididasem dois grupos: oito seriam implementadas imediatamente e as dez restantes seriam submetidas à consulta pública.Em 1º de fevereiro de 2002, o Comitê publicou um segundo relatório de progresso, contendo quinze propostas adicionais,a maioria das quais se destinou a implementar aquelas apresentadas no Primeiro Relatório. Tais propostas têm naturezagenérica e, conforme aquelas previstas no Primeiro Relatório, não têm força de lei ou regulamentação.Em 5 de junho de 2002, foi publicado o terceiro relatório de progresso pelo Comitê, analisando 11 propostas das 33existentes. Quase todos os tópicos analisados estão diretamente relacionados com o leilão de energia, com exceção do quetrata da desverticalização das concessionárias, do sistema de oferta de preços e o que trata da revisão tarifária dasdistribuidoras.Os agentes de geração e de distribuição são empresas (ou, também, consórcios no caso dos agentes de geração) detentorasde concessão, autorização ou permissão, conforme o caso, para produzir e distribuir energia elétrica, respectivamente, bemcomo os agentes que, direta ou indiretamente, isoladamente ou em conjunto, detém participação acionária nessa empresa(ou consórcio), participando do grupo de controle e sejam signatários do contrato de consórcio e/ou do contrato deconcessão. O fator de ponderação para efeito de cálculo dos limites impostos pelas Regras de Desconcentração édeterminado com base nas ações com direito a voto. Alterações na composição do capital votante ou no bloco dependemde homologação da ANEEL.384

Uma empresa de distribuição só poderá adquirir energia elétrica de empresas de geração a ela vinculada ou destinar energiapor ela mesma produzida para atender consumidores que não sejam Consumidores Livres até o limite de 30% dosrequisitos desses consumidores, à exceção da energia contratada na forma e no período de transição mencionado acima.TarifasA COELBA, empresa prestadora de serviço de utilidade pública, concessionária de serviço público de energia elétrica, pordelegação da União, atua num setor com características peculiares que a diferenciam das empresas de outros setores dosistema econômico. O poder concedente, através da Agência Nacional de Energia Elétrica, define “a priori” uma série deparâmetros operacionais, econômicos e financeiros, vinculados ao contrato de concessão, firmado por ocasião daprivatização da Companhia, estando seu desempenho ligado à conjuntura econômica e social.As tarifas de fornecimento de energia elétrica estão sujeitas aos seguintes procedimentos de reajuste e revisão:• reajuste anual, com base no índice de reajuste tarifário – IRT, definido no contrado de concessão.• revisão extraordinária, solicitada pelo Concessionário a qualquer tempo, caso ocorram alterações significativas nosseus custos (não gerenciáveis pela Concessionária), de modo a restaurar o equilíbrio econômico-financeiro docontrato de concessão; e• revisão periódica, dos níveis tarifários, a cada cinco anos, considerando as alterações na estrutura de custos e demercado, os níveis de tarifas no contexto nacional e internacional e a necessidade de promover a eficiência e amodicidade das tarifas. A primeira revisão periódica depois da privatização da empresa ocorreu em abril de 2003.Em agosto de 1998, a ANEEL editou regulamentos disciplinando as tarifas de distribuição. A ANEEL tem competênciapara reajuste e revisão de tarifas em resposta a alterações dos custos de aquisição de energia e das condições de mercado.Ao reajustar tarifas de distribuição a ANEEL considera os seguintes fatores:• custos de eletricidade adquirida para revenda nos termos dos Contratos Iniciais, assim como adquirida de Itaipu;• custos de eletricidade adquirida nos termos de contratos livremente negociados;• custos de eletricidade adquirida no mercado à vista onde a energia que não é contratada de acordo com o sistema decontratos de fornecimento inicial e a energia excedente serão adquiridas e vendidas; e• outros encargos específicos em função de sistemas de transmissão e distribuição.Os contratos de concessão das companhias de distribuição também prevêem reajuste anual de tarifas com base em certosencargos regulatórios, custos de eletricidade adquirida para revenda, custos para utilização de recursos hidrelétricos ecustos de transmissão.AANEEL também editou regulamentos de tarifas que disciplinam o acesso ao sistema de transmissão e estabelecem tarifasde transmissão. As tarifas a serem pagas pelas distribuidoras, geradoras e consumidores independentes para utilização dossistemas interligados serão revistas anualmente em razão da inflação. No futuro, encargos de uso da rede de transmissãoserão estudados e objeto de proposta por parte do ONS.Proprietários de diferentes segmentos da rede de transmissão, que integram a Rede Básica de acordo com critériosestabelecidos pela ANEEL, deverão transferir o controle operacional de suas instalações ao ONS em contrapartida aorecebimento de pagamentos regulamentados atrelados a disponibilidade. Os usuários de rede, inclusive geradoras,distribuidoras e consumidores de grande porte deverão firmar contratos com o ONS que conferirá direito aos mesmos deutilizar a Rede Básica em contrapartida ao pagamento de tarifas.Os demais segmentos da rede de transmissão que não integrem a Rede Básica serão disponibilizados diretamente aosusuários interessados mediante pagamento de taxas. Os encargos de transmissão tomarão por base os custos nodais,calculados de acordo com a metodologia de custos marginais de longo prazo. As geradoras pagarão encargos detransmissão com base na demanda de energia vendida a consumidores. Os encargos de potência serão determinados combase no uso máximo do sistema de transmissão durante períodos de pico.385

O acesso aberto à rede nacional básica faz parte integrante da reforma do setor elétrico ora em andamento. A ANEELconsidera necessária a regulamentação estrita de preço de serviços de transmissão e a fixação de preços não discriminatóriapara assegurar que o acesso aberto à Rede Básica seja mantido. Para esse fim, a ANEEL emitiu a Resolução nº 167, datadade 31 de maio de 2000, estabelecendo:• os níveis anuais de receita permitidos para cada instalação de transmissão que integra a rede básica;• as tarifas de uso da rede básica; e• valor dos encargos de conexão.A rede de transmissão básica inclui todas as linhas de transmissão com voltagem igual ou superior a 230kV. Ademais,certas outras instalações, em bases de desverticalização relacionadas à transmissão, deverão estar disponíveis às partesinteressadas, com tarifas reguladas, como parte do acesso aberto à rede de transmissão.As tarifas que as concessionárias de energia pagam pela aquisição de eletricidade gerada por Itaipu são estabelecidas deacordo com tratado celebrado entre Brasil e Paraguai, fixadas em dólares norte-americanos. Em conseqüência, as tarifasde Itaipu aumentam ou diminuem independentemente das tarifas estabelecidas pelas autoridades regulatórias federais.A venda de energia gerada por Itaipu não gera qualquer margem, uma vez que a tarifa dessas vendas é igual à tarifa pagapela concessionária, mais impostos de venda, sem nenhuma margem para a concessionária.ConcessõesA Constituição Federal prevê que a exploração dos serviços e instalações de energia elétrica poderá ser promovidadiretamente pela União ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, autorizações ou permissões. As sociedadesou consórcios que busquem construir ou operar instalação de geração, transmissão ou distribuição no Brasil devem, emregra, requerer concessão ou autorização a ANEEL. As concessões conferem direitos exclusivos de gerar, transmitir oudistribuir eletricidade em determinada área por prazo especificado. De modo geral, esse prazo é estabelecido em 35 anospara novas concessões de geração, 30 anos para novas concessões de transmissão e distribuição, e 20 anos para a renovaçãode concessões existentes que ainda não foram objeto de processo licitatório.A Legislação do Setor Elétrico tratou da questão de concessões existentes ao estabelecer que essas concessões poderiamser prorrogadas pelos seguintes prazos:• para concessionárias de geração, 20 anos com início no final da presente concessão ou 35 anos para usinas de geraçãoque ainda não tenham sido concluídas;• para concessões de distribuição, (a) até 20 anos (com início em 8 de julho de 1995); ou (b) por prazo igual ao períodoremanescente mais longo em relação às concessões a serem reagrupadas (prevalecendo o que for mais longo); e• para concessões de transmissão, o mesmo período que das concessões de geração ou distribuição que a elas se refiram.A concessão existente poderá ser prorrogada quando o requerimento para sua prorrogação seja:• apresentado dentro dos prazos especificados a partir da promulgação da Legislação do Setor Elétrico;• aceito pelo Governo Federal; e• formalizado por meio de novo contrato de concessão.As concessões para projetos que estejam atrasados poderão ser prorrogadas pelo prazo necessário à amortização doinvestimento (porém, em hipótese alguma, por mais de 35 anos) desde que o plano de conclusão seja fornecido e umcompromisso seja prestado no sentido de que, no mínimo, um terço do financiamento seja concedido pelo setor privado.De acordo com o Decreto nº 1.717/95, os pedidos de renovação de concessão deveriam ser submetidos ao órgãoresponsável pela celebração dos contratos de concessão e deveriam estar acompanhados de demonstrativo de custos paraexploração da concessão e de documentos comprobatórios da qualificação jurídica, técnica, financeira e administrativa daconcessionária. Ademais, a concessionária deveria demonstrar o integral cumprimento de suas obrigações fiscais,previdenciárias e outras decorrentes de compromissos firmados com entidades da Administração Pública Federal e/ou daexploração do serviço de energia elétrica. A concessionária também deveria proceder ao pagamento da remuneraçãofinanceira pela exploração de recursos hídricos.386

A legislação brasileira exige que a outorga de qualquer concessão de serviços públicos seja precedida de processo delicitação. Sempre que uma concessão for objeto de licitação, a ANEEL publicará um Edital de Licitação que deverá contercertas informações, inclusive:• a finalidade da concessão, sua duração e objetivos;• a descrição das qualificações necessárias à adequada prestação dos serviços cobertos pela concessão;• os prazos finais para apresentação de propostas;• os critérios utilizados para seleção do vencedor; e• a relação dos documentos necessários para estabelecer a capacidade técnica, financeira e jurídica do licitante.As sociedades deverão apresentar propostas isoladamente ou em consórcio. Atendidos os requisitos técnicos, a ANEELdetermina o vencedor com base, de modo geral, no maior pagamento à União em contraprestação ao recebimento daconcessão.As concessionárias não poderão transferir, vender, onerar ou ceder certos ativos sem o consentimento prévio, por escrito,da ANEEL. A compra e venda de energia pelos Agentes de Comercialização, a importação e a exportação de energia e anegociação de energia excedente pelos Autoprodutores de Energia estão sujeitas à aprovação prévia da ANEEL.Cisões, fusões, incorporações e reestruturações de concessionárias também exigem a aprovação prévia da ANEEL. Asconcessionárias poderão utilizar terrenos públicos ou sujeitar imóveis de particulares, desde que necessários aodesenvolvimento de dado projeto, a processo de desapropriação.Cobranças RegulamentadasReserva Global de ReversãoA Reserva Global de Reversão – RGR tem como finalidade o provimento de recursos nos casos de extinção ou nãorenovação da concessão de serviços públicos de energia elétrica. Nessas hipóteses, as concessionárias são compensadaspelas propriedades e instalações utilizadas durante a concessão. Em 1971, o Congresso brasileiro criou um fundo de reservapara prover os recursos necessários para as compensações acima mencionadas, denominado “Fundo RGR”, podendo opoder público retirar recursos de tal fundo a fim de indenizar os antigos concessionários prejudicados.Inicialmente, as concessionárias eram obrigadas a contribuir para o Fundo RGR com 3% do valor de todos os seus bens einstalações que, direta ou indiretamente, concorriam, exclusiva e permanentemente, para a produção, transmissão,transformação ou distribuição de energia elétrica, subtraído dos saldos das contas do passivo correspondentes aadiantamentos, contribuições e doações. A gestão dos valores depositados mensalmente no Fundo RGR cabe à CentraisElétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás, a qual também está autorizada a conceder empréstimos aos concessionários deserviços públicos de energia elétrica, valendo-se dos recursos mantidos no Fundo RGR, com o fim de expandir e melhoraros serviços prestados pelas companhias.Em fevereiro de 1999, a ANEEL revisou as taxas de contribuição ao RGR e determinou que as companhias prestadoras deserviços públicos de eletricidade contribuíssem, mensalmente, para o Fundo RGR a uma taxa anual equivalente a 2,5% deseus investimentos pro rata.De acordo com a Lei nº 8.631/93, regulada pelo Decreto nº 774/93, o referido investimento é composto pelo saldo pro ratado Ativo Imobilizado em Serviço (desconsiderando o Ativo Intangível), deduzida a depreciação acumulada, as doações esubvenções para investimentos e obrigações especiais, a reversão, a amortização, a contribuição do consumidor e aparticipação da União, todos estes valores relativos ao respectivo período contábil.Caso uma concessão seja extinta ou não renovada, a concessionária tem o direito de receber um pagamento proveniente doFundo RGR, equivalente ao valor de seus ativos reversíveis registrado em seu balanço.O Governo Federal impôs uma taxa ao PIE similar à taxa cobrada das empresas elétricas públicas em relação ao FundoRGR. Como resultado desta medida, o PIE é obrigado a contribuir para o Fundo de Uso de Bem Público durante 5 anos,contados da data em que receberam a concessão.387

Conta de Consumo de Combustíveis – CCCAs empresas de distribuição devem participar do rateio do custo de consumo de combustíveis, através de contribuiçõespara a Conta de Consumo de Combustíveis criada em 1973, com a finalidade de gerar reservas financeiras para cobrir oscustos dos combustíveis fósseis das usinas de energia térmica, na eventualidade de escassez de chuva, que implicaria noaumento da utilização dessas plantas térmicas. As usinas de energia térmica possuem custo de operação marginal maiorque o das usinas hidrelétricas.Cada concessionária deve contribuir, anualmente, para a Conta CCC. Tais contribuições são calculadas com base nasestimativas do combustível necessário para as usinas de energia térmica do Sistema Interligado e dos sistemas isolados, noano seguinte.Em fevereiro de 1998, o governo federal determinou a eliminação gradual da Conta CCC. Os subsídios da Conta CCCrelativos a termelétricas serão reduzidos em 25%, anualmente, em um período de 3 anos contados a partir de 2002, para asusinas de energia térmica construídas antes de fevereiro de 1998. As usinas de energia elétrica construídas após esta datanão terão o direito a receber os subsídios da Conta CCC. O mecanismo da Conta CCC permanecerá para usinas térmicasexistentes no sistema isolado, assim como o rateio de encargos entre agentes que atendam diretamente consumidores finais,pelo prazo de 15 anos.As geradoras que detêm ativos em instalações hidrelétricas no Brasil devem pagar emolumentos aos Estados e Municípiosbrasileiros pela utilização dos recursos hidrelétricos, denominados de Compensação Financeira, dos quais as distribuidorassão isentas. Estes valores baseiam-se na quantidade de energia gerada por instalação e são pagos para os Estados e osMunicípios nos quais a planta ou o reservatório se localiza.Conta de Desenvolvimento Energético – CDEA Lei n.º 10.438/02 criou a Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”), visando o desenvolvimento energético dosEstados e a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gásnatural e carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados e promover a universalização do serviçode energia elétrica em todo o território nacional, devendo seus recursos, observadas as vinculações e limites a seguirprescritos, se destinarem às seguintes utilizações:• cobertura do custo de combustível de empreendimentos termelétricos que utilizem apenas carvão mineral nacional, ede determinadas usinas, situados nas regiões abrangidas pelos sistemas elétricos interligados e do custo dasinstalações de transporte de gás natural a serem implantados para os Estados onde, até o final de 2002, não exista ofornecimento de gás natural canalizado, observadas determinadas limitações.• pagamento ao agente produtor de energia elétrica a partir de fontes eólica, térmicas a gás natural, biomassa e pequenascentrais hidrelétricas, cujos empreendimentos entrem em operação a partir da publicação de agosto de 2002, dadiferença entre o valor econômico correspondente à tecnologia específica de cada fonte e o valor econômicocorrespondente a energia competitiva, quando a compra e venda se fizer com consumidor final;• pagamento do crédito do produtor de energia alternativa; e• até 15% do montante previsto no §2º da Lei nº 10.438/02, para pagamento da diferença entre o valor econômicocorrespondente à geração termelétrica a carvão mineral nacional que utilize tecnologia limpa, de instalações queentrarem em operação a partir de 2003, e o valor econômico correspondente a energia competitiva.A CDE terá a duração de 25 anos, será regulamentada pelo Poder Executivo e movimentada pela Companhia.Os recursos da CDE serão provenientes dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, das multasaplicadas pela ANEEL a concessionários, permissionários e autorizados e, a partir do ano de 2003, das quotas anuais pagaspor todos os agentes que comercializem energia com o consumidor final. Tais quotas serão reajustadas anualmente, a partirdo ano de 2002, na proporção do crescimento do mercado de cada agente, até o limite que não cause incremento tarifáriopara o consumidor.Encargos de Capacidade Emergencial e de aquisição de EnergiaA Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, determina que os custos, inclusive de natureza operacional, tributária eadministrativa, relativos à aquisição de energia elétrica (KWh), e a contratação de capacidade de geração ou potência (KW)pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE), serão rateados entre todas as classes de consumidoresfinais atendidas pelo Sistema Elétrico nacional Interligado, proporcionalmente ao consumo individual verificado,constituindo adicional tarifário específico.388

A Aneel através da Resolução nº 496, de 26 de setembro de 2003, estabeleceu o novo valor de R$ 0,0085 KWh, referenteao encargo de capacidade emergencial, que decorre da contratação de capacidade de geração ou potência, para atender oconsumidor final do sistema elétrico interligado nacional.A Aneel, através da resolução nº 728, de 30 de dezembro de 2003, estabeleceu o encargo de aquisição de energia elétrica,que decorre da utilização de usinas termelétricas emergenciais, devido ao risco do baixo nível dos reservatórios dashidrelétricas, no valor de R$0,046 KWh, o qual foi cobrado temporariamente dos consumidores nos meses de janeiro efevereiro de 2004.Questões AmbientaisA Constituição Federal confere tanto à União quanto aos governos estaduais poderes para promulgar leis destinadas aproteger o meio ambiente e editar regulamentação a essas leis. Com base na regulamentação ambiental promulgada pelaUnião, os governos estaduais podem promulgar regulamentação ambiental ainda mais severa. Por conseguinte, a maiorparte da legislação ambiental no Brasil foi promulgada na esfera estadual e não federal. A empresa que violar a legislaçãoambiental aplicável poderá ficar sujeita a multas significativas e restrições às atividades que exerce.Nos últimos anos, diversos diplomas ambientais importantes foram aprovados. Principalmente, entrou em vigor a LeiFederal nº 9.605, de 12 de fevereiro de 1998, que estabeleceu o regime geral de responsabilidade por infrações à legislaçãoambiental que inclui sanções administrativas, civis e penais. Para detalhes específicos sobre a Itapebi, vide seção“Problemas Ambientais”.Acordo Geral do Setor ElétricoA Resolução da Câmara de Gestão da Crise – GCE n.º 91, de 21 de dezembro de 2001, Resoluções ANEEL nº 31, de 24de janeiro de 2002 e n.º 72, de 07 de fevereiro de 2002, regulamentaram o denominado “Acordo Geral do Setor Elétrico”,estabelecendo que a recomposição tarifária dar-se-á através de incremento nas contas faturadas, sendo, 2,9% nas contasfaturadas aos consumidores da classe residencial (exceto subclasse residencial baixa renda) e rural, e de 7,9% para asdemais classes consumidoras.A ANEEL homologou, em 29 de agosto de 2002, os respectivos valores da recomposição tarifária através das Resoluçõesn° 480 (para o período de 01 de junho de 2001 a 31 de dezembro de 2001) e n° 481 (para o período de 01 de janeiro de2002 a 28 de fevereiro de 2002). E, através da Resolução nº 484, de 29 de agosto de 2002, fixou o prazo máximo depermanência do adicional tarifário para a Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE nas tarifas de fornecimento que éde 83 meses na controladora, contados a partir de dezembro de 2001. E mediante Resolução nº 001, de 12 de janeiro de2004, alterou o prazo máximo de recuperação para 74 meses na Companhia e, excluindo deste prazo a recuperação dosvalores financeiros de itens da “Parcela A”, relativo ao período de 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001.Os principais itens constantes do Acordo Geral do Setor Elétrico estão demonstrados a seguir:a) Recomposição tarifária das perdas com faturamento no período de vigência do Programa Emergencial de Redução doconsumo de Energia Elétricab) Energia livre - racionamentoA Energia Livre é a energia injetada no sistema elétrico, não prevista nos contratos iniciais ou equivalentes e nos contratosbilaterais.A Resolução ANEEL nº 72, de 07 de fevereiro de 2002, estabeleceu os procedimentos para registro contábil dos efeitosdecorrentes da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, no que concerne a Energia Livre. Os registros contábeis devem serfeitos simultaneamente nos ativos e passivos circulantes e longo prazo, tendo como contrapartida, respectivamente, ascontas de Receita de Fornecimento e Despesa de Energia Comprada.Como o Acordo do Setor Elétrico não prevê qualquer custo adicional para as concessionárias distribuidoras de energiaelétrica, advindo do reconhecimento contábil da energia livre, a Companhia e sua controlada COSERN registraram, noativo realizável a longo prazo, os ônus relativos a tributos, Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica, encargode Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e a Reserva Global de Reversão – RGR, a serem deduzidos dos valores de repassesa serem realizados aos geradores.389

A ANEEL, através da Resolução nº 36, de 29 de janeiro de 2003, alterada pela Resolução nº 89 de 25 de fevereiro de 2003,estabeleceu os procedimentos para a recuperação e repasse aos geradores, a partir de fevereiro de 2003, dos valores deenergia livre, calculados com a aplicação de 25,65% sobre a arrecadação da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE.c) Valores tarifários não gerenciáveis da Parcela A :A conta de Compensação de variação de valores de itens da “Parcela A” – CVA, registra as variações de custos, negativasou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativos aos itens previstos nos contratos de concessãode distribuição de energia elétrica.A Resolução ANEEL nº 90, de 18 de fevereiro de 2002, definiu os itens da “Parcela A”, referente ao período compreendidoentre 1º de janeiro e 25 de outubro de 2001, bem como a forma de remuneração econômica, mediante a incorporação dosefeitos financeiros, e o período para a recuperação tarifária. Estes valores foram homologados através da Resolução nº 482,de 29 de agosto de 2002, os quais serão recuperados através de adicional tarifário nas contas faturadas, sendo 2,9% paraconsumidores da classe residencial (exceto subclasse baixa renda) e rural e de 7,9% para as demais classes consumidoras,contados a partir de 27 de dezembro de 2001, após a conclusão da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE.Mediante Resolução nº 001, de 12 de janeiro de 2004, foi excluído o prazo máximo de recuperação dos valores financeirosde itens da “Parcela A”.d) Empréstimos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social e Governo Federal aos Concessionários deEnergia Elétrica:O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, no âmbito do Programa Emergencial e Excepcionalde Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica, concedeu um financiamento para suprirparte das insuficiências de recursos, decorrentes de redução de receita ocorrida durante a vigência do ProgramaEmergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica com destinação prioritária ao adimplemento de obrigaçõesassumidas junto a agentes do setor elétrico.Tarifa Social - Baixa RendaO Governo Federal, através da Lei 10.438 de 26 de abril de 2002, determinou a aplicação da tarifa social de baixa renda,o que causou um significativo impacto na receita operacional da Companhia e sua controlada COSERN.Através do Decreto Presidencial nº 4.538, de 23 de dezembro de 2002, definiu as fontes de recursos definitivas paraconcessão de subvenção econômica com a finalidade de contribuir para a modicidade da tarifa de fornecimento de energiaelétrica aos consumidores finais integrantes da subclasse residencial baixa renda, decorrente dos novos critériosestabelecidos no art.1 º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e conforme o estabelecido no art.5 º da Lei nº 10.604, de17 de dezembro de 2002.Os valores liberados a título de financiamento pela Eletrobrás na forma do Decreto nº 4.336, de 15 de agosto de 2002,foram totalmente liquidados com a utilização dos recursos da subvenção econômica a fundo perdido, de acordo com oinciso II do art. 1º do Decreto nº 4.538, de 23 de dezembro de 2002, e, cancelados os correspondentes contratos definanciamento.UniversalizaçãoAANEEL, através da Resolução n.º 223 de 29 de abril de 2003, estabeleceu as condições gerais para elaboração dos Planosde Universalização de Energia Elétrica visando atendimento de novas unidades consumidoras, ou aumento de carga,regulamentado o disposto nos Arts. 14 e 15 da Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, e fixou as responsabilidades dasconcessionárias e permissionárias de serviço público e distribuição de energia elétrica. A Lei nº 10.762, de 11 de novembrode 2003, alterou a prioridade de atendimento aos municípios dando ênfase aos municípios com menor índice deeletrificação.A Companhia submeteu à ANEEL para aprovação o Plano de Universalização de Energia Elétrica, elaborados emconformidade com o que preceitua a legislação a ser implementado no período de 1º de janeiro de 2004 até 31 de dezembrodo ano estabelecido para o alcance da universalização, de acordo com o art. 10 desta Resolução. Os planos deuniversalização da Companhia e de sua controlada COSERN poderão se estender até 2013.390

PROJETO DE ALTERAÇÃO DO MARCO REGULATÓRIOEm 11 de dezembro de 2003, o Ministério de Minas e Energia – MME, divulgou as bases do novo marco regulatório parao setor elétrico, tendo como objetivos principais: garantir a segurança de suprimento de energia elétrica, promover amodicidade tarifária e promover a inserção social no setor, em particular pelos programas de universalização deatendimento.O novo modelo parte de três princípios básicos:• a reafirmação do conceito de que a produção de energia deve ser tratada como serviço público e como tal deve ser umbem estendido a todos os brasileiros;• a modicidade tarifária, em que a renda proporcionada pelos ativos depreciados seja apropriada ao consumidor;• que o risco do investidor na geração seja assumido pelo sistema integrado, que tem maior capacidade de se compensarpelas perdas das variações dos ciclos hidrológicos e das oscilações da demanda do mercado. Em troca, o investidordisponibiliza seus ativos e equipamentos ao sistema, mediante um contrato com um novo agente setorial chamadoCâmara de Comercialização de energia Elétrica – CCEE, e que o remunera sem a componente de risco.O novo modelo também revitaliza o planejamento determinativo no âmbito do próprio MME através de um novo agentesetorial, a Empresa de Pesquisa Energética – EPE, aproveita a experiência das licitações e dos contratos na área detransmissão, mantém o Operador Nacional do Sistema - ONS e a ANEEL e sugere várias fontes alternativas para ofinanciamento do setor, a cargo da Eletrobrás. A proposta extingue o Mercado Atacadista de Energia - MAE e toda a partedo antigo modelo conduzida por esse agente, transferindo para a CCEE a contabilização e liquidação dos contratos, bemcomo a centralização de todas as negociações do setor elétrico.A atividade de distribuição deverá ser segregada empresarialmente das de geração e de transmissão, que poderão serverticalizadas. Os distribuidores devem contratar 100% de seu mercado previsto com antecedência de cinco anos e, parafirmarem os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR, com geradores de serviço públicoe/ou Produtores Independentes - PIE, devem constituir garantia, através do Contrato de Constituição de Garantias - CCG.Pelo CCG, a ser firmado entre distribuidores, CCEE, geradores e/ou PIE e bancos, os distribuidores oferecem seusrecebíveis como garantia e o contrato regerá a forma como as garantias poderão ser executadas em caso de inadimplência.As sobras de energia, decorrentes da diferença entre a energia contratada pela distribuidora e o consumo real de seumercado, serão compensadas entre distribuidoras sob a coordenação da CCEE, que fará o rateio da energia procurandosuprir a todos na proporção dos seus déficits. Quando as sobras não forem suficientes para atender os déficits, a CCEEpoderá determinar a contratação extraordinária de energia, seja pelo adiantamento de obras de geração e transmissão, pelaconstrução de novas usinas, pela compra de energia livre de produtores independentes ou de excedentes de autoprodutoresou ainda pela importação de energia ou pelo gerenciamento pelo lado da demanda. Serão penalizadas as distribuidoras quesubestimarem suas previsões de mercado e as geradoras que tiverem suas obras atrasadas, saídas além dos padrõespermitidos, entre outras. As penalidades pagas serão utilizadas para modicidade das tarifas.A CCEE terá também a função de calcular a tarifa de suprimento, a ser paga pelas distribuidoras. A tarifa poderá ser únicaou regionalizada e será calculada com base na soma das projeções de carga dos distribuidores e também na soma dosencargos de geração e da administração dos contratos pela CCEE.De acordo com o documento divulgado pelo MME, a segurança de suprimento deverá ser acompanhada por um comitêComitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, observando-se, entre outros itens, o não cumprimento docronograma de construção de empreendimentos, as condições hidrológicas excepcionalmente adversas e o aumentoimprevisto do consumo, e propondo-se as medidas preventivas de mínimo custo para restaurar as condições adequadas aoatendimento.391

Consumidores com carga igual ou superior a 3 MW, atendidos em qualquer nível de tensão, poderão optar entre continuarsendo atendidos pelo distribuidor local, comprar energia diretamente de um produtor independente ou comprar energia pormeio de um comercializador. A opção pela condição de consumidor livre pode abranger toda ou parte da carga doconsumidor e os prazos de opção de consumidores potencialmente livres para migrar para o Ambiente de Contratação Livresão os seguintes:• Demanda máxima de 3 a 5 MW: 1 ano;• Demanda máxima de 5 a 10 MW: 2 anos;• Demanda máxima acima de 10 MW: 3 anos.O modelo prevê um período de transição para a implantação dos novos agentes, como a EPE e a CCEE, e para acontratação de energia para os próximos anos, conforme as novas regras. Assegura-se o respeito aos contratos existentes,não ocorrência de aumentos tarifários e a criação de ambiente propício à retomada de investimentos.09.03 - PERÍODOS DE SAZONALIDADE NOS NEGÓCIOSA COELBA como distribuidora de energia elétrica em sua área de concessão no Estado da Bahia, não apresenta influenciasrelevantes em suas atividades pelas oscilações sazonais, principalmente, porque seu mercado atendido épredominantemente residencial. Contudo, o segmento de consumidores em alta tensão (horo-sazonais) está sujeito a tarifadiferenciada entre os período seco (maio a novembro) e úmido (dezembro a abril).11.01 - PROCESSO DE PRODUÇÃOA COELBA é uma empresa concessionária predominantemente distribuidora de energia elétrica, adquirindo da CHESF81,0% e da Itapebi 15,0% da energia requerida para atendimento de seu mercado, e mantém em operação duas pequenascentrais hidroelétricas (PCH’s), com capacidade de geração de 18 MW, e mais oito unidades móveis de geração térmica(UTE’s).Durante o exercício de 2003 a produção de energia (geração líquida) foi de 112.416 MWh, que correspondeu a umaparticipação de 1,0% na energia requerida.O processo de produção das PCH’s é contínuo, sendo interrompido nas manutenções programadas de ordem preventiva ecorretiva. As usinas são projetadas a fio d’água (reservatórios de pequena capacidade de acumulação), resultando emprodução bastante dependente das vazões afluentes dos rios onde estão instaladas.A UTE instalada em Ilha Grande, Município de Camamu, constitui um sistema isolado, destinado ao atendimento local.As demais UTE’s são itinerantes, utilizadas, principalmente, para regulação do nível de tensão em pontos críticos dosistema elétrico (distante do ponto de suprimento).Em dezembro de 1998 o Consórcio COELBA-Guaraniana venceu a licitação para a construção e exploração doaproveitamento hidrelétrico de Itapebi, com capacidade instalada de 450 MW e produção de energia assegurada de 219MW médio, localizado no Rio Jequitinhonha, município de Itapebi, no extremo sul do Estado, envolvendo investimentosda ordem de R$ 650 milhões.A Itapebi Geração de Energia S/A entrou em operação parcial em janeiro de 2003, e em novembro de 2003 em operaçãototal.392

11.02 - PROCESSO DE COMERCIALIZAÇÃO, DISTRIBUIÇÃO, MERCADOS E EXPORTAÇÃOCOMERCIALIZAÇÃOA COELBA comercializa energia elétrica no varejo a, aproximadamente, 3,5 milhões de unidades consumidoras, com astarifas de fornecimento estabelecidas pelo poder concedente, através de resoluções da ANEEL, e são cobradas em funçãoda classificação dos consumidores, com duas estruturas tarifárias:• o sistema tarifário horo-sazonal, aplicável aos consumidores do grupo de alta tensão (a partir de 13,8 kV), que pagampotência contratada ou efetivamente demandada e pela quantidade de energia efetivamente consumida, com valoresde tarifa distintos por horário (de ponta ou fora de ponta) e período anual (seco e úmido) de fornecimento, e• o sistema convencional, aplicável aos demais consumidores em alta tensão, que pagam sem considerar horário ousazonalidade, e consumidores em baixa tensão, que pagam sobre a energia efetivamente consumida.Em 2003, a Coelba ligou 210.290 novas unidades consumidoras, representando um acréscimo de 6,4% em relação ao anoanterior. As classes residencial e rural foram as que apresentaram maior crescimento em relação a 2002: 9,9% e 13,7%respectivamente. O consumo de energia em 2003 foi de 9,2MWh, 4,1% superior ao ano de 2002.SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃOSistema de TransmissãoA COELBA apresenta em extensão de 313,9 km em linha de transmissão de 230 KV e uma potência instalada emsubestação de 453,20 MVA.Linhas de DistribuiçãoEm relação as linhas de sub-transmissão e distribuição cuja tensão é de 34,5/138 KV, com extensão de 7.905 Km, aCOELBA apresentou um uma potência instalada de 3.664,43 MVA, distribuídas nas 252 subestações para suprir o Estadoda Bahia, contabilizando um acréscimo de linhas de distribuição e em potência instalada de 178,43 MVA.Redes de DistribuiçãoA rede de distribuição primária e secundária da COELBA, finalizou no ano de 2003 com uma extensão de 202.998 Km ecom um acúmulo 78.758 (3.0589 MVA) transformadores distribuídos em 415 municípios. Apresentou uma evolução de 7,9% em expansão e melhoramento de redes, com acréscimo de potência.Manutenção do Sistema ElétricoA manutenção do sistema elétrico é fundamental para que a empresa possa melhorar, cada vez mais, a qualidade da energiaelétrica fornecida a seus mais de três milhões de clientes.A Coelba cumpriu, integralmente, o Plano de Renovação e Manutenção das suas 252 subestações, dando continuidade àsubstituição de equipamentos obsoletos por outros que incorporam novas tecnologias e, de imediato, melhoram aconfiabilidade e reduzem os custos de manutenção. Dentro do Plano específico de Renovação das Linhas deSub-Transmissão, foram implementadas várias melhorias e realizada a manutenção de mais de 8.205 Km de LTs.MERCADOSA Coelba distribui energia elétrica em 415 dos 417 municípios do Estado, o que representa 99,9% do total do Estado daBahia. O consumo de energia elétrica na área de atuação da concessionária no ano de 2003 foi de 9,2 milhões de MWh.A estrutura do mercado da Coelba está centrada na classe residencial, que responde por 86,0% dos contratos, seguida dacomercial, com 7,4%, da industrial com 0,5%, e demais classes, com 6,1%.A classe residencial responde por 33,6% do consumo faturado de energia elétrica, seguida pela comercial 20,9%, industrial19,6% e outras classes 25,9%.393

A área de concessão da Companhia abrange aproximadamente 563 mil km 2 . Fornece diretamente 59,1% de energiaelétrica no Estado da Bahia, sendo o restante fornecido pela Companhia Hidroelétrica do São Francisco - CHESF 35,6%,que supre energia aos dez maiores consumidores industriais do Estado, e pela Brasken 5,3 %, que supre a outros27 consumidores industriais localizados no Polo Petroquímico de Camaçari.11.03 - POSICIONAMENTO NO PROCESSO COMPETITIVOAs mudanças institucionais do setor elétrico no Brasil visaram introduzir a competição nas atividades de geração e decomercialização de energia elétrica. No Mercado Atacadista de Energia – MAE, os preços da energia são negociadoslivremente, tal como uma “commodity” na bolsa de mercadorias.Num futuro próximo, qualquer consumidor brasileiro poderá escolher qual concessionária irá fornecer a energia queabastecerá sua empresa ou residência, como aliás, já existe hoje para os grandes unidades consumidoras, e que seráestendido gradativamente até as pequenas unidades consumidoras residenciais. Os critérios para escolha do fornecedorde energia serão os mesmos adotados para a compra de qualquer mercadoria: preço, qualidade, confiabilidade ediversidade de serviços.Desde a privatização, a Companhia vem realizando investimentos relevantes e promovendo mudanças significativas emseus processos internos, adaptando-se para a ampliação do mercado livre e da regulação do MAE, na busca da obtençãode ganhos de produtividade, com o propósito de fornecer energia de elevado nível de qualidade e a preços maiscompetitivos, com vistas a atender às crescentes demandas, fidelizar o mercado atendido e possibilitar a conquista denovos clientes.Os indicadores de desempenho técnico-operacional da Companhia continuam evoluindo favoravelmente, como resultadode sua gestão enfocada no cliente, habilitando-a para o adequado retorno técnico e de qualidade do serviço, assim como,do retorno econômico-financeiro.A Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, alterada pela Lei nº 9.648/98, aboliu parcialmente a exclusividade do fornecimentode energia elétrica de que gozavam as concessionárias dentro das respectivas áreas de concessão. O seu artigo 15 prevêetapas nesse processo de implementação do modelo concorrencial. A partir da edição da Lei consumidor com demandacontratada igual ou maior que 10 MW, atendido em tensão igual ou superior a 69 kV, pode optar poor contractor seufornecimento, no todo ou em parte, com produtor independente de energia elétrica; a partir de 08 de Julho de 1998, taisconsumidores puderam estender sua opção de compra a qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energiaelétrica do sistema interligado; a partir de 08 de Julho de 2000, os consumidores com demanda contratada igual ou superiora 3 MW, atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV, podem optar poor comprar energia elétrica de qualquerconcessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do mesmo sistema interligado; com a publicação daResolução ANEEL 264, de 13 de agosto de 1998, os consumidores ligados a partir de 08 de julho de 1995, com demandacontratada igual ou superior a 3 MW, atendidos em qualquer tensão, já nascem potencialmente livres e os consumidores cujaunidade consumidora e demanda contratada totalize, em qualquer segmento horo-sazonal, no mínimo 500 kW, atendidos emqualquer tensão, podem optar pela compra a PCH’s (Pequenas Centrais Hidrelétricas). A partir de 08 de Julho de 2003, oPoder Concedente poderá reduzir os limites de cargas e tensão anteriormente mencionados na forma que especificar.A ANEEL, através da Resolução n.º 202, de 16 de abril de 2003, fixou o reposicionamento tarifário da COELBA em31,49%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica vigentes. Em cumprimento ao princípio demodicidade tarifária e a condição de equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, definida na revisão tarifáriaperiódica da concessionária, será aplicada em parcelas anuais, na forma apresentada a seguir:• em 22 de abril de 2003 as tarifas de fornecimento de energia elétrica da Companhia foram reposicionadas em 28,61%;• os 2,88% restantes serão acrescidos nos reajustes anuais subsequentes a serem homologados para o período de 2004à 2007.Ao longo dos últimos anos, a COELBA vem promovendo mudanças nos seus processos, implantando novos sistemascomercial e empresarial e introduzindo novas tecnologias de ponta. A operação do sistema elétrico está sendoautomatizado, proporcionando mais confiabilidade e qualidade ao fornecimento de energia da COELBA. Foi criado umnovo serviço de atendimento por telefone, o Disque-Coelba 0800 71 0800., que unificou os atendimentos comerciais e deemergências. A sua cobertura foi ampliada para todas as localidades do estado, deixando de ser um privilégio de poucospara ser um benefício de todos. Com o novo Disque-Coelba 0800 71 0800 a ligação passou a ser grátis e o atendimento24 horas, inclusive aos sábados, domingos e feriados.394

A COELBA passou a investir também na ampliação e no fortalecimento da rede credenciada de atendimento e arrecadaçãode contas. Com mais de 600 unidades distribuídas por todo estado, a rede credenciada passou por uma grandetransformação em 2001 com a criação da COELBA Serviços. Todo o parque de informática dos credenciados foisubstituído por modernos Point of Services - POS, possibilitando o aumento do leque de opções de atendimento erecebimento de contas. A nova COELBA Serviços inclusive passou a receber contas de outras empresas, facilitando aindamais a vida dos seus clientes.Na linha de ampliação e fortalecimento dos canais de relacionamento com seus clientes, a COELBA está aperfeiçoando oatendimento através da Internet. A COELBA On Line passou a oferecer a seus clientes novos serviços em tempo real,facilitando ainda mais o relacionamento dos clientes com a empresa.13.01 - PROPRIEDADES RELEVANTESÁrea Área Alugada DataTipo de Total Construída Idade Hipo- de do Término Obser-Item Propriedade Endereço Município UF (Mil m 2 ) (Mil m 2 ) (Anos) Seguro teca Terceiros Contrato Locação vação01 Edifício Sede Av. Edgar Santos, 300 - Narandiba Salvador BA 110.000,000 14.880,000 16 Sim Não Não02 Sistema Geração EnergiaAlto Fêmeas Barreiras São Desiderio BA 580.000,000 564,000 5 Sim Não Não03 Sistema Geração Energiade Correntina Correntina Correntina BA 342.000,000 2.259,000 35 Sim Não Não04 Sist Distrib/Comerc(LT/RD/SE/Medidor) Todo Estado da Bahia Todo Estado da Bahia BA 560.000,000 560.000,000 35 Sim Não Não05 Sistema Transmissão(LT/SE 230 KV) Todo Estado da Bahia Todo Estado da Bahia BA 560.000,000 560.000,000 35 Sim Não Não06 Centro de Transmissão-DITP Salvador Salvador BA 115.000,000 1.916,000 13 Sim Não Não07 Galpão Almoxarifadode Campinas Salvador Salvador BA 20.000,000 3.579,000 14 Sim Não Não14.05 - PROJETOS DE INVESTIMENTOApesar do restabelecimento da confiança na economia em 2003 e melhoria dos indicadores do mercado financeiro, asempresas do setor elétrico ainda sofreram os efeitos dos anos anteriores, quando o racionamento e as oscilações do mercadofinanceiro provocaram grandes prejuízos. Todavia a Coelba obteve os melhores resultados dentre as empresas do setor, comcrescimento considerável no ano, fechando o exercício com lucro de R$ 165,7 milhões, 34,3% maior do que o de 2002.A Coelba superou as expectativas obtendo uma performance positiva no resultado econômico-financeiro, assim como emseus principais indicadores técnicos, a exemplo da Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor - DEC que reduziu8,3% em relação a 2002 e Freqüência Equivalente de Interrupções por Consumidor – FEC foi inferior ao ano de 2002 em12,3%. Ressalta-se também redução no número de reclamações que passou de 64 mil em 2002 para 53 mil em 2003. Estasreduções foram fruto de um conjunto de ações realizadas para garantir a integridade do sistema, tornando-o mais confiável,melhorando a qualidade do fornecimento e aumentando o nível de satisfação dos clientes. Entre as principais açõesrealizadas em 2003 para a melhoria desses indicadores, está o cumprimento do plano de renovação e manutenção dassubestações e linhas de transmissão e distribuição. Mais de 15 subestações foram automatizadas, totalizando 106 SE´sautomatizadas e integradas aos respectivos centros de operação, abrangendo 74,5% do total da potência instalada.INVESTIMENTOSDiante de do crescimento da receita inferior ao esperado, devido ao pequeno crescimento do mercado, a Coelba, ajustouseu nível de investimento, atingindo em 2003 o total de R$236,2 milhões, 10,8% inferior a 2002 conforme tabela a seguir:Investimentos – R$ mil2003 2002Obras de geração 105 118Obras de transmissão 17.556 19.683Obras de distribuição 205.738 230.540Obras de Comercialização 245 275Obras de Administração 12.568 14.084Total 236.212 264.700395

SISTEMA ELÉTRICONo sistema elétrico destaca-se a digitalização e automação de mais 15 subestações, totalizando 106 SE´s automatizadas eintegradas aos respectivos centros de operação, abrangendo 74,5% do total da potência instalado.ATENDIMENTO AO CONSUMIDORA empresa trabalhou em 2003 intensamente no fortalecimento do relacionamento com os seus clientes, desenvolvendo umatendimento de forma ágil, fácil e com qualidade, otimizando o seu mix de atendimento, conforme demonstrado abaixo:• Aumento do número de postos credenciados Coelba Serviços.• Otimização do Call Center através da unificação dos atendimentos em um único 0800, contratação de uma novaprestadora de serviços para completar os Pontos de Atendimentos – PA’s existentes no Site próprio, implantação doSistema de Cobrança via Call Center e 180 treinamentos nos diferentes procedimentos da área comercial e deatendimento de emergência.• Melhorias no site da Coelba on-line que traz uma série de novidades e serviços para os clientes, com um visual maismoderno, fácil de navegar e com um maior número de informações comerciais, sendo reconhecido como um dos 10melhores sites em conteúdo e navegação pelo TOP iBEST. Com a implantação de maior número de serviços, houve aintensificação do atendimento via Internet, passando de 411 mil atendimentos em 2001 para 1.195 mil no ano de 2002.• Disponibilização na região metropolitana de Salvador 92 postos de auto-atendimento em pontos estratégicos comoshoppings, hipermercados, aeroportos, órgãos públicos e lojas de conveniência, o que representa mais uma opção deatendimento que a Coelba disponibiliza aos seus clientes, colocando-se cada vez mais ao seu lado, com agilidade ecomodidade, aliviando os outros canais de atendimento.• Reestruturação do atendimento próprio, composto de 28 postos avançados e 26 agências, sendo 2 unidades móveisque dão suporte às agências da capital e do interior, facilitando o atendimento aos clientes das comunidades maiscarentes do Estado e consolidando o programa “COELBA ao Seu Lado”. A reestruturação do atendimento deste canalfoi responsável fundamentalmente pela redução no número de reclamações em 2003 em relação ao ano anterior.GESTÃO CORPORATIVAEm 2003 foi implementado na empresa, de forma participativa – com envolvimento da alta Direção e Gerentes - umModelo de Gestão Estratégica que traduz a Missão e Visão da empresa em estratégias implementadas através dos processose projetos. O foco principal é buscar através do conhecimento total da estratégia e ações, valor para empresa. Desta formafoi implantado um Sistema de Gestão que baseado na metodologia de Balanço Score Card, que busca equilibrar todas asperspectivas da empresa: Resultado Econômico do Negócio, Clientes, Processos Internos e Facilitadores.RECURSOS HUMANOSA COELBA no exercício de 2003 criou a UNICOELBA e investiu em programas de formação técnica e desenvolvimentoprofissional e humano de seus empregados, de modo a manter a concessionária a par da evolução nas áreas tecnológica egerencial e oferecer aos empregados oportunidades de desenvolvimento de suas habilidades e potenciais. Destacam-se odesenvolvimento de Executivos, com a estruturação do Plano de Gestão por Competência, execução do Plano deDesenvolvimento de Liderança e o Programa de Trainee.Na busca do bem estar dos seus profissionais, a COELBA desenvolveu ações integradas de qualidade de vida e criouprogramas para benefício de seus profissionais, como Massagem Terapêutica Shiatsu e Campanhas de Combate aoTabagismo, Conscientização e Prevenção da AIDS, Controle da Dengue e Avaliação Nutricional. Estas iniciativas tempromovido uma melhoria no desempenho dos mesmos, possibilitando a conquista de metas e conseqüente aumento nos lucros.O comportamento empresarial socialmente responsável é uma dos fundamentos estratégicos da empresa, por isso, vemcolocando em prática o Programa de Responsabilidade Social, através do Comitê de Responsabilidade Social e a execuçãodos Programas voltados para a Comunidade: Coelba ao seu lado, Eletricista de Bairro, SOS Energia, dentre outros. Alémtambém da renovação de convênios de apoio a entidades filantrópicas e patrocínios culturais e esportivos.396

Como empresa cidadã, a COELBA tem desenvolvido esforços para atender a legislação no que se refere a aplicação da tarifasocial baixa renda conforme Lei N.º 10.438 de 26/04/02, assim como a execução do Programa Luz no Campo, que beneficiaaqueles clientes localizados em áreas distantes, promovendo um significativo incremento da qualidade de vida destaspessoas. A COELBA tem investido também em programas voltados para a preservação do meio ambiente e educaçãoambiental, destacando-se , entre eles, o programa de descarte de lâmpadas de vapor de mercúrio, coleta seletiva de lixo e atrilha ecológica, que faz parte do programa de Educação Ambiental para estudantes sobre preservação de recursos naturais.17.01 - OPERAÇÕES COM EMPRESAS RELACIONADASTransações com partes relacionadasA COELBA efetuou transações com partes relacionadasPartes RelacionadasFundação Coelba - FAELBAGuaraniana S/AGarter Properties Inc. (1)CelpeItapebiIberdrola Energia S.A.Iberdrola Empreendimentos S/AIberdrola S/AIberdrola Redes S.A.Iberdrola EngenhariaCosernAmara BrasilGCSTeleviasTermopernambucoNatureza da OperaçãoContrato de Mútuo – dívida da patrocinadoraAlienação TracolDividendos e juros sobre capital próprio a receberTotal GuaranianaEmprést - “Intercompany Notes”Serviços CompartilhadosReembolso de despesasUso da RedeSuprimento energia – compraTotal CelpeReembolso de despesasDividendos e juros sobre capital próprio a receberAdiantamento a fornecedorEnergia compradaReembolso de despesasPrestação de ServiçosReembolso de despesasDividendos e juros sobre capital próprio a receberReembolso de despesasReembolso de despesasTotal IberdrolaReembolso de despesasDividendos e juros sobre capital próprio a receberServiços CompartilhadosUso da RedeMateriais e serviçosTotal COSERNReembolso de despesasReembolso de despesasEnergia compradaReembolso de despesasUso redeEnergia compradaAdiantamento397

Fundação COELBA – Contrato FAELBA nº 4600000522, vigência até 30 de julho de 2004, índice de correção CDI ou pelavariação do INPC + 6% a.a., dos dois o maior.Guaraniana – Instrumento particular de compra e venda de ações da Tracol Serviços Elétricos S/A, constituído em 28 deagosto de 2002, índice de correção IGPM.Garter Properties Inc. – Contrato de empréstimo Garter, vigência até 25 de julho de 2004, índice de correção Libor +Spread 3%.Celpe – Contrato de serviços compartilhados entre as empresas COELBA, COSERN e CELPE, referente aos saldos deOrdens de Dispêndios Reembolsáveis - ODR, vigência até 05 de outubro de 2021.Itapebi – Contrato bilateral de compra e venda com vigência até 15 de abril de 2007. Adicionalmente, possui adiantamentosefetuados os quais vêm sendo compensados com faturas de suprimento de energia, sendo atualizados pelo índice decorreção 110% do CDI, estando suportados pelo Contrato de Suporte dos Acionistas.Iberdrola Empreendimentos S.A. – Contrato nº 4600004396, referente a serviços de consultoria técnica nas áreas deprojeto e construção de instalações de transmissão e distribuição de energia elétrica, gestão ambiental, consultoria emeficiência energética e consultoria de processos, vigência até 30 de maio de 2006, corrigido a cada 12 meses com base atéo Custo Nacional da Construção Civil e Obras Públicas, Serviços de Consultoria, Coluna 39, Série A0157980 da revistaConjuntura Econômica da Fundação Getúlio Vargas.Cosern – Contrato de serviços compartilhados entre as empresas COELBA, COSERN e CELPE, referente aos saldos deOrdens de Dispêndios Reembolsáveis - ODR, vigência até 05 de outubro de 2021.Amara Brasil – Contrato nº 4600001249, referente à administração de almoxarifado, vigência até 16 de setembro de 2004.GCS – Contrato GCS AM 04/2001, referente à compra e venda de energia elétrica, vigência até 03 de abril de 2017.TERMOPERNAMBUCO – contrato de compra e venda de energia elétrica, vigência até dezembro de 2023, reajuste anualcom base na variação do IGPM.(1) Intercompany Notes, empréstimo junto a Garter Properties Inc. sociedade que efetuou a captação de recursos externospara a Companhia juntos aos sindicatos de bancos, liderado pelo Bank Boston.18.01 - ESTATUTO SOCIALESTATUTO SOCIAL DA COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIACAPÍTULO I - DENOMINAÇÃO, SEDE, OBJETO E DURAÇÃOArtigo 1º- A Companhia é uma sociedade anônima, sob a denominação de Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia- COELBA e reger-se-á pelo presente Estatuto Social e pelas disposições legais que lhe forem aplicáveis.Artigo 2º - A Companhia tem sede e foro na Cidade de Salvador, Capital do Estado da Bahia, e, por decisão da Diretoria,poderá instalar sucursais, filiais, agências, escritórios, postos de serviços ou depósitos em outras cidades, vilas ou distritosdo Estado ou, ainda, em qualquer parte do território nacional, por deliberação do Conselho de Administração.Artigo 3º - A Companhia tem por objeto estudar, projetar, construir e explorar os sistemas de produção, transmissão,transformação, distribuição e comercialização de energia elétrica e serviços correlatos que lhe venham a ser concedidos ouautorizados por qualquer título de direito, e atividades associadas ao serviço de energia elétrica, podendo administrarsistemas de produção, transmissão, distribuição ou comercialização de energia pertencentes ao Estado, à União ou aMunicípios, prestar serviços técnicos de sua especialidade, realizar operações de exportação e importação, organizarsubsidiárias, incorporar ou participar de outras empresas e praticar os demais atos necessários à consecução de seu objetivo.Artigo 4º - A Companhia terá duração por prazo indeterminado.398

CAPÍTULO II - CAPITAL SOCIALArtigo 5º - O capital social autorizado é de R$1.300.000.000,00 (um bilhão e trezentos milhões de reais) e o capitalintegralizado é de R$1.068.297.400,82 (um bilhão, sessenta e oito milhões, duzentos e noventa e sete mil quatrocentosreais e oitenta e dois centavos), representado por 18.817.733.916 ações nominativas, divididas em 10.930.451.658 açõesordinárias, 1.955.755.644 ações preferenciais Classe A e 5.931.526.614 ações preferenciais Classe B, todas sem valornominal.Parágrafo 1º - Até o limite autorizado, o capital social poderá ser aumentado por decisão do Conselho de Administraçãoe, acima desse limite, por deliberação da Assembléia Geral, sem guardar proporção entre as espécies ou classes de açõesexistentes.Parágrafo 2º - O valor do capital autorizado, indicado no caput deste artigo, será anualmente corrigido pela AssembléiaGeral Ordinária, com base no índice de correção do capital da Companhia.Parágrafo 3º - As ações da Companhia serão mantidas sob a forma escritural, em contas de depósito em nome de seustitulares, em instituição autorizada pela legislação vigente a prestar este tipo de serviço.Artigo 6º - Nas hipóteses de subscrição de ações, nos termos da legislação sobre incentivos fiscais, e no aumento de capitalaté o limite autorizado, e desde que não haja transferência de controle acionário, não haverá direito de preferência aosacionistas.Parágrafo 1º - Nas demais hipóteses de subscrição de ações, o direito de preferência será exercido no prazo de 30 (trinta)dias, contados da data da primeira publicação do Aviso respectivo, a ser feita, por três vezes, no Diário Oficial do Estado,em jornal local de grande circulação e em jornal de circulação nacional.Parágrafo 2º - Em qualquer caso de aumento do capital social, o preço da ação será fixado observando-se as diretrizes doparágrafo 1º do art. 170, da Lei 6.404/76.Artigo 7º - O reembolso do capital a acionista dissidente, nos casos previstos em lei, será calculado pelo valor depatrimônio líquido das ações, de acordo com o último balanço que houver sido aprovado pela Assembléia Geral, observadoo disposto no Parágrafo 2º art. 45, da Lei 6.404/76.Artigo 8º - As ações da Companhia poderão ser subscritas por pessoas físicas ou jurídicas, nacionais ou estrangeiras, e porquaisquer outras pessoas jurídicas de direito público interno.Parágrafo 1º - Cada ação ordinária dá direito a um voto nas deliberações da Assembléia Geral.Parágrafo 2º - Às ações preferenciais de ambas as classes, que não terão direito de voto, fica assegurada, na forma da lei,prioridade no reembolso do capital, pelo valor de patrimônio líquido das ações, no caso de liquidação da companhia,ficando assegurada ainda, (i) às ações preferenciais “Classe A” prioridade na distribuição de dividendos, que serão nomínimo 10% (dez por cento) maiores do que os atribuídos às ações ordinárias; e (ii) às ações preferenciais classe “B”,prioridade na distribuição de dividendos, somente após a distribuição de dividendos às preferenciais classe “A”, sendo taisdividendos no mínimo 10% (dez por cento) maiores do que os atribuídos às ações ordinárias.Parágrafo 3º - A subscrição de ações por pessoas jurídicas de direito público interno não poderá acarretar a obtenção docontrole acionário.Parágrafo 4º - As ações que compõem o controle acionário da Companhia não poderão ser transferidas, cedidas oualienadas, direta ou indiretamente, gratuita ou onerosamente, sem a prévia concordância do Poder Concedente.Artigo 9º - A Companhia poderá emitir, na forma da Lei, títulos unitários ou múltiplos de ações e, provisoriamente,cautelas que as representem.Parágrafo Único - Os títulos múltiplos poderão ser convertidos em títulos unitários ou vice-versa a requerimento doacionista, mediante pagamento, no ato do pedido, de uma taxa de serviço, fixada pelo Conselho de Administração, apenaspara cobrir o custo da operação.399

Artigo 10 - A transferência das ações escriturais realizar-se-á mediante registro na instituição financeira contratada pelaempresa para prestação destes serviços.CAPÍTULO III - DA ASSEMBLÉIA GERALArtigo 11 - As condições para a realização da Assembléia Geral, a forma de sua convocação e funcionamento, o númeronecessário de acionistas presentes, a maneira de suas deliberações e os seus atos preliminares são os prescritos em Lei eneste Estatuto.Parágrafo 1º - A Assembléia Geral Ordinária ou Extraordinária será instalada e presidida pelo Presidente ou peloVice-Presidente do Conselho de Administração da sociedade, ou em suas ausências por um acionista por estes indicado,sendo secretariada por um acionista convidado por quem presidir a Assembléia.Parágrafo 2º - As convocações serão realizadas por meio de edital de convocação publicado com antecedência mínima de15 (quinze) dias, em primeira convocação, e com 8 (oito) dias de antecedência em segunda convocação, o qual deveráconter a descrição dos assuntos que serão objeto de deliberação pelos acionistas.Parágrafo 3º - Todos os documentos a serem analisados ou discutidos em Assembléia Geral serão disponibilizados aosacionistas na bolsa de valores em que as ações da Companhia forem mais negociadas, assim como na sede social daCompanhia, a partir da data da publicação do primeiro edital de convocação referido no § 2º acima.Artigo 12 - A Assembléia Geral Ordinária realizar-se-á dentro dos quatro primeiros meses após o encerramento doexercício social, por convocação do Conselho de Administração, através do seu Presidente, pelo respectivo substituto, ou,na ausência deles, pela Diretoria, para exercer as atribuições previstas na Lei.Artigo 13 - A Assembléia Geral reunir-se-á extraordinariamente por convocação do Conselho de Administração, ou daDiretoria da Companhia, sempre que se fizer necessário, bem assim pelo Conselho Fiscal ou por acionistas, nos casosprevistos em lei.CAPÍTULO IV - DA ADMINISTRAÇÃOArtigo 14 - A Companhia será administrada por um Conselho de Administração e por uma Diretoria, que terão acomposição e atribuições previstas na lei e neste Estatuto.Artigo 15 - Aos membros da Administração é vedada a aquisição, ainda que em hasta pública, de bens de propriedade daCompanhia.Artigo 16 - O prazo de gestão de Conselheiros e Diretores estender-se-á até a posse dos respectivos substitutos eleitos.SEÇÃO I - CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃOArtigo 17 – O Conselho de Administração será composto por 6 (seis) membros, e seus suplentes, eleitos pela AssembléiaGeral e por ela destituíveis a qualquer tempo. O Presidente e o Vice-Presidente do Conselho de Administração serão eleitos,dentre os conselheiros pela Assembléia Geral.Parágrafo 1º - Aos acionistas minoritários, com direito a voto, presentes à Assembléia, é assegurado o direito de elegerum dos Conselheiros, se maior número não lhes couber, pelo processo de voto múltiplo, na forma da Lei.Parágrafo 2º- Sem prejuízo do estabelecido no parágrafo anterior, aos empregados da Companhia é assegurado o direitode eleger um dos membros do Conselho de Administração e seu suplente, caso as ações que detenham não sejamsuficientes para assegurar a eleição.400

Parágrafo 3º - O processo de escolha do membro do Conselho de Administração, referido no parágrafo anterior, se darápor meio de eleição direta pelos empregados da Companhia, coordenada por uma Comissão Eleitoral com propósitoexclusivo de indicação desse membro e seu suplente, composta por 5 (cinco) representantes sendo designados,respectivamente, 1 (um) pela Coelba; 1 (um) pelo Sindicato dos Eletricitários da Bahia (Sinergia) e 3 (três) pelas demaisassociações de classe representativas dos empregados da CoelbaParágrafo 4º - A Comissão Eleitoral é responsável pela regulamentação, organização e realização do processo de eleiçãodo representante dos empregados no Conselho de Administração, devendo a indicação ser encaminhada em até 30 (trinta)dias antes da Assembléia Geral Ordinária que elegerá o Conselho de Administração, para que se promova sua efetivanomeação. O representante a ser indicado deverá atender aos requisitos estabelecidos na Lei nº 6.404/76 e regulamentaçãoaplicável.Parágrafo 5º - A eleição do representante dos empregados será realizada em Assembléia Especial de Empregados, sendoque as despesas e custos com a eleição serão suportados pela Companhia, observado o limite fixado pelo Conselho deAdministração.Parágrafo 6º - Os Conselheiros terão mandato de 1(um) ano, fixado entre as Assembléias Gerais Ordinárias realizadasem cada ano, sendo permitida a reeleição.Parágrafo 7º - Os Conselheiros tomarão posse assinando, isolada ou conjuntamente, o respectivo termo, lavrado no “Livrode Atas de Reuniões do Conselho de Administração”, dentro dos 30 (trinta) dias seguintes à eleição.Parágrafo 8º - Vagando cargo de Conselheiro, o Conselho designará um substituto para servir até a primeira AssembléiaGeral, que elegerá novo Conselheiro para completar o mandato.Parágrafo 9º - Não se aplicará a regra do parágrafo anterior, quando a eleição dos Conselheiros houver sido realizada peloprocesso de voto múltiplo, ou quando a Assembléia Geral decidir pela recomposição plena do Conselho, casos em que aeleição será feita para todo o Colegiado, permitida a recondução dos membros remanescentes.Parágrafo 10º - A remuneração dos membros do Conselho de Administração será fixada pela Assembléia Geral.Artigo 18 - Ressalvados os casos de urgência, o Conselho de Administração reunir-se-á trimestralmente, em sessãoordinária, em data e horário previamente informados com antecedência mínima de 5 (cinco) dias e deliberará por maioriade votos, presentes, no mínimo 5 (cinco) de seus membros, dentre eles o Presidente.Parágrafo 1º - O Conselho de Administração poderá ser convocado, extraordinariamente, pelo seu Presidente ou pelamaioria de seus membros.Parágrafo 2º - O Presidente do Conselho será substituído, nos casos de afastamento temporário e nos impedimentos legais,pelo Vice-Presidente.Parágrafo 3º - Os Diretores da Companhia, que não forem membros do Conselho, poderão tomar parte nas reuniões doórgão, sem direito a voto, quando:a) a pedido, deferido pelo Presidente;b) obrigatoriamente, por convocação do Conselho.Parágrafo 4º - Para fins de atendimento do quorum estabelecido no caput deste artigo, fica determinado que osConselheiros ausentes, nas Reuniões do Conselho, poderão votar por escrito, desde que entreguem o voto a um outroConselheiro presente nas reuniões do Conselho.Artigo 19 - Compete ao Conselho de Administração:(a)(b)fixar a orientação geral dos negócios da Companhia, manifestando-se sobre o relatório da administração e as contasda Diretoria;eleger e destituir os Diretores, e fixar-lhes as atribuições, observadas as disposições deste Estatuto;401

(c)(d)(e)(f)(g)(h)(i)(j)(l)(m)(n)(o)(p)(q)(r)fiscalizar a gestão dos Diretores, examinar, a qualquer tempo, os livros e documentos da Companhia, solicitarinformações sobre contratos celebrados ou em via de celebração, e sobre quaisquer outros atos, visando assegurar acorreta execução da política administrativa da Companhia;convocar a Assembléia Geral;aprovar os programas anuais e plurianuais de investimentos da Companhia;manifestar-se sobre propostas de reforma estatutária apresentada pela Diretoria;autorizar a contratação de empréstimos externos e no País, estes quando superiores a R$ 20.000.000,00 (vinte milhõesde reais);autorizar a alienação, oneração e permuta de bens imóveis pertencentes à Companhia, ou a aquisição de outros quevenham a integrar o seu patrimônio, bem como a prestação de garantias a obrigações de terceiros, desde que, emqualquer dos casos aqui previstos, a operação ultrapasse o limite de R$ 500.000,00 (quinhentos mil reais);escolher e destituir os auditores independentes;manifestar-se sobre o sistema de classificação de cargos da Companhia, proposto pela Diretoria;deliberar ou propor a emissão de títulos e valores mobiliários, podendo autorizar a emissão de debêntures simples,não conversíveis em ações e sem garantia real, de notas promissórias para distribuição pública e propor aos acionistaso lançamento de debêntures.propor a aplicação dos lucros da Companhia excedentes da destinação estatutária;autorizar operações de captação de recursos, mediante a emissão de Notas Promissórias e Recibos de Depósitos,observada a legislação vigente;autorizar a compra de ações da Companhia para manutenção em tesouraria ou para cancelamento, nas condiçõesestabelecidas pela legislação vigente;autorizar a instalação de sucursais, filiais, agências ou escritórios da Companhia fora do Estado da Bahia;autorizar a Diretoria, nos casos em que exceda a sua competência, a outorgar poderes especiais à diretor ouprocurador; edecidir sobre os casos omissos neste Estatuto, com base na legislação em vigor.Parágrafo Único - Serão arquivadas no registro do comércio e publicadas as atas das reuniões do Conselho deAdministração que contiverem decisão destinada a produzir efeitos perante terceiros.SEÇÃO II - DIRETORIAArtigo 20 - A Diretoria é o órgão executivo da administração. A Diretoria é composta de 06 (seis) membros, sendo 01 (um)Diretor-Presidente, 01 (um) Diretor de Economia, Finanças e de Relações com Investidores, 01(um) Diretor de RecursosHumanos e Serviços Gerais, 01 (um) Diretor Comercial, 01 (um) Diretor de Gestão de Ativos e 01 (um) Diretor deCoordenação Territorial. O Conselho de Administração da Companhia designará um dos membros da Diretoria, comexceção do Diretor-Presidente, para exercer as funções de Diretor Vice-Presidente da Companhia.Parágrafo 1º - Os membros da Diretoria serão eleitos pelo Conselho de Administração, com mandato de 3 (três) anos,podendo ser reeleitos.Parágrafo 2º - Em suas ausências ou impedimentos temporários os diretores serão substituídos de acordo com indicaçãoda Diretoria. O Diretor-Presidente, na sua ausência, será substituído pelo Diretor Vice-Presidente. Na ausência, também,do Diretor Vice-Presidente, serão o Diretor-Presidente e o Diretor Vice-Presidente substituídos por outros diretoresindicados pela Diretoria.402

Parágrafo 3º - Em caso de vacância do cargo de Diretor-Presidente, o Conselho de Administração será imediatamenteconvocado para eleição do substituto. Em caso de vacância de cargo de qualquer outro diretor, o órgão continuará emfuncionamento com os demais diretores, devendo o Conselho de Administração ser imediatamente convocado para eleiçãode novo diretor.Artigo 21 - Os membros da Diretoria tomarão posse mediante termo lavrado no “Livro de Atas das Reuniões da Diretoria”.Artigo 22 - A remuneração dos membros da Diretoria será fixada pelo Conselho de Administração.Artigo 23 - A Diretoria reunir-se-á, ordinariamente, uma vez por mês, e, ainda, sempre que convocada por qualquer dosDiretores. A convocação far-se-á por escrito, inclusive via fax ou telex, com antecedência mínima de 2 (dois) dias úteis.O quorum de instalação da reunião é a maioria dos membros em exercício.Parágrafo Único - As deliberações da Diretoria serão tomadas pelo voto favorável da maioria dos Diretores presentes àreunião, cabendo ao Diretor-Presidente, além do voto comum, o de desempate.Artigo 24 - Compete à Diretoria:(a) propor ao Conselho de Administração as diretrizes fundamentais de administração da Companhia, a serem por esteexaminadas e aprovadas;(b) administrar a Companhia e tomar as providências adequadas à fiel execução das deliberações da Assembléia Geral edo Conselho de Administração, regulamentando-as, quando couber, mediante a expedição de normas, instruções gerais ouespecíficas e resoluções;(c) autorizar a criação e extinção de cargos, obedecido o Plano de Cargos e Salários da Companhia;(d) delegar poderes a Diretores e Chefes para autorização de despesas, estabelecendo limites e condições;(e) propor ao Conselho de Administração alienação, oneração, permuta, locação e arrendamento de bens imóveispertencentes à Companhia, assim como a aquisição de outros que venham a integrar o seu patrimônio, quando o valor daoperação for superior a R$ 500.000,00 (quinhentos mil reais);(f) convocar a Assembléia Geral, nos casos previstos neste Estatuto;(g) enviar ao Conselho de Administração, dentro de 90 (noventa) dias a contar do encerramento do exercício, o relatórioanual, o balanço patrimonial e demais demonstrações financeiras previstas em lei, ouvindo, após, o Conselho Fiscal;(h) designar representantes da Companhia nas Assembléias Gerais de subsidiárias e, quando convier, das demaissociedades das quais a COELBA participa como simples acionista ou quotista;(i) encaminhar à Comissão de Valores Mobiliários (CVM), quando for o caso, a exposição justificativa de que trata oparágrafo 4º do art. 202 da Lei nº 6.404/76;(j) propor ao Conselho de Administração a realização de operações de captação de recursos, mediante a emissão de NotasPromissórias e Recibos de Depósito, observadas as normas específicas da Comissão de Valores Mobiliários (CVM);(l) recomendar ao Conselho de Administração a aquisição de ações da Companhia, para manutenção em tesouraria ou paracancelamento, nas condições estabelecidas pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM);(m) aumentar o valor de quaisquer dos itens do programa anual de investimentos, em até 5% (cinco por cento) do totalaprovado pelo Conselho de Administração, inclusive facultando-se o remanejamento entre itens, desde que não se altere aestrutura original do referido programa de investimentos; e(n) exercer outras atribuições que lhe forem cometidas pelo Conselho de Administração ou pela Assembléia Geral.403

Artigo 25 - Compete ao Diretor-Presidente:I. executar e fazer cumprir as deliberações da Assembléia Geral, do Conselho de Administração e da Diretoria;II. representar a Companhia em juízo ou fora dele, perante as empresas subsidiárias ou associadas, os acionistas, os poderesconstituídos e o público em geral, podendo delegar tais poderes a qualquer Diretor ou empregado da COELBA;III. aprovar as alterações da estrutura organizacional da Companhia, até o nível de Departamento, ou equivalente;IV. convocar e presidir as reuniões da Diretoria;V. supervisionar as atividades da Companhia no que diz respeito aos seus aspectos jurídicos e legais;VI. fazer publicar o relatório anual da Companhia;VII. suspender qualquer decisão da Diretoria, quando considerá-la contrária à lei, ao Estatuto ou inconveniente aosinteresses sociais, submetendo o assunto à deliberação do Conselho de Administração e sugerir o seu encaminhamento àAssembléia Geral, se for o caso;VIII. coordenar as atividades executivas dos demais membros da Diretoria; eIX. delegar autoridade aos Diretores para decidirem dentro de suas áreas, sem necessidade de consultas, até o limite quefixar.Artigo 26 - No caso de licença ou afastamento o Diretor-Presidente será substituído pelo Diretor Vice-Presidente. Naausência, também, do Diretor Vice-Presidente, serão o Diretor-Presidente e o Diretor Vice-Presidente substituídos poroutros diretores indicados pela Diretoria.Artigo 27 - Para os fins previstos no artigo anterior, a ausência do Diretor-Presidente deverá ser por ele comunicadaoficialmente ao seu substituto, ou reconhecida pela Diretoria, em reunião formal.Artigo 28 - Compete a cada um dos demais Diretores as seguintes atribuições:I. representar a Companhia nos casos de delegação específica do Diretor-Presidente;II.dirigir, supervisionar, com responsabilidade, as atividades abrangidas pela área que for definida como de suacompetência, pelo Conselho de Administração, no âmbito da atuação da Companhia;III. delegar poderes a empregados da Companhia, em subordinação vertical, no que concerne a atos administrativos naárea de sua competência;IV. tornar efetivo, no que lhe corresponde, o cumprimento das deliberações da Diretoria, do Conselho de Administraçãoe da Assembléia Geral;V. substituir o Diretor-Presidente nas hipóteses previstas neste Estatuto;VI. exercer outras atribuições que lhe forem conferidas pelo Conselho de Administração.Artigo 29 - Os seguintes atos necessitam da assinatura do Diretor-Presidente ou de dois outros Diretores em conjunto:(i) constituição de procuradores “ad negotia” ou ‘’ad judicia’’; (ii) indicação de prepostos em nome da Companhia.Artigo 30 - A Companhia se obriga perante terceiros por atos praticados (i) pelo seu Diretor-Presidente, (ii) por dois outrosDiretores em conjunto, ou (iii) por um Diretor e por um Procurador, constituído nos termos de artigo 29.Parágrafo único - Os contratos, acordos, convênios, ou quaisquer atos que gerem obrigações para a Companhia no valorde até R$ 250.000,00 (duzentos e cinquenta mil reais) deverão ser assinados pelo (i) Diretor-Presidente, ou (ii) por doisoutros Diretores em conjunto, ou (iii) por um Diretor e um Procurador, em conjunto. Caso o valor exceda o limite acimaindicado, então os respectivos atos deverão ser assinados pelo (i) Diretor-Presidente, em conjunto com outro Diretor, ou(ii) pelo Diretor-Presidente em conjunto com um Procurador.404

CAPÍTULO V - DO CONSELHO FISCALArtigo 31 - O Conselho Fiscal será composto de até 5 (cinco) membros efetivos e igual número de suplentes, pessoasnaturais acionistas ou não, residentes no País, diplomados em curso de nível universitário ou que tenham exercido, peloprazo mínimo de 3 (três) anos, cargo de administrador de empresa ou de conselheiro fiscal, eleitos pela Assembléia Geral,podendo ser reeleitos.Parágrafo 1º - Um dos membros efetivos e o respectivo suplente poderão ser eleitos, em votação em separado, pelostitulares de ações preferenciais, que comparecerem à Assembléia Geral.Parágrafo 2º - Um dos membros do Conselho Fiscal e o respectivo suplente poderão ser eleitos por acionistas minoritáriosque representem, em conjunto, dez por cento ou mais das ações com direito a voto, e que exercitem o direito que lhe éconferido por lei.Parágrafo 3º - As vagas que se verificarem serão preenchidas pelos suplentes, observada a ordem de suas votações,preferindo-se, em caso de empate, o mais idoso, ressalvada a hipótese de vaga de membro eleito na forma dos parágrafosanteriores, que será automaticamente preenchida pelo respectivo suplente.Artigo 32 - As atribuições do Conselho Fiscal são fixadas na Lei das Sociedades por Ações.Artigo 33 - A remuneração dos membros do Conselho Fiscal será fixada, anualmente, pela Assembléia Geral que os eleger.Parágrafo 1º - A remuneração a que se refere este artigo será mensal e corresponderá a todos os trabalhos afetos aoConselho Fiscal, inclusive reuniões extraordinárias.Parágrafo 2º - Quando o membro efetivo estiver afastado de suas funções, a respectiva remuneração será atribuída aosuplente que o estiver substituindo.Artigo 34 - O Conselho Fiscal reunir-se-á:I. até o último dia útil do mês de março, para apresentar, na forma da lei e deste Estatuto, parecer sobre os negócios eoperações sociais do exercício;II. extraordinariamente, sempre que julgar necessário, ou quando convocado, na forma da lei e deste Estatuto.Artigo 35- Das reuniões do Conselho Fiscal far-se-á registro no “Livro de Pareceres do Conselho Fiscal”.CAPÍTULO VI - DO EXERCÍCIO SOCIAL, DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS, DAS RESERVAS,DOS DIVIDENDOS E DA PARTICIPAÇÃO NOS LUCROSArtigo 36 - No encerramento de cada exercício social, que coincidirá com o ano civil, serão elaboradas, com a observânciadas disposições legais, as seguintes demonstrações financeiras:a) balanço patrimonial;b) demonstrativo das mutações do patrimônio líquido;c) demonstração do resultado do exercício;d) demonstração das origens e aplicações de recursos.Artigo 37 - Apurado o resultado do exercício social, com observância de todas as disposições legais, dele serão feitas asseguintes deduções e destinações:1. de uma parcela destinada aos empregados da Companhia, a título de participação nos lucros, segundo critérios fixadospela Diretoria;405

2. de outra parcela destinada aos Administradores, dentro do limite legal e somente pertinente ao exercício social emrelação ao qual for atribuído aos acionistas o dividendo mínimo previsto em Lei.Parágrafo 1º - As deduções estabelecidas no caput deste artigo não poderão ser feitas em prejuízo do disposto no parágrafo2º deste artigo.Parágrafo 2º - Do lucro líquido do exercício, apurado nos termos da Lei, serão feitas as seguintes deduções e destinações:a) 5% (cinco por cento) para constituição da Reserva Legal, até que seu montante atinja 20% (vinte por cento) do CapitalSocial, nos termos da Lei;b) da importância necessária para assegurar a distribuição do dividendo mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido doexercício, destinado prioritariamente ao pagamento dos dividendos das ações preferenciais “Classe A” e “B”.Parágrafo 3º - A Companhia poderá levantar balanços intercalares e, com base neles, distribuir dividendos, desde que ototal de dividendos pagos com base nesses balanços não exceda o montante das reservas de capital de que trata o parágrafo1º do art. 182 da Lei nº 6.404/76.Parágrafo 4º - O valor dos juros, pago ou creditado, a título de remuneração sobre o capital próprio, nos termos do Artigo9º, parágrafo 7º da Lei nº 9.249, de 26/12/95 e legislação e regulamentação pertinentes, poderá ser imputado ao dividendoobrigatório, integrando tal valor o montante dos dividendos distribuídos pela sociedade para todos os efeitos legais.Parágrafo 5º – Por deliberação do Conselho de Administração, e observadas as disposições legais aplicáveis, a sociedadepoderá pagar aos seus acionistas juros sobre capital próprio, os quais poderão ser imputados ao dividendo mínimoobrigatório, ad referendum da Assembléia GeralArtigo 38 - O dividendo previsto no artigo anterior não será obrigatório no exercício social em que a Diretoria - dandoprévio conhecimento ao Conselheiro de Administração - informar à Assembléia Geral Ordinária, com parecer do ConselhoFiscal, ser ele incompatível com a situação financeira da Companhia, observadas as disposições do Parágrafo 4º do Art.202 da Lei nº 6.404/76.Artigo 39 - Os dividendos não reclamados no prazo de 3 (três) anos, contado nos termos do art. 287 da Lei nº 6.404/76,reverterão em benefício da Companhia.CAPÍTULO VII - DAS DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIASArtigo 40 - O capital dos acionistas, enquanto aplicado em obras em andamento, vencerá os juros que a lei fixar, os quaisterão o destino indicado na legislação especial relativa aos serviços de energia elétrica.Artigo 41 - Os casos omissos no presente Estatuto serão resolvidos com base na legislação vigente.Art. 17 – (...) § 6º - Os Conselheiros terão mandato de 1(um) ano, fixado entre as Assembléias Gerais Ordináriasrealizadas em cada ano, sendo permitida a reeleição; Art. 20 – (...) § 1º - Os membros da Diretoria serão eleitos peloConselho de Administração, com mandato de 3 (três) anos, podendo ser reeleitos.406

19.01 - POSICIONAMENTO NO PROCESSO COMPETITIVOControlada/Coligada :COMP ENERG DO RIO GRANDE DO NORTE-COSERNA área de concessão da COSERN abrange todo o Estado do Rio Grande do Norte, não existindo, até o presente, nenhumconcorrente nela instalado.ConcorrênciaA reestruturação do setor elétrico, iniciada em 1995, visa à substituição de um mercado fundado no conceito de mercadoverticalizado e controlado pelo sistema de livre formação dos preços, regido pela livre concorrência. A fim de introduzira concorrência nesse setor, foram instituídos novos elementos e estruturas no mercado, tais como: a quebra do monopóliodo Estado, a criação da ANEEL, a desverticalização do setor (separação das atividades de geração, transmissão edistribuição), a ampliação do quadro de consumidores livres, a criação da figura do Produtor Independente e a ampliaçãoda atuação do Auto-produtor, a possibilidade de livre comercialização de energia por quase todos os agentes do mercadoe a criação do MAE e do ONS.A Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, alterada pela Lei nº 9.648/98, aboliu parcialmente a exclusividade do fornecimentode energia elétrica de que gozavam as concessionárias dentro das respectivas áreas de concessão.Considerando-se que o mercado competitivo ainda está em implementação, a atuação da ANEEL hoje concentra-sesobretudo no controle das estruturas. Nesse sentido, a ANEEL emitiu a Resolução nº 94, de 30 de março de 1.998,impondo limites à concentração econômica na geração e na distribuição energéticas. A ANEEL busca, dessa forma, inibiras concentrações horizontal e vertical no mercado energético, tentando limitar o nível de influência decisória, direta ouindireta, exercida por um agente em um determinado segmento do setor. No caso do serviço de distribuição dentro da áreade atuação da COSERN, os limites são os seguintes: (i) nenhum agente de distribuição de energia elétrica pode deterparticipação superior a 20% (vinte por cento) do mercado de distribuição nacional; e (ii) nenhum agente de distribuiçãoque atue no sistema interligado das regiões Norte e Nordeste poderá deter participação superior a 35% do mercado dedistribuição desse sistema.A Resolução nº 94/98 também prevê que esses limites poderão ser ultrapassados caso os agentes de distribuição participem emprocessos de privatização. Nessa hipótese, porém, o adquirente deverá firmar compromisso firme com o Poder Concedentecom o objetivo de enquadrar-se nos referidos limites no prazo máximo de vinte e quatro meses a partir da assinatura do contratode concessão. Findo este prazo, a União leiloará as ações que excedam os limites estabelecidos, cabendo à concessionáriaindenização correspondente a 90% do valor líquido obtido no leilão, abatido das respectivas despesas.A COSERN é uma empresa controlada da COELBA. Esta, por sua vez, é concessionária de distribuição de energia elétricano Estado da Bahia.O consórcio liderado pela IBERDROLA, uma das acionistas controladoras da COSERN, em leilão realizado em 17 defevereiro de 2000, na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, adquiriu as ações que concedem o controle da Companhia deEletricidade de Pernambuco - CELPE, concessionária de distribuição de energia elétrica no Estado de Pernambuco. Comessa aquisição, as três concessionárias juntas (COELBA, COSERN e CELPE) detêm aproximadamente 33,5% do mercadode distribuição de energia elétrica na região Norte e Nordeste, estando ainda enquadradas no limite permitido pelaResolução nº 94/98.Consumidores LivresA Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, alterada pela Lei nº 9.648/98, aboliu parcialmente a exclusividade do fornecimentode energia elétrica de que gozavam as concessionárias dentro das respectivas áreas de concessão. O seu artigo 15 prevêetapas nesse processo de implementação do modelo concorrencial. A partir da edição da Lei consumidor com demandacontratada igual ou maior que 10 MW, atendido em tensão igual ou superior a 69 kV, pode optar por contratar seufornecimento, no todo ou em parte, com produtor independente de energia elétrica; a partir de 08 de Julho de 1998, taisconsumidores puderam estender sua opção de compra a qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energiaelétrica do sistema interligado; a partir de 08 de Julho de 2000, os consumidores com demanda contratada igual ou superiora 3 MW, atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV, podem optar por comprar energia elétrica de qualquerconcessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do mesmo sistema interligado; com a publicação daResolução ANEEL 264, de 13 de agosto de 1998, os consumidores ligados a partir de 08 de julho de 1995, com demandacontratada igual ou superior a 3 MW, atendidos em qualquer tensão, já nascem potencialmente livres e os consumidorescuja unidade consumidora e demanda contratada totalize, em qualquer segmento horo-sazonal, no mínimo 500 kW,atendidos em qualquer tensão, podem optar pela compra a PCH’s (Pequenas Centrais Hidrelétricas).407

19.05 - OPERAÇÕES COM EMPRESAS RELACIONADASControlada/Coligada:COMP ENERG DO RIO GRANDE DO NORTE-COSERN19.09 - CARACTERÍSTICAS DO SETOR DE ATUAÇÃOControlada/Coligada :COMP ENERG DO RIO GRANDE DO NORTE-COSERNPANORAMA GERALDe acordo com o artigo 21, inciso II, alínea b, da Constituição Federal, a exploração dos serviços de energia elétrica estáa cargo da União, que poderá exercê-la de forma direta ou mediante autorização, concessão ou permissão. Os potenciaisde energia hidráulica, por seu turno, dada a sua importância para o desenvolvimento econômico do País, são de propriedadeexclusiva da União, como estabelece o Artigo 20, inciso VII, da Constituição Federal.Ao optar pela exploração indireta de serviços de energia elétrica, a União impõe as seguintes obrigações àsconcessionárias: (i) montagem, manutenção e desenvolvimento do serviço; e (ii) cumprimento das exigências defiscalização, instituídas pela ANEEL, abrangendo aspectos técnicos, contábeis e financeiros.Essas obrigações decorrem da Lei 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, do princípio constitucional que obriga aconcessionária a manter serviços adequados, melhorá-los e expandi-los, sendo-lhe assegurado, em contrapartida, oequilíbrio econômico e financeiro do seu investimento, através da fixação de tarifas, revistas periodicamente.Estrutura do Setor ElétricoNos últimos anos, o setor elétrico brasileiro tem passado por uma reestruturação substancial, acompanhando a tendênciamundial de desverticalização das atividades empreendidas, caracterizada pela separação das atividades de geração,transmissão e distribuição em pessoas jurídicas diferentes. Além disso, o novo modelo foi formatado de modo a permitirque as empresas do setor elétrico sejam administradas por entidades privadas que possam concorrer entre si.Para dar forma a essa reestruturação foram criados: (i) o sistema de livre negociação de energia elétrica entre agentes dosetor elétrico; (ii) a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL; (iii) o Mercado Atacadista de Energia – MAE;e (iv) o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS .Em função do que ocorreu em 2001 e 2002 e da insegurança que gerou no setor elétrico, principalmente relativo aoplanejamento, o Governo Federal através do Ministério de Minas editou às Medidas Provisórias nº 144 e 145, de 10 dedezembro de 2003, juntamente com o Novo Modelo Institucional do Setor Elétrico, de 11 de dezembro de 2003, onde crianovos agentes, quais sejam:(i) Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE: instituído no âmbito do MME, com função de avaliarpermanentemente a segurança de suprimento;(ii) Empresa de Pesquisa Energética - EPE: instituição técnica especializada, com o objetivo principal de desenvolver osestudos necessários ao exercício, pelo MME, da função de efetuar o planejamento energético; e(iii) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE: instituição que sucederá ao Mercado Atacadista de Energia- MAE, incorporando as estruturas organizacionais relevantes, em particular a contabilização e a liquidação de diferençascontratuais no curto prazo, além de assumir o papel de administrar os contratos de compra de energia para atendimento aosconsumidores regulados.Foram feitas também algumas alterações e reforços no papel de alguns dos agentes intitucionais existentes, destacando-sea atribuição do exercício do Poder Concedente ao MME e a ampliação da autonomia do ONS, que passa a ter uma diretoriacom mandato fixo e não coincidente, semelhante ao das agências reguladoras.O novo modelo proposto tem como objetivos principais a modicidade tarifária, a segurança do suprimento, a estabilidadedo marco regulatório e a inserção social no setor elétrico.Nos termos do Contrato de Concessão de Distribuição nº 08/98 – ANEEL, de 31/12/97, a COSERN detém o direito deexploração do Serviço Público de Distribuição de Energia, do Estado do Rio Grande do Norte, por um prazo de 30 (trinta)anos, passível de ser prorrogado por igual período, a critério exclusivo do Poder Concedente.408

TarifasAs tarifas são cobradas pela COSERN com base nos seguintes fatores: (i) classificação do consumidor em relação aosgrupos 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: (i) o sistema tarifário horário sazonal, e(ii) o sistema tarifário convencional.O sistema horo-sazonal é aplicável somente aos consumidores do grupo A (aqueles cuja tensão demandada seja superior a13,8 kV). Os consumidores desse grupo pagam, de acordo com esse sistema: (i) pela potência contratada e efetivamenteconsumida, e (ii) pela quantidade de energia efetivamente consumida. O valor da tarifa é calculado com base no horário(de ponta ou fora de ponta) e nos meses (áridos ou chuvosos) de fornecimento.O sistema tarifário convencional é aplicável a todos os consumidores do Grupo B e aos consumidores do Grupo A que nãooptarem pelo sistema horo-sazonal, sendo calculado sobre a energia efetivamente consumida, sem considerar horário ousazonalidade. Em relação a estes consumidores do Grupo A, é aplicado um adicional à tarifa convencional em função domaior dos valores obtidos entre a demanda máxima registrada ou a contratada.As tarifas estão sujeitas aos seguintes procedimentos de reajuste e revisão: (i) reajuste anual, com base em uma fórmulaque visa a (a) compensar variações nos custos da COSERN representados pela cota da Reserva Global de Reversão - RGR,pelas cotas da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, pela Conta de Desenvolvimento Energético-CDE, contribuiçãoao Operador Nacional do Sistema-ONS, uso da Rede Básica, pela Taxa de Fiscalização de Serviço de Energia Elétrica –TFSEE, encargos de conexão e pela compra de energia elétrica para revenda, e (b) atualizar a parte das tarifas que nãocorresponda àqueles custos (excluídos o ICMS) por índice de inflação (o IGP-M ou índice que o substitua); (ii) revisãoextraordinária, que pode ser solicitada pela COSERN a qualquer tempo, caso ocorram alterações significativas nos seuscustos (incluindo alterações devidas a mudanças nas tarifas de compra de energia, a mudanças nos encargos de acesso aossistemas de transmissão e distribuição, ou à criação, alteração ou extinção de tributos, exceto o imposto sobre a renda), demodo a restaurar o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão; e (iii) revisão periódica, que deve ter lugarum ano após o quinto reajuste anual concedido em abril de 2003 e, depois disto, a cada cinco anos, para que o PoderConcedente possa rever as tarifas, para mais ou para menos, considerando eventuais alterações na estrutura de custos e demercado da COSERN, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional e anecessidade de promover a eficiência e a modicidade das tarifas. Adicionalmente se determina o Fator X de forma acontemplar mudanças na produtividade não associadas a gestão da Empresa durante o período tarifário posterior a revisão.O Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE.O Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE é um mercado livre de energia cuja área de abrangência são os sistemasinterligados e do qual devem participar, obrigatoriamente, (i) geradores com capacidade instalada igual ou superior a50MW, (ii) concessionários, permissionários ou autorizados que exerçam a atividade de comercialização de energia elétricae cujo volume comercializado seja igual ou superior a 300 GWh/ano e (iii) importadores ou exportadores de energiaelétrica com carga igual ou superior a 50 MW. Facultativamente, podem participar do MAE os geradores e agentes decomercialização de energia que não atinjam valores inferiores aos acima referidos, assim como Consumidores Livres.A faculdade de participar do MAE é reservada ainda aos Autoprodutores de energia elétrica e cogeradores, cujas centraisgeradoras tenham capacidade instalada igual ou superior a 50 MW, desde que suas instalações, estejam diretamenteconectadas às instalações de consumo.Os direitos, obrigações e as condições para ingresso e exclusão de seus membros, as condições de sua administração egestão econômico-financeira, as suas regras comerciais e outros aspectos do MAE são regulados pelo Acordo de Mercado,instrumento homologado pela ANEEL através da Resolução nº 18, de 28 de janeiro de 1999 e firmado por todos osparticipantes.Através do MAE são celebrados contratos de compra e venda de energia elétrica no sistema interligado entre participantes,sob preços, volumes e prazos livremente negociados (“Contratos Bilaterais”). O MAE possui também um segmento demercado para negociação de montantes de energia que não forem objeto de Contratos Bilaterais e de eventuais sobrasdaqueles Contratos. Neste sistema (“Mercado de Curto Prazo”), os preços são fixados segundo as regras do Acordo deMercado e da ANEEL. No entanto, nos termos do art. 1º da Resolução nº 091, de 27 de fevereiro de 2003, da ANEEL, domontante de energia comercializado por participantes do MAE, com consumidores finais, pelo menos 95% deverá tergarantia física de energia produzida por usinas próprias ou garantia por contratos de compra de energia com prazo eduração igual ou superior a 6 (seis) meses em qualquer submercado.409

No novo modelo proposto o MAE será substituído pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. A CCEEabsorverá as funções atuais e incorporará todas as estruturas organizacionais e operacionais do MAE. A estrutura degovernança tambem será semelhante à do MAE. A principal diferença é que o Presidente do Consellho de Administraçãoserá indicado pelo MME, que passará a ter poder de veto nas deliberações que conflitarem com as políticas ou as diretrizesdo Governo. A CCEE apurará a tarifa de suprimento para os distribuidores a ser considerada pela ANEEL na formação dastarifas de fornecimento aos consumidores regulados.O Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.O Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS foi criado pela Lei nº 9.648/98 e regulamentado pelo Decreto 2.655/98.Entre outras atribuições, compete ao ONS: (i) o planejamento e a programação da operação e o despacho centralizado dageração, com vistas à otimização dos sistemas eletroenergéticos interligados, (ii) a supervisão e coordenação dos centrosde operação de sistemas elétricos, (iii) a supervisão e controle da operação dos sistemas eletroenergéticos nacionaisinterligados e das interligações internacionais, (iv) a contratação e administração de serviços de transmissão de energiaelétrica e respectivas condições de acesso e (v) a definição de regras para a operação das instalações de transmissão da redebásica dos sistemas elétricos interligados, sujeitas à aprovação da ANEEL. Integram ainda as atribuições do ONS as novasfunções relativas à administração do transporte de energia, incluindo a definição das regras de operação da rede básica detransmissão, que devem assegurar o livre acesso à rede, a contabilização e cobrança dos encargos de transmissão e serviçosancilares, e a definição das ampliações e reforços necessários na rede básica.Em 1º de março de 1999, com a Resolução 351/98 da ANEEL, o ONS efetivamente assumiu as funções de supervisão econtrole da operação da Rede Básica, envolvendo a pré-operação, a operação em tempo real e a pós-operação. Nessa data,foram transferidos para o ONS o Centro Nacional de Operação dos Sistemas e os centros de operação das supridorasregionais do Sistema Eletrobrás. Para o perfeito cumprimento dessa função, o ONS passou a contratar os serviços decentros de operação de outras empresas.O Governo Federal, através da Medida Provisória nº 1.819, de 31 de março de 1999, dilatou o período de transição de novemeses previsto na Lei nº 9.648/98 para até 26 de março de 2000, de modo que as funções de planejamento e programaçãoeletroenergética continuaram, até esta data, a ser desempenhadas pelo Grupo Coordenador da Operação Interligada- GCOI.O ONS é pessoa jurídica de direito privado constituída sob a forma de associação civil e possuindo os órgãos de umasociedade anônima, quais sejam, Assembléia Geral, Conselho de Administração, Diretoria e Conselho Fiscal. Além dessesórgãos típicos da sociedade anônima, o ONS possui também um Comitê de Arbitragem para solucionar os litígios em suaárea de atuação e um Comitê de Auditoria para assegurar a adequação dos controles internos.O ONS possui membros associados e membros participantes. São membros associados os agentes de geração com usinasdespachadas centralizadamente, os agentes de transmissão com instalações na rede básica, os agentes de importação comautorização para implantação de sistemas de transmissão para a importação de energia, os agentes de exportação comautorização para implantação de sistemas de transmissão para a exportação de energia, os agentes de distribuição quedistribuam através de suas instalações montante de energia superior a 300 GWh/ano e os Consumidores Livres conectadosda rede básica e optantes da participação. Os membros associados possuem direito a voto e estão divididos em trêscategorias, quais sejam, consumo, transporte e produção, contando as categorias consumo e produção com o triplo donúmero de votos atribuído à categoria transporte.São membros participantes, sem direito a voto, o representante do Poder Concedente, através do Ministério de Minas eEnergia, e o representante dos Conselhos de Consumidores. O representante do Poder Concedente possui direito de vetoem relação às deliberações que conflitem com as diretrizes e as políticas governamentais para o setor de energia elétrica.Em 10 de dezembro de 2003, foi editada a Medida Provisória nº 144 que altera os artigos 13 e 14 da Lei 9648/98. Relativoao artigo 13 da Lei 9648/98, o ONS passará a executar os serviços mediante autorização do Poder Concedente Ministériode Minas e Energia - MME, sendo fiscalizado e regulado pela ANEEL. Constituirão atribuições do ONS: propor ao Poderconcedente as ampliações das instalações da rede básica, bem com os reforços dos sistemas existentes, a seremconsiderados no planejamento da expansão dos sistemas de transmissão e propor regras para a operação das instalações detransmissão de rede básica do SIN, a serem aprovadas pela ANEEL. O artigo 14, parágrafo 1º, teve como principalalteração a formação da direção do ONS, que passa a ser dirigida por um Diretor-Geral e quatro Diretores, em regime decolegiado, sendo três indicados pelo Poder Concedente, incluindo o Diretor-Geral, e dois pelos agentes, com mandatos dequatro anos não coincidentes, permitida uma única recondução.410

19.09 - CARACTERÍSTICAS DO SETOR DE ATUAÇÃOControlada/Coligada :GARTER PROPERTIES INCA Garter Properties Inc., “off shore”, foi constituída com o objetivo de viabilizar a captação de recursos no exterior parafazer frente a aquisição do investimento na COSERN.19.01 - POSICIONAMENTO NO PROCESSO COMPETITIVOControlada/Coligada :ITAPEBI GERAÇÃO DE ENERGIA S/AA Indústria Brasileira de Energia ElétricaO Sistema Elétrico Brasileiro é constituído de dois grandes sistemas interligados: o primeiro atendendo as regiões Sul,Sudeste e Centro-Oeste e, o segundo, as regiões Norte e Nordeste, além de vários sistemas isolados menores ao norte eoeste do País. Os dois grandes sistemas - que juntos respondem por 98% da capacidade no Brasil - são interligados poruma rede de transmissão de alta voltagem com capacidade de 1.000 MW.Os abundantes recursos hídricos do Brasil são administrados por meio de reservatórios de armazenamento. Estima-se queo Brasil apresente potencial de geração de energia hidrelétrica de 200.000 MW, dos quais foram desenvolvidosaproximadamente 31%.A tabela abaixo contém dados divulgados pelo Sistema de Informações Empresariais do Setor de Energia Elétrica – SIESErelativos à capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil, dividida em capacidade de geração hidrelétrica etermelétrica em MW:Ano Hidrelétrica Termelétrica2001 62.044 10.5552000 59.853 7.8601999 58.078 5.7381998 55.858 5.4671997 53.994 5.1661996 52.434 4.7641995 50.571 4.8081994 49.308 4.8081993 47.951 4.7621992 47.037 4.6611991 45.943 4.764O Brasil possui uma capacidade instalada de 75.442 MW, sendo que, aproximadamente, 90% advém de aproveitamentoshidroelétricos. Essa capacidade instalada inclui 50% da capacidade de Itaipu, a maior usina hidrelétrica em operação nomundo, pertencente aos governos do Brasil e Paraguai, com 12.600 MW de capacidade. O MME aprovou o Plano Decenalde Expansão (2000-2009) (“PDE”). A capacidade instalada do Brasil está projetada, segundo o PDE, para aumentar de75.442 MW para 107.200 MW até 2009, sendo 25% equivalente a energia termelétrica e 75% de energia hidrelétrica.O PDE prevê, ainda, que até 2009 as linhas de transmissão totalizarão 233.100 km. Este esforço demandará, incluindotransmissão e geração, nos primeiros 5 anos, investimentos totais equivalentes a R$ 8 bilhões por ano.Dessa forma, considerando-se o potencial de capacidade instalada do Aproveitamento Hidroelétrico de Itapebi de 450 MW,este representa 0,00725% do total de 62.044 MW de capacidade instalada de geração de energia hidroelétrica e 0,00596%do total de 75.442 MW de capacidade instalada no Brasil.Oferta e Demanda de EletricidadeEntre 1986 e 2001, o consumo de eletricidade no Brasil cresceu aproximadamente 3,1% ao ano (de 179,5 TWh para 283,8TWh), o número de consumidores aumentou aproximadamente 4,6% ao ano (de 298 milhões a 582 milhões) e a capacidadeinstalada total aumentou em mais de 3,8% ao ano (de 40.257 MW para 70.121 MW entre 1986 a 2001).411

Em 2001, o consumo de energia elétrica no Brasil foi de 283,8 TWh. O consumo faturado de energia elétrica pelasconcessionárias aos consumidores finais no ano 2001 apresentou queda de 7,7% no ano, devido principalmente aoracionamento de energia elétrica que começou a partir de junho de 2001. Esse resultado indica a maior redução do consumonos 50 anos. A queda do consumo foi liderada pelo segmento residencial seguido pelo comercial. O desempenho do setorresidencial se reproduz, de uma forma geral, em todas as regiões e subsistemas, com exceção do subsistema NorteInterligado, onde o peso das cargas de alumínio leva o setor industrial a puxar a redução do consumo. Entre as regiões, aqueda no consumo foi mais forte no Sudeste. Por subsistemas, pela primeira vez, a contração do consumo foi ligeiramentemaior no Norte Interligado do que no Sudeste/Centro-Oeste. A tabela a seguir apresenta o crescimento do consumo deeletricidade, população e taxa de crescimento do PIB do Brasil, entre 1986 e 2001:Energia Elétrica PIB PopulaçãoAno Consumo - GWh (1) Tx. de Cresc - %aa Tx de Cresc - %aa (2) Em milhão de hab.(3)2001 283,8 -7,7 1,51 170,12000 307,5 5,0 4,5 169,81999 292,7 1,8 0,8 165,41998 287,5 3,9 -0,1 163,01997 276,8 6,7 3,6 160,71996 259,3 4,3 2,7 158,41995 248,7 7,4 4,2 156,11994 231,6 2,4 5,9 153,81993 226,2 4,0 4,9 151,51992 217,4 1,8 -0,5 149,31991 213,5 4,4 1,0 146,81990 204,4 2,0 -4,3 144,11989 200,5 4,5 3,2 141,31988 191,8 5,8 -0,1 138,71987 181,3 1,0 3,5 136,0(1) Inclui tarifas especiais(2) IBGE(3) AEB - IBGE – 1999Entre 1986 e 2001, o consumo de eletricidade no Brasil, em regra, cresceu a uma taxa mais rápida do que o PIB do País,com exceção de 1993, 1994 e 2001 anos nos quais determinados setores industriais baixaram sua produção.Mesmo em anos nos quais o PIB apresentou crescimento negativo, o consumo de eletricidade aumentou, com exceção de2001. O crescimento do consumo de eletricidade total teve média de 7,4% ao ano entre 1970 e 2000. De acordo com orelatório 2001 – 2010 do Comitê Coordenador de Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos – CCPE, a taxa decrescimento do consumo brasileiro deverá atingir 5,2% ao ano nesse período de 10 anos. A tabela a seguir ilustra acomposição prevista da taxa de crescimento de consumo por região:Taxa de Crescimento de Consumo (ao ano)Período Norte Norte Nordeste Sudeste e SulIsolada Integrada Integrada Centro-Oeste Integrada Integrada2000 – 2005 8,7 5,0 3,2 2,8 2,82005 – 2010 10,7 11,9 8,7 6,6 7,12000 – 2010 9,7 8,4 5,9 4,7 6,5Fonte: CTEM/CCPE/MME19.09 - CARACTERÍSTICAS DO SETOR DE ATUAÇÃOControlada/Coligada :ITAPEBI GERAÇÃO DE ENERGIA S/ARegulação e Reestruturação do Setor ElétricoO Governo Federal realizou uma ampla reforma no Setor Elétrico Brasileiro. Em termos genéricos, essas medidas visaramdelegar autoridade regulatória a agências independentes, aumentando o papel de empresas privadas na geração edistribuição de eletricidade e a concorrência no setor. Esses acontecimentos acarretaram profundas mudanças no cenárionormativo e concorrencial das atividades da Emissora.412

A primeira alteração relevante para o início do processo de privatização do setor ocorreu em 1995, com a EmendaConstitucional nº 6, permitindo à União a outorga de autorização ou concessão para a exploração dos potenciais de energiahidráulica para empresas brasileiras ou empresas constituídas sob as leis brasileiras, possuindo sede e administração noBrasil, inclusive privadas.Ainda em 1995, duas leis federais foram promulgadas, concretizando a política do Governo Federal de executar areestruturação econômica do setor público e iniciando uma reforma no sistema de normas que regulamentava o setor deenergia elétrica no Brasil:• Lei de Concessões (Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995); e• Lei do Setor Elétrico (Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995).A Lei de Concessões dispõe sobre o regime de concessão e permissão de serviços públicos, regulando, dentre outrosassuntos:• direitos e obrigações das concessionárias, do poder concedente e dos usuários;• política tarifária;• licitação e contratos de concessão; e• intervenção do Poder Concedente.A Lei do Setor Elétrico introduziu na Legislação Brasileira o conceito de Produtor Independente de Energia Elétrica - PIEe de Autoprodutor, conforme explicado abaixo.Como parte da política do Governo Federal de viabilizar investimentos privados, reduzir seu papel no Setor ElétricoBrasileiro e aumentar o nível de concorrência no setor, um novo sistema regulatório começou a ser desenvolvido. Osobjetivos do novo sistema incluem:• separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia;• criação do MAE, incluindo contratos de fornecimento de energia bilaterais de longo prazo e mercado à vista de curtoprazo fundado, em última instância, no custo de geração marginal;• instituição do ONS para assegurar despacho e acesso otimizado a redes de transmissão;• imposição de restrições de concentração de mercado à exploração das atividades de geração e distribuição; e• suporte financeiro do BNDES a novos projetos de geração.Agência Nacional de Energia ElétricaEm 26 de dezembro de 1996, através da Lei nº 9.427, foi constituída a ANEEL, uma autarquia especial vinculada ao MME,com as seguintes responsabilidades:• outorgar concessão, permissão e autorização para a exploração de serviços de energia elétrica e aproveitamento depotencial hidrelétrico, incluindo a geração, transmissão e distribuição de energia elétrica;• analisar reajustes tarifários;• supervisionar e fiscalizar as atividades das concessionárias de energia elétrica;• editar regulamentos para o setor elétrico;• planejar, coordenar e desenvolver estudos sobre recursos hídricos; e• autorizar, regular e fiscalizar o novo MAE.413

Conselho Nacional de Política EnergéticaEm 1997, foi criado o Conselho Nacional de Política Energética (“CNPE”) como órgão de assessoramento ao Presidenteda República, presidido pelo Ministro de Minas e Energia, para a formulação de políticas e medidas destinadas a:• promover o aproveitamento racional das fontes de energia brasileiras;• assegurar o suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas do país; e• estabelecer diretrizes para regular o uso de gás natural, álcool, carvão e energia termonuclear.Mercado Atacadista de EnergiaO MAE, criado em 1998, substituiu o sistema anterior de preços regulamentados de geração e contratos renováveis desuprimento. Criou um sistema no qual preços e volumes contratados são livremente negociados pelos agentes, dentro deum mercado competitivo, e as diferenças entre necessidades e recursos contratuais são liquidados ao preço de mercado àvista definido pelo MAE. Em fevereiro de 2002, o MAE foi reestruturado e deixou de ser uma entidade auto-regulamentadapelos agentes do mercado energético e passou a submeter-se à autorização, regulamentação e fiscalização da ANEEL.Em março de 2002, a ANEEL estabeleceu regras comerciais e critérios de distribuição de custos de funcionamento do MAEatravés da Convenção de Mercado. A Convenção de Mercado é um contrato padrão a ser firmado pelos agentescompulsórios ou simplesmente por interessados qualificados a participar do MAE.Os agentes compulsórios que participam do MAE são os seguintes:• titulares de concessão ou autorização para exploração dos serviços de geração com capacidade instalada igual ousuperior a 50 MW;• titulares de concessão, permissão ou autorização para exploração dos serviços de comercialização cujo montante sejaigual ou superior a 300 GWh/ano; e• titulares de autorização para importação ou exportação de energia elétrica em quantidade igual ou superior a 50 MW.Outros titulares de concessão, permissão ou autorização, conforme o caso, para exploração dos serviços de geração,comercialização e importação/exportação, além dos Consumidores Livres, têm a opção de participar no MAE medianteadesão à Convenção de Mercado.É facultada, também, a participação de titulares de autorização para autoprodução e co-geração que possuam centralgeradora com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW, desde que suas instalações de geração sejam diretamenteconectadas às suas instalações de consumo e não sejam despachadas centralizadamente pelo ONS, por não terem influênciasignificativa no processo de otimização energética dos sistemas elétricos interligados.Uma das importantes Regras de Mercado é o Mecanismo de Realocação de Energia (“MRE”). O MRE é um mecanismocontábil (não envolve trocas físicas de energia) de compartilhamento de riscos hidrológicos, que está associado àotimização do sistema hidrotérmico realizada através de um despacho centralizado. O MRE realoca entre suas usinas ototal de energia gerada com base na energia assegurada de cada unidade através de um processo comercial decompartilhamento dos riscos hidrológicos com as demais usinas hidro e térmicas no Sistema Interligado.Recentemente, foi estabelecido que o MAE abrangerá também a parcela de cada empresa, na proporção da respectivaquota, da energia vinculada à potência contratada com a Itaipu Binacional.414

Operador Nacional do SistemaO ONS foi criado para coordenar e controlar a operação de geração e transmissão de energia elétrica nos sistemasinterligados, estando sujeito à fiscalização da ANEEL.As atribuições do ONS incluem, dentre outras:• planejamento e programação da operação e o despacho centralizado da geração de energia elétrica para otimizar o usodos sistemas eletroenergéticos e interligados;• supervisão e coordenação de centros de operação de sistemas elétricos;• supervisão, organização e controle da operação dos sistemas eletroenergéticos nacionais interligados e dasinterligações internacionais;• contratação e administração de serviços de transmissão;• apresentação à ANEEL de recomendações de ampliação das instalações da rede básica de transmissão, bem como osreforços dos sistemas existentes a serem licitados ou autorizados;• definição de regras para a operação das instalações de transmissão básica dos sistemas de energia elétrica interligados,sujeitos à aprovação da ANEEL;• garantia de acesso a todos os agentes do setor à rede de transmissão de maneira não discriminatória;• contribuição para a expansão dos sistemas de eletricidade a baixos custos com vista à melhoria das condiçõesoperacionais no futuro.Contratos IniciaisDurante o período de transição (1998-2005), que permitirá a introdução gradual da competição no setor, a aquisição e avenda de energia já comercializada quando da reestruturação do setor está sendo realizada através de contratos iniciais(“Contratos Iniciais”) de fornecimento de energia elétrica, que especificaram preços e quantidades de energia e de demandade potência e substituíram o sistema anterior de contratos de suprimento. O propósito destes contratos é proteger as partescontra exposição ao risco de preços potencialmente voláteis no MAE. De acordo com a Resolução ANEEL nº 249/98, 85%do mercado cativo das distribuidoras tem que estar contratado por meio de contratos bilaterais de longo-prazo (superioresa dois anos). O Governo Federal tem proposto a elevação desse percentual para 95%.Os Contratos Iniciais foram homologados pela ANEEL, em agosto de 1998, para as empresas localizadas na região Sul, eem dezembro de 1998, para as empresas localizadas nas regiões Norte/Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste do Brasil. Foramestabelecidas quantidades de energia e de demanda de potência para 1999 a 2002.Durante o período de 2003 a 2005, as quantidades de energia e de demanda de potência dos Contratos Iniciais deverão serreduzidas a uma taxa anual de 25% da quantidade referente ao ano de 2002. A partir de 2003, as empresas estariam,portanto, livres para negociar novos contratos de fornecimento de energia elétrica a preços de mercado para substituir asquantidades não contratadas.Porém, a GCE, para assegurar a competição equilibrada entre geradores públicos e privados e criar um mecanismo paraatenuar o impacto da liberação dos Contratos Iniciais nas tarifas ao consumidor, decidiu regulamentar a forma em que sedará essa comercialização da energia liberada. As empresas geradoras de propriedade federal e estadual promoverão leilõespúblicos regulados pela ANEEL de contratos de suprimento de energia, correspondentes à energia que seráprogressivamente liberada com a redução dos Contratos Iniciais e à energia não contratada que já tenha entrado ou queentrará no sistema. Prevê-se um preço mínimo para os leilões que corresponderá à tarifa destes contratos, para a energiaque foi liberada.Tal decisão foi veiculada através de nota oficial, estando ainda pendente de implementação. A energia que não for contratadasob o sistema dos Contratos Iniciais (inclusive a energia de novas fontes geradoras) e a energia excedente poderão serdiretamente negociadas no mercado de curto prazo, através de Contratos Bilaterais ou através do MAE. Durante este períodode transição, a ANEEL também será responsável pela regulamentação das tarifas dos Contratos Iniciais.415

Comercialização de EnergiaVisando ao desenvolvimento da competição em relação à comercialização de energia e a participação da iniciativa privadano setor elétrico, a nova regulamentação introduziu o conceito de Agente de Comercialização de compra e venda de energiaelétrica no âmbito do MAE, (“Agentes de Comercialização”) podem ser:• concessionárias de geração desejando vender energia diretamente a seus consumidores finais;• concessionárias de distribuição e de comercialização atuando fora de suas áreas de concessão;• agentes de comercialização independentes.• detentores de autorização para importar e exportar energia; e• produtores independentes.O primeiro Agente de Comercialização do setor privado foi autorizado pela ANEEL em novembro de 1998 e atualmente,vários outros já se encontram autorizados pela ANEEL para operar no país.Anexo VO Anexo V aos Contratos Iniciais tem como objetivo reduzir as quantidades de energia objeto do Contrato Inicial, no casode situação hidrológica crítica e conseqüente elevação do preço no mercado, de forma a proteger, parcialmente, osgeradores da recompra contratual ao preço de mercado praticado no MAE.A redução somente será realizada se forem satisfeitas, simultaneamente, as seguintes condições:• preço MAE maior que o preço imite MAE (R$ 150 MWh em agosto de 1998, reajustado pelo IGPM);• volume contratado pela geradora sob Contratos Iniciais maior que a energia alocada a tal geradora de acordo com oMRE; e• a condição anterior não decorra de indisponibilidade técnica das unidades geradoras.A Lei nº 10.438/02 estabelece que parcela das despesas com a compra de energia no MAE realizada até dezembro de 2002decorrentes da redução da geração de energia nas usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia econsideradas nos contratos iniciais será repassada aos consumidores, com exceção de consumidores residenciais de baixarenda ou com consumo mensal inferior a 350 kWh e de consumidores rurais com consumo mensal inferior a 700 kWh.Comitê de Revitalização do Modelo do Setor ElétricoComo não foram atingidos os objetivos do novo modelo energético brasileiro, a GCE, em junho de 2001, instalou o Comitêde Revitalização do Modelo do Setor Elétrico (“Comitê”) com a missão de corrigir disfuncionalidades e proporaperfeiçoamentos para o modelo do setor elétrico brasileiro, preservando concomitantemente três princípios básicos:• competição na geração e comercialização da energia;• investimento privado; e• qualidade dos serviços.Em 9 de janeiro de 2002, o Comitê emitiu seu relatório de progresso nº 1 (“Primeiro Relatório”) propondo um pacote dedezoito medidas para reestruturar o modelo institucional e regulatório do mercado brasileiro de energia elétrica. Estasmedidas foram divididas em dois grupos: oito seriam implementadas imediatamente e as dez restantes seriam submetidasà consulta pública.416

As oito medidas propostas no Primeiro Relatório para implementação imediata são as seguintes:Medida nº 1Medida nº 2Medida nº 3Medida nº 4Medida nº 5Medida nº 6Medida nº 7Medida nº 8Aperfeiçoamento do processo de despacho e formação de preço, visando substituir o valor de custo dedéficit por valores atualizados crescentes com sua profundidade e introduzir uma “curva de segurança”refletindo a aversão de agentes e consumidores ao risco hidrológico, para que seja baseado em cenáriosmais realistas de oferta e demanda e reflita melhor o custo do déficit de energia para a sociedade. Nestesentido, a Resolução da ANEEL nº 109, de 24 de janeiro de 2002, estabelece diretrizes e critérios parao cálculo do custo marginal de operação e despacho de geração termelétrica.Substituição do atual sistema de despacho e de cálculo do preço do MAE baseado em custo marginal,por um sistema baseado em oferta de preços, mantendo o MRE e a otimização do despacho.Regulamentação da venda da “energia velha”, que é a energia contratada através dos Contratos Iniciaiscelebrados pelas geradoras estatais e que deveriam ser gradualmente extintos a partir de 2003. Apesardesta medida ter sido proposta como de imediata implementação, o Primeiro Relatório conclui que omecanismo de aplicação deverá ser submetido à consulta pública. Foi veiculada uma nota oficialesclarecendo que as empresas geradoras de propriedade federal e estadual promoverão leilões públicosregulados pela ANEEL de contratos de suprimento de energia correspondentes à energia que seráprogressivamente liberada com a redução dos contratos iniciais. Prevê-se um preço mínimo para osleilões que corresponderá à tarifa destes contratos. Tal decisão carece ainda de implementação.Diversificação das fontes de energia, criando incentivos através de financiamento de programas defontes alternativas.Atribuição às concessionárias de distribuição da responsabilidade pelo aumento da cobertura territorialdo serviço de energia elétrica no Brasil e a criação de mecanismos para sua viabilização econômica,seja através de provisão orçamentária específica ou com repasse para as tarifas.Atribuição à ANEEL da responsabilidade de regulamentar o MAE e criação de uma nova empresa queterá as atribuições do MAE e da ASMAE.Completa desverticalização do setor, separando as atividades de geração, transmissão, distribuição ecomercialização de energia, para permitir a competição efetiva.Reorganização institucional do MME.As outras dez medidas propostas no Primeiro Relatório para implementação após consulta pública são as seguintes:Medida nº 9Medida nº 10Medida nº 11Medida nº 12Medida nº 13Medida nº 14Revisão da metodologia de cálculo de tarifas de transmissão de modo a refletir de maneira maisadequada as diferentes características e restrições operacionais do sistema elétrico.Alteração da governança do ONS, atribuindo a competência por decisões técnicas exclusivamente àDiretoria para reduzir o grau de influência dos agentes do mercado.Revisão dos valores de energia assegurada atribuída às usinas hidrelétricas. O montante de energiaassegurada é a capacidade que o sistema elétrico centralizado, através do MRE, garante a cada usinahidrelétrica. O Primeiro Relatório considerou que alguns montantes de energia assegurada podem tersido superestimados.Aumento da exigência mínima de contratação bilateral de longo prazo com relação à distribuição, dosatuais 85% para possíveis 95% do mercado cativo (tipicamente residências e pequenos consumidoresque não podem escolher entre fornecedores de energia).Contratação de geração de reserva com geradoras termelétricas para funcionar como um seguro contracortes de energia. Os custos seriam alocados aos consumidores.Mudança no mecanismo aplicável ao VN, que poderia variar com a região geográfica e com o horáriodo dia, ao invés de variar conforme o tipo de fonte de energia (hidrelétrica, gás, carvão etc.). O VN éum valor estabelecido pela ANEEL como o limite máximo de repasse do aumento do custo da energiapela distribuidora aos seus consumidores.417

Medida nº 15Medida nº 16Medida nº 17Medida nº 18Subsídio de parte das despesas correspondentes ao transporte do gás através do Gasbol,exclusivamente no fornecimento para as termelétricas à gás incluídas no PPT. Esses subsídiosreduziriam o custo do gás pago por tais usinas para 2 US$/MMBTU e resultaria numa redução do VNcorrespondente de 39 US$/MWh para 32 US$/MWh.Aumento do espectro dos chamados “consumidores livres”. Tais consumidores são aqueles com umdeterminado nível de demanda e voltagem que têm direito a comprar energia de qualquer distribuidor,ao contrário dos “consumidores cativos”, que têm necessariamente que adquirir energia dadistribuidora local.Eliminação dos subsídios cruzados atualmente existentes nas tarifas, de modo a garantir que tais tarifasreflitam os custos reais de fornecimento a cada categoria de consumidores.Aumento das restrições à participação cruzada entre empresas de energia e à auto-contratação.Em 1º de fevereiro de 2002, o Comitê publicou um segundo relatório de progresso, contendo quinze propostas adicionais,a maioria das quais se destinou a implementar aquelas apresentadas no Primeiro Relatório. Tais propostas têm naturezagenérica e, conforme aquelas previstas no Primeiro Relatório, não têm força de lei ou regulamentação.Em 5 de junho de 2002, foi publicado o terceiro relatório de progresso pelo Comitê, analisando 11 propostas das 33existentes. Quase todos os tópicos analisados estão diretamente relacionados com o leilão de energia, com exceção do quetrata da desverticalização das concessionárias, do sistema de oferta de preços e o que trata da revisão tarifária dasdistribuidoras.Regras de DesconcentraçãoAs Regras de Desconcentração, publicadas pela ANEEL, estabeleceram os seguintes limites para agentes de geração eagentes de distribuição:• limites aos agentes de geração:• 20% da capacidade instalada nacional;• 25% da capacidade instalada no Sistema Interligado das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste; e• 35% da capacidade instalada do Sistema Interligado das regiões Norte/Nordeste;• limites aos agentes de distribuição:• 20% da capacidade instalada do mercado de distribuição nacional;• 25% da capacidade instalada para o mercado de distribuição do Sistema Interligado das regiõesSul/Sudeste/Centro-Oeste; e• 35% da capacidade instalada para o mercado de distribuição do Sistema Interligado das regiões Norte/Nordeste.• limites aos agentes que atuem em geração e em distribuição:• 30% da soma aritmética de sua participação na capacidade instalada nacional com a sua participação no mercadode distribuição nacional.Os agentes de geração e de distribuição são empresas (ou, também, consórcios no caso dos agentes de geração) detentorasde concessão, autorização ou permissão, conforme o caso, para produzir e distribuir energia elétrica, respectivamente, bemcomo os agentes que, direta ou indiretamente, isoladamente ou em conjunto, detém participação acionária nessa empresa(ou consórcio), participando do grupo de controle e sejam signatários do contrato de consórcio e/ou do contrato deconcessão. O fator de ponderação para efeito de cálculo dos limites impostos pelas Regras de Desconcentração édeterminado com base nas ações com direito a voto. Alterações na composição do capital votante ou no bloco dependemde homologação da ANEEL.418

Uma empresa de distribuição só poderá adquirir energia elétrica de empresas de geração a ela vinculada ou destinar energiapor ela mesma produzida para atender consumidores que não sejam Consumidores Livres até o limite de 30% dosrequisitos desses consumidores, à exceção da energia contratada na forma e no período de transição mencionado acima.TarifasEm agosto de 1998, a ANEEL editou regulamentos disciplinando as tarifas de distribuição. A ANEEL tem competênciapara reajuste e revisão de tarifas em resposta a alterações dos custos de aquisição de energia e das condições de mercado.Ao reajustar tarifas de distribuição a ANEEL considera os seguintes fatores:• custos de eletricidade adquirida para revenda nos termos dos Contratos Iniciais, assim como adquirida de Itaipu;• custos de eletricidade adquirida nos termos de contratos livremente negociados;• custos de eletricidade adquirida no mercado à vista onde a energia que não é contratada de acordo com o sistema decontratos de fornecimento inicial e a energia excedente serão adquiridas e vendidas; e• outros encargos específicos em função de sistemas de transmissão e distribuição.Os contratos de concessão das companhias de distribuição também prevêem reajuste anual de tarifas com base em certosencargos regulatórios, custos de eletricidade adquirida para revenda, custos para utilização de recursos hidrelétricos ecustos de transmissão.AANEEL também editou regulamentos de tarifas que disciplinam o acesso ao sistema de transmissão e estabelecem tarifasde transmissão. As tarifas a serem pagas pelas distribuidoras, geradoras e consumidores independentes para utilização dossistemas interligados serão revistas anualmente em razão da inflação. No futuro, encargos de uso da rede de transmissãoserão estudados e objeto de proposta por parte do ONS.Proprietários de diferentes segmentos da rede de transmissão, que integram a Rede Básica de acordo com critériosestabelecidos pela ANEEL, deverão transferir o controle operacional de suas instalações ao ONS em contrapartida aorecebimento de pagamentos regulamentados atrelados a disponibilidade. Os usuários de rede, inclusive geradoras,distribuidoras e consumidores de grande porte deverão firmar contratos com o ONS que conferirá direito aos mesmos deutilizar a Rede Básica em contrapartida ao pagamento de tarifas.Os demais segmentos da rede de transmissão que não integrem a Rede Básica serão disponibilizados diretamente aosusuários interessados mediante pagamento de taxas. Os encargos de transmissão tomarão por base os custos nodais,calculados de acordo com a metodologia de custos marginais de longo prazo. As geradoras pagarão encargos detransmissão com base na demanda de energia vendida a consumidores. Os encargos de potência serão determinados combase no uso máximo do sistema de transmissão durante períodos de pico.O acesso aberto à rede nacional básica faz parte integrante da reforma do setor elétrico ora em andamento. A ANEELconsidera necessária a regulamentação estrita de preço de serviços de transmissão e a fixação de preços não discriminatóriapara assegurar que o acesso aberto à Rede Básica seja mantido. Para esse fim, a ANEEL emitiu a Resolução nº 167, datadade 31 de maio de 2000, estabelecendo:• os níveis anuais de receita permitidos para cada instalação de transmissão que integra a rede básica;• as tarifas de uso da rede básica; e• o valor dos encargos de conexão.A rede de transmissão básica inclui todas as linhas de transmissão com voltagem igual ou superior a 230kV. Ademais,certas outras instalações, em bases de desverticalização relacionadas à transmissão, deverão estar disponíveis às partesinteressadas, com tarifas reguladas, como parte do acesso aberto à rede de transmissão.As tarifas que as concessionárias de energia pagam pela aquisição de eletricidade gerada por Itaipu são estabelecidas deacordo com tratado celebrado entre Brasil e Paraguai, fixadas em dólares norte-americanos. Em conseqüência, as tarifasde Itaipu aumentam ou diminuem independentemente das tarifas estabelecidas pelas autoridades regulatórias federais. Avenda de energia gerada por Itaipu não gera qualquer margem, uma vez que a tarifa dessas vendas é igual à tarifa paga pelaconcessionária, mais impostos de venda, sem nenhuma margem para a concessionária.419

ConcessõesA Constituição Federal prevê que a exploração dos serviços e instalações de energia elétrica poderá ser promovidadiretamente pela União ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, autorizações ou permissões. As sociedadesou consórcios que busquem construir ou operar instalação de geração, transmissão ou distribuição no Brasil devem, emregra, requerer concessão ou autorização a ANEEL. As concessões conferem direitos exclusivos de gerar, transmitir oudistribuir eletricidade em determinada área por prazo especificado. De modo geral, esse prazo é estabelecido em 35 anospara novas concessões de geração, 30 anos para novas concessões de transmissão e distribuição, e 20 anos para a renovaçãode concessões existentes que ainda não foram objeto de processo licitatório.A Legislação do Setor Elétrico tratou da questão de concessões existentes ao estabelecer que essas concessões poderiamser prorrogadas pelos seguintes prazos:• para concessionárias de geração, 20 anos com início no final da presente concessão ou 35 anos para usinas de geraçãoque ainda não tenham sido concluídas;• para concessões de distribuição, (a) até 20 anos (com início em 8 de julho de 1995); ou (b) por prazo igual ao períodoremanescente mais longo em relação às concessões a serem reagrupadas (prevalecendo o que for mais longo); e• para concessões de transmissão, o mesmo período que das concessões de geração ou distribuição que a elas se refiram.A concessão existente poderá ser prorrogada quando o requerimento para sua prorrogação seja:• apresentado dentro dos prazos especificados a partir da promulgação da Legislação do Setor Elétrico;• aceito pelo Governo Federal; e• formalizado por meio de novo contrato de concessão.As concessões para projetos que estejam atrasados poderão ser prorrogadas pelo prazo necessário à amortização doinvestimento (porém, em hipótese alguma, por mais de 35 anos) desde que o plano de conclusão seja fornecido e umcompromisso seja prestado no sentido de que, no mínimo, um terço do financiamento seja concedido pelo setor privado.De acordo com o Decreto nº 1.717/95, os pedidos de renovação de concessão deveriam ser submetidos ao órgãoresponsável pela celebração dos contratos de concessão e deveriam estar acompanhados de demonstrativo de custos paraexploração da concessão e de documentos comprobatórios da qualificação jurídica, técnica, financeira e administrativa daconcessionária. Ademais, a concessionária deveria demonstrar o integral cumprimento de suas obrigações fiscais,previdenciárias e outras decorrentes de compromissos firmados com entidades da Administração Pública Federal e/ou daexploração do serviço de energia elétrica. A concessionária também deveria proceder ao pagamento da remuneraçãofinanceira pela exploração de recursos hídricos.A legislação brasileira exige que a outorga de qualquer concessão de serviços públicos seja precedida de processo delicitação. Sempre que uma concessão for objeto de licitação, a ANEEL publicará um Edital de Licitação que deverá contercertas informações, inclusive:• a finalidade da concessão, sua duração e objetivos;• a descrição das qualificações necessárias à adequada prestação dos serviços cobertos pela concessão;• os prazos finais para apresentação de propostas;• os critérios utilizados para seleção do vencedor; e• a relação dos documentos necessários para estabelecer a capacidade técnica, financeira e jurídica do licitante.As sociedades deverão apresentar propostas isoladamente ou em consórcio. Atendidos os requisitos técnicos, a ANEELdetermina o vencedor com base, de modo geral, no maior pagamento à União em contraprestação ao recebimento daconcessão.420

As concessionárias não poderão transferir, vender, onerar ou ceder certos ativos sem o consentimento prévio, por escrito,da ANEEL. A compra e venda de energia pelos Agentes de Comercialização, a importação e a exportação de energia e anegociação de energia excedente pelos Autoprodutores de Energia estão sujeitas à aprovação prévia da ANEEL.Cisões, fusões, incorporações e reestruturações de concessionárias também exigem a aprovação prévia da ANEEL.As concessionárias poderão utilizar terrenos públicos ou sujeitar imóveis de particulares, desde que necessários aodesenvolvimento de dado projeto, a processo de desapropriação.O Produtor Independente de Energia e o AutoprodutorA Lei do Setor Elétrico definiu as figuras do Produtor Independente de Energia Elétrica - PIE e do Autoprodutor. O PIE éa pessoa jurídica ou consórcio de empresas que recebe concessão ou autorização para produzir energia elétrica destinadaao comércio, de toda ou parte da energia produzida, por sua conta e risco. O Autoprodutor, por outro lado, é a pessoa físicaou jurídica ou consórcio de empresas que recebe a concessão ou autorização para produzir energia elétrica destinada ao seuuso exclusivo.Conforme o Decreto nº 2.003/96, que regulamenta a produção de energia elétrica pelo PIE e pelo Autoprodutor, aexploração de potenciais hidráulicos por esses agentes requer concessão, outorgada mediante licitação, apenas quando aenergia a ser gerada pelo projeto exceder 1 MW no caso de PIE, e 10 MW no caso de Autoprodutor. Nos outros casos,incluindo a produção de energia termelétrica, o PIE e o Autoprodutor deverão, apenas, obter autorização do GovernoFederal, através da ANEEL.Para garantir a utilização e a comercialização da energia produzida, o PIE e o Autoprodutor terão assegurado livre acessoaos sistemas de transmissão e de distribuição de concessionárias e permissionários de serviço público de energia elétrica,mediante o ressarcimento do custo do transporte envolvido, sendo assegurado tratamento isonômico para o PIE e oAutoprodutor perante as concessionárias e os permissionários do serviço público de energia elétrica.O PIE e o Autoprodutor deverão sujeitar-se aos seguintes encargos, a partir da entrada em operação da central geradora:• compensação financeira aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, bem como a órgãos da administração diretada União, pelo aproveitamento dos recursos hídricos, para fins de geração de energia elétrica, de 6,75% sobre oproduto da energia produzida pelo valor-referência estabelecido pela ANEEL;• taxa de fiscalização dos serviços de energia elétrica, a ser recolhida nos prazos e valores estabelecidos no edital delicitação e nos respectivos contratos;• quotas mensais da Conta de Consumo de Combustíveis (“Conta CCC”) sub-conta Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou subcontaNorte/Nordeste, incidente sobre a parcela de energia consumida pelo PIE, desde que opere na modalidadeintegrada do sistema em que estiver conectado ou incidente sobre as parcelas de energia consumida ou comercializadacom consumidor final; e• quotas mensais da Conta CCC, sub-conta Sistemas Isolados, incidentes sobre as parcelas de energia comercializadapor consumidor final, por PIE.A nova legislação federal, que trata especificamente do setor elétrico, abriu o setor permitindo ao PIE gerar e vendereletricidade por conta própria a certas classes de consumidores, possibilitando a certos consumidores adquirir eletricidadede qualquer fornecedor de energia.O PIE pode gerar e vender energia a:• concessionárias e permissionárias;• consumidor existente com demanda de, no mínimo, 3MW fornecida a um nível de voltagem igual ou superior a 69kV;• novo consumidor com demanda de, no mínimo, 3 MW fornecida em qualquer voltagem;• grupos de consumidores, nas mesmas condições estabelecidas no contrato celebrado com a concessionária dedistribuição local;• consumidores que não recebam fornecimento, dentro de certo período, de concessionária de distribuição local; e• consumidores industriais ou comerciais aos quais o PIE também forneça o vapor decorrente do processo deco-geração.421

De acordo com a Legislação do Setor Elétrico, o PIE está sujeito a normas operacionais e comerciais específicas e, emmuitos casos, à fixação de preços estabelecida de acordo com as normas emitidas pelas autoridades governamentaiscompetentes. A Legislação do Setor Elétrico prevê a formação de consórcios com vistas à geração de energia aconcessionárias públicas para uso exclusivo de membros do consórcio, para produção de energia independente ou paraqualquer um ou mais desses casos, em cada hipótese, sendo regido pelas normas aplicáveis.Cobranças RegulamentadasReserva Global de ReversãoA Reserva Global de Reversão – RGR tem como finalidade o provimento de recursos nos casos de extinção ou nãorenovação da concessão de serviços públicos de energia elétrica. Nessas hipóteses, as concessionárias são compensadaspelas propriedades e instalações utilizadas durante a concessão. Em 1971, o Congresso brasileiro criou um fundo de reservapara prover os recursos necessários para as compensações acima mencionadas, denominado “Fundo RGR”, podendo opoder público retirar recursos de tal fundo a fim de indenizar os antigos concessionários prejudicados.Inicialmente, as concessionárias eram obrigadas a contribuir para o Fundo RGR com 3% do valor de todos os seus bens einstalações que, direta ou indiretamente, concorriam, exclusiva e permanentemente, para a produção, transmissão,transformação ou distribuição de energia elétrica, subtraído dos saldos das contas do passivo correspondentes aadiantamentos, contribuições e doações. A gestão dos valores depositados mensalmente no Fundo RGR cabe à CentraisElétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás, a qual também está autorizada a conceder empréstimos aos concessionários deserviços públicos de energia elétrica, valendo-se dos recursos mantidos no Fundo RGR, com o fim de expandir e melhoraros serviços prestados pelas companhias.Em fevereiro de 1999, a ANEEL revisou as taxas de contribuição ao RGR e determinou que as companhias prestadoras deserviços públicos de eletricidade contribuíssem, mensalmente, para o Fundo RGR a uma taxa anual equivalente a 2,5% deseus investimentos pro rata.De acordo com a Lei nº 8.631/93, regulada pelo Decreto nº 774/93, o referido investimento é composto pelo saldo pro ratado Ativo Imobilizado em Serviço (desconsiderando o Ativo Intangível), deduzida a depreciação acumulada, as doações esubvenções para investimentos e obrigações especiais, a reversão, a amortização, a contribuição do consumidor e aparticipação da União, todos estes valores relativos ao respectivo período contábil.Caso uma concessão seja extinta ou não renovada, a concessionária tem o direito de receber um pagamento proveniente doFundo RGR, equivalente ao valor de seus ativos reversíveis registrado em seu balanço.O Governo Federal impôs uma taxa ao PIE similar à taxa cobrada das empresas elétricas públicas em relação ao FundoRGR. Como resultado desta medida, o PIE é obrigado a contribuir para o Fundo de Uso de Bem Público (“Fundo UBP”)durante 5 anos, contados da data em que receberam a concessão.Conta de Consumo de Combustíveis - CCCAs empresas de distribuição devem participar do rateio do custo de consumo de combustíveis, através de contribuiçõespara a Conta de Consumo de Combustíveis (“Conta CCC”), criada em 1973, com a finalidade de gerar reservas financeiraspara cobrir os custos dos combustíveis fósseis das usinas de energia térmica, na eventualidade de escassez de chuva, queimplicaria no aumento da utilização dessas plantas térmicas. As usinas de energia térmica possuem custo de operaçãomarginal maior que o das usinas hidrelétricas.Cada concessionária deve contribuir, anualmente, para a Conta CCC. Tais contribuições são calculadas com base nasestimativas do combustível necessário para as usinas de energia térmica do Sistema Interligado e dos sistemas isolados, noano seguinte.Em fevereiro de 1998, o governo federal determinou a eliminação gradual da Conta CCC. Os subsídios da Conta CCCrelativos a termelétricas serão reduzidos em 25%, anualmente, em um período de 3 anos contados a partir de 2002, para asusinas de energia térmica construídas antes de fevereiro de 1998. As usinas de energia elétrica construídas após esta datanão terão o direito a receber os subsídios da Conta CCC. O mecanismo da Conta CCC permanecerá para usinas térmicasexistentes no sistema isolado, assim como o rateio de encargos entre agentes que atendam diretamente consumidores finais,pelo prazo de 15 anos.422

As geradoras que detêm ativos em instalações hidrelétricas no Brasil devem pagar emolumentos aos Estados e Municípiosbrasileiros pela utilização dos recursos hidrelétricos, denominados de Compensação Financeira, dos quais as distribuidorassão isentas. Estes valores baseiam-se na quantidade de energia gerada por instalação e são pagos para os Estados e osMunicípios nos quais a planta ou o reservatório se localiza.Conta de Desenvolvimento Enérgetico – CDEA Lei nº 10.438/02 criou a Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”), visando o desenvolvimento energético dosEstados e a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gásnatural e carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados e promover a universalização do serviçode energia elétrica em todo o território nacional, devendo seus recursos, observadas as vinculações e limites a seguirprescritos, se destinarem às seguintes utilizações:• cobertura do custo de combustível de empreendimentos termelétricos que utilizem apenas carvão mineral nacional, ede determinadas usinas, situados nas regiões abrangidas pelos sistemas elétricos interligados e do custo das instalaçõesde transporte de gás natural a serem implantados para os Estados onde, até o final de 2002, não exista o fornecimentode gás natural canalizado, observadas determinadas limitações.• pagamento ao agente produtor de energia elétrica a partir de fontes eólica, térmicas a gás natural, biomassa e pequenascentrais hidrelétricas, cujos empreendimentos entrem em operação a partir da publicação de agosto de 2002, dadiferença entre o valor econômico correspondente à tecnologia específica de cada fonte e o valor econômicocorrespondente a energia competitiva, quando a compra e venda se fizer com consumidor final;• pagamento do crédito do produtor de energia alternativa; e• até 15% do montante previsto no §2º da Lei nº 10.438/02, para pagamento da diferença entre o valor econômicocorrespondente à geração termelétrica a carvão mineral nacional que utilize tecnologia limpa, de instalações queentrarem em operação a partir de 2003, e o valor econômico correspondente a energia competitiva.A CDE terá a duração de 25 anos, será regulamentada pelo Poder Executivo e movimentada pela Companhia.Os recursos da CDE serão provenientes dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, das multasaplicadas pela ANEEL a concessionários, permissionários e autorizados e, a partir do ano de 2003, das quotas anuais pagaspor todos os agentes que comercializem energia com o consumidor final. Tais quotas serão reajustadas anualmente, a partirdo ano de 2002, na proporção do crescimento do mercado de cada agente, até o limite que não cause incremento tarifáriopara o consumidor.Projeto de Alteração do Marco RegulatórioEm 11 de dezembro de 2003, o Ministério de Minas e Energia – MME, divulgou as bases do novo marco regulatório parao setor elétrico, tendo como objetivos principais: garantir a segurança de suprimento de energia elétrica, promover amodicidade tarifária e promover a inserção social no setor, em particular pelos programas de universalização deatendimento.O novo modelo parte de três princípios básicos:• a reafirmação do conceito de que a produção de energia deve ser tratada como serviço público e como tal deve ser umbem estendido a todos os brasileiros;• a modicidade tarifária, em que a renda proporcionada pelos ativos depreciados seja apropriada ao consumidor;• que o risco do investidor na geração seja assumido pelo sistema integrado, que tem maior capacidade de se compensarpelas perdas das variações dos ciclos hidrológicos e das oscilações da demanda do mercado. Em troca, o investidordisponibiliza seus ativos e equipamentos ao sistema, mediante um contrato com um novo agente setorial chamadoCâmara de Comercialização de energia Elétrica – CCEE, e que o remunera sem a componente de risco.423

O novo modelo também revitaliza o planejamento determinativo no âmbito do próprio MME através de um novo agentesetorial, a Empresa de Pesquisa Energética – EPE, aproveita a experiência das licitações e dos contratos na área detransmissão, mantém o Operador Nacional do Sistema - ONS e a ANEEL e sugere várias fontes alternativas para ofinanciamento do setor, a cargo da Eletrobrás. A proposta extingue o Mercado Atacadista de Energia - MAE e toda a partedo antigo modelo conduzida por esse agente, transferindo para a CCEE a contabilização e liquidação dos contratos, bemcomo a centralização de todas as negociações do setor elétrico.A atividade de distribuição deverá ser segregada empresarialmente das de geração e de transmissão, que poderão serverticalizadas. Os distribuidores devem contratar 100% de seu mercado previsto com antecedência de cinco anos e, parafirmarem os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR, com geradores de serviço públicoe/ou Produtores Independentes - PIE, devem constituir garantia, através do Contrato de Constituição de Garantias - CCG.Pelo CCG, a ser firmado entre distribuidores, CCEE, geradores e/ou PIE e bancos, os distribuidores oferecem seusrecebíveis como garantia e o contrato regerá a forma como as garantias poderão ser executadas em caso de inadimplência.As sobras de energia, decorrentes da diferença entre a energia contratada pela distribuidora e o consumo real de seumercado, serão compensadas entre distribuidoras sob a coordenação da CCEE, que fará o rateio da energia procurandosuprir a todos na proporção dos seus déficit. Quando as sobras não forem suficientes para atender os déficit, a CCEE poderádeterminar a contratação extraordinária de energia, seja pelo adiantamento de obras de geração e transmissão, pelaconstrução de novas usinas, pela compra de energia livre de produtores independentes ou de excedentes de autoprodutoresou ainda pela importação de energia ou pelo gerenciamento pelo lado da demanda. Serão penalizadas as distribuidoras quesubestimarem suas previsões de mercado e as geradoras que tiverem suas obras atrasadas, saídas além dos padrõespermitidos, entre outras. As penalidades pagas serão utilizadas para modicidade das tarifas.A CCEE terá também a função de calcular a tarifa de suprimento, a ser paga pelas distribuidoras. A tarifa poderá ser únicaou regionalizada e será calculada com base na soma das projeções de carga dos distribuidores e também na soma dosencargos de geração e da administração dos contratos pela CCEE.De acordo com o documento divulgado pelo MME, a segurança de suprimento deverá ser acompanhada por um comitêComitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, observando-se, entre outros itens, o não cumprimento docronograma de construção de empreendimentos, as condições hidrológicas excepcionalmente adversas e o aumentoimprevisto do consumo, e propondo-se as medidas preventivas de mínimo custo para restaurar as condições adequadas aoatendimento.Consumidores com carga igual ou superior a 3 MW, atendidos em qualquer nível de tensão, poderão optar entre continuarsendo atendidos pelo distribuidor local, comprar energia diretamente de um produtor independente ou comprar energia pormeio de um comercializador. A opção pela condição de consumidor livre pode abranger toda ou parte da carga doconsumidor e os prazos de opção de consumidores potencialmente livres para migrar para o Ambiente de Contratação Livresão os seguintes:• Demanda máxima de 3 a 5 MW: 1 ano;• Demanda máxima de 5 a 10 MW: 2 anos;• Demanda máxima acima de 10 MW: 3 anos.O modelo prevê um período de transição para a implantação dos novos agentes, como a EPE e a CCEE, e para acontratação de energia para os próximos anos, conforme as novas regras. Assegura-se o respeito aos contratos existentes,não ocorrência de aumentos tarifários e a criação de ambiente propício à retomada de investimentos.Questões AmbientaisA Constituição Federal confere tanto à União quanto aos governos estaduais poderes para promulgar leis destinadas aproteger o meio ambiente e editar regulamentação a essas leis. Com base na regulamentação ambiental promulgada pelaUnião, os governos estaduais podem promulgar regulamentação ambiental ainda mais severa. Por conseguinte, a maiorparte da legislação ambiental no Brasil foi promulgada na esfera estadual e não federal. A empresa que violar a legislaçãoambiental aplicável poderá ficar sujeita a multas significativas e restrições às atividades que exerce.Nos últimos anos, diversos diplomas ambientais importantes foram aprovados. Principalmente, entrou em vigor a LeiFederal nº 9.605, de 12 de fevereiro de 1998, que estabeleceu o regime geral de responsabilidade por infrações à legislaçãoambiental que inclui sanções administrativas, civis e penais. Para detalhes específicos sobre a Itapebi, vide seção“Problemas Ambientais”.424

ANEXO X.10.DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissorade 31 de dezembro de 2003, 31 de dezembro de 2002 e 31 de dezembro de 2001425

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERALDivulgação ExternaCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSDFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADASEMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2003 Legislação SocietáriaReapresentação EspontâneaO REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01452-4 CIA. ELETRICIDADE DA BAHIA 15.139.629/0001-9401.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFAvenida Edgard Santos, 300 Narandiba 41186-900 Salvador BA6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex71 370-5500 370-5501 370-550211 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail71 370-5135 370-5506 370-5558 aferreira@coelba.com.br01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoErik da Costa Breyer Avenida Edgard Santos, 300 Narandiba4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone41186-900 Salvador BA 71 370-5500 370-5501 370-550211 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail71 370-5506 370-5135 370-5558 ebreyer@coelba.com.br01.04 - REFERÊNCIA/AUDITORExercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social1 - Último 01/01/2003 31/12/20032 - Penúltimo 01/01/2002 31/12/20023 - Antepenúltimo 01/01/2001 31/12/20014 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. TécnicoDELOITTE TOUCHE TOHMATSU 00385-9 JOSÉ OTHON TAVARES DE ALMEIDA 182.774.975-0401.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALNúmero de Ações (Mil) 1 - 31/12/2003 2 - 31/12/2002 3 - 31/12/2001Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 10.930.452 10.930.452 10.930.4522 - Preferenciais 7.887.282 7.887.282 7.887.2823 - Total 18.817.734 18.817.734 18.817.734Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 001.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 1990200 - Serviços de Eletricidade5 - Atividade Principal 6 - Tipo de ConsolidadoServiço Público de Energia ElétricaTotal01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação01 RCA 31/12/2002 Juros sobre Capital Próprio 12/09/2003 ON 3,570251455502 RCA 31/12/2002 Juros sobre Capital Próprio 12/09/2003 PN 3,927276601103 RCA 29/12/2003 Juros sobre Capital Próprio 29/01/2004 ON 3,488084668504 RCA 29/12/2003 Juros sobre Capital Próprio 29/01/2004 PN 3,836893135301.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura12/03/2004427

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20011 Ativo Total 4.137.830 4.151.712 3.575.6911.01 Ativo Circulante 811.928 849.658 576.8461.01.01 Disponibilidades 26.239 73.996 12.2671.01.01.01 Numerário Disponível 26.239 73.996 12.2471.01.01.02 Aplicações Financeiras 0 0 201.01.02 Créditos 782.616 772.533 560.9971.01.02.01 Consumidores, Concesss e Permissionárias 453.765 381.262 297.4871.01.02.02 Títulos a Receber 29.299 27.408 26.2861.01.02.03 Recomposição Tarifária do Racionamento 70.623 68.296 59.8191.01.02.04 Energia Livre - Racionamento 24.365 0 20.9941.01.02.05 Bônus Racionamento (Liq. Acrés. à Tarifa) 13.584 13.284 41.3261.01.02.06 Valores Tarifários Não Gerenciáveis Comp 11.667 16.952 15.2481.01.02.07 Gastos Increment c/ Racionam a Recuperar 6.150 14.646 01.01.02.08 Rendas a Receber 46.324 27.508 23.4881.01.02.09 Repasse Empréstimos a Financiamento 8.121 8.107 7.7931.01.02.10 Depósitos Judiciais 2.983 0 01.01.02.11 (–) Provisão P/créditos de Liq. Duvidosa (27.227) (34.233) (33.606)1.01.02.12 Serviços em Curso 28.699 18.882 18.2351.01.02.13 Títulos e Valores Mobiliários 6.085 63.411 2091.01.02.14 Tributos a Compensar 47.558 86.907 44.3771.01.02.15 IR e Cs Diferidos 11.864 32.160 13.0031.01.02.16 Benefício Fiscal - Ágio Incorp. Controlad. 10.360 11.110 16.8181.01.02.17 Despesas Pagas Antecipadas 576 64 1021.01.02.19 Outros Créditos 37.820 36.769 9.4181.01.03 Estoques 3.073 3.129 3.5821.01.04 Outros 0 0 01.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.198.370 1.134.697 864.5221.02.01 Créditos Diversos 1.166.972 1.086.228 863.5381.02.01.01 Consumidores, Concesss e Permissionárias 25.758 49.856 01.02.01.02 Títulos A Receber 15.951 15.764 14.8601.02.01.03 Recomposição Tarifária do Racionamento 243.793 239.759 213.3171.02.01.04 Energia Livre Racionamento 106.087 125.238 82.9041.02.01.05 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp 74.550 37.432 23.9251.02.01.06 Gastos Increment c/ Racionam a Recuperar 0 5.017 15.0291.02.01.07 Repasse de Empréstimos e Financiamentos 2.329 8.323 8.7771.02.01.08 Depósitos Judiciais 10.728 9.961 2.9021.02.01.09 Tributos a Compensar 30.392 26.406 18.0901.02.01.10 IR e Cs Diferidos 236.264 206.250 134.4721.02.01.11 Benefício Fiscal- Ágio Incorp. Controlad 329.247 339.607 336.1191.02.01.12 Bens e Direitos Destinados à Alienação 66.749 8.802 9.1161.02.01.20 Outros 25.124 13.813 4.0271.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 31.398 48.469 9841.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 31.398 48.469 9841.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.03 Outros 0 0 01.03 Ativo Permanente 2.127.532 2.167.357 2.134.3231.03.01 Investimentos 594.927 666.223 695.4511.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 586.403 664.721 693.5811.03.01.03 Outros Investimentos 8.524 1.502 1.8701.03.02 Imobilizado 1.532.605 1.500.726 1.437.6471.03.02.01 Imobilizado Líquido 1.532.605 1.500.726 1.437.6471.03.03 Diferido 0 408 1.225428

02.01 - BALANÇO PATRIMONIALPASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20012 Passivo Total 4.137.830 4.151.712 3.575.6912.01 Passivo Circulante 1.705.498 890.513 742.1312.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.106.107 207.137 196.0362.01.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.073.070 223.311 171.2912.01.01.02 Encargos de Dívida 7.508 8.542 7.6872.01.01.03 Swap 25.529 (24.716) 17.0582.01.02 Debêntures 0 65.872 71.0772.01.02.01 Debêntures 0 60.000 60.0002.01.02.02 Encargos 0 5.872 11.0772.01.03 Fornecedores 155.438 168.358 143.3752.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 125.620 89.331 88.4042.01.04.01 Tributos e Contribuições Sociais 68.386 55.201 79.3082.01.04.02 Programa Recup. Fiscal-REFIS e Out. Parc. 10.767 9.896 9.0962.01.04.03 Tributos e Contribuições Diferidos 46.467 24.234 02.01.05 Dividendos a Pagar 89.277 7.996 8.9962.01.06 Provisões 77.378 189.525 116.7812.01.06.01 Juros Sobre Capital Próprio 67.887 149.092 91.1172.01.06.02 Provisões para Contingências 9.491 40.433 25.6642.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 8.6552.01.08 Outros 151.678 162.294 108.8072.01.08.01 Energia Livre - Racionamento 18.425 0 20.2552.01.08.02 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 16.546 21.452 02.01.08.03 Folha de Pagamento 743 582 4432.01.08.04 Taxas Regulamentares 37.446 25.443 21.1682.01.08.05 Entidade de Previdência Privada 6.245 6.433 6.4122.01.08.06 Obrigações Estimadas 16.437 12.079 11.7392.01.08.07 Adiantamentos Recebidos 14.211 9.592 12.4062.01.08.08 Consumidores Devolução Baixa Renda 572 43.170 02.01.08.09 Outras Contas a Pagar 41.053 43.543 36.3842.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 747.757 1.589.511 1.225.1352.02.01 Empréstimos e Financiamentos 457.408 1.317.483 1.018.2562.02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 459.136 1.642.124 1.018.2562.02.01.02 Swap (1.728) (324.641) 02.02.02 Debêntures 0 0 60.0002.02.02.01 Debêntures 0 0 60.0002.02.03 Provisões 77.291 31.640 28.4172.02.03.01 Provisões para Contingências 77.291 31.640 28.4172.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.02.05 Outros 213.058 240.388 118.4622.02.05.01 Energia Livre - Racionamento 105.891 120.828 79.9852.02.05.02 Valores Tarifários Não Gerenciáveis Comp 0 7.404 02.02.05.03 Entidade de Previdência Privada 0 9.934 16.7672.02.05.04 Tributos e Contribuições Diferidos 102.699 88.108 02.02.05.05 Programa Recup. Fiscal-REFIS e Out. Parc. 2.692 12.353 20.4672.02.05.06 Outras Contas a Pagar 1.776 1.761 1.2432.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 1.684.575 1.671.688 1.608.4252.05.01 Capital Social Realizado 1.068.297 1.068.297 1.068.2972.05.02 Reservas de Capital 414.445 409.845 399.5302.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 201.833 193.546 140.5982.05.04.01 Legal 33.910 25.623 19.4762.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 167.923 167.923 121.1222.05.04.06 Especial p/ Dividendos não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0429

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20013.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.397.203 1.935.178 1.887.0353.01.01 Fornecimento de Energia Elétrica 2.261.550 1.728.312 1.445.8103.01.02 Subvenção à Baixa Renda (Tarifa Social) 137.980 78.877 03.01.03 Suprimento de Energia Elétrica - MAE (2.756) 81.202 30.0113.01.04 Disp. do Sist. de Transmissão e Distrib. 42.101 5.899 1.5413.01.05 Receita (reversão) Recomp. Tarif. Racionam. (63.736) (25.847) 273.1363.01.06 Receita (reversão) Energia Livre Racion. (17.892) 20.587 100.2403.01.07 Outras Receitas Operacionais 39.956 46.148 36.2973.02 Deduções da Receita Bruta (616.150) (491.486) (370.338)3.02.02 ICMS (438.070) (347.335) (280.565)3.02.03 PIS (11.584) (14.987) (11.994)3.02.04 COFINS (71.035) (58.099) (55.365)3.02.05 ISS (77) (91) (129)3.02.06 Quota p/ Reserva Global de Reversão -RGR (32.069) (28.004) (22.285)3.02.07 Encargo de Capacidade Emergencial - ECE (63.315) (42.970) 03.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.781.053 1.443.692 1.516.6973.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.103.716) (957.470) (899.760)3.04.01 Energia elétrica Comprada para Revenda (666.658) (507.359) (442.237)3.04.02 Encargos do Uso do Sistema Transmissão (117.056) (94.182) (79.038)3.04.03 Energia Livre Repasse a Geradora 0 (20.587) (100.240)3.04.04 Pessoal (37.673) (32.029) (29.007)3.04.05 Entidade de Previdência Privada (2.737) (2.261) (1.846)3.04.07 Material (9.795) (8.864) (8.777)3.04.08 Combustível p/ Prod. de Energia Elétrica (388) (243) (223)3.04.09 Serviço de Terceiros (41.378) (32.064) (14.574)3.04.10 Subvenção - Conta Consumo Combustível CCC (56.467) (70.516) (34.417)3.04.11 Conta Desenvol Energético - CDE (5.681) 0 03.04.12 Taxa Fiscaliz. Serviço Energ. Elet. - TFSEE (3.644) (3.516) (3.563)3.04.13 Depreciação e Amortização (126.053) (116.730) (86.119)3.04.14 Provisões Operac. (Líq. de Reversões) (7.251) (26.326) (68.391)3.04.15 Arrendamentos e Aluguéis (191) (219) 2623.04.16 Tributos (25) (8) 53.04.17 Outras Despesas Operacionais (9.113) (11.632) (6.559)3.04.18 Custo do Serviço Prestado a Terceiros (19.606) (30.934) (25.036)3.05 Resultado Bruto 677.337 486.222 616.9373.06 Despesas/Receitas Operacionais (542.186) (421.554) (467.499)3.06.01 Com Vendas (125.131) (104.397) (117.834)3.06.02 Gerais e Administrativas (149.517) (136.417) (120.594)3.06.03 Financeiras (295.463) (200.252) (341.636)3.06.03.01 Receitas Financeiras 364.559 (394.370) (116.945)3.06.03.01.01 Renda de Aplicação Financeira 883 1.226 1.7653.06.03.01.02 Juros Comiss e Acresc Moratório Energia 21.298 16.706 8.5883.06.03.01.03 Remuneração Financeira Recomp. Tarifária 78.578 60.766 03.06.03.01.04 Variação Cambial e Monetária (líquidas) 228.136 (506.567) (148.949)3.06.03.01.05 Outras Receitas Financeiras 35.664 33.499 21.6513.06.03.02 Despesas Financeiras (660.022) 194.118 (224.691)3.06.03.02.01 Encargos de Dívida (187.805) (140.645) (142.181)3.06.03.02.02 Juros sobre Capital Próprio a Pagar (68.389) (70.000) (115.255)3.06.03.02.03 Resultado de Swap (357.407) 425.582 37.6063.06.03.02.04 Outras Despesas Financeiras (46.421) (20.819) (4.861)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 27.925 19.512 112.5653.06.06.01 Equivalência Patrimonial 36.776 32.843 98.0063.06.06.02 Resultado Itapebi 6.070 0 03.06.06.03 Variação Cambial PL Garter (1.150) (477) 28.293430

01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20013.06.06.04 Amortização de Ágio - Líquida (13.771) (12.854) (13.734)3.07 Resultado Operacional 135.151 64.668 149.4383.08 Resultado não Operacional (8.914) (3.226) (6.407)3.08.01 Receitas 493 6.928 1.9283.08.02 Despesas (9.407) (10.154) (8.335)3.09 Resultado antes Tributação/participações 126.237 61.442 143.0313.10 Provisão para IR e Contribuição Social (9.182) 1.104 (15.250)3.11 IR Diferido (19.702) (9.598) (4.245)3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros Sobre Capital Próprio 68.389 70.000 115.2553.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 165.742 122.948 238.791NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 18.817.734 18.817.734 18.817.734LUCRO POR AÇÃO 0,00881 0,00653 0,01269PREJUÍZO POR AÇÃO04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20014.01 Origens 931.505 1.068.195 554.2194.01.01 Das Operações 348.012 403.007 191.7824.01.01.01 Lucro/prejuízo do Exercício 165.742 122.948 238.7914.01.01.02 Vls. que não Repr. Mov. Cap. Circulante 182.270 280.059 (47.009)4.01.01.02.01 Depreciação e Amortização 145.263 135.311 116.6684.01.01.02.02 Equivalência Patrimonial (42.846) (32.843) (98.006)4.01.01.02.03 Variação Cambial Garter 1.150 477 (28.293)4.01.01.02.04 Amortização do Ágio e Deságio. Líquida 13.771 12.854 13.7344.01.01.02.05 Variações Monet. Cambiais Longo Prazo Liq. 22.380 145.296 139.2314.01.01.02.06 Valor Residual Ativo Permanente Baixado 9.769 9.366 18.7294.01.01.02.07 Provisão para Ajuste Valor de Realiz. RTE 8.481 0 04.01.01.02.08 Ir/csdiferidos 19.702 9.598 4.2454.01.01.02.09 Reserva de Isenção ADENE 4.600 0 04.01.01.02.10 Recomposição Tarifária do Racionamento 0 0 (213.317)4.01.02 Dos Acionistas 0 0 04.01.03 De Terceiros 583.493 665.188 362.4374.01.03.01 Aumento do Exigível a Longo Prazo 0 478.807 124.6624.01.03.02 Transferência para o Ativo Circulante 139.434 48.624 81.2594.01.03.03 Dividendos e JCP Distrib. por Controlada 43.110 43.889 26.6744.01.03.04 Diminuição do Realizável a Longo Prazo 400.949 93.868 04.01.03.05 Redução Capital de Controlada 0 0 129.8424.02 Aplicações 1.784.220 943.765 714.5714.02.01 No Realizável a Longo Prazo 338.793 382.164 110.4714.02.02 No Investimento 0 0 2.7564.02.03 No Imobilizado 236.212 264.700 306.6494.02.04 Transferência do ELP p/ Passivo Circul. 1.001.792 226.901 110.5784.02.05 Debêntures 0 0 60.0004.02.06 JCP e Dividendos Declarados 157.455 70.000 124.1174.02.07 Diminuição do Exigível a Longo Prazo 49.968 0 04.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (852.715) 124.430 (160.352)4.04 Variação do Ativo Circulante (37.730) 272.812 115.4014.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 849.658 576.846 461.4454.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 811.928 849.658 576.8464.05 Variação do Passivo Circulante 814.985 148.382 275.7534.05.01 Passivo Circulante no Início do Exercício 890.513 742.131 466.3784.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 1.705.498 890.513 742.131431

05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 1.068.297 409.845 0 193.546 0 1.671.6885.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 165.742 165.7425.07 Destinações 0 0 0 8.287 (165.742) (157.455)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 8.287 (8.287) 05.07.02 Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 0 (68.389) (68.389)5.07.03 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (89.066) (89.066)5.07.04 Outros 0 0 0 0 0 05.08 Outros 0 4.600 0 0 0 4.6005.08.01 Incentivo Fiscal ADENE 0 4.600 0 0 0 4.6005.09 Saldo Final 1.068.297 414.445 0 201.833 0 1.684.57505.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A 31/12/2002 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 1.068.297 399.530 0 140.598 0 1.608.4255.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 122.948 122.9485.07 Destinações 0 0 0 52.948 (122.948) (70.000)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 6.147 (6.147) 05.07.02 Juros Sobre Capital Próprio 0 0 0 0 (70.000) (70.000)5.07.03 Reserva de Retenção de Lucro 0 0 0 46.801 (46.801) 05.08 Outros 0 10.315 0 0 0 10.3155.08.01 Reserva Especial de Ágio da Nordeste S/A 0 10.315 0 0 0 10.3155.09 Saldo Final 1.068.297 409.845 0 193.546 0 1.671.68805.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2001 A 31/12/2001 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 1.068.297 399.530 0 25.925 0 1.493.7525.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 238.791 238.7915.07 Destinações 0 0 0 114.673 (238.791) (124.118)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 11.940 (11.940) 05.07.02 Reserva de Retenção de Lucro 0 0 0 102.733 (102.733) 05.07.03 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (8.863) (8.863)5.07.04 Juros s/ Capital Próprio 0 0 0 0 (115.255) (115.255)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.08.01 Remuneração das Imobilizações (JOA) 0 0 0 0 0 05.08.02 Reserva Especial de Ágio 0 0 0 0 0 05.08.03 Reserva Reflexa Prêmio Emissão Debênture 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 1.068.297 399.530 0 140.598 0 1.608.425432

06.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20011 Ativo Total 4.989.916 5.902.049 4.715.0901.01 Ativo Circulante 1.027.173 1.211.300 903.4101.01.01 Disponibilidades 34.250 89.898 85.5061.01.01.01 Numerário Disponível 34.103 89.898 85.4861.01.01.02 Aplicações Financeiras 147 0 201.01.02 Créditos 989.134 1.117.403 812.7681.01.02.01 Consumidores, Concess. e Permissionários 606.763 575.379 485.5111.01.02.02 Títulos A Receber 88.036 73.444 55.0171.01.02.03 Recomposição Tarifária do Racionamento 92.651 91.818 76.4581.01.02.04 Energia Livre - Racionamento 28.752 0 25.7341.01.02.05 Bônus Racionamento (Líq. Acrés. à Tarifa) 14.690 14.774 48.8491.01.02.06 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 16.701 24.060 18.8621.01.02.07 Gastos Incrementais c/ o Rac. a Recuperar 8.558 19.759 01.01.02.08 Rendas a Receber 6.365 491 7441.01.02.09 Repasse de Empréstimos e Financiamentos 8.250 8.107 7.7931.01.02.10 Depósitos Judiciais 2.983 0 01.01.02.11 (–) Provisão p/ créditos de Liq. Duvidosa (76.661) (59.417) (54.124)1.01.02.12 Serviço em Curso 30.735 21.104 21.5291.01.02.13 Títulos e Valores Mobiliários 7.090 63.411 2091.01.02.14 Tributos a Compensar 71.171 159.195 53.8241.01.02.15 IR e Cs Diferidos 14.504 39.537 21.6061.01.02.16 Benefício Fiscal - Ágio Incorp. Controlad. 20.570 21.234 26.2411.01.02.17 Despesas Pagas Antecipadas 576 12.108 7.0191.01.02.19 Outros Créditos 47.400 52.399 17.4961.01.03 Estoques 3.789 3.999 5.1361.01.04 Outros 0 0 01.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.859.407 1.590.984 1.277.4541.02.01 Créditos Diversos 1.701.862 1.581.713 1.276.4701.02.01.01 Consumidores Concessionárias e Permissio 44.648 88.211 01.02.01.02 Títulos A Receber 100.536 55.526 56.9151.02.01.03 Recomposição Tarifária Racionamento 359.511 350.730 312.5081.02.01.04 Energia Livre Racionamento 137.627 160.391 108.9241.02.01.05 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 96.964 46.915 30.6691.02.01.06 Gastos Incrementais com o Racion. a Recup. 0 5.017 19.0741.02.01.07 Repasse de Empréstimos e Financiamentos 2.531 8.323 8.7771.02.01.08 Depósitos Judiciais 20.985 19.373 10.5971.02.01.09 Tributos a Compensar 39.565 34.270 24.0371.02.01.10 IR e Cs Diferidos 306.032 265.239 164.8681.02.01.11 Benefício Fiscal - Ágio Incorp. Control. 498.465 519.035 525.6721.02.01.12 Bens e Direitos Destinados a Alienação 66.793 8.846 9.1511.02.01.20 Outros 28.205 19.837 5.2781.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 157.545 9.271 9841.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 157.545 9.271 9841.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.03 Outros 0 0 01.03 Ativo Permanente 2.103.336 3.099.765 2.534.2261.03.01 Investimentos 8.534 1.512 2.0191.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 0 01.03.01.03 Outros Investimentos 8.534 1.512 2.0191.03.02 Imobilizado 1.849.643 2.775.423 2.186.3301.03.02.01 Imobilizado Líquido 1.849.643 2.775.423 2.186.3301.03.03 Diferido 245.159 322.830 345.877433

06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20012 Passivo Total 4.989.916 5.902.049 4.715.0902.01 Passivo Circulante 2.113.622 1.594.482 1.200.6382.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.377.522 617.325 415.8612.01.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.299.851 655.065 362.5572.01.01.02 Encargos de Dívidas 24.025 25.040 10.9072.01.01.03 Swap 53.646 (62.780) 42.3972.01.02 Debêntures 0 85.583 111.1082.01.02.01 Debêntures e Encargos 0 85.583 111.1082.01.03 Fornecedores 193.515 328.809 236.2482.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 151.216 120.386 114.4782.01.04.01 Tributos e Contribuições Sociais 84.122 76.258 103.5212.01.04.02 Programa Recup. Fiscal-REFIS e Out. Parc. 13.076 11.950 10.9572.01.04.03 Tributos e Contribuições Diferidos 54.018 32.178 02.01.05 Dividendos a Pagar 93.032 10.532 8.5202.01.06 Provisões 109.772 220.226 160.7242.01.06.01 Juros sobre Capital Próprio 82.330 157.815 102.2782.01.06.02 Provisões para Contingências 27.442 62.411 58.4462.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 146 14.379 12.1782.01.08 Outros 188.419 197.242 141.5212.01.08.01 Energia Livre - Racionamento 22.879 0 24.8282.01.08.02 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 20.717 28.081 02.01.08.03 Folha de Pagamento 1.658 904 5.3062.01.08.04 Taxas Regulamentares 43.000 31.820 23.7062.01.08.05 Entidade de Previdência Privada 7.781 8.297 9.5332.01.08.06 Obrigações Estimadas 31.834 21.440 26.6892.01.08.07 Adiantamentos Recebidos 14.498 10.192 12.8482.01.08.08 Consumidores Devolução Baixa Renda 1.173 51.658 02.01.08.09 Outras Contas a Pagar 44.879 44.850 38.6112.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 1.030.413 2.279.988 1.643.9862.02.01 Empréstimos e Financiamentos 637.297 1.881.888 1.382.8892.02.01.01 Empéstimos e Financiamentos 639.025 2.206.529 1.382.8892.02.01.02 Swap (1.728) (324.641) 02.02.02 Debêntures 0 0 78.7502.02.02.01 Debêntures 0 0 78.7502.02.03 Provisões 91.444 52.322 28.4172.02.03.01 Provisões para Contingências 91.444 52.322 28.4172.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 22 1.961 3602.02.05 Outros 301.650 343.817 153.5702.02.05.01 Energia Livre - Racionamento 135.169 154.743 105.0892.02.05.02 Entidade de Previdência Privada 0 11.394 19.9852.02.05.03 Programa Recup. Fiscal-REFIS e Out. Parc. 3.101 14.684 24.6292.02.05.04 Tributos e Contribuições Diferidos 156.616 136.973 1.9492.02.05.05 Valores Tarifários Não Gerenciáveis Comp. 2.419 8.845 02.02.05.06 Adiantamento p/ Aumento de Capital 0 13.500 02.02.05.07 Outras Contas a Pagar 4.345 3.678 1.9182.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.04 Participações Minoritárias 161.306 355.891 262.0412.05 Patrimônio Líquido 1.684.575 1.671.688 1.608.4252.05.01 Capital Social Realizado 1.068.297 1.068.297 1.068.2972.05.02 Reservas de Capital 415.864 411.591 399.5302.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 200.414 191.800 140.5982.05.04.01 Legal 32.491 23.877 19.4762.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 167.923 167.923 121.1222.05.04.06 Especial p/ Dividendos não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0434

07.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO CONSOLIDADO (Reais Mil)01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20013.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 3.006.911 2.491.270 2.459.3783.01.01 Fornecimento de Energia Elétrica 2.864.272 2.209.455 1.832.7863.01.02 Subvenção a Baixa Renda (Tarifa Social) 161.337 92.934 03.01.03 Suprimento de Energia Elétrica - MAE (2.610) 125.951 58.3113.01.04 Disp. do Sist. de Transmissão e Distrib. 42.594 6.204 1.5413.01.05 Receita (Reversão) Recomp. Tarif. Racionam. (84.363) (21.460) 388.9663.01.06 Energia Livre - Repasse a Geradora (22.051) 24.824 129.9173.01.07 Outras Receitas Operacionais 47.732 53.362 47.8573.02 Deduções da Receita Bruta (758.518) (608.446) (461.583)3.02.01 ICMS (532.610) (424.563) (344.546)3.02.02 PIS (15.036) (20.263) (15.804)3.02.03 COFINS (88.739) (74.368) (72.948)3.02.04 ISS (109) (1.771) (1.573)3.02.05 Quota p/ Reserva Global de Reversão- RGR (38.153) (34.435) (26.712)3.02.06 Encargo de Capacidade Emergencial - ECE (83.871) (53.046) 03.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 2.248.393 1.882.824 1.997.7953.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.425.552) (1.262.950) (1.173.393)3.04.01 Energia Elétrica Comprada Para Revenda (839.691) (667.312) (590.556)3.04.02 Encargos do Uso do Sistema Transmissão (150.728) (124.110) (105.150)3.04.03 Energia Livre Repasse a Geradora 0 (24.824) (129.917)3.04.04 Pessoal (50.876) (48.119) (44.294)3.04.05 Entidade de Previdência Privada (3.250) (2.693) (2.248)3.04.06 Material (13.428) (14.101) (13.311)3.04.07 Combustível p/ Prod. de Energia Elétrica (388) (243) (223)3.04.08 Serviço de Terceiros (51.679) (33.141) (12.005)3.04.09 Subvenção - Conta Consumo Combustível CCC (72.832) (91.780) (43.230)3.04.10 Conta Desenvol Energético - CDE (7.811) 0 03.04.11 Taxa Fiscaliz Serviço Energ Elet - TFSEE (4.564) (4.275) (4.439)3.04.12 Depreciação e Amortização (154.543) (143.459) (109.008)3.04.13 Provisões Operac. (Líq. de Reversões) (43.591) (64.301) (84.278)3.04.14 Arrendamento e Aluguéis (191) (632) 2623.04.15 Tributos (237) (260) (5)3.04.16 Outras Despesas Operacionais (9.714) (12.136) (9.790)3.04.17 Custo de Serviço Prestado a Terceiros (22.029) (31.564) (25.201)3.05 Resultado Bruto 822.841 619.874 824.4023.06 Despesas/Receitas Operacionais (653.607) (528.547) (645.802)3.06.01 Com Vendas (137.280) (128.854) (137.972)3.06.02 Gerais e Administrativas (187.907) (177.804) (161.997)3.06.03 Financeiras (319.569) (208.558) (360.392)3.06.03.01 Receitas Financeiras 505.049 (472.167) (64.275)3.06.03.01.01 Renda de Aplicação Financeira 1.350 2.451 3.5013.06.03.01.02 Juros Comiss e Acresc Moratório Energia 36.043 21.031 12.5243.06.03.01.03 Remuneração Financeira Recomp Tarifária 113.060 86.496 03.06.03.01.04 Variação Cambial e Monetária (líquidas) 318.932 (617.325) (113.755)3.06.03.01.05 Outras Receitas Financeiras 35.664 35.180 33.4553.06.03.02 Despesas Financeiras (824.618) 263.609 (296.117)3.06.03.02.01 Encargos de Dívida (270.385) (179.602) (149.306)3.06.03.02.02 Juros sobre Capital Próprio a Pagar (73.693) (70.000) (153.783)3.06.03.02.03 Resultado de Swap (419.490) 534.250 12.2673.06.03.02.04 Outras Despesas Financeiras (61.050) (21.039) (5.295)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial (8.851) (13.331) 14.5593.06.06.01 Resultado Itapebi 6.070 0 03.06.06.02 Variação Cambial Pl Garter (1.150) (477) 28.2933.06.06.03 Amortização de Ágio- Líquida (13.771) (12.854) (13.734)3.07 Resultado Operacional 169.234 91.327 178.6003.08 Resultado não Operacional (9.957) (4.116) (7.056)435

01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20013.08.01 Receitas 1.296 7.270 2.9423.08.02 Despesas (11.253) (11.386) (9.998)3.09 Resultado antes Tributação/Participações 159.277 87.211 171.5443.10 Provisão para IR e Contribuição Social (16.857) (5.571) (32.630)3.11 IR Diferido (32.939) (20.427) (20.351)3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 73.693 70.000 153.7843.14 Participações Minoritárias (18.851) (10.010) (33.556)3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 164.323 121.203 238.791NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 18.817.734 18.817.734 18.817.734LUCRO POR AÇÃO 0,00873 0,00644 0,01269PREJUÍZO POR AÇÃO08.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS CONSOLIDADAS (Reais Mil)01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20014.01 Origens 1.525.414 1.443.173 994.7034.01.01 Das Operações 371.820 528.230 265.4054.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 164.323 121.203 238.7914.01.01.02 Vls. Que não Repr. Mov. Cap. Circulante 207.497 407.027 26.6144.01.01.02.01 Depreciação e Amortização 177.443 165.538 144.2804.01.01.02.02 Equivalência Patrimonial (6.070) 0 04.01.01.02.03 Variação Cambial Garter 1.150 477 (28.293)4.01.01.02.04 Amortização do Ágio e Deságio, Líquida 13.771 12.854 13.7344.01.01.02.05 Variações Monet e Cambiais Longo Prazo (67.516) 184.180 131.6364.01.01.02.06 Valor Residual do Ativo Perman Baixado 11.142 10.993 23.8584.01.01.02.07 Provisão para Ajuste Valor de Realiz. RTE 19.082 0 04.01.01.02.08 IR/CS Diferidos 32.939 20.427 20.3514.01.01.02.09 Reserva de Isenção Adene 6.705 2.547 04.01.01.02.10 Recomposição Tarifária do Racionamento 0 0 (312.508)4.01.01.02.11 Participações Minoritárias 18.851 10.011 33.5564.01.02 Dos Acionistas 0 13.500 79.3094.01.02.01 Integralização de Capital 0 0 76.1934.01.02.02 Adiant. p/ Futuro Aumento de Capital 0 13.500 3.1164.01.03 De Terceiros 1.153.594 901.443 649.9894.01.03.01 Venda de Investimento 182.378 0 04.01.03.02 Aumento de Exigível a Longo Parazo 5.069 735.590 411.2684.01.03.03 Transferência para o Ativo Circulante 229.038 62.636 108.8794.01.03.04 Dividendos/ JSCP Distrib. por Controladas 5.937 0 04.01.03.05 Diminuição do Realizável a Longo Prazo 400.949 103.217 04.01.03.06 Cap. Circ. Liq. Inical das Emp. não Consolid. 330.223 0 04.01.03.07 Redução de Capital de Controlada 0 0 129.8424.02 Aplicações 2.228.681 1.529.127 1.250.7744.02.01 No Realizável A Longo Prazo 549.857 460.500 136.8994.02.02 No Investimento 0 98.044 55.3524.02.03 No Imobilizado 275.299 495.886 610.3284.02.04 No Diferido 0 55.366 57.6654.02.05 Transferência do ELP para o Passivo Circ. 1.178.342 287.484 128.6614.02.06 Debêntures 0 0 97.5004.02.07 Juros s/ Capital Próprio e Dividendos de 175.215 72.095 136.4444.02.08 Diminuição do Exigível a Longo Prazo 49.968 59.752 27.9254.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (703.267) (85.954) (256.071)4.04 Variação do Ativo Circulante (184.127) 307.890 245.7254.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 1.211.300 903.410 657.6854.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 1.027.173 1.211.300 903.4104.05 Variação do Passivo Circulante 519.140 393.844 501.7964.05.01 Passivo Circulante no Início do Exercício 1.594.482 1.200.638 698.8424.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 2.113.622 1.594.482 1.200.638436

09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVAPARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTESSrs. Acionistas, Conselheiros e Diretores daCOMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA - COELBASalvador - BA1. Examinamos os balanços patrimoniais da COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA -COELBA (controladora e consolidado) levantados em 31 de dezembro de 2003, e as respectivas demonstrações doresultado, das mutações do patrimônio líquido (controladora) e das origens e aplicações de recursos correspondentesao exercício findo naquela data, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é ade expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis.2. Nosso exame foi conduzido de acordo com as normas brasileiras de auditoria e compreendeu: (a) o planejamento dostrabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles internosda Companhia e controladas; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam osvalores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis maisrepresentativas adotadas pela Companhia e controladas, bem como da apresentação das demonstrações contábeistomadas em conjunto.3. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis referidas no parágrafo 1 representam adequadamente, em todos osaspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DABAHIA - COELBA (controladora e consolidado) em 31 de dezembro de 2003, o resultado de suas operações, asmutações do seu patrimônio líquido (controladora) e as origens e aplicações de recursos correspondentes ao exercíciofindo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.4. As demonstrações contábeis referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2002 (controladora e consolidado),apresentadas para fins de comparação, foram por nós auditadas, e nosso parecer datado de 17 de janeiro de 2003,continha parágrafos de ênfase quanto: (a) a liquidação financeira dos valores relativos às transações de venda e comprade energia realizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, estes valores poderiam estarsujeitos a diversas modificações e não haviam sido liquidados até 31 de dezembro de 2002; (b) e sobre a conversão daMedida Provisória n° 14 na Lei n° 10.438, de 26 de abril de 2002, disciplinando, entre outros assuntos, a recomposiçãodo equilíbrio econômico-financeiro das empresas distribuidoras de energia elétrica, garantido nos contratos deconcessão.5. Adicionalmente, examinamos as demonstrações dos fluxos de caixa e do valor adicionado (controladora e consolidado)e os balanços sociais (controladora) da COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA – COELBA,correspondentes aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2003 e de 2002, aplicando os mesmos procedimentosdescritos no parágrafo 2. Essas demonstrações, não são requeridas como parte das demonstrações contábeis básicas eforam elaboradas para permitir análises adicionais. Em nossa opinião, essas demonstrações estão adequadamenteapresentadas, em todos aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.Salvador, 26 de janeiro de 2004DELOITTE TOUCHE TOHMATSUAuditores IndependentesCRC – nº 2SP 011.609/O-8-F “BA”José Othon Tavares de AlmeidaSócioCRC – BA – nº 013.212/O437

10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃOSenhores Acionistas,RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃOSubmetemos, para apreciação, o Relatório da Administração e as Demonstrações Contábeis da Companhia, com Parecerdos Auditores Independentes e do Conselho Fiscal, referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2003.Apesar do ano de restabelecimento da confiança na economia em 2003, com melhoria nos indicadores do mercadofinanceiro, as empresas do setor elétrico ainda sofreram os efeitos dos anos anteriores, quando o racionamento e asoscilações do mercado financeiro provocaram grandes prejuízos. Todavia, a COELBA obteve os melhores resultadosdentre as empresas do setor, com crescimento considerável no ano, fechando o exercício com lucro de R$ 165,7 milhões,34,3% maior do que o de 2002.Para a Companhia, privatizada em 1997, 2003 trouxe um desafio adicional: o primeiro processo de revisão tarifáriaprevisto no Contrato de Concessão, que permitiu reajuste de 28,61%.Além disso, esse resultado reflete o esforço da Empresa em melhorar seus principais indicadores técnicos. O DEC(Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor), passou de 17,40 horas para 15,96 horas, o FEC (FreqüênciaEquivalente de Interrupções por Consumidor), de 12,43 para 10,90 e o TMA (Tempo Médio de Atendimento), de 2,05horas para 1,98 horas, se comparados a 2002.O contato do cliente com a COELBA tem ficado cada vez mais fácil. Novos canais de relacionamento foram adicionadosaos já existentes: a Agência Online e o chat para contato direto via Internet. Além dos 50 pontos de atendimento próprioem todo o Estado, a COELBA amplia constantemente sua rede Coelba Serviços, atualmente com 918 estabelecimentoscomerciais credenciados. Outros meios de comunicação com a população são o telefone gratuito 0800 71 0800 e osterminais de auto-atendimento espalhados por vários municípios da Bahia e Região Metropolitana de Salvador. É aCOELBA colocando em prática seu objetivo de estar sempre ao lado do cliente.Consciente de seu papel de agente de desenvolvimento da Bahia e do Nordeste, a COELBA vem investindo cada vez maispara consolidar sua atuação como Empresa Cidadã, ampliando suas ações de caráter social com empregados, acionistas,fornecedores, empreiteiras e comunidade. O reflexo disso pôde ser comprovado com a melhoria de posição no rankingEthos/Abradee de Responsabilidade Social: de 11ª em 2002 para 4 ª colocada em 2003.Para 2004, a Coelba se prepara para enfrentar ainda maiores desafios em função das características de sua área deconcessão (alta dispersão geográfica e baixo consumo médio/cliente). A Coelba espera investir R$ 104,3 milhões noprojeto de Universalização, confiante de que o novo modelo para o setor elétrico, em fase de aprovação pelo CongressoNacional, permitirá maior estabilidade para o setor.Agradecemos a todos que trabalharam e contribuíram para que a COELBA seja hoje uma empresa de destaque nacional.Em particular, nosso reconhecimento pelo empenho e competência dos empregados e pelo apoio e estímulo dos acionistas,clientes, fornecedores e parceiros.Luiz Eduardo Franco de AbreuPresidente do Conselho de AdministraçãoMERCADOO consumo de energia em 2003 foi de 9,2 milhões de MWh, 4,1% superior ao ano de 2002, tendo sido executadas mais de210 mil novas ligações neste ano. As classes residencial e rural foram as que apresentaram maior crescimento em relaçãoa 2002: 9,9% e 13,7%, respectivamente.438

BALANÇO ENERGÉTICO439

QUALIDADE DO FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICAA busca pela excelência na qualidade dos serviços prestados pode ser medida pela evolução dos principais indicadorestécnicos de desempenho: o DEC (duração equivalente de interrupções por consumidor) foi 8,3% inferior ao do ano de 2002e o FEC (freqüência equivalente de interrupções por consumidor) foi inferior ao ano de 2002 em 12,3%.Esta redução foi fruto de um conjunto de ações realizadas para garantir a integridade do sistema, tornando-o maisconfiável, melhorando a qualidade do fornecimento e aumentando o nível de satisfação dos clientes. Entre as principaisações realizadas em 2003 para a melhoria desses indicadores, está o cumprimento do plano de renovação e manutençãodas Subestações e Linhas de Transmissão e Distribuição. Mais 15 subestações foram automatizadas, totalizando 106 SE’sautomatizadas e integradas aos respectivos centros de operação, abrangendo 74,5% do total da potência instalada. Já aconsolidação do Programa Eletricistas de Comunidade contribuiu para a redução do tempo médio de atendimento aocorrências no sistema elétrico. O resultado destas ações está refletido na redução significativa do número de reclamaçõesde clientes, passando de 64 mil em 2002 para 53 mil em 2003.DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIROA COELBA apresentou um desempenho em 2003 superior ao do ano anterior, conforme tabela abaixo:Indicador 2003 2002 Variação(R$ mil) (R$ mil) (%)Lucro Líquido 165.742 122.948 34,8%Receita Operacional Líquida 1.781.053 1.443.692 23,4%Custos/Despesas Operacionais 1.378.364 1.198.284 15,03%EBITDA 547.952 380.719 43,9%440

A COELBA segue uma política de proteção do endividamento em moeda estrangeira, buscando não correr o risco cambial,seja através de operações em reais ou de derivativos utilizados para “hedge”.A Companhia distribuirá R$ 68,4 milhões de juros sobre capital próprio, correspondente a 41% do lucro líquido doexercício, a ser pago até novembro de 2004.INVESTIMENTOSDiante do crescimento de receita inferior ao esperado, devido ao pequeno crescimento do mercado, a COELBA ajustou seunível de investimento, atingindo em 2003 o total de R$ 236,2 milhões - 10,8% inferior a 2002, conforme tabela a seguir:ENDIVIDAMENTOO endividamento oneroso da COELBA em 31 de dezembro de 2003 era de R$ 1,54 milhões, com uma alavancagem menorque a adotada pela Aneel para fins do cálculo da revisão tarifária.O endividamento de curto prazo da empresa apresenta-se alto devido ao enquadramento da dívida da Garter (US$ 300milhões – Sindicato de Bancos), que vence em junho de 2004. A negociação para a rolagem desta dívida, visando oalongamento do endividamento da Companhia e a diversificação dos vencimentos dos financiamentos, já encontra-se emavançado estágio de negociação.441

COMPOSIÇÃO ACIONÁRIAEm 31 de dezembro de 2003 o capital social da COELBA era de R$ 1.068,3 milhões, composto por 18.817.733.916 ações,sem valor nominal, sendo 10.930.451.658 (58,1%) ações ordinárias e 1.955.755.644 ações preferenciais classe “A”(10,4%) e 5.931.526.614 (31,5%) ações preferenciais classe “B”.RELAÇÕES COM ACIONISTAS E MERCADOA COELBA implementou uma série de ações em 2003 com o objetivo de aproximar a Companhia dos investidores eanalistas de mercado. A apresentação dos resultados da Companhia é feita anualmente, através de um road-show, etrimestralmente, através de conference call com analistas de bancos e agências de rating. O site corporativo da COELBAtem um espaço exclusivo de Relações com Investidores e a Diretoria de Economia, Finanças e de Relações comInvestidores possui um departamento dedicado para atender os acionistas e o mercado. Para conhecer o calendário ouobter informações sobre a COELBA, o Departamento de RI está disponível através do e-mail ri@coelba.com.br e pelotelefone (71) 370 5502.INDICADORES EMPRESARIAIS442

AUDITORES INDEPENDENTESNos termos da Instrução CVM nº 381, de 14 de janeiro de 2003, a Companhia informa que a Deloitte Touche Tohmatsu AuditoresIndependentes foi contratada em junho de 2002 para prestação de serviços de auditoria de suas demonstrações financeiras e derevisão de informativos contábeis - em atendimento às exigências da ANEEL - e de contratos para financiamentos. Este serviçotambém é prestado para suas controladas e controladora. O contrato é para um período de 3 (três) anos. Desde então, a Deloittenão prestou serviços não relacionados à auditoria externa que superassem 5% (cinco por cento) do valor do contrato.A política de atuação da Companhia, bem como das demais empresas do Grupo GUARANIANA, quanto à contratação deserviços não-relacionados à auditoria externa, se fundamenta nos princípios que preservam a independência do auditor.AGRADECIMENTOSRegistramos nossos agradecimentos aos membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal pelo apoio prestado nodebate e encaminhamento das questões de interesse da Companhia. Nossos reconhecimentos à dedicação e empenho do quadrofuncional e a todos os demais que direta ou indiretamente contribuíram para o cumprimento da missão da COELBA neste ano.Informações complementares podem ser obtidas no site da COELBA: www.coelba.com.br, no link Relações comInvestidores / Informações Financeiras / ITR DFP IAN / Informações Detalhadas 2003.11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS1. CONTEXTO OPERACIONALA Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA, sociedade por ações de capital aberto, controlada pelaGuaraniana S/A, é concessionária de serviço público de energia elétrica, destinada a projetar, construir e explorar ossistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comercialização de energia elétrica e serviçoscorrelatos que lhe venham a ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito, e atividades associadas aoserviço de energia elétrica, podendo administrar sistemas de produção, transmissão, distribuição ou comercializaçãode energia pertencentes ao Estado, à União ou a Municípios, prestar serviços técnicos de sua especialidade, realizaroperações de exportação e importação, organizar subsidiárias, incorporar ou participar de outras empresas e praticaros demais atos necessários à consecução de seu objetivo, sendo tais atividades regulamentadas e fiscalizadas pelaAgência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, órgão vinculado ao Ministério das Minas e Energia.2. ATIVIDADES NÃO VINCULADAS Á CONCESSÃO DO SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA - SPEEA Companhia possui participações societárias permanentes na Companhia Energética do Rio Grande do Norte-COSERN, Itapebi Geração de Energia S.A., na Garter Properties Inc. (2002 inclui a controlada indireta TermoaçuS.A.). Possui também, de forma marginal, bens originários do ativo imobilizado utilizados na obtenção de renda.3. DAS CONCESSÕESA Companhia e sua controlada COSERN detêm junto à ANEEL, as seguintes concessões:Localidade/Capacidade CapacidadeInstalada utilizada Data da Data deGeração Rio (MW) (MW) Concessão VencimentoCOELBAUsinas Hidrelétricas - UHEAlto Fêmeas Rio das Fêmeas São Desidério-Ba - 13 MW 10 MW 08/08/1997 07/08/2027Presidente Goulart Rio Correntina Correntina-Ba - 10 MW 8 MW 08/08/1997 07/08/2027Usina Termelétrica – UTEIlha Grande (Sistema Isolado) Camamu-Ba - 1,7 MW 1,2 MW 08/08/1997 07/08/2027ITAPEBIUHE Itapebi (*) Jequitinhonha Itapebi-Ba – 450 MW 28/05/1999 27/05/2034443

Distribuição Municípios Área de Concessão Data da Concessão Data de VencimentoCOELBA 415 Estado da Bahia 08/08/1997 07/08/2027COSERN 167 Estado do Rio Grande do Norte 31/12/1997 30/12/2027(*) Encontra-se em fase de transferência do controle acionário para a Holding Guaraniana (vide notasexplicativas nº 6 e 17).Adicionalmente, pela atual regulamentação do setor elétrico, a Companhia vem atendendo consumidores livres noEstado da Bahia, desde 2002.4. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISAs demonstrações contábeis estão sendo apresentadas de acordo com as disposições da Lei das Sociedades por Ações,conjugada com a legislação específica emanada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL eregulamentações da Comissão de Valores Mobiliários – CVM.Informações adicionais estão sendo apresentadas em notas explicativas e quadros suplementares em atendimento àsinstruções contidas no Ofício Circular n.º 2.183/2003 – SFF/ANEEL de 23 de dezembro de 2003 e OfícioCircular/CVM/SEP/SNC n.º 01/2004 de 19 de janeiro de 2004.As demonstrações contábeis para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002 foram reclassificadas, quandoaplicável, para comparabilidade, conforme abaixo relacionado:Balanço 2002PublicadoReclassificadoControladora Consolidado Controladora ConsolidadoAtivo circulanteDespesas pagas antecipadamente 64 12.108Outros créditos 87.556 118.787 36.769 52.399Realizável a longo prazoConsumidores, concessionárias ePermissionárias 49.849 86.573 49.856 88.211Outros créditos 13.820 21.475 13.813 19.837Passivo circulanteEmpréstimos e financiamentos 215.503 610.231 198.595 592.285Obrigações estimadas 9.106 18.467Coligadas, controladas e controladoras 1.032 15.411 14.379Outras contas a pagar 57.184 47.823Exigível a longo prazoEmpréstimos e financiamentos 581.794 1.918.222 1.317.483 1.881.888Coligadas, controladas e controladoras 769.504 225. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEISAplicações financeiras e títulos e valores mobiliáriosEstão demonstradas ao custo, acrescido das remunerações contratadas, reconhecidas proporcionalmente até as datasde encerramento das demonstrações contábeis e não excedem o seu valor de mercado.Consumidores, concessionárias e permissionáriasEngloba o fornecimento e suprimento de energia faturada e não faturada por estimativa, até o encerramento dobalanço, contabilizado com base no regime de competência.Provisão para créditos de liquidação duvidosaEstá reconhecida em valor considerado suficiente pela administração para cobrir as perdas na realização das contasa receber de consumidores e títulos a receber cuja recuperação é considerada improvável.444

Estoques (inclusive do ativo imobilizado)Os materiais em estoque, classificados no ativo circulante e aqueles destinados a investimentos, classificados no ativoimobilizado, estão registrados ao custo médio de aquisição e não excedem os seus custos de reposição ou valores derealização, deduzidos de provisões para perdas, quando aplicável.InvestimentosAs participações societárias em controladas são avaliadas pelo método da equivalência patrimonial. Os outrosinvestimentos estão registrados pelo custo de aquisição, líquidos de provisão para perdas, quando aplicável.ImobilizadoRegistrado ao custo de aquisição ou construção, deduzido da depreciação acumulada.A depreciação é calculada pelo método linear, tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas respectivasUnidades de Cadastro – UC, conforme determina a Resolução ANEEL n.º 015 de 24 de dezembro de 1997 e a PortariaDNAEE nº 815, de 30 de novembro de 1994. As taxas anuais estão determinadas na tabela anexa às ResoluçõesANEEL nº 02, de 24 de dezembro de 1997, e nº 44, de 17 de março de 1999, apresentadas na nota explicativa nº 20.Os gastos de administração geral são apropriados, mensalmente, às imobilizações e demais ordens em curso, em até10% dos dispêndios diretos com pessoal mais serviços de terceiros a estas atribuíveis.Em função do disposto na Instrução Contábil n.º 6.3.10 do Manual de Contabilidade do Serviço Público de EnergiaElétrica, instituído pela Resolução ANEEL nº 444, de 26 de outubro de 2001, os juros, variações monetárias eencargos financeiros, relativos aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no imobilizado emcurso, estão registrados neste subgrupo como custo.Em atendimento à Instrução Contábil 6.3.23 do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, asObrigações Vinculadas à Concessão, registradas em grupo específico no Passivo Exigível a Longo Prazo, estãoapresentadas como dedução do Ativo Imobilizado, dadas suas características de aporte financeiro de consumidores,da União, do Estado da Bahia e de outras fontes, com fins específicos de financiamento para obras.DiferidoComposto por despesas pré-operacionais relacionadas à implantação do projeto da unidade termoelétricacontemplando estudos e projetos de viabilidade econômica financeira de impacto ambiental e custo financeiroassociado ao projeto.Imposto de renda e contribuição social diferidosÉ calculado com base nas alíquotas efetivas, vigentes na data da elaboração das demonstrações contábeis, do impostode renda e contribuição social e reconhecido o diferimento em função das diferenças intertemporais. A Companhia esua controlada COSERN têm direito a redução do Imposto de Renda calculado com base no lucro de exploração (videnota explicativa nº 33 item 2).Plano de complementação de aposentadoria e pensãoOs custos associados ao plano de aposentadoria e pensão são reconhecidos pelo regime de competência.Apuração do resultadoAs receitas e despesas são reconhecidas pelo regime de competência.Valores especiais estimadosA preparação de demonstrações contábeis de acordo com as práticas de contabilidade adotadas no Brasil requer que aAdministração da Companhia, baseada em estimativas, faça o registro de certas transações que afetam os ativos epassivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas demonstrações contábeis.Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodos subseqüentes, podem445

diferir dessas estimativas. As principais estimativas relacionadas às demonstrações contábeis referem-se ao registro dosefeitos decorrentes do fornecimento não faturado, da provisão para créditos de liquidação duvidosa, provisão paracontingências, realizações dos impostos e contribuições sociais diferidos, ágio e da recomposição tarifária.Outros direitos e obrigaçõesDemais ativos e passivos circulantes e de longo prazo estão atualizados até a data do balanço, quando legal oucontratualmente exigidos.6. PROCEDIMENTOS DE CONSOLIDAÇÃOAs demonstrações contábeis consolidadas foram preparadas de acordo com as normas estabelecidas pela Instrução n°247 de 27 de março de 1996 da Comissão de Valores Mobiliários – CVM e incluem a Companhia e as suascontroladas. Em 2002 incluiu a Itapebi Geração de Energia S/A (vide nota explicativa nº 17).Percentual de participação (%)2003 2002Composição Direta Indireta Direta IndiretaCompanhia Energética do Rio Grandedo Norte - COSERN 67,40 67,40ITAPEBI S.A. (a) 42,00 42,00TERMOAÇU (b) 39,05GARTER PROPERTIES INC. ( c) 100,00 100,00(a) Com base no artigo 23 da instrução CVM nº 247, a Companhia excluiu da consolidação das demonstraçõescontábeis o investimento na Itapebi Geração de Energia S.A. face a efetiva e clara evidência de realização, viaalienação para a Guaraniana S.A. deste ativo. O investimento existente foi reclassificado para o realizável a longoprazo na conta de Bens e Direitos Destinados a Alienação.(b) Participação alienada em 30 de junho de 2003, de sua controlada COSERN para a controladora Guaraniana.(c) Garter Properties Inc. sociedade que serviu para viabilizar a captação de recursos externos junto aos sindicatosde bancos, liderado pelo Bank Boston, devidamente registrado no Banco Central. (vide nota explicativa nº 23).Para fins de apresentação das demonstrações contábeis analisadas, o ágio pago na aquisição de investimento –líquido, é reclassificado para o ativo diferido.Reconciliação do resultado da controladora com o consolidado2003 2002Lucro líquido da controladora 165.742 122.948Reserva de isenção ADENE – COSERN (1.419) (1.745)Lucro líquido consolidado 164.323 121.203Os balanços patrimoniais, em 31 de dezembro de 2003 e 2002, e as demonstrações do resultado para os exercíciosfindos naquelas datas, das controladas, estão assim compostos, de forma condensada:COSERN TERMOAÇU GARTER ITAPEBIComposição 2003 2002 2002 2003 2002 2002Ativo 1.232.706 1.319.098 380.228 868.692 1.067.382 667.429Ativo circulante 253.474 345.621 13.282 1.932 7.392 23.528Realizável a longo prazo 662.184 489.461 6.018 866.760 1.059.990 6Permanente 317.048 484.016 360.928 643.895Passivo 1.232.706 1.319.098 380.228 868.692 1.067.382 667.429Circulante 447.924 368.547 120.228 867.150 1.082 246.805Exigível a longo prazo 283.773 454.538 1.059.990 270.624Patrimônio líquido 501.009 496.013 260.000 1.542 6.310 150.000446

Demonstrações de ResultadoCOSERNGARTER2003 2002 2003 2002Receita operacional líquida 467.557 439.538Custo de bens e serviços vendidos (322.053) (305.323)Resultado bruto 145.504 134.215Receitas (despesas) operacionais (50.539) (65.844) 54.321 67.091Resultado do serviço 94.965 68.371 54.321 67.091Receita (despesas) financeiras (31.456) (19.346) (57.939) (55.883)Resultado operacional 63.509 49.025 (3.618) 11.208Resultado não operacional (1.043) (816)Resultado antes do IR e CSLL 62.466 48.209 (3.618) 11.208IR e CSLL (20.912) (17.504)Lucro (prejuízo) antes reversão juros capital próprio 41.554 30.705 (3.618) 11.208Reversão dos juros sobre capital próprio 16.271Lucro líquido (prejuízo) do exercício 57.825 30.705 (3.618) 11.208Em 2002 a Itapebi Geração de Energia S/A e a Termoaçu estavam em fase pré-operacional. A Itapebi entrou emoperação em janeiro de 2003.7. CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIASControladoraProvisão para créditoSaldos Saldos vencidos Total de liquidação duvidosaComposição do Contas a Receber Vincendos Até 90 dias Mais 90 dias 2003 2002 2003 2002Setor Privado 106.898 93.199 26.470 226.567 155.404 (22.738) (21.147)Residencial 40.828 50.208 7.267 98.303 54.990 (7.257) (8.182)Industrial 21.782 9.678 8.187 39.647 31.814 (6.179) (5.374)Comercial, serviços e outras 29.620 25.759 8.082 63.461 47.917 (7.848) (6.991)Rural 14.668 7.554 2.934 25.156 20.683 (1.454) (600)Setor Público 962 13.218 10.175 24.355 13.478 (1.545) (1.210)Federal 523 2.616 938 4.077 2.849 (783) (831)Estadual 85 4.843 1.206 6.134 3.999 (264) (163)Municipal 354 5.759 8.031 14.144 6.630 (498) (216)Iluminação pública 189 6.186 11.345 17.720 13.959 (1.396) (2.356)Serviço público 1.640 2.045 1.175 4.860 4.086 (498) (312)PDD confissões dívidas e outras (1.050) (9.208)Fornecimento não faturado 114.986 114.986 80.028Reposicionamento Tarifário 35.824 35.824Subtotal 260.499 114.648 49.165 424.312 266.955 (27.227) (34.233)Disponibiliz/Sist Trans e Distribuição 4.296 782MAE – Mercado Atacadista de Energia 28.506 125.426Outras créditos 22.409 37.955Total 479.523 431.118 (27.227) (34.233)Ativo Circulante (453.765) (381.262)) (27.227) (34.233)Ativo Realizável a Longo Prazo 25.758 49.856447

ConsolidadoProvisão para créditoSaldos Saldos vencidos Total de liquidação duvidosaComposição do Contas a Receber Vincendos Até 90 dias Mais 90 dias 2003 2002 2003 2002Setor Privado 136.993 121.191 44.957 303.141 216.834 (34.123) (28.823)Residencial 49.148 61.676 7.633 118.457 68.375 (7.615) (9.670)Industrial 31.664 13.669 13.893 59.226 48.896 (10.275) (8.590)Comercial, serviços e outras 37.690 32.523 13.182 83.395 62.926 (12.559) (9.813)Rural 18.491 13.323 10.249 42.063 36.637 (3.674) (750)Setor Público 4.813 19.657 19.908 44.378 26.943 (4.574) (2.011)Federal 1.423 3.714 3.476 8.613 7.033 (1.260) (1.072)Estadual 1.725 7.173 3.686 12.584 9.647 (1.651) (665)Municipal 1.665 8.770 12.746 23.181 10.263 (1.663) (274)Iluminação pública 1.909 8.643 16.710 27.262 38.514 (3.973) (2.356)Serviço público 5.704 3.002 11.612 20.318 30.845 (8.766) (6.341)PDD confissões dívidas e outras (25.225) (19.886)Fornecimento não faturado 133.972 133.972 95.986Reposicionamento Tarifário 35.824 35.824Subtotal 319.215 152.493 93.187 564.895 409.122 (76.661) (59.417)Disponibiliz/Sist Trans e Distribuição 4.296 782MAE – Mercado Atacadista de Energia 48.975 217.005Outras créditos 33.245 36.681Total 651.411 663.590 (76.661) (59.417)Ativo Circulante (606.763)) (575.379) (76.661) (59.417)Ativo Realizável a Longo Prazo 44.648 88.211• Provisão para Crédito de Liquidação DuvidosaA provisão para créditos de liquidação duvidosa foi constituída de acordo com as normas do Manual deContabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica da ANEEL e após criteriosa análise das contas a recebervencidas, sendo considerada pela Administração da Companhia suficiente para cobrir eventuais perdas narealização dos valores a receber (inclusive títulos a receber). A Companhia e sua controlada efetivam as baixasde contas a receber de consumidores de valores inferiores a R$ 5 nos termos da Lei nº 9430/96. Para fins fiscais,o excesso de provisão calculado em relação aos termos dos artigos 9 e 10 da Lei nº 9.430, de 27 de dezembro de1996, está adicionado ao lucro real e à base de cálculo da contribuição social sobre o lucro líquido – CSLL.• Mercado Atacadista de Energia – MAEOs valores correspondentes às operações junto ao Mercado Atacadista de Energia Elétrica- MAE, foramregistrados levando-se em consideração informações divulgadas pelo mesmo.As operações no MAE, do período de setembro de 2000 a dezembro de 2002, cujo processo de liquidação foiconcluído em julho de 2003, após conclusão dos trabalhos da auditoria, geraram um direito de crédito para aCompanhia e sua controlada COSERN no valor de R$ 116.321, e R$ 84.238 respectivamente, dos quais R$87.815 e R$ 63.162 foram efetivamente recebidos no exercício de 2003 e R$ 14.718 e R$ 12.187 encontram-seem litígio judicial e R$ 13.788 e R$ 8.282 estão sendo negociados diretamente com os agentes.Os valores da energia de curto prazo podem estar sujeitos a modificações dependendo de decisão dos processosjudiciais em andamento, movido por algumas empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercadoem vigor.As operações realizadas no exercício de 2003, estão sendo liquidados nas suas devidas datas.• Reposicionamento TarifárioA ANEEL, através da Resolução nº 202, de 16 de abril de 2003, estabeleceu os resultados da primeira revisãotarifária periódica da Companhia, e fixou o reposicionamento tarifário provisório de 31,49% a ser aplicado sobreas tarifas de fornecimento de energia elétrica vigentes.448

Para atender ao princípio de modicidade tarifária e a condição de equilíbrio econômico-financeiro, conformedisposto no Contrato de Concessão nº 010/97, firmado entre a Companhia e o Poder Concedente, a ANEEL,através da referida Resolução, em seu art. 3º, item I, determinou que em 22 de abril de 2003 o reposicionamentodas tarifas de fornecimento fosse de 28,61%, correspondente ao percentual resultante do cálculo do índice dereajuste tarifário anual.O diferencial de 2,24%, será compensado nos reajustes tarifários anuais a serem homologados para os anos de2004 a 2007, acrescendo-se à Parcela B de cada ano com base no consumo médio de energia. Em 2003, foicontabilizado o valor de R$ 35.824, correspondente ao período de 22 de abril a 31 de dezembro de 2003.Coerentemente com o objetivo do reposicionamento das tarifas no processo de revisão tarifária periódica que visaproporcionar a receita necessária ao equilíbrio econômico-financeiro, o diferencial de 2,24% foi consideradoproporcionalmente, pela Companhia, de acordo com a competência do período tarifário de 22 de abril de 2003 a21 de abril de 2004, e foi reconhecido simultaneamente com custos incorridos, ainda que sua realizaçãofinanceira seja postergada para atender a modicidade tarifária.8. TÍTULOS A RECEBERReferem-se aos parcelamentos de débitos de contas de fornecimento de energia em atraso e de prestação de serviços.ControladoraSaldos Vencidos TotalComposição Vincendos Até 90 dias Mais 90 dias 2003 2002Setor público 9.376 8.388 17.764 19.033Setor privado 8.701 12.266 6.519 27.486 24.139Total 18.077 20.654 6.519 45.250 43.172Ativo Circulante (29.299) (27.408)Ativo Realizável a longo prazo 15.951 15.764ConsolidadoSaldos Vencidos TotalComposição Vincendos Até 90 dias Mais 90 dias 2003 2002Setor público 129.379 14.538 14.441 158.358 97.127Setor privado 11.142 12.415 6.657 30.214 31.843Total 140.521 26.953 21.098 188.572 128.970Ativo Circulante (88.036) (73.444)Ativo Realizável a longo prazo 100.536 55.5269. ACORDO GERAL DO SETOR ELÉTRICOA Resolução da Câmara de Gestão da Crise – GCE n.º 91, de 21 de dezembro de 2001, Resoluções ANEEL nº 31, de24 de janeiro de 2002 e n.º 72, de 07 de fevereiro de 2002, regulamentaram o denominado “Acordo Geral do SetorElétrico”, estabelecendo que a recomposição tarifária dar-se-á através de incremento nas contas faturadas, sendo,2,9% nas contas faturadas aos consumidores da classe residencial (exceto subclasse residencial baixa renda) e rural,e de 7,9% para as demais classes consumidoras.A ANEEL homologou, em 29 de agosto de 2002, os respectivos valores da recomposição tarifária através dasResoluções n° 480 (para o período de 01 de junho de 2001 a 31 de dezembro de 2001) e n° 481 (para o período de01 de janeiro de 2002 a 28 de fevereiro de 2002). E, através da Resolução nº 484, de 29 de agosto de 2002, fixou oprazo máximo de permanência do adicional tarifário para a Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE nas tarifasde fornecimento que é de 83 meses na controladora e 105 meses na controlada COSERN, contados a partir dedezembro de 2001. E mediante Resolução nº 001, de 12 de janeiro de 2004, alterou o prazo máximo de recuperaçãopara 74 meses na Companhia e 102 meses na controlada COSERN, excluindo deste prazo a recuperação dos valoresfinanceiros de itens da “Parcela A”, relativo ao período de 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001. A Companhia e suacontrolada COSERN avaliaram a recuperação em função dos prazos e constituíram provisões para realização desseativo nos valores de R$ 8.481 e R$ 10.602, respectivamente.449

Os principais itens constantes do Acordo Geral do Setor Elétrico estão demonstrados a seguir:a) – Recomposição tarifária das perdas com faturamento no período de vigência do Programa Emergencial deRedução do consumo de Energia ElétricaComposição Controladora Consolidado2003 2002 2003 2002Recomposição tarifária do racionamento 314.980 314.980 445.217 445.217Remuneração financeira da perda receita 139.344 60.766 199.556 86.496(-) Provisão para ajuste ao valor de realização (8.481) (19.082)(-) Reversão acumulada (131.427) (67.691) (173.529) (89.165)Total 314.416 308.055 452.162 442.548Ativo Circulante (70.623) (68.296) (92.651) (91.818)Ativo Realizável a longo prazo 243.793 239.759 359.511 350.730Conciliação do resultado Controladora Consolidado2003 2002 2003 2002Recomposição tarifária do racionamento 12.779 38.640(-) Reversão da recomposição tarifária (63.736) (67.691) (84.363) (89.165)Ajustes referentes ao exercício de 2001 29.065 29.065Efeito no resultado (63.736) (25.847) (84.363) (21.460)b) - Energia livre - racionamentoA Energia Livre é a energia injetada no sistema elétrico, não prevista nos contratos iniciais ou equivalentes e noscontratos bilaterais.A Resolução ANEEL nº 72, de 07 de fevereiro de 2002, estabeleceu os procedimentos para registro contábil dosefeitos decorrentes da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, no que concerne a Energia Livre. Os registros contábeisdevem ser feitos simultaneamente nos ativos e passivos circulantes e longo prazo, tendo como contrapartida,respectivamente, as contas de Receita de Fornecimento e Despesa de Energia Comprada.Como o Acordo do Setor Elétrico não prevê qualquer custo adicional para as concessionárias distribuidoras de energiaelétrica, advindo do reconhecimento contábil da energia livre, a Companhia e sua controlada COSERN registraram,no ativo realizável a longo prazo, os ônus relativos a tributos, Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica,encargo de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e a Reserva Global de Reversão – RGR, a serem deduzidos dosvalores de repasses a serem realizados aos geradores.Os valores contabilizados em 31 de dezembro de 2003 e 2002 como energia livre, homologados pela ANEEL atravésda Resolução nº 483 e ratificados pela Resolução Normativa nº 01, de 12 de janeiro de 2004, têm a seguintecomposição:ControladoraAtivo Passivo ResultadoLongoLongoComposição Circulante Prazo Circulante Prazo Receita DespesaEnergia Livre 36.766 84.083 31.201 89.644Encargos 5.757 (3.442)(-) Reversão (17.892) (14.825) (17.892)Remuneração financeira 5.491 16.247 5.491 16.247 21.739 21.739Total em 31 de dezembro de 2003 24.365 106.087 18.425 105.891 3.847 21.739Total em 31 de dezembro de 2002 125.238 120.828 20.587 (20.587)450

ConsolidadoAtivo Passivo ResultadoLongoLongoComposição Circulante Prazo Circulante Prazo Receita DespesaEnergia Livre 45.312 109.452 39.746 115.013Encargos 5.757 (3.828) (2.262) 245 1.115(-) Reversão (22.051) (18.530) (22.051)Remuneração financeira 5.491 22.418 5.491 22.418 27.910 15.568Total em 31 de dezembro de 2003 28.752 137.627 22.879 135.169 6.104 16.683Total em 31 de dezembro de 2002 160.391 154.743 24.824 (24.824)A ANEEL, através da Resolução nº 36, de 29 de janeiro de 2003, alterada pela Resolução nº 89 de 25 de fevereiro de2003, estabeleceu os procedimentos para a recuperação e repasse aos geradores, a partir de fevereiro de 2003, dosvalores de energia livre, calculados com a aplicação de 25,65% sobre a arrecadação da Recomposição TarifáriaExtraordinária – RTE.c) – Valores tarifários não gerenciáveis da Parcela A (Vide Nota Explicativa nº 11)A conta de Compensação de variação de valores de itens da “Parcela A” – CVA, registra as variações de custos,negativas ou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativos aos itens previstos noscontratos de concessão de distribuição de energia elétrica.Controladora ConsolidadoAtivo Ativo PassivoLongo Prazo Longo Prazo Longo PrazoSubvenção para conta de consumo de combustível – CCC 2.991 4.107Reserva global de reversão – RGR 1.840 1.840 617Taxa de fiscalização do serviço de energia elétrica – TFSEE 333 420Encargos de conexão no sistema de transmissão 420 420 1.160Tarifa de utilização do sistema de transmissão – TUST 10.205 13.468Energia comprada para revenda 24.135 31.365Total em 31 de dezembro de 2003 39.924 51.620 1.777Total em 31 de dezembro de 2002 32.369 41.852 1.441A Resolução ANEEL nº 90, de 18 de fevereiro de 2002, definiu os itens da “Parcela A”, referente ao períodocompreendido entre 1º de janeiro e 25 de outubro de 2001, bem como a forma de remuneração econômica, mediantea incorporação dos efeitos financeiros, e o período para a recuperação tarifária. Estes valores foram homologadosatravés da Resolução nº 482, de 29 de agosto de 2002, os quais serão recuperados através de adicional tarifário nascontas faturadas, sendo 2,9% para consumidores da classe residencial (exceto subclasse baixa renda) e rural e de 7,9%para as demais classes consumidoras, contados a partir de 27 de dezembro de 2001, após a conclusão daRecomposição Tarifária Extraordinária – RTE. Mediante Resolução nº 001, de 12 de janeiro de 2004, foi excluído oprazo máximo de recuperação dos valores financeiros de itens da “Parcela A”.d) – Empréstimos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social e Governo Federal aos Concessionáriosde Energia ElétricaO Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, no âmbito do Programa Emergencial eExcepcional de Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica, concedeu umfinanciamento no valor de R$ 307.195 controladora (R$ 423.193, consolidado) para suprir parte das insuficiências derecursos, decorrentes de redução de receita ocorrida durante a vigência do Programa Emergencial de Redução doConsumo de Energia Elétrica com destinação prioritária ao adimplemento de obrigações assumidas junto a agentesdo setor elétrico. Sobre o principal da dívida incide encargos à taxa SELIC + 1% a.a., sendo essa a mesma condiçãode remuneração do ativo regulatório reconhecido.451

10. PROGRAMA EMERGENCIAL DE REDUÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICAACâmara de Gestão da Crise de Energia, divulgou em 18 de maio de 2001 um plano de racionamento de energiaelétrica, a partir de 1º de junho de 2001, e determinou através da Resolução 117, de 19 de fevereiro de 2002, o términodeste programa em 01 de março de 2002.Em cumprimento a Resolução ANEEL nº 299 de 27 de julho de 2001, a Companhia e sua controlada COSERNefetuaram os registros contábeis decorrentes deste programa, conforme demonstramos a seguir:• Bônus do racionamento líquido do acréscimo à tarifa ANEELControladoraConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Bônus do racionamento 109.382 108.432 131.171 130.643Fundo de valores do acréscimo à tarifa Aneel (Sobretaxa) (95.798) (95.148) (116.481) (115.869)Bônus do racionamento líquido do acréscimo à tarifa Aneel 13.584 13.284 14.690 14.774• Gastos incrementais com racionamento a recuperarOs gastos incrementais que a Companhia incorreu para colocar em prática o Programa Emergencial de Redução doConsumo de Energia Elétrica estão sendo ressarcidos pela ANEEL através do reajuste tarifário de 22 de abril de 2003.Até 31 de dezembro de 2003 foi apropriado o montante de R$ 12.300 controladora e R$ 14.723 consolidado,correspondente a 66,7% e 64,9%, respectivamente. O prazo estimado do saldo remanescente é de sete meses.Controladora ConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Valor gasto 19.663 14.646 24.776 19.759Ajustes e reclassificações (1.213) (2.086)Valor homologado 18.450 22.690Remuneração financeira 591Valor apropriado (12.300) (14.723)Saldo a apropriar 6.150 14.646 8.558 19.759• Encargo de Capacidade EmergencialA Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, determina que os custos, inclusive de natureza operacional, tributária eadministrativa, relativos à aquisição de energia elétrica (KWh), e a contratação de capacidade de geração ou potência(KW) pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, serão rateados entre todas as classes deconsumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico Nacional Interligado, proporcionalmente ao consumo individualverificado, constituindo adicional tarifário específico. O encargo tarifário cobrado atualmente dos consumidores, a títulode encargo de capacidade emergencial, é de R$ 0,0085 KWh, (Resolução ANEEL nº 496 de 26 de setembro de 2003).Os valores contabilizados e repassados à CBEE, como encargo tarifário tem a seguinte composição:Controladora2003 2002Faturado Repassado Faturado RepassadoEncargo de capacidade emergencial 63.315 58.235 42.970 26.425Consolidado2003 2002Faturado Repassado Faturado RepassadoEncargo de capacidade emergencial 83.871 72.277 53.046 33.843452

11. VALORES TARIFÁRIOS NÃO GERENCIÁVEIS A COMPENSARA Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia n.º 25, de 24 de janeiro de 2002,estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” - CVA, com o propósito deregistrar as variações de custos, negativas ou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativosaos itens previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica.Os montantes e variação dos itens de custo da “Parcela A” devem ser neutros, isto é, repassados integralmente paraas tarifas. As variações de custos de energia comprada, em decorrência do início da redução dos contratos iniciais(25%), foram reconhecidas no reposicionamento tarifário de 22 de abril de 2003.A Companhia e sua controlada COSERN reconheceram como custo da “Parcela A” o valor inerente a essa variaçãoreferente a energia comprada o montante de R$ 540 e R$ 1.225 respectivamente.O valor correspondente ao período de 26 de outubro de 2001 a 22 de março de 2002 já está sendo recuperado atravésdo último reajuste tarifário de 22 de abril de 2002, e ao período de 23 de março de 2002 a 22 de março de 2003 serárecuperado no próximo reajuste tarifário de 22 de abril de 2004.AtivoControladoraPassivoLongoLongoComposição Circulante Prazo Total Circulante Prazo TotalCVA - 01 de janeiro a 25 deoutubro de 2001 (vide nota 9, letra c) 39.924 39.924CVA – 26 de outubro de 2001 a 22de março de 2002 1.260 1.260CVA – 23 de março de 2002 a 22de março de 2003 10.154 539 10.693 13.552 13.552CVA – 23 de março de 2003 a 22de março de 2004 253 34.087 34.340 2.994 2.994Total em 31 de dezembro de 2003 11.667 74.550 86.217 16.546 16.546Total em 31 de dezembro de 2002 16.952 37.432 54.384 21.452 7.404 28.856AtivoConsolidadoPassivoLongoLongoComposição Circulante Prazo Total Circulante Prazo TotalParcela A – 01 de janeiro a 25 deoutubro de 2001 (vide nota 9, letra c) 51.620 51.620 1.777 1.777CVA – 26 de outubro de 2001 a 22de março de 2002 1.455 1.455 30 30CVA – 23 de março de 2002 a 22de março de 2003 14.993 539 15.532 17.693 17.693CVA – 23 de março de 2003 a 22de março de 2004 253 44.805 45.058 2.994 642 3.636Total em 31 de dezembro de 2003 16.701 96.964 113.665 20.717 2.419 23.136Total em 31 de dezembro de 2002 24.060 46.915 70.975 28.081 8.845 36.926453

12. TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOSAgente Tipo de Controladora ConsolidadoFinanceiro aplicação Vencimento Taxas (%) 2003 2002 2003 2002BB PremiumBanco Brasil e RDB/CDI Diversos Diversas 412 20.497 412 20.497Bradesco CDB/CDI Diversos 98,7% CDI 5.673 8.906 6.678 8.906Itaú RDB/CDI 13/10/2003 98,5% CDI 5.201 5.201BBV RDB/CDI 13/10/2003 100,5% CDI 5.204 5.204Votarantim RDB/CDI 26/08/2004 101,0% CDI 2.974 2.974Safra RDB/CDI 13/10/2003 101,0% CDI 5.206 5.206Santander RDB/CDI 27/10/2003 100,0% CDI 10.337 10.337Mercantil do Brasil RDB/CDI 16/11/2004 101,0% CDI 5.086 5.086Total 6.085 63.411 7.090 63.41113. TRIBUTOS A COMPENSARPor força de determinações legais, a Companhia e sua controlada COSERN procedem as retenções e/ou antecipaçõespara posterior compensação de tributos e contribuições. Os saldos finais de curto e longo prazos estão assimconstituídos:Controladora2003 2002AtivoAtivoLongoLongoComposição Circulante Prazo Circulante PrazoIR sobre aplicação financeira 20.333IR antecipado exercício corrente 8.766 6.365IR sobre juros capital próprio 2.156IR exercício anterior a compensar 3.762 14.443CSLL antecipada exercício corrente 3.900 3.365PIS a compensar 3.016 17.105CSLL órgãos públicos 1.120ICMS a recuperar CIAP 5.226 30.392 5.829 26.406ICMS a recuperar baixa renda 14.714 13.144Outros 4.898 6.323Total 47.558 30.392 86.907 26.406Consolidado2003 2002AtivoAtivoLongoLongoComposição Circulante Prazo Circulante PrazoIR sobre aplicação financeira 1.834 20.431IR antecipado exercício corrente 15.797 26.586IR do exercício anterior 8.914 14.443IR Swap 11.664CSLL antecipada exercício corrente 7.135 10.022PIS a compensar 3.513 25.302ICMS a recuperar CIAP 5.924 39.565 23.167 34.270ICMS a recuperar baixa renda 14.714 14.436Outros 13.340 13.144Total 71.171 39.565 159.195 34.270Com base na Lei Complementar nº 102, de 11 de julho de 2000, a Companhia vem registrando ICMS a recuperardecorrente das aquisições de bens destinados ao ativo imobilizado.454

O imposto de renda e a CSLL antecipados correspondem aos montantes recolhidos, quando das apurações tributáriasmensais, nos termos do artigo 2 º da Lei 9.430, de 27 de dezembro de 1996.Em 31 de dezembro de 2001, por conta do Acordo Geral do Setor Elétrico, a Companhia e sua controlada COSERNreconheceram em seus ativos os montantes de receitas a recuperar visando restabelecer o equilíbrio econômicofinanceiro dos contratos de concessão de energia elétrica, mediante Recomposição Tarifaria Extraordinária –RTE, emconseqüência da redução da demanda e pela intervenção do Governo Federal cujos valores estão detalhados na notaexplicativa nº 9. Concomitantemente, estas receitas foram oferecidas à tributação para IRPJ, CSLL, PIS e COFINSpelo regime de competência de acordo com a legislação fiscal. Em 2002 a Receita Federal através do Parecer COSITnº. 26, de setembro de 2002, reconheceu que a receita gerada pela aplicação da sobretarifa de que trata o Parágrafoprimeiro do artigo 4 º da então Medida Provisória nº. 14, de 2001, convertida na Lei 10.438, de 26 de abril de 2002,deverá compor a apuração das bases de cálculos dos tributos federais mencionados acima, quando ocorrer o efetivoconsumo de energia sobre o qual incidiu a respectiva cobrança da sobretarifa, à medida e na proporção de suaefetivação, sendo os tributos apurados de acordo com a Lei vigente em cada um desses períodos.Desta forma, os valores de tributos devidos em 2001 e 2002, recolhidos em 2002, por conta da RecomposiçãoTarifária Extraordinária –RTE pela Companhia e sua controlada COSERN tornaram-se indevidos e foramreconhecidos no ativo de cada empresa como tributos e contribuições a recuperar pela seguinte espécie e valores:Composição 2003 2002COSERN COELBA COSERNIRPJ e CSLL 7.978 21.314 18.685PIS e COFINS 14.495 7.750Total 7.978 35.809 26.43514. ESTOQUEControladoraConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Estoque total 25.124 24.373 30.603 30.381Imobilizado – imobilizado em curso (22.051) (21.244) (26.814) (26.382)Estoque - circulante 3.073 3.129 3.789 3.99915. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOSA Companhia e sua controlada COSERN, mantém imposto de renda diferido ativo calculado à alíquota de 15 %,considerando o adicional de 10 %, e Contribuição Social diferida ativa constituída à alíquota de 9 %, conformedemonstrado abaixo:Controladora2003 2002TributoTributoComposição Base de Diferido Base de DiferidoCálculo Ativo Cálculo AtivoImposto de Renda 792.435 198.085 768.132 192.010Prejuízos Fiscais 576.869 149.928 615.954 153.970Diferenças Temporárias 215.566 48.157 152.178 38.040Contribuição Social 556.033 50.043 512.588 46.400Base Negativa 363.383 32.704 363.383 32.704Diferenças Temporárias 192.650 17.339 149.205 13.696Total 248.128 238.410Ativo Circulante (11.864) (32.160)Ativo Realizável a Longo Prazo 236.264 206.250455

ConsolidadoComposição 2003 2002TributoTributoBase de Diferido Base de DiferidoCálculo Ativo Cálculo AtivoImposto de Renda 1.023.603 255.877 980.745 245.163Prejuízos Fiscais 666.869 172.428 720.631 180.139Diferenças Temporárias 356.734 83.449 260.114 65.024Contribuição Social 616.435 64.659 659.399 59.613Base Negativa 412.008 37.080 429.650 38.668Diferenças Temporárias 204.427 27.579 229.749 20.945Total 320.536 304.776Ativo Circulante (14.504) (39.537)Ativo Realizável a Longo Prazo 306.032 265.239Estudos técnicos de viabilidade, aprovados pelo Conselho de Administração da Sociedade, indicam a plenarecuperação dos valores de impostos diferidos reconhecidos como definido pela Instrução CVM 371, de 27 de junhode 2002, cuja a expectativa de realização de créditos fiscais está apresentado a seguir:COELBA2004 2005 2006 2007 2008 2009-2011 TotalImposto de Renda 9.112 13.272 20.799 30.109 30.901 93.892 198.085Contribuição Social 2.752 4.154 6.806 9.909 10.209 16.213 50.043248.128COSERN2004 2005 2006 2007 2008 2009-2012 TotalImposto de Renda 1.734 3.814 3.410 5.606 7.108 36.120 57.792Contribuição Social 906 1.228 1.724 2.821 3.596 4.341 14.61672.408Os estudos técnicos acima mencionados, correspondem às melhores estimativas da Administração sobre a evoluçãofutura da Sociedade e do mercado que a mesma opera.Nos últimos cinco anos, a Companhia e sua controlada COSERN apresentaram lucro tributável em quatro e cincoexercícios, respectivamente.A seguir é apresentada reconciliação da (receita) despesa dos tributos sobre a renda divulgados e os montantescalculados pela aplicação das alíquotas oficiais combinadas a uma taxa de 34 % em 2003 e 2002.Controladora ConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Lucro contábil antes do imposto de renda e contribuição social 126.237 61.442 159.277 87.211(-) Resultado de equivalência patrimonial (41.696) (32.366) (4.920) 47784.641 29.076 154.357 87.688Alíquota combinada do imposto de renda e contribuição social 34% 34% 34% 34%Imposto de renda e contribuição social às alíquotas da legislação 28.778 9.886 52.481 29.814Diferenças permanentes – líquidas 106 (1.392) 2.685 (3.816)Imposto de renda e contribuição social no resultado 28.884 8.494 49.796 25.99816. BENEFÍCIO FISCAL – ÁGIO INCORPORADOCom o objetivo de evitar que a amortização do ágio afete de forma negativa o fluxo de dividendos aos acionistas dasdistribuidoras controladas, foi constituída uma provisão para manutenção da integridade do patrimônio líquido de suaincorporadora (PMIPL), de acordo com o estabelecido na Instrução CVM nº 349/01.456

Tendo em vista que o fundamento econômico do ágio foi a aquisição do direito de concessão delegado pelo PoderPúblico, nos termos da alínea b, do § 2º, do artigo 14 da Instrução CVM nº 247/96, as controladas mantêm o registrocontábil (líquido da provisão entre o valor do ágio e o benefício fiscal respectivo) no ativo imobilizado. Os registroscontábeis mantidos para fins societários e fiscais da Companhia e sua controlada COSERN apresentam contasespecíficas relacionadas com ágio incorporado, provisão para manutenção do patrimônio líquido e amortização,reversão e crédito fiscal correspondentes, cujos saldos em 31 de dezembro de 2003 e 2002 são como segue:ControladoraConsolidadoBalanço 2003 2002 2003 2002Ágio – incorporado 998.845 1.031.522 1.636.863 1.669.540Provisão (659.238) (680.805) (1.117.828) (1.129.271)Líquido correspondente aocrédito fiscal incorporado 339.607 350.717 519.035 540.269Ativo Circulante (10.360) (11.110) (20.570) (21.234)Ativo Realizável a Longo Prazo 329.247 339.607 498.465 519.035ControladoraConsolidadoResultado 2003 2002 2003 2002Amortização do ágio 32.678 35.248 62.454 62.963Reversão da provisão (21.568) (22.714) (41.220) (41.006)Crédito fiscal (11.110) (12.534) (21.234) (21.957)Como demonstrado, a amortização do ágio, líquida da reversão da provisão e do crédito fiscal correspondente, resultaem efeito nulo no resultado do exercício e, conseqüentemente, na base de cálculo dos dividendos mínimosobrigatórios.Os ágios têm como fundamento econômico a perspectiva de resultados durante o prazo de exploração da concessãoe estão sendo amortizados pelos períodos remanescentes da concessão. Na Companhia, desde junho de 2000, em 319parcelas mensais e segundo a projeção anual de rentabilidade futura, como determina a Resolução ANEEL nº 195, de07 de junho de 2000. Em sua controlada COSERN, desde dezembro de 2000, em 325 parcelas mensais e segundo aprojeção anual de rentabilidade futura, como determina a Resolução ANEEL nº 474, de 30 de novembro de 2000,conforme demonstrado na tabela a seguir.As curvas autorizadas por meio das Resoluções ANEEL nº 195 de 7 de junho de 2000, nº 474 de 30 de novembrode 2000 e nº 192 de 31 de maio de 2001, para a amortização do ágio na COELBA, e na sua controlada COSERN,estão assim compostas:Curvas de Amortização de ÁgioFatores Fatores FatoresAno Coelba Cosern Ano Coelba Cosern Ano Coelba Cosern2002 0,03128 0,04344 2012 0,03552 0,03842 2022 0,04540 0,026662003 0,02900 0,04667 2013 0,03640 0,03705 2023 0,04653 0,025512004 0,02704 0,04707 2014 0,03731 0,03741 2024 0,04769 0,024422005 0,02851 0,04656 2015 0,03823 0,03575 2025 0,04887 0,023362006 0,02958 0,04547 2016 0,03918 0,03430 2026 0,05009 0,022352007 0,03135 0,04455 2017 0,04016 0,03289 2027 0,021382008 0,03220 0,04297 2018 0,04116 0,031532009 0,03300 0,04118 2019 0,04218 0,030222010 0,03382 0,04133 2020 0,04323 0,029072011 0,03466 0,03983 2021 0,04430 0,02784Objetivando uma melhor apresentação da situação financeira e patrimonial da Companhia nas demonstraçõescontábeis, o valor líquido total de R$ 339.607 controladora e R$ 519.035 consolidado (2002, R$ 350.717controladora e R$ 540.269 consolidado), que, em essência, representa o crédito fiscal incorporado, foi classificadono balanço no ativo circulante e realizável a longo prazo como Benefício fiscal Ágio Incorporado, com base naexpectativa de realização do benefício fiscal.457

Em decorrência da Medida Provisória nº 66, de 29 de agosto de 2002, em seu artigo nº 40, convertida na Lei nº10.637, de 30 de dezembro de 2002, que mantém a alíquota de 9% a partir de 1º de janeiro de 2003, o valor relativoao benefício fiscal foi ajustado na Companhia com incremento líquido na reserva de capital de R$ 10.315.17. BENS E DIREITOS DESTINADOS A ALIENAÇÃO• Em reunião dos Conselhos de Administração da Guaraniana e da Companhia, foi aprovada em consonância como Ofício nº 656/2000 – SFF/ANEEL/99 com base no Laudo de Avaliação do Patrimônio Líquido, a valor demercado, emitido pela AUDICONT – Auditores e Consultores S/C em 30 de junho de 2002, a alienação das açõesda Tracol de propriedade da Companhia, conforme instrumento particular de compra e venda de ações da TracolServiços Elétricos S.A., assinado em 26 de agosto de 2002. Para efetivação desse processo, a Companhia estaaguardando a aprovação prévia da Aneel.• Em reunião em conjunto dos Conselhos de Administração da Companhia e de sua controladora Guaraniana,realizada em 23 de outubro de 2003, ficou aprovado a venda, de 63.000.000 de ações ordinárias de emissão daItapebi, Geração de Energia S.A., representativas de 42% do capital integralizado, pelo valor de R$ 126.257, combase no laudo de avaliação econômica preparado pela Ernst Young Consultores Associados Ltda.Para efetivação desse processo, a Companhia está aguardando a aprovação prévia da Aneel, o queconseqüentemente condiciona a data do reconhecimento da venda pela COELBA e o respectivo reflexo em seuresultado. Conseqüentemente, a Itapebi Geração de Energia S/A continuará sendo avaliada pelo método daequivalência patrimonial até a data de efetivação da venda da participação acionária, conforme Instrução CVMnº 247, de 27 de março de 1996.A Companhia reclassificou o valor referente a participação societária na Itapebi, para o realizável a longo prazo comobens e direitos destinados a alienação.ControladoraConsolidado2003 2002 2003 2002Itapebi 63.133 63.133Outros 3.616 8.802 3.660 8.846Total 66.749 8.802 66.793 8.84618. OUTROS CRÉDITOSControladoraConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Tarifa social – baixa renda 26.584 28.154 30.649 38.654Devedores diversos 18.965 8.679 20.523 10.339Adiantamento a fornecedor 1.576 1.576Reserva global de reversão 1.157 2.801 1.157 2.801Devedores – aposentados e pensionistas 3.097 3.097Outros 11.565 10.948 18.603 20.442Total 62.944 50.582 75.605 72.236Ativo Circulante (37.820) (36.769) (47.400) (52.399)Ativo Realizável a Longo Prazo 25.124 13.813 28.205 19.837• Subvenção a tarifa social – (baixa renda) líquidaO Governo Federal, através da Lei 10.438 de 26 de abril de 2002, determinou a aplicação da tarifa social de baixarenda, o que causou um significativo impacto na receita operacional da Companhia e sua controlada COSERN.Através do Decreto Presidencial nº 4.538, de 23 de dezembro de 2002, definiu as fontes de recursos definitivaspara concessão de subvenção econômica com a finalidade de contribuir para a modicidade da tarifa defornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes da subclasse residencial baixa renda,decorrente dos novos critérios estabelecidos no art.1 º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e conforme oestabelecido no art.5 º da Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002.Os valores liberados a título de financiamento pela Eletrobrás na forma do Decreto nº 4.336, de 15 de agosto de2002, foram totalmente liquidados com a utilização dos recursos da subvenção econômica a fundo perdido, deacordo com o inciso II do art. 1º do Decreto nº 4.538, de 23 de dezembro de 2002, e, cancelados oscorrespondentes contratos de financiamento.458

19. INVESTIMENTOSInformações sobre as investidasAções possuídas Participação Lucro Participação(em milhares) no capital Capital Patrimônio (prejuízo) noData-base Ordinárias Preferenciais Integralizado % Realizado Líquido do exercício Investimento %COSERN 31/12/2003 80.945.650 32.339.679 67,4 140.413 502.325 64.822 99,5531/12/2002 80.945.650 32.339.679 67,4 140.413 496.013 30.705 82,83ITAPEBI (1)31/12/2003 63.000.000 - 42,0 150.000 150.317 14.452 -31/12/2002 63.000.000 - 42,0 150.000 150.000 - 15,61GARTER 31/12/2003 50.000 - 100,0 145 1.542 (3.618) 0,4531/12/2002 50.000 - 100,0 176 6.310 11.208 1,56(1) Vide nota explicativa nº 17Nos investimentos da COSERN estão registrados ágios no valor de R$297.997, que estão sendo amortizados à taxaanual de 4,6 %, cujo efeito no resultado foi de R$ 13.771 em 2003 (R$ 12.854 em 2002).Em reunião dos Conselhos de Administração da Guaraniana e da COSERN, foi tomada a decisão dedesverticalização do projeto TERMOAÇU, dentre outros fatores, motivada pela não aprovação, pelo ÓrgãoRegulador, do investimento da COSERN nesse projeto. Conforme contrato celebrado entre as partes, firmado em31 de março de 2003, foi realizada pela GUARANIANA, a compra de 150.639.960 ações ordinárias e nominativasde emissão da TERMOAÇU e de propriedade da COSERN, no valor de R$ 182.378.A COSERN registrou uma baixa no investimento de R$ 150.640 referente às ações, no ativo circulante de R$ 147relativo aos custos iniciais, e no diferido de R$ 31.591 decorrente dos encargos financeiros relacionados com osrecursos repassados ou aportados na TERMOAÇU. Nesta transação não houve lucro.Como resultado da operação, a controlada COSERN tem registrado um contas a receber da GUARANIANA nomontante de R$ 127.294, apurado conforme demonstrado abaixo:Valor da venda 182.378Adiantamento para futuro aumento de capital (14.454)Amortização (32.612)Saldo em 31 de março de 2003 135.312Atualização 19.043Amortização (27.061)Saldo em 31 de dezembro de 2003 127.294O saldo a receber com a Controladora é corrigido pela taxa DIOver, conforme definido no Contrato de Compra eVenda, de 31 de março de 2003.ControladoraMovimentação dosSUBInvestimentos COSERN GARTER TRACOL ITAPEBI TOTAL OUTROS TOTALSaldos em 1º de janeiro de 2002 590.768 33.793 6.020 63.000 693.581 1.870 695.451Integralizações 1.400 1.400 1.400Adições (158) (158)Amortização de ágio (12.854) (12.854) (12.854)Equivalência patrimonial 22.440 11.208 (805) 32.843 32.843Variação cambial (477) (477) (477)Redução de investimento (5.885) (5.885) (5.885)Baixa (210) (210)Dividendos recebidos e a receber (4.943) (38.214) (730) (43.887) (43.887)Saldos em 31 de dezembro de 2002 595.411 6.310 - 63.000 664.721 1.502 666.223Amortização de ágio (13.771) (13.771) (13.771)Equivalência patrimonial 40.394 (3.618) 6.070 42.846 42.846Variação cambial (1.150) (1.150) (1.150)Transferência para alienação (63.133) (63.133) (63.133)Transferência 7.022 7.022Dividendos a receber (26.206) (2.530) (28.736) (28.736)Juros sobre capital próprio a receber (10.967) (3.407) (14.374) (14.374)Saldos em 31 de dezembro de 2003 584.861 1.542 - - 586.403 8.524 594.927459

20. IMOBILIZADOControladoraConsolidadoComposição do imobilizado 2003 2002 2003 2002Em serviço 1.867.835 1.779.064 2.225.587 2.120.934Em curso 99.056 108.167 134.014 1.102.122Subtotal 1.966.891 1.887.231 2.359.601 3.223.056Obrigações especiais vinculadas à concessão doserviço público de energia elétrica (434.286) (386.505) (509.958) (447.633)Total 1.532.605 1.500.726 1.849.643 2.775.423Controladora2003 2002Por Atividade o Taxas anuaisImobilizado está Médias de Depreciação (-) ObrigaçõesConstituído da Depreciação amortização Vinculadas à Valor Valorseguinte forma: (%) Custo acumulada Concessão Líquido LíquidoEm serviçoGeração 3,37 87.836 (31.981) 55.855 58.684Transmissão 4,34 50.297 (10.327) (5.440) 34.530 48.274Distribuição 4,89 2.760.936 (1.074.096) (366.460) 1.320.380 1.258.997Comercialização 15,21 27.268 (10.157) (17) 17.094 12.115Administração 13,05 136.509 (68.450) 68.059 74.551Subtotal 3.062.846 (1.195.011) (371.917) 1.495.918 1.452.621Em cursoGeração 11Transmissão 37 37 705Distribuição 90.785 (62.369) 28.416 32.230Comercialização 962Administração 8.234 8.234 14.197Subtotal 99.056 (62.369) 36.687 48.105Total 3.161.902 (1.195.011) (434.286) 1.532.605 1.500.726Consolidado2003 2002Por Atividade o Taxas anuaisImobilizado está Médias de Depreciação de (-) ObrigaçõesConstituído da Depreciação amortização Vinculadas à Valor Valorseguinte forma: (%) Custo acumulada Concessão Líquido LíquidoEm serviçoGeração 3,37 87.836 (31.981) 55.855 59.243Transmissão 4,34 50.297 (10.327) (5.440) 34.530 48.274Distribuição 5,15 3.321.052 (1.289.386) (419.936) 1.611.730 1.539.916Comercialização 13,69 39.585 (16.798) (17) 22.770 18.264Administração 15,88 151.963 (76.654) 75.309 82.374Subtotal 3.650.733 (1.425.146) (425.393) 1.800.194 1.748.071Em cursoGeração 940.552Transmissão 37 37 705Distribuição 122.939 (84.565) 38.374 46.220Comercialização 7 7 2.475Administração 11.031 11.031 37.400Subtotal 134.014 (84.565) 49.449 1.027.352Total 3.784.747 (1.425.146) (509.958) 1.849.643 2.775.423460

As principais taxas anuais de depreciação, de acordo com a Resolução ANEEL nº 02, de 24 de dezembro de 1997, enº 044/99, de 17 de março de 1999, são as seguintes:Taxas Anuais de Depreciação por Macroatividade/Equipamentos PrincipaisGeração ( % ) Distribuição (%) Comercialização ( % )Equipamento geral 10,0 Barra de capacitores 6,7 Equipamento geral 10,0Equipamentos da tomada d’água 3,7 Chave de distribuição 6,7 Edificação 4,0Estrutura da tomada d’água 4,0 Condutor do sistema 5,0 AdministraçãoReservatórios, barragens e adutoras 2,0 Estrutura do sistema 5,0 Edificação 4,0Turbina hidráulica 2,5 Regulador de tensão 4,8 Veículos 20,0Transmissão Medidor 4,0 Intangível 20,0Condutor do sistema 2,5 Transformador 5,0 Equipamento geral 10,0Equipamento geral 10,0Estrutura do sistema 2,5Religadores 4,3O Imobilizado em curso refere-se, substancialmente, a obras de expansão do sistema de distribuição de energiaelétrica.• Bens Vinculados à ConcessãoDe acordo com os artigos n° 63 e 64 do Decreto n° 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalaçõesutilizados na geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica são vinculados a estesserviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária, sem a prévia e expressaautorização do Órgão Regulador. A Resolução ANEEL nº 20/99, regulamenta a desvinculação de bens dasconcessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bensinservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando que o produto da alienação seja depositadoem conta bancária vinculada para aplicação na concessão.• Encargos financeiros e efeitos inflacionáriosEm atendimento as disposições contidas na Instrução Contábil n.º 6.3.10 do Manual de Contabilidade do ServiçoPúblico de Energia Elétrica e a Instrução CVM n.º 193, de 11 de julho de 1996, foram transferidos para o ativoimobilizado os seguintes valores:Distribuição2003Controladora ConsolidadoJuros contabilizados no resultado 188.203 270.819(-) Transferências para o imobilizado em curso (398) (434)Efeito liquido do resultado 187.805 270.385• DesverticalizaçãoAAgência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, através da Resolução nº 259 de 03 de julho de 2001, aprovouo modelo de reestruturação societária apresentado pela Companhia, em cumprimento a cláusula 12ª do contratode concessão nº 010/97, firmado em 08 de agosto de 1997, referente à criação de duas novas empresas uma degeração e outra de transmissão, mediante alienação dos bens à valores contábeis, para fins de desverticalizaçãode suas atividades. A conclusão da operação aguarda a anuência da ANEEL.• Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia ElétricaAs obrigações vinculadas à concessão do Serviço Público de Energia Elétrica representam os valores da União,dos Estados, dos Municípios e dos Consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retornoa favor do doador e as subvenções destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividadede distribuição. O prazo de vencimento dessa obrigação é aquele estabelecido pelo órgão regulador paraconcessões de geração, transmissão e distribuição, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão. Estas obrigaçõesforam corrigidas monetariamente até 31 de dezembro de 1995.461

A composição dessas obrigações é a seguinte:ControladoraConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Participações da União 16.652 16.652 18.131 18.131Participação dos Estados 43.063 33.498 47.229 35.796Participação dos Municípios 15.716 9.237 18.354 10.460Participação do consumidor 265.611 229.088 330.891 284.181Outras subvenções 93.244 98.030 95.353 99.065Total 434.286 386.505 509.958 447.633• UniversalizaçãoA ANEEL, através da Resolução n.º 223 de 29 de abril de 2003, estabeleceu as condições gerais para elaboraçãodos Planos de Universalização de Energia Elétrica visando atendimento de novas unidades consumidoras, ouaumento de carga, regulamentado o disposto nos Arts. 14 e 15 da Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, e fixouas responsabilidades das concessionárias e permissionárias de serviço público e distribuição de energia elétrica.A Lei nº 10.762, de 11 de novembro de 2003, alterou a prioridade de atendimento aos municípios dando ênfaseaos municípios com menor índice de eletrificação.A Companhia e sua controlada COSERN submeteram à ANEEL para aprovação o Plano de Universalização deEnergia Elétrica, elaborados em conformidade com o que preceitua a legislação a ser implementado no períodode 1º de janeiro de 2004 até 31 de dezembro do ano estabelecido para o alcance da universalização, de acordocom o art. 10 desta Resolução. Os planos de universalização da Companhia e de sua controlada COSERNpoderão se estender até 2013.• ComodatoA Companhia possui contrato de cessão de edificação em comodato, registrado como recuperação de despesa naatividade de administração, em se tratando de edifício sede a fração estimada dos custos realizados sãointegralmente recuperados.ControladoraValor ContábilBens Custo Depreciação RazãoEdifício Sede (Parcial) 910 798 Cessão de espaço para serviços deconveniênciaEdifício Sede (Parcial) 279 246 Cessão de espaço para sede daItapebi Geração de Energia S/ATotal 1.189 1.044• Arrendamento MercantilA Companhia possui contrato de arrendamento mercantil, de natureza financeira, registrados no ativo permanenteimobilizado em contrapartida o passivo exigível a longo prazo.COELBAValor da ParcelaArrendador Descrição Vigência USD Cláusula Aquisição Prestações a PagarIBM – Leasing Equip. Informática 31/10/2005 46.787,56 R$ 1,00 25IBM – Leasing Equip. Informática 31/10/2005 69.063,26 R$ 1,00 36BBV – Leasing Equip. Informática 31/10/2006 211.804,28 R$ 1,00 9Safra – Leasing Máquinas e Serviços 24/01/2005 23.529,13 R$ 1,00 13Safra – Leasing Veículo 07/04/2005 2.449,94 R$ 1,00 16462

21. DIFERIDOControladora ConsolidadoComposição 2002 2003 2002Ágio na aquisição de investimentos 295.840 295.840(-) Amortização do ágio acumulada (50.681) (36.910)Subtotal 245.159 258.930Despesas diferidas 2.450 67.167Amortização acumulada (2.042) (3.267)Total 408 245.159 322.830A controlada COSERN procedeu, em 31 de março de 2003, baixa no montante de R$ 31.591, referente aosencargos financeiros ativados do Projeto TERMOAÇU, em função da alienação para a Holding Guaraniana S.A., videnota explicativa nº 19.22. FORNECEDORESControladoraConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Fornecedores de energia elétrica 102.343 119.078 132.377 192.215Fornecedores de energia elétrica – MAE 1.209 6.153 1.948 12.993Materiais e serviços 51.886 43.127 59.190 123.601Total 155.438 168.358 193.515 328.80923. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E ENCARGOS DA DÍVIDAControladoraPrincipalTotalEncargosLongoComposição da dívida da dívida Circulante Prazo 2003 2002Moeda nacionalEletrobrás 2.036 28.589 127.974 156.563 174.847HSBC 74 74BNDES/RTE (vide nota 9 item d) 1.945 33.152 216.663 249.815 265.051BNDES/FINEM 266 30.481 33.022 63.503 89.286Total BNDES 2.211 63.633 249.685 313.318 354.337Consumidores 1.622 776 2.398 2.405BBV Leasing 2.338 2.338 5.149SAFRA Leasing 1 280 28 308 477IBM Leasing 942 2.210 3.152Itaú 496 9.346 9.346Outros 217 3 220 3Total moeda nacional 4.744 107.041 380.676 487.717 538.833Moeda estrangeiraBanco Interamericano deDesenvolvimento – BID 1.821 33.124 70.323 103.447 158.885Kreditanstalt fur Wiederaufbau – KfW 2 2.348 7.046 9.394 11.905Sindicato (Líder BankBoston) (1) 341 866.760 866.760 1.059.990Banco Santander OP 63 6 21.010 21.010 35.333IBM Leasing 1.517 1.091 2.608Banco Bradesco OP 63 566 36.456 36.456Bando Safra OP 63 28 4.814 4.814BBVA 60.489Total moeda estrangeira 2.764 966.029 78.460 1.044.489 1.326.602Subtotal 7.508 1.073.070 459.136 1.532.206 1.865.435Operações com Swap 25.529 (1.728) 23.801 (349.357)Total 7.508 1.098.599 457.408 1.556.007 1.516.078463

(1) A Companhia através de sua controlada integral GARTER PROPERTIES INC., efetuou a captação externa novalor US$300 milhões, equivalentes a R$ 866.760 e R$ 341 referentes a juros (2002, R$ 1.059.990 e R$ 1.032),respectivamente, sobre a qual a Companhia é garantidora. Os bancos que compõem esse sindicato são: BankBoston, Citibank, Banco do Brasil (BAMB), BBVA, JP Morgan, Societé Generalli, Cajá Madrid, Lloyds Bank eBNL. Sobre o saldo devedor incide variação cambial acrescido de libor mais spread 3,00% a.a (variação cambialacrescido de juros de 11,5% a.a ou libor mais spread 2,625% a.a 2002).ConsolidadoPrincipalTotalLongoEncargos Circulante Prazo 2003 2002Moeda nacionalBanco do Brasil 332 12.836 34.710 47.546 35.903Eletrobrás 2.315 34.488 131.232 165.720 198.248BANKBOSTON 66 10.000 10.000 31.849HSBC 74 74FIBRA 780 5.000 5.000ALFA 20.000BMC 1.615Banco Itaú 7.250 10.534 10.534 43.126BNDES/RTE (vide nota 9 item d) 2.777 40.805 315.588 356.393 389.015BNDES/FINEM 512 42.733 76.018 118.751 374.962Total BNDES 3.289 83.538 391.606 475.144 763.977SAFRA Leasing 1 280 28 308 477IBM Leasing 942 2.210 3.152BBV Leasing 2.338 2.338 5.149Mercantil do Brasil 5.051Consumidores 1.622 776 2.398 2.405Outros 217 3 220 3Total moeda nacional 14.033 161.869 560.565 722.434 1.107.803Moeda estrangeiraBanco Interamericano deDesenvolvimento – BID 1.821 33.124 70.323 103.447 158.885Kreditanstalt furWiederaufbau – KfW 2 2.348 7.046 9.394 11.905Sindicato (Líder BankBoston) 201 866.760 866.760 1.059.990Banco Real 64.916BBVA 274 21.715 21.715 82.758Banco do Brasil 69.577Westlb 2.201 63.562 63.562 77.733Safra 28 4.814 4.814 4.960Itaú 309 57.784 57.784 70.666Banco Santander 4.590 49.902 49.902 79.310IBM 1.517 1.091 2.608Banco Lloyds 35.099Bradesco 566 36.456 36.456 29.205HSBC 8.787Total moeda estrangeira 9.992 1.137.982 78.460 1.216.442 1.753.791Subtotal 24.025 1.299.851 639.025 1.938.876 2.861.594Operações com Swap 53.646 (1.728) 51.918 (387.421)Total 24.025 1.353.497 637.297 1.990.794 2.474.173464

A Companhia e sua controlada estão em fase de negociações do alongamento de suas dívidas a serem liquidadas nocurto prazo. As transações em curso asseguram que tais processos chegarão com sucesso ao seu final.• Condições contratuais dos empréstimos da controladora e consolidado em 31 de dezembro de 2003:COELBAData deFonte Moeda Assinatura Objetivo Juros VencimentoBID U$ 23/03/1986 Programa de Expansão e Melhoramento do Sistema deTransmissão e Distribuição de Energia Elétrica do Estado daBahia – 2ª Etapa. 7,75% a.a. 20063,00% a.a. 2011KFW EURO 15/07/1987 Programa de abastecimento de Energia Elétrica na Região do SãoFrancisco no Oeste do Estado da Bahia. 6,50% a.a. 2007ELETROBRÁS R$ DIVERSAS Expansão das Linhas e Redes de Distribuição e Linhas deTransmissão. 5,00% a.a. 20157,00% a.a.BNDES/FINEM R$ 01/06/1999 Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica. TJLP + 3,85 % a.a. 2006BBVLeasing R$ 05/07/2001 Equipamentos de Informática Taxa CDI-CETIP 2004SAFRALeasing R$ 24/01/2002 Máquinas e Serviços Taxa CDICETIP + 1% a.a. 2005SAFRALeasing- R$ 07/04/2003 Leasing Veículo 2,75% a.m 2005BNDES – RTE R$ 08/02/2002 Suprir insuficiências de recursos decorrentes de redução de receitaocorrida durante a vigência do Programa Emergencial de Reduçãodo Consumo de Energia Elétrica SELIC + 1% a . a . 2009SANTANDER –RES. 2770 US$ 29/12/2003 Capital de Giro 3,8% a.a. 2004BRADESCO –RES. 2770 US$ 13/10/2003 Capita de Giro 6,9% a.a. 200405/11/2003 Capital de Giro 3,75% a.a. 200403/11/2003 Capital de Giro 10,75% a.a. 2004SAFRARES. 2770 US$ 02/12/2003 Capital de Giro 6,0% a.a. 2004ITAÚ R$ 15/08/2003 Capital de Giro 110,0% CDI 2004IBMLeasing R$ 31/10/2002 Equipamentos de Informática 13,86% a.a. 200531/10/2003 100,0% CDI 2006SINDICATO/BANKBOSTON US$ 19/06/2001 Investimentos e imobilizações Libor + spreadvariável 2004465

COSERNData deFonte Moeda Assinatura Objetivo Juros VencimentoBANCO BRASIL R$ 30/03/1994 Parcelamento de débito refrente a empréstimo BNDES IGPM + 10,136%. 2014ELETROBRÁS R$ DIVERSAS Expansão de linhas e redes de distribuição, linhas de transmissãoe aquisição de medidores 6 a 12 % a.a. 2013BNDES/FINEM R$ 01/06/2000 I Investimento sistema transmissão/Distribuição TJLP + 4,5% a.a. 2008ITAÚ U$ 28/11/2001 Capital de Giro 102,45% CDI 200420/09/2002 Capital de Giro 110% CDI 2004WESTLB U$ 29/08/2002 Capital de Giro 65,0% CDI 2004FIBRA R$ 23/05/2003 Capital de Giro CDI + 4,0% a.a. 2004SANTANDER U$ 29/01/2003 Capital de Giro 107,0% CDI 2004BBV U$ 14/08/2003 Capital de Giro CDI + 2,8% a.a. 2004BRADESCO U$ 13/08/2003 Capital de Giro CDI + 2,9% a.a. 2004BANKBOSTON R$ 12/05/2003 Capital de Giro 110,0% CDI 2004BANCO BRASIL R$ 18/11/2003 Capital de Giro 110,0% CDI 2004BNDES R$ 14/02/2002 Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica SELIC + 1% a.a. 2010Para os empréstimos foram dadas garantias de receita própria, avais dos Governos Federal e Estadual, notaspromissórias, aval pessoal dos diretores, aval da Guaraniana, máquinas, equipamentos, veículos e no que se refere aoBNDES vinculado à recomposição tarifária, 5,27% do faturamento mensal.Adicionalmente, a Companhia concedeu em garantia do empréstimo obtido pela controlada Itapebi Geração deEnergia S.A. junto ao BNDES, com o objetivo de construir a hidrelétrica Itapebi, no montante de R$ 200.000, atotalidade das suas ações da própria Itapebi.O empréstimo sindicalizado (líder BankBoston) foi negociado em 2001 e o vencimento programado para 28 de junhode 2004, portanto classificado no passivo circulante, cujo contrato prevê a manutenção de diversos índices deendividamento, capitalização e cobertura da dívida. Nas demonstrações findas em 31 de Dezembro de 2003, aCompanhia atingiu adequadamente todos os índices requeridos contratualmente:“ebitda” consolidado (sigla eminglês para lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização), total débito COELBA, débito totalconsolidado, patrimônio líquido consolidado e endividamento consolidado.Total devido em moeda estrangeira e nacional da controladora e consolidado desdobra-se da seguinte forma:Controladora2003 2002Em moeda Em Em moeda Emde origem Milhares de origem MilharesComposição Estrangeira (mil) de reais % (mil) de reais %Dólar norte-americano 359.220 1.037.858 99,1 373.599 1.320.038 99,1Euro 2.574 9.395 0,9 3.217 11.907 0,9Total 1.047.253 100 1.331.945 100Principal 1.044.489 1.326.602Encargos 2.764 5.343Consolidado2003 2002Em moeda Em Em moeda Emde origem Milhares de origem MilharesComposição Estrangeira (mil) de reais % (mil) de reais %Dólar norte-americano 421.237 1.217.039 99,2 476.847 1.689.367 95,4Euro 2.574 9.395 0,8 3.217 11.907 0,7Iene 2.351.034 69.627 3,9Total 1.226.434 100 1.770.901 100Principal 1.216.442 1.753.791Encargos 9.992 17.110466

ControladoraConsolidado2003 2002 2003 2002Em Em Em Emmilhares milhares milhares milharesComposição Nacional de reais % de reais % de reais % de reais %Juros pré- fixados 2.434 0,5 2.446 0,5 5.605 0,8 2.446 0,2UFIR 154.275 31,3 168.516 31,1 154.275 20,9 172.019 15,4Finel 4.325 0,9 6.341 1,1 5.725 0,8 9.207 0,8TR 25.397 2,3IGP-M 37.192 5,0 47.616 4,3SELIC 251.760 51,1 267.844 49,4 359.171 48,8 378.946 34,0TJLP. 63.768 13,0 91.259 16,8 124.048 16,8 396.547 35,6CDI 15.899 3,2 5.626 1,1 50.451 6,9 82.523 7,4Total 492.461 100 542.032 100 736.467 100 1.114.701 100Principal 487.717 538.833 722.434 1.107.803Encargos 4.744 3.199 14.033 6.898As principais moedas e indexadores utilizados para atualização dos empréstimos e financiamentos tiveram asseguintes variações nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2003 e 2002:Variação %Moeda / Indexador 2003 2002Iene (9,30) 68,18EURO (1,37) 79,35Dólar norte-americano (18,23) 52,27Índice Geral de Preços – Mercado – IGP – M 8,71 25,31FINEL 1,70 4,68TJLP 11,50 9,87CDI 23,25 19,11SELIC 26,69 21,39Taxa de Referência – TR 4,65 2,80Os vencimentos das parcelas a longo prazo são os seguintes:ControladoraConsolidadoTotalTotalCronograma de pagamento 2003 2002 2003 20022004 1.185.107 1.391.8092005 126.990 123.313 164.924 176.9142006 89.816 90.284 129.168 143.7652007 80.059 84.291 110.797 137.757Após 2007 162.271 159.129 234.136 356.284Total 459.136 1.642.124 639.025 2.206.529ControladoraMoeda nacional Moeda estrangeiraMutação de empréstimos Longo Longoe financiamentos Circulante Prazo Circulante PrazoSaldos em 1º de janeiro de 2002 73.096 215.326 105.882 106.810Ingressos 22.000 363.184 166.576 696.120Encargos 44.868 2.820 72.462Variação monetária e cambial 1.112 1.061 81.791 422.122Transferências 130.481 (130.481) 34.838 (34.838)Amortizações (181.435) (319.819)Saldos em 31 de dezembro de 2002 90.122 451.910 141.730 1.190.214Ingressos 112.874 12.701 30.000 4.867Encargos 83.557 7.668 80.049 602Variação monetária e cambial 1.494 2.531 (15.390) (215.020)Transferências 94.134 (94.134) 902.203 (902.203)Amortizações (270.396) (169.799)Saldos em 31 de dezembro de 2003 111.785 380.676 968.793 78.460467

ConsolidadoMoeda nacional Moeda estrangeiraLongoLongoMutação de empréstimos e financiamento Circulante Prazo Circulante PrazoSaldos em 1º de janeiro de 2002 99.995 322.018 177.396 890.871Ingressos 130.231 469.760 300.030 68.462Encargos 66.136 5.203 74.964Variação monetária e cambial 4.092 7.340 166.959 470.942Transferências 167.529 (167.529) 34.838 (34.838)Amortizações (250.768) (2.575) (528.101) (56.824)Saldos em 31 de dezembro de 2002 217.215 634.217 226.086 1.338.613Ingressos 180.018 13.268 55.611 4.867Encargos 133.972 12.805 80.563 602Variação monetária e cambial 1.301 5.922 (42.461) (211.623)Transferências 105.647 (105.647) 1.053.999 (1.053.999)Amortizações (462.251) (225.824)Saldos em 31 de dezembro de 2003 175.902 560.565 1.147.974 78.46024. DEBÊNTURESControladoraConsolidado2002 Principal 2002 2002 Principal 2002EncargosEncargosda dívida Circulante Total da dívida Circulante Total5.872 60.000 60.000 6.833 78.750 78.750A Companhia e sua controlada COSERN liquidaram no vencimento a última parcela referente às debêntures emitidas.CaracterísticasControladoraForma e Espécie:Nominativa/Garantia flutuanteQuantidade de títulos:12.000 debêntures simples, referentes a 2ª emissão, única sérieValor nominal:R$10.000,00Data de emissão: 01 de julho de 2000Vencimento final: 01 de julho de 2003Remuneração:102,5 % da variação da taxa média do CDIPeriodicidade: Semestral, a partir de janeiro 2001Amortização:Em 4 parcelas semestrais e consecutivas de R$ 2.500,00 a partir de janeiro/2002CaracterísticasControlada CosernForma e Espécie:Nominativas simplesQuantidade de títulos:7.500 debêntures simplesValor nominal:R$10.000,00Data de emissão: 01 de abril de 2000Vencimento final: 01 de abril de 2003Remuneração:104,5 % da variação da taxa média do CDIPeriodicidade: pagamento: Semestral, a partir de outubro 2001Amortização: programada: Em 4 parcelas semestrais e consecutivas de R$ 2.500,00 a partir de outubro/200125. TAXAS REGULAMENTARESControladoraConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Quota de reserva global de reversão – RGR 10.969 6.943 12.000 8.031Quota de consumo de combustível – CCC 1.423Encargo de Capacidade Emergencial – ECE 18.595 13.540 21.654 16.442Encargo Serviço Sistema – ESS 1.265 1.265Conta Desenvolvimento Energético – CDE 710 935Taxa de fiscalização – ANEEL 310 291 399 348Fundo Nacional de Desenvolvimento Científicoe Tecnológico FNDCT 5.597 4.669 6.747 5.576Total 37.446 25.443 43.000 31.820468

26. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAISControladora ConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002ICMS 43.787 32.773 53.116 46.931IR de distribuição de lucros 7.709 1.823 7.709Imposto de renda – Pessoas física e jurídica 7.532 7.576IR sobre juros capital próprio 1.016 1.016INSS 2.854 2.710 3.421 2.710FGTS 722 649 871 778COFINS 7.798 6.815 10.016 9.305PIS 2.573 2.388 3.793 3.588Outros 2.104 2.157 2.490 5.237Total 68.386 55.201 84.122 76.25827. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS DIFERIDOSA Companhia registrou os tributos e contribuições sociais a recolher calculados sobre a receita de recomposiçãotarifária extraordinária, energia livre (vide nota explicativa nº 9 a e b), reposicionamento tarifário (vide notaexplicativa nº 7), variação cambial líquida (empréstimos e swap). Os impactos financeiros desses tributos econtribuições, ocorrerão no momento da realização dos eventos mencionados.Controladora ConsolidadoComposição dos Tributos 2003 2002 2003 2002Imposto de Renda 90.454 76.992 127.540 110.615Contribuição Social s/RTE 27.412 22.565 40.763 34.670Contribuição Social s/CMC - 1.309 1.773PIS 10.113 3.543 13.563 6.802COFINS 21.187 9.242 27.459 15.291Total 149.166 112.342 210.634 169.151Passivo Circulante (46.467) (24.234) (54.018) (32.178)Passivo Exigível a Longo Prazo 102.699 88.108 156.616 136.97328. PROGRAMA DE RECUPERAÇÃO FISCAL – REFIS E OUTROS PARCELAMENTOS DE TRIBUTOSEm 28 de abril de 2000, a Companhia aderiu ao Programa de Recuperação Fiscal – REFIS, aprovado pela Lei nº 9.964, de10 de abril de 2000, tendo declarado seus débitos de tributos e contribuições sociais à Secretaria da Receita Federal – SRF eao Instituto Nacional do Seguro Social – INSS. As condições mais vantajosas para amortização da dívida, dentre elas oalongamento do prazo de pagamento e a mudança de indexador (SELIC – Taxa Referencial do Sistema Especial deLiquidação e de Custódia para TJLP – Taxa de Juros a Longo Prazo), foram fatores determinantes para a adesão ao programa.O débito consolidado a ser pago em 60 parcelas mensais consecutivas, iniciado em abril de 2000, atualizadas pelavariação da TJLP das quais já foram liquidadas 45 parcelas. A Companhia e sua controlada vem recolhendoregularmente todos os impostos e contribuições, condição essa requerida pela Lei nº 9.964/2000.Composição do REFIS Controladora ConsolidadoIRRF 11.515 15.573CSLL 8.384 8.384FINSOCIAL 5.011 5.011INSS 21.664 28.675PIS/COFINS 4.556 8.346Subtotal 51.130 65.989(-) Compensação com Créditos Fiscais (12.034) (18.981)Total do débito consolidado 39.096 47.008Atualização com base na TJLP até 31/12/2002 7.485 9.327Amortização no período de 01/03/2000 a 31/12/2002 (24.332) (29.701)Total Débito consolidado em 31/12/2002 22.249 26.634Passivo circulante (9.896) (11.950)Exigível a longo prazo 12.353 14.684Atualização com base na TJLP de 01/01/2003 a 31/12/2003 1.612 2.911Amortização no período de 01/01/2000 a 31/12/2003 (10.355) (12.450)Total Débito consolidado em 31/12/2003 13.459 16.177Passivo circulante (10.767) (13.076)Exigível a longo prazo 2.692 3.101469

Composição do Parcelamento Controladora Consolidado2003 2002 2003 2002Passivo CirculanteREFIS 10.767 9.868 13.076 11.922IPTU - 28 - 28Total 10.767 9.896 13.076 11.950Passivo Exigível a Longo prazoREFIS 2.692 12.335 3.101 14.666IPTU - 18 - 18Total 2.692 12.353 3.101 14.684A distribuição anual da amortização dos parcelamentos a longo prazo é a seguinte:Vencimento do Parcelamento Controladora Consolidado2003 2002 2003 20022004 6.177 8.0422005 2.692 6.176 3.101 6.642Total 2.692 12.353 3.101 14.68429. DIVIDENDOS E JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIOO artigo 9º da Lei 9.249, de 26 de dezembro de 1995, permitiu a dedutibilidade, para fins de imposto de renda e dacontribuição social, dos juros sobre o capital próprio pagos aos acionistas, calculados com base na variação da Taxade Juros de Longo Prazo – TJLP.A reunião do Conselho de Administração, realizada em 29 de dezembro de 2003, decidiu pagar juros sobre capitalpróprio aos seus acionistas, os quais foram calculados sobre o lucro antes dos impostos auferidos no exercício.O valor total distribuído aos acionistas foi de R$ 68.389 (2002, R$ 70.000) o que corresponde a R$ 3,48808466848(2002, R$ 3,57025145555) por lote de mil ações para as ações ordinárias e de R$ 3,83689313533 (2002, R$3,92727660111) por lote de mil ações para as ações preferenciais. Estes juros sobre capital próprio são consideradosao final do exercício para cômputo do dividendo mínimo obrigatório.A base de cálculo para os dividendos mínimos obrigatórios é como segue:Controladora2003 2002Dividendos mínimos – sobre o lucro líquidoAções ordinárias 24.068 17.136Ações preferenciais classes “A” 4.307 3.372Ações preferenciais classes “B” 13.061 10.229Total 41.436 30.737Dividendos mínimos – sobre o lucro líquido ajustadoLucro líquido do exercício 165.742 122.948Constituição da reserva legal (8.287) (6.147)Amortização do ágio incorporado 32.678 35.248Reversão da provisão para manutenção do patrimônio líquido (21.568) (22.714)Benefício fiscal da amortização do ágio incorporado (11.110) (12.534)Base de cálculo do dividendo 157.455 116.801Dividendos mínimos obrigatórios 41.436 30.737Dividendos e juros sobre capital próprio pagos e propostos:Dividendos – R$ 4,54 por ação ON e R$ 4,99 por ação PN 89.066Juros sobre capital próprio – R$ 3,49 por ação ON e R$ 3,94 por açãoPN (2002, R$ 3,57 por ação ON e R$ 3,92 por ação PN) 68.389 70.000Total bruto 157.455 70.000Imposto de renda retido na fonte sobre os juros sobre capital próprio 15%.Na parcela de acionistas imunes não ocorre a incidência de imposto de renda. (1.016) (1.040)470

Em atendimento ao Aviso aos Acionistas publicado pela COELBA, em 30 de dezembro de 2003, a Guaraniana S.Asolicitou a não retenção do Imposto de Renda na fonte, no valor de R$ 9.000, incidente sobre os valores de Jurossobre o Capital Próprio a receber. Conforme entendimento da Secretaria da Receita Federal, emanado pelo ParecerNormativo n° 1, de 24 de setembro de 2002, a Guaraniana S.A, na figura de contribuinte efetivo do imposto de Rendadevido sobre a importância recebida a título de juros sobre o capital próprio, ofereceu o valor à tributação,considerando-os na apuração do lucro real na data de seu reconhecimento efetivo de crédito 31 de dezembro de 2003.A formação dos saldos em 31 de dezembro de 2003 é como segue:ControladoraEm 1º Janeiro de 2002 100.113Dividendos e Juros sobre Capital PróprioDeclarados 70.000Imposto de Renda Retido na Fonte – IRRF (1.040)Pagos (11.985)Em 31 de dezembro de 2002 157.088Dividendos e Juros sobre Capital PróprioDeclarados 157.455Imposto de Renda Retido na Fonte – IRRF (1.016)Pagos (156.363)Em 31 de dezembro de 2003 157.16430. PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIASAs provisões constituídas para contingências e respectivos depósitos judiciais são compostos como segue:Controladora2003 2002Valor da Provisão Depósitos Valor da Provisão DepósitosContingências No exercício Acumulada Judiciais No exercício Acumulada JudiciaisTrabalhistas 7.422 30.000 2.868 3.442 22.578 2.051Cíveis 4.291 49.581 503 17.282 45.290 851Clientes – Plano Cruzado 437 29.820 503 5.540 27.436 851Outros 3.854 19.761 11.742 17.854Fiscais 2.996 7.201 (2.732) 4.205ISS 193 4.580 1.001 2.740INSS 790 1.873TLF/IPTU/Diversos 2.013 748 (3.733) 1.465Outros – depósito judicial 10.340 7.059IRRF s/JCP 7.357 7.059BNDES 2.983Total 14.709 86.782 13.711 17.992 72.073 9.961Curto Prazo (9.491) (2.983) (40.433)Longo Prazo 77.291 10.728 31.640 9.961Consolidado2003 2002Valor da Provisão Depósitos Valor da Provisão DepósitosContingências No exercício Acumulada Judiciais No exercício Acumulada JudiciaisTrabalhistas 4.333 39.834 10.610 6.635 35.502 11.463Cíveis 1.056 62.949 724 16.959 62.250 851Clientes – Plano Cruzado (662) 32.427 724 5.534 31.142 851Outros 1.718 30.522 11.425 31.108Fiscais 3.749 16.103 2.294 (1.837) 8.939ISS 193 4.580 1.001 2.740CSLL 1.823INSS 790 2.806TLF/IPTU/Diversos 1.465 836IRPJ 152 3.184 1.890 1.668Outros 2.614 2.245 404 (2.838) 3.695Outros – depósito judicial 10.340 8.042 7.059IRRF s/ JCP 7.357 7.059BNDES 2.983Ambientais 8.042Total 9.138 118.886 23.968 21.757 114.733 19.373Curto Prazo (27.442) (2.983) (62.411)Longo Prazo 91.444 20.985 52.322 19.373471

• TrabalhistasReferem-se a diversas ações trabalhistas movidas contra a Companhia e sua controlada COSERN, envolvendohoras extras, periculosidade, equiparação / reenquadramento salarial e outras, e também, envolvendo os seusempreiteiros (responsabilidade solidária).• ClientesTarifas Plano CruzadoA Companhia e sua controlada COSERN, são rés em demandas judiciais nas quais alguns consumidores industriaisquestionam a legalidade da majoração da tarifa de energia elétrica ocorrida na vigência do Plano Cruzado, conformeportarias nº 38 e 45 do DNAEE, de 27 de janeiro e de 4 de março, ambas de 1986, e pleiteiam a restituição de valoresenvolvidos. Não é possível prever o resultado final das ações, tendo diversas outras companhias obtido êxito parcialnos pleitos dos consumidores. Para fazer face a eventuais contingências advindas desses pleitos, a Companhia e suacontrolada possuem provisões constituídas nos montantes de, respectivamente, R$ 29.820 (2002, R$ 27.436) eR$ 2.607 (2002, R$ 3.706) relacionado com o diferencial de alíquota cobrado no período de março a novembro de1986 dos consumidores industriais, acrescido dos encargos financeiros, cujos montantes são considerados suficientes.• Outras cíveisReferem-se a diversas ações cíveis e comerciais, de pessoas físicas e jurídicas, nas quais a Companhia ou suacontrolada COSERN são rés, envolvendo danos morais e materiais.• FiscaisIRPJ e CSLLExistem processos de natureza fiscal na controlada envolvendo imposto de renda sobre lucro inflacionário de1998 e contribuição social, que estão em curso para os quais a opinião dos consultores jurídicos com relação àscausas possíveis totaliza R$ 7.969 (2002, R$ 3.898).IPTU e TLFReferem-se a autuações contestadas pela Companhia e sua controlada.ISSRefere-se a conflito de tributação com o ICMS em relação a atividade acessória a venda de energia.INSSRefere-se a autuações da Companhia na condição de contribuinte solidário na contratação de serviços deempreiteira. A Companhia vem acionando as empreiteiras para comprovação do recolhimento e conseguintebaixar os autos.As administrações da Companhia e de sua controlada COSERN, consubstanciadas na opinião de seus consultoreslegais quanto a possibilidade de êxito nas diversas demandas judiciais, entendem que as provisões constituídasregistradas no balanço são suficientes para cobrir possíveis perdas com tais causas.31. SALDOS E TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADASConsolidado2003 2002Saldos com partes Encargos Curto Longo Curto LongoRelacionadas da dívida Prazo Prazo Total Prazo Prazo TotalGarter Properties IncEmpréstimo 140 140Iberdrola Energia 6 6Celpe 22 22 1.961 1.961Termoaçu 14.379 14.379Total 140 6 22 168 14.379 1.961 16.340472

TRANSAÇÕESControladoraTransações Partes Relacionadas Natureza da Operação 2003 2002Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo ResultadoFundação COELBA - FAELBA Contrato de Mútuo – dívida da patrocinadora 6.245 (2.628) 16.367 (3.636)Guaraniana S/A Alienação Tracol 4.874 389 4.486 4.486Garter Properties Inc. (2) Empréstimos – “Intercompany Notes” 891.821 135.499 769.504 (84.167)Celpe Reembolso de despesas 1 239 (2.750)Funções Compartilhadas 5.144 4.133Uso da Rede 24 49 (206) 11 239 68Suprimento energia – compra 121 (1.668)Total Celpe 5.168 170 (1.874) 4.145 478 (2.682)Itapebi Reembolso de despesas 20 520 40 79Dividendos e juros sobre o capitalpróprio a receber 5.973Adiantamento a fornecedor 20.002 6.465 34.685Energia comprada 14.630 (171.282)Total Itapebi 25.959 14.630 (164.297) 34.725 79Iberdrola Energia S.A.(1) Assistência Técnica Perfomance-Fee 61 (6)Reembolso de despesas 80 (2.384) 81 15 (15)Iberdrola Empreendimentos S/A Prestação de Serviços 29 1.763 (393) 865 (16.144)Iberdrola S/A Reembolso de despesas 8 8 1.930 (777)Iberdrola Redes S/A Prestação de Serviços 123 123 (66)Iberdrola Engenharia Reembolso de despesas 29 144 47 514Total Iberdrola 269 1.763 (2.633) 259 2.871 (16.494)COSERN Reembolso de despesas 21 299 37 699Dividendos e juros sobre o capitalpróprio a receber 37.173Funções Compartilhadas 1.117 4.164Uso da Rede 9 74 4 27Materiais e serviços 4 66 41Total COSERN 38.320 4 140 4.467 37 767Tracol Serviços Elétricos S/A Reembolso de despesas 358 1.030 (28.280)Amara Brasil Reembolso de despesas 247 (3.066) 39 458 (4.573)CGS Reembolso despesas 415 (1.664)Energia comprada 951 (4.225)Total GCS 951 (4.225) 415 (1.664)Televias Reembolso de despesas (16)473

ConsolidadoTransações Partes Relacionadas Natureza da Operação 2003 2002Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo ResultadoFundação COELBA - FAELBA Contrato de mútuo 6.245 (2.628) 16.367 (3.636)Fundação COSERN - FASERN Contrato de mútuo 1.536 (254) 3.324 (398)Total 7.781 (2.882) 19.891 (4.034)Guaraniana S/A Alienação Tracol 4.874 389 4.486 4.486Venda da Termoaçu 127.294 19.043Total Guaraniana 132.168 19.432 4.486 4.486Celpe Reembolso de despesas 1 239 (2.750)Funções Compartilhadas 5.144 4.133Uso da Rede 24 49 (206) 11 (68)Materiais e serviços 22 37 11 185 (422)Suprimento energia – compra 121 (1.668)Total Celpe 5.168 192 (1.837) 4.156 424 (3.240)Itapebi Reembolso de despesas 20 520 40 79Adiantamento a forncecedor 20.002 6.465 34.685Energia comprada 14.630 (171.282)Total Itapebi 20.022 14.630 (164.297) 34.725 79Iberdrola Energia S/A. (1) Assistência Técnica Perfomance-Fee 61 (6)Pessoal 6 (66)Reembolso de despesas 80 (2.384) 81 15 (15)Iberdrola Empreendimentos S/A Prestação de serviços 29 1.763 (393) 865 (16.144)Iberdrola S/A Reembolso de despesas 8 8 1.930 (777)Iberdrola Redes S/A Prestação de serviços 123 123 (66)Iberdrola Cons. e Serviço Confecção de calendários 3Iberdrola Engenharia Reembolso de despesas 29 144 47 3Total Iberdrola 269 1.769 (2.699) 259 2.874 (17.005)Tracol Serviços Elétricos S/A Prestação de serviços 57 187 (1.074)Reembolso de despesas 358 1.030 (27.206)Total Tracol 415 1.217 (28.280)Amara Brasil Reembolso de despesas 247 (3.066) 39 458 (592)Prestação de serviços 41 (504) (4.573)Total Amara Brasil 288 (3.570) 39 458 (5.165)Termoaçu Valores a receber 181 23CGS Reembolso despesas 17 (201) 705 (2.103)Energia comprada 1.161 (5.065)Total CGS 1.178 (5.266) 705 (2.103)Ibenbrasil Serviço de engenharia 77 (3.251) 555 (3.206)Televias Reembolso de despesas (16)474

COELBAFundação COELBA – Contrato FAELBA nº 4600000522, vigência até 30 de julho de 2004, índice de correção CDIou pela variação do INPC + 6% a.a., dos dois o maior.Guaraniana – Instrumento particular de compra e venda de ações da Tracol Serviços Elétricos S/A, constituído em 28de agosto de 2002, índice de correção IGPM.Garter Properties Inc. – Contrato de empréstimo Garter, vigência até 25 de julho de 2004, índice de correção Libor+ Spread 3%.Celpe – Contrato de serviços compartilhados entre as empresas COELBA, COSERN e CELPE, referente aos saldosde Ordens de Dispêndios Reembolsáveis - ODR, vigência até 05 de outubro de 2021.Itapebi – Contrato bilateral de compra e venda com vigência até 15 de abril de 2007. Adicionalmente, possuiadiantamentos efetuados os quais vêm sendo compensados com faturas de suprimento de energia, sendo atualizadospelo índice de correção 110% do CDI, estando suportados pelo Contrato de Suporte dos Acionistas.Iberdrola Empreendimentos S.A. – Contrato nº 4600004396, referente a serviços de consultoria técnica nas áreas deprojeto e construção de instalações de transmissão e distribuição de energia elétrica, gestão ambiental, consultoria emeficiência energética e consultoria de processos, vigência até 30 de maio de 2006, corrigido a cada 12 meses com baseaté o Custo Nacional da Construção Civil e Obras Públicas, Serviços de Consultoria, Coluna 39, Série A0157980 darevista Conjuntura Econômica da Fundação Getúlio Vargas.Cosern – Contrato de serviços compartilhados entre as empresas COELBA, COSERN e CELPE, referente aos saldosde Ordens de Dispêndios Reembolsáveis - ODR, vigência até 05 de outubro de 2021Amara Brasil – Contrato nº 4600001249, referente à administração de almoxarifado, vigência até 16 de setembro de 2004.GCS – Contrato GCS AM 04/2001, referente à compra e venda de energia elétrica, vigência até 03 de abril de 2017.COSERNFASERN – Contrato nº 09/94, vigência até 1º de novembro de 2004 atualizado pela TR + 6% a.a.Guaraniana – Contrato de Compra e Venda de Ações e Outras Avenças, sendo o saldo corrigido pela Taxa DI Over,constituído em 31 de março de 2003.Amara Brasil – Contrato nº 44113998, vigência até 15/05/05. O mesmo é corrigido pelo IGPM a cada 12 meses.Termoaçu – Contrato com vigência até 30/10/04, sendo corrigido a cada 12 meses pelo IGPM.GCS – Contrato GCS AM – 010/2002 referente à Compra de Energia, vigência até 30/11/2006. O reajuste do mesmoocorrerá na data de revisão do reajuste tarifário.GCS – Contrato de Prestação de Serviços, referente à compra de energia, vigência até 31/12/2005.Iberdrola Empreendimentos S.A. – Contrato nº 4600004918, referente a serviços de consultoria técnica nas áreas deprojeto e construção de instalações de transmissão e distribuição de energia elétrica, gestão ambiental, consultoria emeficiência energética e consultoria de processos, vigência até 31/08/06, corrigido a cada 12 meses com base até oCusto Nacional da Construção Civil e Obras Públicas, Serviços de Consultoria, Coluna 39, Série A0157980 darevista Conjuntura Econômica da Fundação Getúlio Vargas.(1) A remuneração devida à operadora Iberdrola Energia S.A. conforme contrato de assistência técnica e transferência de“know how”, é determinada de forma diferenciada a cada ano, a partir da margem operacional bruta (lucro antes dos juros,impostos e depreciação e amortização – “EBITDA”, sobre as receitas operacionais líquidas), alcançada em cada período,em função do sucesso (“performance fee”). É calculada aplicando-se uma percentagem da margem alcançada que excedera percentagem mínima para o ano, e limitada a um percentual máximo sobre o valor do EBITDA do ano:% Mínimo de Honorário MáximoAno Margem do Ano como % de Ebitda2002 36,50 1,00475

(2) Intercompany Notes, empréstimo junto a Garter Properties Inc. sociedade que efetuou a captação de recursosexternos para a Companhia junto aos sindicatos de bancos, liderado pelo Bank Boston (vide nota explicativa nº 23)• Funções compartilhadasAs empresas COELBA, CELPE e COSERN celebraram, entre si, em 30 de outubro de 2001, vigente até 05 denovembro de 2021, o Contrato denominado “Guaraniana Serviços Compartilhados” com o objetivo de :- implantar um sistema unificado de atividades operacionais e administrativas, nas áreas: Engenharia Básica,Suprimentos, Marketing, Informática, Riscos e Seguros e Regulação e Tarifa;- otimizar o aproveitamento dos recursos financeiros e humanos empregados no desenvolvimento das referidasatividades, em regime de serviços de interesse recíproco; e- atender, de maneira mais eficiente e econômica, aos interesses e necessidades de cada uma das Consorciadas.Em 1° de novembro de 2001, as concessionárias encaminharam o pedido de anuência ao referido contrato àANEEL, em atendimento ao estabelecido na Resolução ANEEL nº 022, de 4 de fevereiro de 1999. Emdecorrência da implementação do Consórcio, os balanços das empresas contemplam ativos e passivos oriundosdestas transações.Posteriormente, a ANEEL, através do Ofício n° 1327/2002-SFF/ANEEL, de 26 de dezembro de 2002,comunicou a não aprovação do Contrato de Consórcio. A administração está apresentando esclarecimentosadicionais referentes à forma de atuação e aos benefícios auferidos pelas empresas com a implementação doConsórcio, com vista a obter a anuência da ANEEL para o referido contrato.32. OUTRAS CONTAS A PAGARControladora ConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Plano de Saúde – Fundo de reserva 32.884 28.686 32.884 28.686Taxa de iluminação pública 2.497 5.783 5.158 5.783Depósito judicial 1.459Adiantamento Estado 1.002 4.570 1.002 4.570FGTS não optante 1.760 1.760 1.760 1.760Outros 4.686 4.505 6.961 7.729Total 42.829 45.304 49.224 48.528Passivo Circulante (41.053) (43.543) (44.879) (44.850)Passivo Exigível a Longo Prazo 1.776 1.761 4.345 3.67833. PATRIMÔNIO LÍQUIDO• Capital socialO Capital social autorizado da Companhia em 31 de dezembro de 2003 e de 2002, representa R$ 1.300.000. Acomposição do capital social realizado por classe de ações , sem valor nominal, e principais acionistas é aseguinte:Ações OrdináriasAções PreferenciaisAcionistas Única % A % B % Total %Guaraniana S/A 9.812.209 89,8 786.354 40,2 5.931.526 100,0 16.529.952 87,8Iberdrola Energia S/A 559.791 5,1 1.039.420 53,1 1.599.211 8,5Previ 331.780 3,0 99.440 5,1 431.220 2,3Outros 226.672 2,1 30.542 1,6 257.351 1,4Total 10.930.452 100,0 1.955.756 100,0 5.931.526 100,0 18.817.734 100,0Cada ação ordinária dá direito a um voto nas deliberações da Assembléia Geral. As ações preferenciais, de ambasas classes, não possuem direito de voto, ficando assegurado ainda: (i ) às ações preferenciais “Classe A”prioridade na distribuição de dividendos, que serão no mínimo 10% (dez por cento) maiores que os atribuídos àsações ordinárias; (ii) às ações preferenciais “Classe B”, prioridade na distribuição de dividendos, somente apósa distribuição de dividendos às preferenciais “Classe A”, sendo tais dividendos no mínimo 10% (dez por cento)maiores do que os atribuídos às ações ordinárias.476

De acordo com o previsto no estatuto social da Companhia, o dividendo mínimo obrigatório é de 25% do lucro líquidodo exercício, destinado, prioritariamente ao pagamento dos dividendos das ações preferenciais “Classes A e B”.• Incentivo Fiscal Imposto de Renda – ADENEA legislação do imposto de renda possibilita que as empresas situadas na região Nordeste e que atuam no setorde infra-estrutura, reduzam o valor do imposto de renda devido para fins de investimentos em projetos deampliação da sua capacidade instalada, conforme determina o artigo 551, § 3º, do Decreto 3.000/99.Por conta disso, a Companhia e sua controlada COSERN formalizaram pleito à antiga SUDENE e obtiveram odeferimento da redução do imposto de renda e adicionais através dos Laudos Constitutivos nº 0039/2002 e n°0038/2002 – ADENE, respectivamente, emitidos em 03 de julho de 2002. Em 15 de agosto de 2002, a Companhiae sua controlada COSERN protocolaram junto a Delegacia da Receita Federal/BA, “Termo de Opção” paraformalizar o aproveitamento do crédito retroativo a 06 de dezembro de 2001. Conforme disposto no artigo 2º, daInstrução Normativa nº 217/2002, a Receita Federal deveria pronunciar-se sobre o pleito formalizado em até 120dias da data de protocolo do referido “Termo”, como este fato não ocorreu, considera-se uma aprovação tácita doreferido pleito nos termos do artigo 553 § 3º do Decreto 3.000/99.A Companhia e sua controlada COSERN apuraram em 2003 o valor de R$ 4.600 e R$ 2.105 respectivamente(2002, R$ 2.547 da controlada) de incentivos fiscais ADENE, calculados com base no Lucro da Exploração,aplicando a redução de 37,50% do imposto de renda apurado pelo Lucro Real. O valor correspondente darespectiva redução foi contabilizado como Reserva de Capital em seu montante integral, devendo somente serutilizado para aumento de capital social ou para eventual absorção de prejuízos contábeis conforme previstoartigo 545 do Regulamento de Imposto de Renda.• Reserva Especial de Ágio – Manutenção da integridade do patrimônio líquidoEssa reserva representa a formação da reserva especial do ágio como resultado da reestruturação societária dasociedade. (vide nota explicativa nº 16).• Reserva LegalA reserva legal é calculada com base em 5% de seu lucro líquido conforme previsto na legislação em vigor,limitada a 20% do capital social.• Reserva de Retenção de LucrosA constituição da reserva de retenção de lucros visa fazer face aos investimentos futuros da Companhia.34. FORNECIMENTO E SUPRIMENTO DE ENERGIAControladoraNº consumidores (1) MWh (1) R$Composição 2003 2002 2003 2002 2003 2002Consumidores:Residencial 3.004.916 2.827.552 3.007.886 2.737.047 900.213 728.891Industrial 18.440 17.699 1.943.214 2.245.737 317.954 276.108Comercial 259.673 249.653 1.855.826 1.711.845 547.420 401.066Rural 158.840 138.523 821.963 722.779 102.679 72.771Poder Público 36.122 34.507 442.872 384.804 109.802 74.678Iluminação Pública 14.546 14.472 551.732 506.469 72.719 53.144Serviço Público 2.468 2.291 575.804 525.350 77.109 56.771Consumo Próprio 394 412 16.674 15.783Encargo de capacidade emergencial 63.315 42.970Fornecimento não faturado 34.958 21.913Reposicionamento tarifário 35.370Suprimento 1 1 165 289 11Subtotal 3.495.400 3.285.110 9.216.136 8.850.103 2.261.550 1.728.312Recomposição tarifária (realização) (63.736) (25.847)Energia livre (realização) (17.892) 20.587Disponibilização do SistemaTransmissão e Distribuição 42.101 5.899MAE – Mercado Atacadista de Energia 1.106 (2.756) 81.202Subvenção à baixa renda (tarifa social) 137.980 78.877Outras receitas 39.956 46.148Total 3.495.400 3.285.110 9.216.136 8.851.209 2.397.203 1.935.178477

ConsolidadoNº consumidores (1) MWh (1) R$Composição 2003 2002 2003 2002 2003 2002Consumidores:Residencial 3.707.497 3.503.040 3.857.039 3.494.396 1.092.778 871.191Industrial 22.810 22.113 2.807.935 3.127.934 457.171 398.298Comercial 316.110 304.846 2.331.398 2.137.585 668.719 497.128Rural 186.731 163.957 1.134.601 936.952 140.849 96.884Poder Público 45.589 43.675 588.971 511.991 148.384 105.495Iluminação Pública 16.503 16.069 669.728 609.460 91.302 68.436Serviço Público 3.775 3.568 767.497 712.093 107.526 87.257Consumo Próprio 488 509 22.693 20.724Encargo de capacidade emergencial 83.871 56.075Fornecimento não faturado 37.987 28.470Reposicionamento tarifário 35.370Suprimento 2 2 900 817 315 221Subtotal 4.299.505 4.057.779 12.180.762 11.551.952 2.864.272 2.209.455Recomposição tarifária (realização) (84.363) (21.460)Energia livre (realização) (22.051) 24.824Disponibilização do SistemaTransmissão e Distribuição 42.594 6.204MAE – Mercado Atacadista de Energia 665.017 (2.610) 125.951Subvenção à baixa renda (tarifa social) 161.337 92.934Outras receitas 47.732 53.362Total 4.299.505 4.057.779 12.180.762 12.216.969 3.006.911 2.491.270Informações não examinadas pelos auditores independentes.A ANEEL através da Resolução nº 202, de 16 de abril de 2003, fixou o reposicionamento tarifário da COELBA, aser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica vigentes, compreendendo:• O reposicionamento tarifário em 31,49% a ser aplicado em 22 de abril de 2003;• Fator Xe de 1,10% a ser aplicado nos reajustes tarifários anuais de 2004 a 2007;• O realinhamento das tarifas, através da aplicação diferenciada dos índices de reposicionamento tarifário para asdiferentes categorias de consumo, com gradual fim dos subsídios cruzados existentes; e• A Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD.O percentual de reposicionamento tarifário de que trata o parágrafo anterior é provisório, devendo o valor definitivoser estabelecido quando da definição do Valor da Quota de Reintegração Regulatória e da Base de Remuneração, nostermos da Resolução nº 493, de 4 de setembro de 2002.Em cumprimento ao princípio de modicidade tarifária e a condição de equilíbrio econômico-financeiro do contratode concessão definida na revisão tarifária periódica da concessionária, será aplicado em parcelas anuais, na formaapresentada a seguir:• Em 22 de abril de 2003 as tarifas de fornecimento de energia elétrica da Companhia serão reposicionadas em28,61%, que corresponde ao percentual resultante do cálculo do índice de reajuste tarifário anual daconcessionária; e• Os 2,88 pontos percentuais restantes serão acrescidos, no montante de R$ 49.950 por ano (de 23 de abril do anoa 22 de abril do ano subseqüente), aos valores resultantes dos itens da Parcela B da tarifa, nos reajustes anuaissubseqüentes a serem homologados para o período de 2004 a 2007.No reposicionamento de 28,61% aplicado a partir de 22 de abril de 2003 foram incluídos os percentuaiscorrespondentes à cobertura do saldo negativo da Conta de Compensação das Variações dos Valores dos Itens daParcela A – CVA, dos custos com a implantação do Programa Emergencial de Redução do Consumo de EnergiaElétrica – PERCEE e do dispêndio financeiro relativo à Reserva Global de Reversão – RGR de 2002.478

35. OUTRAS RECEITAS OPERACIONAISControladoraConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Renda da prestação de serviços 27.332 34.123 30.091 35.161Aluguel 9.323 6.534 9.345 7.976Serviço taxado 2.325 3.182 3.657 4.235Outras receitas 976 2.309 4.639 5.990Total 39.956 46.148 47.732 53.36236. COMPRA E VENDA DE ENERGIA DE CURTO PRAZO NO ÂMBITO DO MERCADO ATACADISTA DEENERGIA ELÉTRICA – MAENos exercícios de 2003 e de 2002, a Companhia e sua controlada efetuaram a comercialização de energia de curtoprazo no âmbito do Mercado Atacadista de Energia elétrica – MAE, conforme a seguir demonstrado:Controladora2003 2002Compra MWh R$ mil MWh R$ milCompra estimada (*) 113.054 912Ajuste (4.250) 5.536Total 113.054 (3.338) 5.536(*) referente aos meses de fevereiro, abril, maio e junho de 2003 (2002, período de março a dezembro).Consolidado2003 2002Compra MWh R$ mil MWh R$ milCompra estimada (*) 151.451 1.906Ajuste (15) (4.250) 5.536Total 151.436 (2.344) 5.536(*) referente aos meses de janeiro, fevereiro, abril, maio, junho, agosto, novembro e dezembro de 2003.Controladora2003 2002Venda MWh R$ mil MWh R$ milVenda estimada (*) 155.191 2.063 1.621.542 81.202Ajuste (4.819)Total 155.191 (2.756) 1.621.542 81.202(*) referente aos meses de janeiro, março, julho, agosto, setembro, outubro, novembro e dezembro de 2003 (2002,período de março a dezembro).Consolidado2003 2002Venda MWh R$ mil MWh R$ milVenda estimada (*) 185.324 2.239 2.299.342 130.750Ajuste (323) (4.849) (13.889) (4.799)Total 185.001 (2.610) 2.285.453 125.951(*) referente aos meses de janeiro, fevereiro, março, abril, junho, julho, agosto, setembro, outubro, novembro edezembro de 2003 (2002, período de março a dezembro).Os montantes de receitas/despesas faturados e/ou pagos pelas concessionárias que tiveram excedente/falta de energia,comercializados no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, foram informados pelo MercadoAtacadista de Energia Elétrica e referendados pela Companhia e sua Controlada.479

37. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAISOs custos e as despesas operacionais têm a seguinte composição por natureza de gasto:Controladora ConsolidadoComposição dos custos e despesas operacionais 2003 2002 2003 2002Receita Operacional Líquida 1.781.053 1.443.692 2.248.393 1.882.824Despesa OperacionalPessoal (131.809) (108.096) (165.216) (141.844)Administradores (2.454) (2.073) (4.811) (4.327)Entidade de previdência privada (6.199) (5.633) (7.313) (6.683)Material (22.842) (28.151) (28.140) (35.178)Serviços de terceiros (137.773) (130.498) (172.272) (151.897)Energia livre – racionamento (20.587) (24.824)Combustível para produção de energia (388) (243) (388) (243)Energia elétrica comprada para revenda (669.996) (501.823) (842.035) (661.776)Energia elétrica comprada – MAE 3.338 (5.536) 2.344 (5.536)Encargo uso sistema transmissão (117.056) (94.182) (150.728) (124.110)Subvenção conta consumo de combustível-CCC (56.467) (70.516) (72.832) (91.780)Conta de desenvolvimento energético – CDE (5.681) (7.811)Taxa de fiscalização - TRSEE (3.644) (3.516) (4.564) (4.275)Encargo Serviço Sistema – ESS (1.748) (1.748)Depreciação e amortização (145.263) (135.311) (177.443) (165.538)Provisões (21.960) (44.318) (52.729) (86.058)Outras despesas (58.422) (47.801) (65.053) (65.539)Total (1.378.364) (1.198.284) (1.750.739) (1.569.608)Resultado do Serviço 402.689 245.408 497.654 313.216Controladora ConsolidadoDespesa com Pessoal 2003 2002 2003 2002Remunerações 99.301 82.486 112.683 98.564Encargos sociais 7.642 9.118 8.810 10.214INSS sobre folha pagamento 25.334 14.463 30.070 18.549Auxílio alimentação 5.176 5.384 6.333 6.336Convênio assistencial e outros benefícios 11.116 9.873 16.515 14.630Incentivo à aposentadoria e PDV 2.530 3.898 2.771 4.334Provisão gratificação 4.645 5.365 4.645 5.365Contencioso trabalhista 4.689 3.420 11.042 7.248Participação nos lucros e resultados 7.426 14.141 8.888 17.262(-) Transferências para imobilização em curso (36.050) (40.052) (36.541) (40.658)Total 131.809 108.096 165.216 141.844• Energia Elétrica CompradaControladoraConsolidado2003 2002 2003 2002R$ MWh (1) R$ MWh (1) R$ MWh (1) R$ MWh (1)CHESF 472.533 9.322.831 496.742 12.347.161 645.006 12.776.984 660.154 16.433.721ITAPEBI 171.282 1.721.340 171.282 1.721.340SAELPA 200 3.716 226 5.004GCS 4.626 31.418 1.770 15.980 5.965 45.273 2.219 20.156MAE 912 113.054 1.906 151.451Outras 21.555 368.253 3.311 67.100 21.555 368.253 3.311 67.100Ajustes (4.250) 5.536 (6.223) 1.402 (110.411)Total 666.658 11.556.896 507.359 12.430.241 839.691 15.067.017 667.312 16.415.570(1) Informações não examinadas pelos auditores independentes480

Controladora ConsolidadoEncargos do uso do sistema de transmissão 2003 2002 2003 2002FURNAS 28.695 22.605 28.695 22.605CTEEP 18.043 17.982 18.043 17.982ELETRONORTE 12.718 11.617 12.718 11.617CHESF 25.101 20.896 32.506 27.573ELETROSUL 11.212 9.986 11.212 9.986CEMIG 7.726 6.310 7.726 6.310CEEE 6.678 5.252 6.678 5.252Outros 24.628 13.111 50.895 36.362CVA ajustes (17.745) (13.577) (17.745) (13.577)Total 117.056 94.182 150.728 124.110Controladora ConsolidadoDepreciação 2003 2002 2003 2002Quota de depreciação no exercício 146.528 136.055 178.777 166.398(-) Depreciação transferida para ordens em curso (1.265) (744) (1.334) (860)Depreciação residual no resultado 145.263 135.311 177.443 165.538ControladoraConsolidadoProvisões 2003 2002 2003 2002Provisão para crédito de liquidação duvidosa - líquida 7.251 26.326 43.591 64.301Constituição da provisão para contingência - líquida 14.709 17.992 9.138 21.757Total 21.960 44.318 52.729 86.058ControladoraConsolidadoOutras Despesas Operacionais 2003 2002 2003 2002Arrendamentos e aluguéis 9.911 10.656 10.095 11.353Seguros 719 553 908 690Tributos 13.003 11.512 17.094 15.800Doações e contribuições 1.681 1.313 2.346 1.546Recuperação de despesa (9.591) (3.893) (10.955) (3.951)Publicações e avisos de desligamentos 112 682 546Órgãos de classe do Setor Elétrico 1.465 636 1.959 1.089Despesas de viagem 3.374 3.542 4.055 4.049Consumo próprio de energia elétrica 4.311 3.293 4.309 2.957Falta no inventário de estoque 4 7 4 7Encerramento de ordem em curso 1.590 448 1.667 574Propaganda e publicidade 5.344 3.786 6.004 4.220Processo cível 4.651 2.852 5.943 3.761Processo fiscal 1.496 134 1.497 134Perdas operacionais 127 14 (6.687) 7.431Fundo Nacional de DesenvolvimentoCientífico e Tecnológico - FNDCT 4.898 7.891 6.336 9.101Encargo Serviço Sistema - ESS 1.748 1.748Programa Emergencial de Redução doConsumo de Energia Elétrica - PERCEE 12.300 14.723Outros 1.391 4.945 3.325 6.232Total 58.422 47.801 65.053 65.53938. OPERAÇÕES COM EXPORTAÇÃOA controlada COSERN efetuou operação com exportação de “commodities” agrícolas para fins de captação derecursos, conforme estabelecido no contrato “Pre-Export Financing Agreement” firmado com o Banco WestLB S.A.Com base no contrato, a controlada negocia com o WestLB adiantamento de recursos correspondente ao valor doscontratos de compra e exportação. O valor do adiantamento mais juros será pago em quatro parcelas semestrais,envolvendo o embarque das “commodities” agrícolas.Os valores estão demonstrados a seguir:2003Receita com exportação 4.723Custo de exportação (4.739)Efeito líquido da operação (16)481

O resultado da operação é decorrente exclusivamente da variação cambial sobre o prêmio de exportação das“commodities”.39. RESULTADO NÃO OPERACIONALControladora ConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Ganho na desativação/alienação de bens e direitos 448 6.635 1.167 6.802Prejuízo na desativação de bens e direitos (9.240) (10.056) (10.991) (11.409)Outras receitas (despesas) não operacionais (122) 195 (133) 491Total (8.914) (3.226) (9.957) (4.116)40. PARTICIPAÇÕES NOS LUCROS E RESULTADOSA Companhia e sua controlada COSERN possuem um programa de participação dos empregados nos lucros ouresultados, baseado nos objetivos operacionais e financeiros previamente estabelecidos com os mesmos. Osmontantes desta participação para o exercício de 2003 foi de R$ 7.426 na Companhia e R$ 1.462 na controlada (2002R$ 14.141 na Companhia e R$ 3.121 na controlada)41. DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADO SEGREGADO POR ATIVIDADE (NÃO AUDITADO)482

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42. INSTRUMENTOS FINANCEIROS• Considerações geraisA utilização de instrumentos financeiros e de operações com derivativos envolvendo indexadores tem porobjetivo a proteção do resultado das operações ativas e passivas da Companhia e sua controlada.A administração avalia que os riscos são mínimos, pois não existe concentração de parte contrária, e as operaçõessão realizadas com bancos de reconhecida solidez dentro de limites aprovados.• Valor de mercado dos instrumentos financeirosOs valores contábeis, registrados em aplicações financeiras de renda fixa, operação com empresas ligadas eempréstimos e financiamentos, referentes aos instrumentos financeiros constantes no balanço patrimonial,quando comparado com os valores que poderiam ser obtidos na sua negociação em um mercado ativo ou, naausência destes com o valor presente líquido ajustado com base na taxa vigente de juros no mercado, seaproximam, substancialmente, de seus correspondentes valores de mercado.As contas e títulos a receber de poderes públicos, federal, estadual e municipais (administração direta), e deempresas controladas por essas esferas de governo, estão registradas em contas patrimoniais no montante de R$42.119 (2002, R$ 32.511) na controladora e R$ 202.736 (2002, R$ 124.070) no consolidado. Não foi possívelestimar os valores de mercado dos créditos vencidos, face as negociações em andamento que impossibilita aprevisão dos prazos de recebimento.Os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos de longo prazo, vinculados aos projetos específicos deinfra-estrutura básica, obtidos em moeda estrangeira, junto a instituições internacionais de desenvolvimento,assim como os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos vinculados a projetos de eletrificação,obtidos em moeda nacional, junto à Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS e aos consumidores,estão compatíveis com o valor de tais operações, não disponíveis no mercado financeiro.Os contratos de mútuo obtidos junto a FAELBA pela Companhia e a FASERN pela COSERN, de conformidadecom as normas estabelecidas para as entidades de previdência privada fechada, equivalem ao valor de mercadopara esse tipo de operação.• Fatores de riscoRisco de créditoO risco surge da possibilidade das Companhias virem a incorrer em perdas resultantes da dificuldade derecebimento de valores faturados a seus consumidores, concessionárias e permissionárias. Para reduzir esse tipode risco e para auxiliar no gerenciamento do risco de inadimplência, as Companhias monitoram as contas areceber de consumidores, cortando o fornecimento, caso o consumidor deixe de realizar seus pagamentos. Nocaso de consumidores o risco de crédito é mínimo devido à grande pulverização da carteira.Moeda EstrangeiraEsse risco decorre da possibilidade da perda por conta de aumento nas taxas de câmbio, que aumentem os saldosde passivo de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira captados no mercado. As Companhias,visando assegurar que oscilações significativas nas cotações das moedas a que está sujeito seu passivo em moedaestrangeira não afetem seu resultado e fluxo de caixa, possuem em 31 de dezembro de 2003 e de 2002, operaçõesde “swap” cambial, representando 98% do endividamento em moeda estrangeira.No exercício findo em 31 de dezembro de 2003, as Companhias apuraram resultados negativo nas operações de“hedge” cambial no montante de R$ 357.407, controladora e R$ 419.490 consolidado (2002, R$ 425.582 positivocontroladora e R$ 534.250 consolidado).Risco de Taxa de JurosEste risco é oriundo da possibilidade das Companhias virem a incorrer em perdas por conta de flutuações nastaxas de juros, que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados nomercado. As Companhias não têm pactuado contratos de derivativos para fazer “hedge” contra este risco. Porém,a Companhia monitora continuamente as taxas de juros de mercado com o objetivo de avaliar a eventualnecessidade de contratação de derivativos para se proteger contra o risco de volatilidade dessas taxas.484

Risco de Vencimento AntecipadoA Companhia e sua controlada COSERN possuem contratos de empréstimos e financiamento com cláusulasrestritivas que, em geral, requerem a manutenção de índices econômico-financeiros em determinados níveis. Odescumprimento dessas restrições pode implicar em vencimento antecipado da dívida (vide notas explicativas nº23 e 31)43. PLANO PREVIDENCIÁRIO E OUTROS BENEFÍCIOS AOS EMPREGADOSA Companhia e sua controlada COSERN são patrocinadoras da Fundação COELBA de Assistência e SeguridadeSocial - FAELBA e Fundação Assistencial e Seguridade Social dos Empregados da COSERN – FASERN,respectivamente, pessoas jurídicas de direito privado, sem fins lucrativos, que tem por finalidade principal propiciaraos seus associados participantes, e aos seus beneficiários, uma renda pecuniária de suplementação de aposentadoriae pensão, em conformidade com o Plano de Benefícios Previdenciários a que estiverem vinculados.As contribuições correntes (das patrocinadoras e dos participantes) destinam-se à cobertura dos benefícios a serempagos aos participantes, acumulados desde a sua admissão no plano. Nos planos previdenciários de BenefícioDefinido, eventuais insuficiência serão de responsabilidade das patrocinadoras.A contribuição das Patrocinadoras COELBA e COSERN para o plano de Benefício Definido corresponde a 10,09%e 10,45%, respectivamente, do total da folha de pagamento mensal dos participantes ativos do plano, (Soma dosSalários Reais de Contribuição), dos quais 1,04% e 2,90% corresponde a contribuição suplementar relativo a tempopassado dos participantes e 6,76 % e 5,68% a contribuições normal e de risco e 2,29 % e 1,87% a cobertura dasdespesas administrativas da FAELBA e FASERN.A partir de outubro de 1998, a FAELBA, e de março de 1999, a FASERN, passaram a adotar novos planos debenefícios previdenciários de contribuição definida, cuja adesão foi superior a 98 % dos participantes ativos.O plano contempla benefícios de risco com cobertura para invalidez e morte totalmente custeados pelaspatrocinadoras, aos empregados ativos participantes do plano. Esses benefícios são pagos sob a forma de pecúlio,pagamento único. Por suas características o plano previdenciário de contribuição definida não apresenta déficit ousuperávit, já que o resultado dos investimentos é integralmente repassado para os participantes.A contribuição das Patrocinadoras COELBA e COSERN para o plano de Contribuição Definida corresponde a 9,44%e 9,39%, respectivamente, do total da folha de pagamento mensal dos participantes ativos do plano, (Soma dosSalários Reais de Contribuição), dos quais 1,04% e 2,90% corresponde a contribuição suplementar relativo a tempopassado dos participantes 4,88% e 3,63% a contribuições normal (igual a dos participantes), 1,43% e 1,05% acontribuição dos benefícios de risco e 2,09 % e 1,81% a cobertura das despesas administrativas da FAELBA eFASERN.As contribuições pagas ou provisionadas durante o exercício foram as seguintes:FaelbaFasernComposição 2003 2002 2003 2002Custo do imobilizado em curso 1.396 1.521 241 352Despesas operacionais 6.199 5.633 1.114 1.050Total 7.595 7.154 1.355 1.402• Operações com as FundaçõesA Companhia e sua controlada COSERN mantêm contrato de mútuo com as respectivas Fundações, para controle dasdívidas, dentro dos limites estabelecidos pela Secretaria de Segurança Suplementar, e estabelecimento das condiçõespara remuneração e amortização da dívida, compatíveis com as práticas de mercado.FaelbaFasern2003 2002 2003 2002Crédito de curto prazo 6.245 6.433 1.536 1.864Crédito de longo prazo 9.934 1.460Total 6.245 16.367 1.536 3.324485

• Deliberação CVM nº 371 – Contabilização dos Planos de PensãoNa avaliação atuarial do plano de benefício definido foi adotado o método do crédito unitário projetado, conformefacultado pela Interpretação Técnica do IBRACON nº 01/01, referendada pela CVM através do Ofício CircularCVM/SEP/SNC/nº 01/2002.Os pareceres atuariais da FAELBA e FASERN, emitidos por atuários independentes, considerando as situaçõeseconômico-financeiras das fundações, em 31 de dezembro de 2003 e 2002 estão resumidos a seguir, bem como asdemais informações requeridas pela Deliberação CVM nº. 371/00:2003 2002Planos de Benefícios Definido Faelba Fasern Faelba FasernValor justo dos ativos do Plano 234.429 54.102 180.055 44.713Valor presente da obrigação atuarial com direitos já vencidos (164.189) (45.660) (142.949) (37.422)Valor presente da obrigação atuarial com direitos a vencer (8.484) (41) (8.615) (38)Ativo líquido (status de cobertura do plano) 61.756 8.401 28.491 7.253Ganho atuarial não reconhecido 23.566 (2.690) 5.936 (4.692)Ativo Líquido 38.190 5.711 34.427 2.561Os superávits apresentados nos planos previdenciários de benefício definido das fundações FAELBA e FASERNminimizam o risco de eventual passivo atuarial futuro para a companhia e sua controlada COSERN, respectivamente.As Companhias não reuniram às condições estabelecidas na legislação para reconhecimento contábil e utilizaçãodesses superávits.2003 2002Custo esperado do Plano Previdenciário de Benefício Definido Faelba Fasern Faelba FasernCusto do serviço corrente 289 218Custo dos juros 17.682 4.680 14.893 3.660Retorno dos investimentos (24.005) (5.540) (17.808) (4.424)Amortização perdas/ganhos não reconhecidos 20Contribuição esperada dos empregados (95) (72)Ativo Líquido (6.109) (860) (2.769) (764)2003 2002Principais premissas atuariais Faelba Fasern Faelba FasernTaxa de desconto para valor presente da obrigação atuarial 10,24% 10,24% 10,24% 10,24%Taxa de rendimento esperada sobre os ativos do plano 10,24% 10,24% 10,24% 10,24%Índice estimado de aumentos salariais futuros 7,12% 6,08% 7,12% 6,08%Índice de reajuste de benefícios concedidosde prestação continuada 4,00% 4,00% 4,00% 4,00%Fator de capacidade do benefício/salário 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%44. SEGUROSA especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros, de acordo com os corretores deseguros contratados pela companhia e suas controladas, estão demonstrados a seguir:Data da ImportânciaRiscos vigência Segurada PrêmioCOELBAR.N. Subestações e Usinas 31/12/2003 167.744 350R.N.– Imóveis próprios e locados 31/12/2003 94.324 197Responsabilidade Civil Geral – RC Operações 31/12/2003 1.800 257COSERNR.N. Subestações e Usinas 31/12/2003 31.025 65R.N.– Imóveis próprios e locados 31/12/2003 17.273 36Responsabilidade Civil Geral – RC Operações 31/12/2003 1.800 77486

Os seguros da Companhia e de sua controlada COSERN são contratados conforme as respectivas políticas degerenciamento de riscos e seguros vigentes, muito semelhantes entre si.Riscos nomeados – imóveis próprios, locados (de/ou para terceiros) e almoxarifados – subestações e usinas – pelaapólice contratada estão cobertos os principais equipamentos das subestações e usinas, com seus respectivos valoressegurados e limites máximos de indenização. Tem cobertura securitária básica contra incêndio, queda de raio eexploração de qualquer natureza, sendo que as subestações e usinas tem cobertura adicional contra danos elétricos.Responsabilidade civil geral – cobertura às reparações por danos involuntários, pessoais e/ou materiais causados aterceiros, em conseqüência das operações comerciais e/ou industriais da Companhia. O limite máximo a indenizarpor evento é de R$1,2, o limite agregado é de R$ 1,8.45. PROJETO DE ALTERAÇÃO DO MARCO REGULATÓRIOEm 11 de dezembro de 2003, o Ministério de Minas e Energia – MME, divulgou as bases do novo marco regulatóriopara o setor elétrico, tendo como objetivos principais: garantir a segurança de suprimento de energia elétrica,promover a modicidade tarifária e promover a inserção social no setor, em particular pelos programas deuniversalização de atendimento.O novo modelo parte de três princípios básicos:• a reafirmação do conceito de que a produção de energia deve ser tratada como serviço público e como tal deveser um bem estendido a todos os brasileiros;• a modicidade tarifária, em que a renda proporcionada pelos ativos depreciados seja apropriada ao consumidor;• que o risco do investidor na geração seja assumido pelo sistema integrado, que tem maior capacidade de secompensar pelas perdas das variações dos ciclos hidrológicos e das oscilações da demanda do mercado. Emtroca, o investidor disponibiliza seus ativos e equipamentos ao sistema, mediante um contrato com um novoagente setorial chamado Câmara de Comercialização de energia Elétrica – CCEE, e que o remunera sem acomponente de risco.O novo modelo também revitaliza o planejamento determinativo no âmbito do próprio MME através de um novoagente setorial, a Empresa de Pesquisa Energética – EPE, aproveita a experiência das licitações e dos contratos naárea de transmissão, mantém o Operador Nacional do Sistema - ONS e a ANEEL e sugere várias fontes alternativaspara o financiamento do setor, a cargo da Eletrobrás. A proposta extingue o Mercado Atacadista de Energia - MAE etoda a parte do antigo modelo conduzida por esse agente, transferindo para a CCEE a contabilização e liquidação doscontratos, bem como a centralização de todas as negociações do setor elétrico.A atividade de distribuição deverá ser segregada empresarialmente das de geração e de transmissão, que poderão serverticalizadas. Os distribuidores devem contratar 100% de seu mercado previsto com antecedência de cinco anos e,para firmarem os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR, com geradores deserviço público e/ou Produtores Independentes - PIE, devem constituir garantia, através do Contrato de Constituiçãode Garantias - CCG. Pelo CCG, a ser firmado entre distribuidores, CCEE, geradores e/ou PIE e bancos, osdistribuidores oferecem seus recebíveis como garantia e o contrato regerá a forma como as garantias poderão serexecutadas em caso de inadimplência.As sobras de energia, decorrentes da diferença entre a energia contratada pela distribuidora e o consumo real de seumercado, serão compensadas entre distribuidoras sob a coordenação da CCEE, que fará o rateio da energiaprocurando suprir a todos na proporção dos seus déficits. Quando as sobras não forem suficientes para atender osdéficits, a CCEE poderá determinar a contratação extraordinária de energia, seja pelo adiantamento de obras degeração e transmissão, pela construção de novas usinas, pela compra de energia livre de produtores independentes oude excedentes de autoprodutores ou ainda pela importação de energia ou pelo gerenciamento pelo lado da demanda.Serão penalizadas as distribuidoras que subestimarem suas previsões de mercado e as geradoras que tiverem suasobras atrasadas, saídas além dos padrões permitidos, entre outras. As penalidades pagas serão utilizadas paramodicidade das tarifas.487

A CCEE terá também a função de calcular a tarifa de suprimento, a ser paga pelas distribuidoras. A tarifa poderá serúnica ou regionalizada e será calculada com base na soma das projeções de carga dos distribuidores e também nasoma dos encargos de geração e da administração dos contratos pela CCEE.De acordo com o documento divulgado pelo MME, a segurança de suprimento deverá ser acompanhada por umcomitê Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, observando-se, entre outros itens, o não cumprimentodo cronograma de construção de empreendimentos, as condições hidrológicas excepcionalmente adversas e oaumento imprevisto do consumo, e propondo-se as medidas preventivas de mínimo custo para restaurar as condiçõesadequadas ao atendimento.Consumidores com carga igual ou superior a 3 MW, atendidos em qualquer nível de tensão, poderão optar entrecontinuar sendo atendidos pelo distribuidor local, comprar energia diretamente de um produtor independente oucomprar energia por meio de um comercializador. A opção pela condição de consumidor livre pode abranger toda ouparte da carga do consumidor e os prazos de opção de consumidores potencialmente livres para migrar para oAmbiente de Contratação Livre são os seguintes:• Demanda máxima de 3 a 5 MW: 1 ano;• Demanda máxima de 5 a 10 MW: 2 anos;• Demanda máxima acima de 10 MW: 3 anos.O modelo prevê um período de transição para a implantação dos novos agentes, como a EPE e a CCEE, e para acontratação de energia para os próximos anos, conforme as novas regras. Assegura-se o respeito aos contratosexistentes, não ocorrência de aumentos tarifários e a criação de ambiente propício à retomada de investimentos.46. EVENTOS SUBSEQUENTES• Encargo de Aquisição de Energia Elétrica EmergencialA Resolução ANEEL nº 728, de 30 de dezembro de 2003, estabelece o valor deR$ 0,004681/kWhpara o encargo de aquisição de energia elétrica emergencial, definido na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, eregulamentado na Resolução ANEEL nº 429, de 6 de maio de 2002, com vigência no período de 1º a 31 de janeirode 2004.• Majoração da COFINSEm 29 de dezembro de 2003, foi sancionada pelo Presidente da República a Lei nº 10.833, em decorrência daconversão em Lei da Medida Provisória nº 135 que institui, a partir de 1º fevereiro de 2004, a “nãocumulatividade”na incidência da Contribuição para Fins de Seguridade Social – COFINS.Aalíquota nominal da COFINS passará de 3,0% para 7,6% sendo permitida a compensação das contribuiçõesincidentes nas operações anteriores, no mesmo molde do que já vigora para as contribuições ao PIS/PASEP desdedezembro de 2002.Embora os dispositivos acima tenham o objetivo de eliminar a cobrança da COFINS em cascata, desonerando osetor produtivo, seus efeitos variam de acordo com o ramo de atividade e a estrutura de cada empresa.488

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12.01 - Descrição das Informações Alteradas• Alteração da data de publicação.• Alterações no Relatório de Administração:• Alteração da introdução pela carta do presidente do Conselho de Administração.• Alteração de um dos itens (perdas)492

SERVIÇO PÚBLICO FEDERALDivulgação ExternaCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSDFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADASEMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2002 Legislação SocietáriaReapresentação EspontâneaO REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01452-4 CIA. ELETRICIDADE DA BAHIA 15.139.629/0001-9401.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFAvenida Edgard Santos, 300 Narandiba 41186-900 Salvador BA6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex71 370-5500 370-5501 370-550211 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail71 370-5135 370-5506 370-5558 aferreira@coelba.com.br01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoErik da Costa Breyer Avenida Edgard Santos, 300 Narandiba4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone41186-900 Salvador BA 71 370-5500 370-5501 370-520211 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail71 370-5506 370-5135 370-5558 ebreyer@coelba.com.br01.04 - REFERÊNCIA/AUDITORExercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social1 - Último 01/01/2002 31/12/20022 - Penúltimo 01/01/2001 31/12/20013 - Antepenúltimo 01/01/2000 31/12/20004 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. TécnicoDELOITTE TOUCHE TOHMATSU 00385-9 JOSÉ OTHON TAVARES DE ALMEIDA 182.774.975-0401.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALNúmero de Ações (Mil) 1 - 31/12/2002 2 - 31/12/2001 3 - 31/12/2000Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 10.930.452 10.930.452 10.930.4522 - Preferenciais 7.887.282 7.887.282 7.887.2823 - Total 18.817.734 18.817.734 18.817.734Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 001.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 1990200 - Serviços de Eletricidade5 - Atividade Principal 6 - Tipo de ConsolidadoServiço Público de Energia ElétricaTotal01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação01 RCA 14/08/2001 Juros sobre Capital Próprio 27/08/2001 ON 0,438670600002 RCA 14/08/2001 Juros sobre Capital Próprio 27/08/2001 PN 0,438670600003 RCA 31/12/2001 Juros sobre Capital Próprio 29/11/2002 ON 4,038743500004 RCA 31/12/2001 Juros sobre Capital Próprio 29/11/2002 PN 4,038743500005 RCA 31/12/2001 Juros sobre Capital Próprio 29/11/2002 ON 1,647382200006 RCA 31/12/2001 Juros sobre Capital Próprio 29/11/2002 PN 1,647382200007 AGO 30/04/2002 Dividendo 29/11/2002 ON 0,471000600008 AGO 30/04/2002 Dividendo 29/11/2002 PN 0,471000600009 RCA 31/12/2002 Juros sobre Capital Próprio 28/11/2003 ON 3,570251455510 RCA 31/12/2002 Juros sobre Capital Próprio 28/11/2003 PN 3,927276601101.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura14/05/2003493

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20001 Ativo Total 4.202.435 3.575.691 3.054.4281.01 Ativo Circulante 900.381 576.846 461.4451.01.01 Disponibilidades 73.996 12.267 18.4921.01.01.01 Numerário Disponível 73.996 12.247 18.4721.01.01.02 Aplicações Financeiras 0 20 201.01.02 Créditos 823.256 560.997 440.0171.01.02.01 Consumidores, Concesss. e Permissionárias 381.262 297.487 319.6301.01.02.02 Títulos a Receber 27.408 26.286 25.2351.01.02.03 (-) Provisão p/ Créditos de Liq. Duvidosa (34.233) (33.606) (15.562)1.01.02.04 Recomposição Tarifária do Racionamento 68.296 59.819 01.01.02.05 Energia Livre - Racionamento 0 20.994 01.01.02.06 Bônus Racionamento (Liq. Acrés à Tarifa) 13.284 41.326 01.01.02.07 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 16.952 15.248 01.01.02.08 Gastos Increment. c/ Racionam. a Recuperar 14.646 0 01.01.02.09 Rendas a Receber 27.508 23.488 45.7831.01.02.10 Repasse Empréstimos e Financiamento 8.107 7.793 4.1731.01.02.11 Serviços em Curso 18.882 18.235 18.0271.01.02.12 Títulos e Valores Mobiliários 63.411 209 1611.01.02.13 Tributos a Compensar 86.907 44.377 21.1851.01.02.14 IR e CS Diferidos 32.160 13.003 4.0401.01.02.15 Benefício Fiscal - Ágio Incorp. Controlad. 11.110 16.818 10.3121.01.02.19 Outros Créditos 87.556 9.520 7.0331.01.03 Estoques 3.129 3.582 2.9361.01.04 Outros 0 0 01.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.134.697 864.522 538.9731.02.01 Créditos Diversos 1.086.228 863.538 538.9731.02.01.01 Consumidores, Concesss. e Permissionárias 49.849 0 01.02.01.02 Títulos a Receber 15.764 14.860 25.4601.02.01.03 Recomposição Tarifária do Racionamento 239.759 213.317 01.02.01.04 Energia Livre Racionamento 125.238 82.904 01.02.01.05 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 37.432 23.925 01.02.01.06 Gastos Increment. c/ Racionam. a Recuperar 5.017 15.029 01.02.01.07 Repasse de Empréstimos e Financiamentos 8.323 8.777 10.5131.02.01.08 Tributos a Compensar 26.406 18.090 01.02.01.09 IR e CS Diferidos 206.250 134.472 136.8001.02.01.10 Benefício Fiscal - Ágio Incorp. Controlad. 339.607 336.119 352.9381.02.01.11 Depósitos Judiciais 9.961 2.902 5.4841.02.01.12 Bens e Direitos Destinados à Alienação 8.802 9.116 7.0351.02.01.20 Outros 13.820 4.027 7431.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 48.469 984 01.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 48.469 984 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.03 Outros 0 0 01.03 Ativo Permanente 2.167.357 2.134.323 2.054.0101.03.01 Investimentos 666.223 695.451 738.5901.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 664.721 693.581 734.7761.03.01.03 Outros Investimentos 1.502 1.870 3.8141.03.02 Imobilizado 1.500.726 1.437.647 1.313.3781.03.02.01 Imobilizado Líquido 1.500.726 1.437.647 1.313.3781.03.03 Diferido 408 1.225 2.042494

02.01 - BALANÇO PATRIMONIALPASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20002 Passivo Total 4.202.435 3.575.691 3.054.4282.01 Passivo Circulante 907.421 742.131 466.3782.01.01 Empréstimos e Financiamentos 223.013 193.123 112.9702.01.01.01 Empréstimos e Financiamentos 240.219 171.291 129.4752.01.01.02 Encargos de Dívida 7.510 4.774 3.4742.01.01.03 Swap (24.716) 17.058 (19.979)2.01.02 Debêntures 65.872 71.077 9.6612.01.02.01 Debêntures 60.000 60.000 02.01.02.02 Encargos 5.872 11.077 9.6612.01.03 Fornecedores 168.358 143.375 89.5192.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 89.331 88.404 60.0342.01.04.01 Tributos e Contribuições Sociais 55.201 79.308 51.6812.01.04.02 Parcelamentos Tributos e Contribuições 9.896 9.096 8.3532.01.04.03 Tributos e Contribuições Diferidos 24.234 0 02.01.05 Dividendos a Pagar 7.996 8.996 48.2022.01.06 Provisões 189.525 116.781 55.1942.01.06.01 Juros sobre Capital Próprio 149.092 91.117 32.7492.01.06.02 Provisões para Contingências 40.433 25.664 22.4452.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 1.032 11.568 13.0722.01.08 Outros 162.294 108.807 77.7262.01.08.01 Folha de Pagamento 9.688 12.182 13.5532.01.08.02 Taxas Regulamentares 25.443 21.168 16.4582.01.08.03 Entidade de Previdência Privada 6.433 6.412 6.4002.01.08.04 Adiantamentos Recebidos 9.592 12.406 10.3602.01.08.05 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 21.452 0 02.01.08.06 Energia Livre - Racionamento 0 20.255 02.01.08.07 Consumidores Devolução Baixa Renda 43.170 0 02.01.08.08 Outras Contas a Pagar 46.516 36.384 30.9552.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 1.623.326 1.225.135 1.094.2982.02.01 Empréstimos e Financiamentos 581.794 322.136 299.4532.02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 615.949 322.136 299.4532.02.01.02 Swap (34.155) 0 02.02.02 Debêntures 0 60.000 120.0002.02.02.01 Debêntures 0 60.000 120.0002.02.03 Provisões 31.640 28.417 21.7702.02.03.01 Provisões para Contingências 31.640 28.417 21.7702.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 769.504 696.120 595.3722.02.05 Outros 240.388 118.462 57.7032.02.05.01 Energia Livre - Racionamento 120.828 79.985 02.02.05.02 Entidade de Previdência Privada 9.934 16.767 21.6602.02.05.03 Parcelamento Tributos e Contribuições 12.353 20.467 27.1492.02.05.04 Tributos e Contribuições Diferidos 88.108 0 02.02.05.05 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 7.404 0 02.02.05.06 Outras Contas a Pagar 1.761 1.243 8.8942.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 1.671.688 1.608.425 1.493.7522.05.01 Capital Social Realizado 1.068.297 1.068.297 1.068.2972.05.02 Reservas de Capital 409.845 399.530 399.5302.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 193.546 140.598 25.9252.05.04.01 Legal 25.623 19.476 7.5362.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 167.923 121.122 18.3892.05.04.06 Especial p/ Dividendos não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0495

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/01/2002 a 01/01/2001 a 01/01/2000 aCódigo Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20003.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 1.935.178 1.887.035 1.558.1243.01.01 Fornecimento de Energia Elétrica 1.728.312 1.445.810 1.498.1583.01.02 Subvenção à Baixa Renda (tarifa Social) 78.877 0 03.01.03 Suprimento de Energia Elétrica - MAE 81.202 30.011 41.5613.01.04 Disp. do Sist. de Transmissão e Distrib. 5.899 1.541 1.1413.01.05 (Reversão) Receita de Recomp. Tarif. Rac. (25.847) 273.136 03.01.06 Energia Livre - Repasse a Geradora 20.587 100.240 03.01.07 Outras Receitas Operacionais 46.148 36.297 17.2643.02 Deduções da Receita Bruta (491.486) (370.338) (386.832)3.02.02 ICMS (347.335) (280.565) (305.845)3.02.03 PIS (14.987) (11.994) (10.814)3.02.04 COFINS (58.099) (55.365) (46.330)3.02.05 ISS (91) (129) (120)3.02.06 Quota p/ Reserva Global de Reversão - RGR (28.004) (22.285) (23.723)3.02.07 Encargo de Capacidade Emergencial - ECE (42.970) 0 03.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.443.692 1.516.697 1.171.2923.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (957.470) (899.760) (687.382)3.04.01 Energia Elétrica Comprada para Revenda (507.359) (442.237) (372.070)3.04.02 Encargos do Uso do Sistema Transmissão (94.182) (79.038) (74.239)3.04.03 Energia Livre Repasse a Geradora (20.587) (100.240) 03.04.04 Pessoal (32.029) (29.007) (35.897)3.04.05 Entidade de Previdência Privada (2.261) (1.846) (4.050)3.04.07 Material (8.864) (8.777) (8.415)3.04.08 Combustível p/ Prod. de Energia Elétrica (243) (223) (225)3.04.09 Serviço de Terceiros (32.064) (14.574) (17.217)3.04.10 Subvenção - Conta Consumo Combustível CCC (70.516) (34.417) (33.380)3.04.11 Taxa de Fiscalização - Aneel (3.516) (3.563) (2.916)3.04.12 Depreciação e Amortização (116.730) (86.119) (88.731)3.04.13 Provisões Operac. (Líq. de Reversões) (26.326) (68.391) (29.103)3.04.14 Arrendamentos e Aluguéis (219) 262 (780)3.04.15 Tributos (8) 5 (1)3.04.16 Outras Despesas Operacionais (11.632) (6.559) (5.396)3.04.17 Custo do Serviço Prestado a Terceiros (30.934) (25.036) (14.962)3.05 Resultado Bruto 486.222 616.937 483.9103.06 Despesas/Receitas Operacionais (421.554) (441.295) (356.513)3.06.01 Com Vendas (104.397) (117.834) (103.568)3.06.02 Gerais e Administrativas (136.417) (120.594) (87.134)3.06.03 Financeiras (200.252) (315.432) (195.128)3.06.03.01 Receitas Financeiras 514.508 85.186 59.0493.06.03.01.01 Renda de Aplicação Financeira 1.226 1.765 9683.06.03.01.02 Var. Monetária Acrésc. Moratório Energia 16.706 8.565 16.4393.06.03.01.03 Variação Monetária Líquida 58.314 (5.767) 7373.06.03.01.04 Juros Sobre Capital Próprio a Receber 0 26.204 13.3303.06.03.01.05 Resultado de Swap 425.582 37.606 03.06.03.01.06 Outras Receitas/Despesas Financeiras 12.680 16.813 27.5753.06.03.02 Despesas Financeiras (714.760) (400.618) (254.177)3.06.03.02.01 Variação Cambial Líquida (504.115) (143.182) (66.142)3.06.03.02.02 Encargos de Dívida (140.645) (142.181) (111.313)3.06.03.02.03 Juros sobre Capital Próprio a Pagar (70.000) (115.255) (76.722)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras despesas Operacionais 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 19.512 112.565 29.3173.06.06.01 Equivalência Patrimonial 32.843 98.006 42.5823.06.06.02 Variação Cambial PL Garter (477) 28.293 9.2753.06.06.03 Amortização de Ágio - Líquida (12.854) (13.734) (22.540)3.07 Resultado Operacional 64.668 175.642 127.397496

01/01/2002 a 01/01/2001 a 01/01/2000 aCódigo Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20003.08 Resultado não Operacional (3.226) (6.407) (8.837)3.08.01 Receitas 6.928 1.928 9.4923.08.02 Despesas (10.154) (8.335) (18.329)3.09 Resultado antes Tributação/Participações 61.442 169.235 118.5603.10 Provisão para IR e Contribuição Social 1.104 (15.250) (18.714)3.11 IR Diferido (9.598) (4.245) (12.526)3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 70.000 89.051 63.3923.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 122.948 238.791 150.712NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 18.817.734 18.817.734 18.817.734LUCRO POR AÇÃO 0,00653 0,01269 0,00801PREJUÍZO POR AÇÃO04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)01/01/2002 a 01/01/2001 a 01/01/2000 aCódigo Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20004.01 Origens 1.102.010 554.219 727.6724.01.01 Das Operações 403.007 191.782 335.6844.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 122.948 238.791 150.7124.01.01.02 Vls. que não Repr. Mov. Cap. Circulante 280.059 (47.009) 184.9724.01.01.02.01 Depreciação e Amortização 135.311 116.668 114.4344.01.01.02.02 Variações Monet. Cambiais Longo Prazo Liq. 140.763 139.231 69.3774.01.01.02.03 Recomposição Tarifária do Racionamento 0 (213.317) 04.01.01.02.04 Tributos e Contribuições Diferidos 9.598 4.245 12.5264.01.01.02.05 Juros do Exigível e Realizável a LP, Líq. 4.533 0 04.01.01.02.06 Valor Residual Ativo Permanente Baixado 9.366 18.729 17.9524.01.01.02.07 Equivalência Patrimonial (32.843) (98.006) (42.582)4.01.01.02.08 Variação Cambial Garter 477 (28.293) (9.275)4.01.01.02.09 Amortização do Ágio e Deságio. Líquida 12.854 13.734 22.5404.01.02 Dos Acionistas 0 0 04.01.02.01 Integralização de Capital 0 0 04.01.02.02 Adiant. p/ Futuro Aumento de Capital 0 0 04.01.03 De Terceiros 699.003 362.437 391.9884.01.03.01 Aumento do Exigível a Longo Prazo 512.622 124.662 187.1734.01.03.02 Transferência para o Ativo Circulante 48.624 81.259 39.4554.01.03.03 Emissão de Debêntures 0 0 120.0004.01.03.04 Dividendos e JCP Distrib. por Controlada 43.889 26.674 45.3604.01.03.05 Diminuição do Realizável a Longo Prazo 93.868 0 04.01.03.06 Redução Capital de Controlada 0 129.842 04.02 Aplicações 943.765 714.571 610.2044.02.01 No Realizável a Longo Prazo 382.164 110.471 26.3184.02.02 No Investimento 0 2.756 135.2584.02.03 No Imobilizado 264.700 306.649 238.8694.02.04 No Diferido 0 0 04.02.05 Transferência do ELP p/ Passivo Circul. 226.901 110.578 84.9724.02.06 Debêntures 0 60.000 04.02.07 JCP e Dividendos Declarados 70.000 124.117 124.7874.02.08 Diminuição do Exigível a Longo Prazo 0 0 04.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante 158.245 (160.352) 117.4684.04 Variação do Ativo Circulante 323.535 115.401 185.5724.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 576.846 461.445 275.8734.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 900.381 576.846 461.4454.05 Variação do Passivo Circulante 165.290 275.753 68.1044.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício 742.131 466.378 398.2744.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 907.421 742.131 466.378497

05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A 31/12/2002 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 1.068.297 399.530 0 140.598 0 1.608.4255.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 122.948 122.9485.07 Destinações 0 0 0 52.948 (122.948) (70.000)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 6.147 (6.147) 05.07.02 Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 0 (70.000) (70.000)5.07.03 Reserva de Retenção de Lucro 0 0 0 46.801 (46.801) 05.08 Outros 0 10.315 0 0 0 10.3155.08.01 Reserva Especial de Ágio da Nordeste S/A 0 10.315 0 0 0 10.3155.09 Saldo Final 1.068.297 409.845 0 193.546 0 1.671.68805.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2001 A 31/12/2001 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 1.068.297 399.530 0 25.925 0 1.493.7525.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 238.791 238.7915.07 Destinações 0 0 0 114.673 (238.791) (124.118)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 11.940 (11.940) 05.07.02 Reserva de Retenção de Lucro 0 0 0 102.733 (102.733) 05.07.03 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (8.863) (8.863)5.07.04 Juros s/ Capital Próprio 0 0 0 0 (115.255) (115.255)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.08.01 Remuneração das Imobilizações (JOA) 0 0 0 0 0 05.08.02 Reserva Especial de Ágio 0 0 0 0 0 05.08.03 Reserva Reflexa Prêmio Emissão Debênture 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 1.068.297 399.530 0 140.598 0 1.608.42505.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2000 A 31/12/2000 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 1.068.297 14.406 0 0 0 1.082.7035.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 150.712 150.7125.07 Destinações 0 0 0 25.925 (150.712) (124.787)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 7.536 (7.536) 05.07.02 Reserva de Retenção de Lucro 0 0 0 18.389 (18.389) 05.07.03 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (48.065) (48.065)5.07.04 Juros s/ Capital Próprio 0 0 0 0 (76.722) (76.722)5.08 Outros 0 385.124 0 0 0 385.1245.08.01 Remuneração das Imobilizações (JOA) 0 12.115 0 0 0 12.1155.08.02 Reserva Especial de Ágio 0 372.820 0 0 0 372.8205.08.03 Reserva Reflexa Prêmio Emissão Debênture 0 189 0 0 0 1895.09 Saldo Final 1.068.297 399.530 0 25.925 0 1.493.752498

06.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20001 Ativo Total 5.956.329 4.715.090 3.584.7411.01 Ativo Circulante 1.265.580 903.410 657.6851.01.01 Disponibilidades 89.898 85.506 68.3601.01.01.01 Numerário Disponível 89.898 85.486 44.1321.01.01.02 Aplicações no Mercado Aberto 0 20 24.2281.01.02 Créditos 1.171.683 812.768 584.8241.01.02.01 Consumidores, Concess. e Permissionários 575.379 485.511 471.7891.01.02.02 Títulos a Receber 73.444 55.017 35.6041.01.02.03 (-) Provisão p/ Créditos de Liq. Duvidosa (59.417) (54.124) (32.495)1.01.02.04 Recomposição Tarifária do Racionamento 91.818 76.458 01.01.02.05 Energia Livre - Racionamento 0 25.734 01.01.02.06 Bônus Racionamento (Líq. Acrés à Tarifa) 14.774 48.849 01.01.02.07 Vls Tarifários não Gerenc. a Compensar 24.060 18.862 01.01.02.08 Gastos Incrementais c/ o Rac. a Recuperar 19.759 0 01.01.02.09 Rendas a Receber 491 744 2.3941.01.02.10 Repasse de Empréstimos e Financiamentos 8.107 7.793 4.1731.01.02.11 Serviço em Curso 21.104 21.529 19.1401.01.02.12 Títulos e Valores Mobiliários 63.411 209 1611.01.02.13 Tributos a Compensar 159.195 53.824 29.0361.01.02.14 IR e CS Diferidos 39.537 21.606 24.7731.01.02.15 Benefício Fiscal - Ágio Incorporado Cont. 21.234 26.241 20.4081.01.02.19 Outros Créditos 118.787 24.515 9.8411.01.03 Estoques 3.999 5.136 4.5011.01.04 Outros 0 0 01.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.590.984 1.277.454 820.3251.02.01 Créditos Diversos 1.581.713 1.276.470 820.3251.02.01.01 Consumidores Concessionárias e Permissio. 86.573 0 01.02.01.02 Títulos a Receber 55.526 56.915 70.7131.02.01.03 Recomposição Tarifária Racionamento 350.730 312.508 01.02.01.04 Energia Livre Racionamento 160.391 108.924 01.02.01.05 Vls Tarifários não Gerenc. a Compensar 46.915 30.669 01.02.01.06 Gastos Incrementais com o Racion a Recup. 5.017 19.074 01.02.01.07 Repasse de Emprést. e Financ. 8.323 8.777 10.5131.02.01.08 Tributos a Compensar 34.270 24.037 2.0011.02.01.09 IR e CS Diferidos 265.239 164.868 161.4481.02.01.10 Benefício Fiscal - Ágio Incorp. Control. 519.035 525.672 551.9141.02.01.11 Depósitos Judiciais 19.373 10.597 13.6331.02.01.12 Bens e Direitos Destinados a Alienação 8.846 9.151 7.0351.02.01.20 Outros 21.475 5.278 3.0681.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 9.271 984 01.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 9.271 984 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.03 Outros 0 0 01.03 Ativo Permanente 3.099.765 2.534.226 2.106.7311.03.01 Investimentos 1.512 2.019 3.9631.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 0 01.03.01.03 Outros Investimentos 1.512 2.019 3.9631.03.02 Imobilizado 2.775.423 2.186.330 1.790.9411.03.03 Diferido 322.830 345.877 311.827499

06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20002 Passivo Total 5.956.329 4.715.090 3.584.7412.01 Passivo Circulante 1.612.428 1.200.638 698.8422.01.01 Empréstimos e Financiamentos 634.239 412.948 204.3162.01.01.01 Empréstimos e Financiamentos 673.011 362.557 218.4962.01.01.02 Encargos de Dívidas 24.008 7.994 5.7992.01.01.03 Swap (62.780) 42.397 (19.979)2.01.02 Debêntures 85.583 111.108 38.0562.01.02.01 Debêntures e Encargos 85.583 111.108 38.0562.01.03 Fornecedores 328.809 236.248 115.2782.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 120.386 114.478 77.5732.01.04.01 Tributos e Contribuições Sociais 76.258 103.521 67.5272.01.04.02 Parcelamento Tributos e Contribuições 11.950 10.957 10.0462.01.04.03 Tributos e Contribuições Diferidos 32.178 0 02.01.05 Dividendos a Pagar 10.532 8.520 70.3492.01.06 Provisões 220.226 160.724 83.7672.01.06.01 Juros sobre Capital Próprio 157.815 102.278 29.8242.01.06.02 Provisões para Contingências 62.411 58.446 53.9432.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 15.411 15.091 16.4592.01.08 Outros 197.242 141.521 93.0442.01.08.01 Folha de Pagamento 10.010 31.995 16.8392.01.08.02 Taxas Regulamentares 31.820 23.706 19.2822.01.08.03 Entidade de Previdência Privada 8.297 9.533 9.5572.01.08.04 Adiantamentos Recebidos 10.192 12.848 10.3652.01.08.05 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 28.081 0 02.01.08.06 Energia Livre - Racionamento 0 24.828 02.01.08.07 Consumidores Devolução Baixa Renda 51.658 0 02.01.08.08 Outras Contas a Pagar 57.184 38.611 37.0012.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 2.316.322 1.643.986 1.175.0692.02.01 Empréstimos e Financiamentos 1.918.222 1.382.889 891.7792.02.01.01 Empéstimos e Financiamentos 2.242.863 1.382.889 891.7792.02.01.02 Swap (324.641) 0 02.02.02 Debêntures 0 78.750 176.2502.02.02.01 Debêntures 0 78.750 176.2502.02.03 Provisões 52.322 28.417 21.7702.02.03.01 Provisões para Contingências 52.322 28.417 21.7702.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 1.961 360 13.8102.02.05 Outros 343.817 153.570 71.4602.02.05.01 Energia Livre - Racionamento 154.743 105.089 02.02.05.02 Entidade de Previdência Privada 11.394 19.985 27.8272.02.05.03 Parcelamentos Tributos e Contribuições 14.684 24.629 32.4172.02.05.04 Tributos e Contribuições Diferidos 136.973 1.949 2.3222.02.05.05 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 8.845 0 02.02.05.06 Adiantamento p/ Aumento de Capital 13.500 0 02.02.05.07 Outras Contas a Pagar 3.678 1.918 8.8942.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.04 Participações Minoritárias 355.891 262.041 217.0782.05 Patrimônio Líquido 1.671.688 1.608.425 1.493.7522.05.01 Capital Social Realizado 1.068.297 1.068.297 1.068.2972.05.02 Reservas de Capital 411.591 399.530 399.5302.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 191.800 140.598 25.9252.05.04.01 Legal 23.877 19.476 7.5362.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 167.923 121.122 18.3892.05.04.06 Especial p/ Dividendos não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0500

07.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO CONSOLIDADO (Reais Mil)01/01/2002 a 01/01/2001 a 01/01/2000 aCódigo Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20003.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.491.270 2.459.378 2.009.2733.01.01 Fornecimento de Energia Elétrica 2.209.455 1.832.786 1.896.3403.01.02 Subvenção a Baixa Renda (tarifa Social) 92.934 0 03.01.03 Suprimento de Energia Elétrica - MAE 125.951 58.311 87.0913.01.04 Disp. do Sist. de Transmissão e Distrib. 6.204 1.541 1.1413.01.05 (Reversão) Receita Recomp. Tarif. Rac. (21.460) 388.966 03.01.06 Energia Livre - Repasse a Geradora 24.824 129.917 03.01.07 Outras Receitas Operacionais 53.362 47.857 24.7013.02 Deduções da Receita Bruta (608.446) (461.583) (475.376)3.02.01 ICMS (424.563) (344.546) (372.872)3.02.02 PIS (20.263) (15.804) (13.095)3.02.03 COFINS (74.368) (72.948) (60.438)3.02.04 ISS (1.771) (1.573) (120)3.02.05 Quota p/ Reserva Global de Reversão - RGR (34.435) (26.712) (28.851)3.02.06 Encargo de Capacidade Emergencial - ECE (53.046) 0 03.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.882.824 1.997.795 1.533.8973.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.262.950) (1.173.393) (889.383)3.04.01 Energia Elétrica Comprada para Revenda (667.312) (590.556) (489.711)3.04.02 Encargos do Uso do Sistema Transmissão (124.110) (105.150) (98.789)3.04.03 Energia Livre Repasse a Geradora (24.824) (129.917) 03.04.04 Pessoal (48.119) (44.294) (46.249)3.04.05 Entidade de Previdência Privada (2.693) (2.248) (4.270)3.04.06 Material (14.101) (13.311) (13.833)3.04.07 Combustível p/ Prod. de Energia Elétrica (243) (223) (225)3.04.08 Serviço de Terceiros (33.141) (12.005) (18.497)3.04.09 Subvenção- Conta Consumo Combustível CCC (91.780) (43.230) (42.711)3.04.10 Taxa de Fiscalização - Aneel (4.275) (4.439) (3.675)3.04.11 Depreciação e Amortização (143.459) (109.008) (116.705)3.04.12 Provisões Operac. (Líq. de Reversões) (64.301) (84.278) (31.871)3.04.13 Arrendamento e Aluguéis (632) 262 (780)3.04.14 Tributos (260) (5) (14)3.04.15 Outras Despesas Operacionais (12.136) (9.790) (7.041)3.04.16 Custo de Serviço Prestado a Terceiros (31.564) (25.201) (15.012)3.05 Resultado Bruto 619.874 824.402 644.5143.06 Despesas/Receitas Operacionais (528.547) (645.802) (489.597)3.06.01 Com Vendas (128.854) (137.972) (122.342)3.06.02 Gerais e Administrativas (177.804) (161.997) (119.690)3.06.03 Financeiras (208.558) (360.392) (234.300)3.06.03.01 Receitas Financeiras 678.097 93.031 51.2263.06.03.01.01 Renda de Aplicação Financeira 2.451 3.501 9.0723.06.03.01.02 Var. Monetária Acrésc. Moratório Energia 21.031 12.501 20.4393.06.03.01.03 Variação Monetária Líquida 106.224 36.578 9.1673.06.03.01.04 Juros Sobre Capital Próprio a Receber 0 0 03.06.03.01.05 Resultado de Swap 534.250 12.267 21.8243.06.03.01.06 Outras Receitas/ Despesas Financeiras 14.141 28.184 (9.276)3.06.03.02 Despesas Financeiras (886.655) (453.423) (285.526)3.06.03.02.01 Variação Cambial Líquida (637.053) (150.333) (66.142)3.06.03.02.02 Encargos de Dívidas (179.602) (149.306) (136.215)3.06.03.02.03 Juros sobre Capital Próprio a Pagar (70.000) (153.784) (83.169)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial (13.331) 14.559 (13.265)3.06.06.01 Equivalência Patrimonial 0 0 03.06.06.02 Variação Cambial PL Garter (477) 28.293 9.2753.06.06.03 Amortização de Ágio - Líquida (12.854) (13.734) (22.540)3.07 Resultado Operacional 91.327 178.600 154.9173.08 Resultado não Operacional (4.116) (7.056) (9.754)3.08.01 Receitas 7.270 2.942 12.283501

01/01/2002 a 01/01/2001 a 01/01/2000 aCódigo Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20003.08.02 Despesas (11.386) (9.998) (22.037)3.09 Resultado antes Tributação/Participações 87.211 171.544 145.1633.10 Provisão para IR e Contribuição Social (5.571) (32.630) (28.837)3.11 IR Diferido (20.427) (20.351) (21.242)3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 70.000 153.784 83.1693.14 Participações Minoritárias (10.010) (33.556) (28.610)3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 121.203 238.791 149.643NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 18.817.734 18.817.734 18.817.734LUCRO POR AÇÃO 0,00644 0,01269 0,00795PREJUÍZO POR AÇÃO08.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS CONSOLIDADAS (Reais Mil)01/01/2002 a 01/01/2001 a 01/01/2000 aCódigo Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20004.01 Origens 1.666.888 994.703 1.081.0324.01.01 Das Operações 528.229 265.405 455.6474.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 121.203 238.791 149.6434.01.01.02 Vls. Que não Repr. Mov. Cap. Circulante 407.026 26.614 306.0044.01.01.02.01 Depreciação e Amortização 165.634 144.280 145.4954.01.01.02.02 Variações Monet. e Cambiais Longo Prazo 205.412 131.636 69.0904.01.01.02.03 Recomposição Tarifária do Racionamento (25.861) (312.508) 04.01.01.02.04 Tributos e Contribuições Diferidos 20.427 20.351 21.2424.01.01.02.05 Juros de ELP e RLP, Líquidos 4.533 0 04.01.01.02.06 Valor Residual do Ativo Perman. Baixado 10.993 23.858 28.3024.01.01.02.07 Variação Cambial Garter 477 (28.293) (9.275)4.01.01.02.08 Amortização do Ágio e Deságio, Líquida 12.854 13.734 22.5404.01.01.02.09 Reserva de Isenção ADENE 2.547 0 04.01.01.02.10 Participações Minoritárias 10.010 33.556 28.6104.01.02 Dos Acionistas 98.530 79.309 116.9574.01.02.01 Integralização de Capital 85.030 76.193 116.9574.01.02.02 Adiant. p/ Futuro Aumento de Capital 13.500 3.116 04.01.03 De Terceiros 1.040.129 649.989 508.4284.01.03.01 Aumento de Exigível a Longo Parazo 883.625 411.268 243.8914.01.03.02 Transferência para o Ativo Circulante 62.636 108.879 264.5374.01.03.03 Diminuição do Realizável a Longo Prazo 93.868 0 04.01.03.04 Redução de Capital de Controlada 0 129.842 04.02 Aplicações 1.716.508 1.250.774 909.1814.02.01 No Realizável a Longo Prazo 457.171 136.899 45.1394.02.02 No Investimento 0 55.352 135.2584.02.03 No Imobilizado 797.018 610.328 444.2214.02.04 No Diferido 42.989 57.665 04.02.05 Transferência do ELP para o Passivo Circ. 347.235 128.661 119.5354.02.06 Debêntures 0 97.500 04.02.07 Juros s/ Capital Próprio e Dividendos de 72.095 136.444 146.7244.02.08 Diminuição do Exigível a Longo Prazo 0 27.925 04.02.09 Empresas Ligadas 0 0 1.1174.02.10 Adiantamento para Futuro Aumento de Capi. 0 0 17.1874.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (49.620) (256.071) 171.8514.04 Variação do Ativo Circulante 362.170 245.725 284.9254.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 903.410 657.685 372.7604.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 1.265.580 903.410 657.6854.05 Variação do Passivo Circulante 411.790 501.796 112.1324.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício 1.200.638 698.842 586.7104.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 1.612.428 1.200.638 698.842502

09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVAPARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTESSrs. Acionistas, Conselheiros e Diretores daCOMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA – COELBASalvador - BA1. Examinamos os balanços patrimoniais da COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA –COELBA (controladora e consolidado) levantados em 31 de dezembro de 2002, e as respectivas demonstrações doresultado, das mutações do patrimônio líquido (controladora) e das origens e aplicações de recursos correspondentesao exercício findo naquela data, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é ade expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis.2. 2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas brasileiras de auditoria e compreenderam: (a) oplanejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e decontroles internos da Companhia e controladas; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registrosque suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativascontábeis mais representativas adotadas pela Companhia e controladas, bem como da apresentação das demonstraçõescontábeis tomadas em conjunto.3. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis referidas no parágrafo 1 representam adequadamente, em todos osaspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DABAHIA - COELBA (controladora e consolidado) em 31 de dezembro de 2002, o resultado de suas operações, asmutações de seu patrimônio líquido (controladora) e as origens e aplicações de seus recursos correspondentes aoexercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.4. Conforme detalhado na nota explicativa n o 6 às demonstrações contábeis, em 31 de dezembro de 2002, a Companhiae sua controlada COMPANHIA ENERGÉTICA DO RIO GRANDE DO NORTE - COSERN têm registrado, noativo circulante e no realizável a longo prazo, valores a receber no montante de R$ 217.005 mil e, no passivocirculante, valores a pagar no montante de R$ 12.993 mil, relativos às transações de venda e compra de energiarealizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, com base em cálculos preparados edivulgados pelo MAE e/ou em estimativa preparada pela Administração quando da falta de disponibilização dessasinformações pelo MAE. Esses valores podem estar sujeitos a modificações dependendo de decisão de processosjudiciais em andamento movidos por empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercado em vigor.A liquidação financeira desses valores, programada para 22 de novembro de 2002, foi postergada em razão de novoacordo realizado entre as empresas do setor e o governo. Até a data de emissão deste parecer, a Companhia e suacontrolada receberam R$ 30.081 mil. O sucesso dessa negociação e liquidação depende da capacidade financeira dasempresas do setor em honrar seus compromissos.5. Em 21 de dezembro de 2001, foi editada a Medida Provisória nº 14, convertida na Lei nº 10.438, de 26 de abril de2002, disciplinando, entre outros assuntos, a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro das empresasdistribuidoras de energia elétrica, garantido nos contratos de concessão. As informações detalhadas do Acordo Geraldo Setor Elétrico e os impactos sobre a situação patrimonial e financeira e no resultado de suas operações e de suacontrolada estão divulgados na nota explicativa nº 9 às demonstrações contábeis.6. As demonstrações contábeis correspondentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2001, apresentadas para finsde comparação, foram auditadas por outros auditores independentes, os quais, emitiram parecer, datado de 15 dejaneiro de 2002 (exceto em relação aos efeitos mencionados nas notas explicativas nºs 3, 7, 10, 22 e 37 àsdemonstrações contábeis os quais a data foi 15 de março de 2002) contendo os comentários que a Companhia e suaControlada COSERN registraram em suas demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2001 ativos e passivosrelacionados à comercialização de energia livre, com base em dados preliminares fornecidos pela Administradora doMercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE. Adicionalmente, registraram contas a receber relacionadas arecomposição tarifária e compensação de variação de custos da parcela A (CVA) decorrentes da aplicação da Medida503

Provisória 14 (ainda sujeita à aprovação do Congresso Nacional) e Resolução 91 da Câmara de Gestão da Crise deEnergia Elétrica, a serem realizadas através de aumentos tarifários extraordinários aprovados pelo Poder Concedente,bem como créditos e débitos relativos a variações de custos de itens que compõem o cálculo dos reajustes de suastarifas, ambos pendentes de revisão e homologação pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, emencionando que as demonstrações contábeis correspondentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2001 dacontrolada COMPANHIA ENERGÉTICA DO RIO GRANDE DO NORTE - COSERN e GARTERPROPERTIES INC. e da controlada em conjunto ITAPEBI GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. foram auditadas poroutros auditores independentes.Salvador, 17 de janeiro de 2003 (Exceto pelos efeitos mencionados na nota explicativa nº 29 às demonstraçõescontábeis para os quais a data é 24 de janeiro de 2003)DELOITTE TOUCHE TOHMATSUAuditores IndependentesCRC – nº 2SP 011.609/O-8-F “BA”José Othon Tavares de AlmeidaSócioCRC – BA nº 013.212/O10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃOSenhores Acionistas,Apresentamos a seguir, relatório das principais atividades no exercício de 2002, em conjunto com as demonstraçõescontábeis elaboradas de acordo com a legislação societária brasileira, acrescidas do Balanço Social, Demonstração doValor Adicionado-DVA e Demonstração do Fluxo de Caixa, os quais consideramos importantes para divulgar odesempenho da COELBA para a sociedade, parceiros, investidores e consumidores.O ano de 2002 foi marcado por grandes dificuldades para o Setor Elétrico brasileiro, provocadas pelas conseqüências doracionamento e a redução do consumo. No caso da Coelba, em especial na classe residencial, o consumo foi reduzido apatamares inferiores aos dos últimos cinco anos. Esta queda de consumo repercutiu de forma significativa no faturamentoda empresa e no nível de endividamento.Para esta conjuntura adversa, a Coelba alcançou bons resultados econômicos financeiros fundamentada: na EficiênciaOperacional e numa Política de Gestão de Caixa Conservadora.Com o nível de eficiência operacional que a Companhia alcançou nos últimos anos foi possível potencializar aprodutividade operacional com reflexo nos custos da Empresa.A Política Conservadora de gestão de caixa da empresa trouxe benefícios diretos e indiretos. O principal benefício diretofoi sobre o gerenciamento do endividamento em moeda estrangeira que foi totalmente protegido através de contratos de“swap” que geraram um resultado positivo de R$ 425 milhões de reais. O principal benefício indireto foi a capacidade dacompanhia de atender a todas as suas obrigações financeiras, apesar da crise do Setor Elétrico Brasileiro.Desta forma, a empresa superou as expectativas obtendo uma performance positiva no resultado econômico-financeiro,assim como em seus principais indicadores técnicos, a exemplo da Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor -DEC que reduziu 19,8% em relação a 2001; Tempo Médio de Atendimento - TMA (passando de 3,05 horas em 2001 para2,05 em 2002); e Tempo Médio de Nova Ligação que atingiu a surpreendente média de 2,13 dias em 2002. Ressalta-setambém redução no número de reclamações em 57,0% em relação a 2001 e a evolução significativa nos indicadores deeficiência e produtividade apontando melhoria na relação Despesas dos Serviços/Cliente a preços de 2002 (18,6%) e naCliente/Empregado que cresceu de 1.089 para 1.139.Neste sentido, vale considerar que a COELBA, no seu perfil de negócio, apresenta um alto grau de dispersão de 5,1Clientes/Km2, sendo um dos mais desfavoráveis do setor, que na prática exige maior gasto de manutenção e operação.Entretanto, apresenta uma das melhores eficiências, Gastos/Cliente, com elevado retorno sobre o patrimônio, e lucro bemsuperior a média nacional.504

Assim mesmo, a COELBA trabalhou intensamente voltada para a Responsabilidade Social, atendendo a legislação no que serefere a aplicação da tarifa social baixa renda conforme Lei N.º 10.438 de 26/04/02, e também execução do Programa Luz noCampo, já que a Bahia é o estado brasileiro com a maior população rural e um dos mais baixos índices de eletrificação rural.A empresa, vem revertendo esse quadro, promovendo um significativo incremento da qualidade de vida das pessoas. Desdeo início do Programa, no ano 2000, já foram beneficiados 112 mil novos clientes rurais. Foram realizadas 3.410 obras em 389municípios baianos, com a construção de mais de 18.362 km de rede, envolvendo recursos da ordem de R$ 225 milhões.O reconhecimento público, com relação às medidas adotadas pela concessionária para melhorar a qualidade de seus serviçose o relacionamento com os consumidores, pode ser verificado por meio da pesquisa de Índice de Satisfação do Cliente - IASCda ANEEL, apurada no universo das distribuidoras de energia elétrica com mais de 500 mil consumidores, na qual a COELBApassou da 22º colocação em 2001 para a 15º em 2002 no contexto nacional, e da 6º para a 4º colocação na região Nordeste.Os resultados destes indicadores refletem o esforço da empresa na melhoria da qualidade e satisfação dos clientes.SISTEMA ELÉTRICONo sistema elétrico destaca-se a digitalização e automação de 31 subestações e a modernização dos centros de Operaçãodo Sistema Elétrico de Barreiras, Feira de Santana, Vitória da Conquista, Itabuna e Juazeiro, refletindo na melhoria dosindicadores de qualidade, aumento da rentabilidade e satisfação do cliente. Por outro lado a empresa intensificou atransmissão de dados do Centro de Operação da Distribuição - COD para viaturas via Sistema Truncking, facilitando ogerenciamento das turmas de operação, com a conseqüente redução do tempo de restabelecimento dos desligamentos eexpressiva redução de 57,0% no número de reclamações, passando de 150.106 para 64.537 em 2002.Itens 2002 2001Número de usinas 3 3Número de subestações 252 248Linhas de transmissão (Km) 8.205 7.805Linhas de distribuição (Km) 153.199 144.825Capacidade instalada (MW) 19,21 19,21MERCADOA COELBA distribui energia elétrica em 415 dos 417 municípios do Estado, o que representa 99,9% dos consumidores doEstado da Bahia. O consumo de energia elétrica na área de atuação da concessionária no ano 2002 foi de 8,8 milhões demegawatts-hora, tendo apresentado um pequeno decréscimo de 0,4% em relação a 2001.Um dos principais segmentos do mercado que contribuíram para o resultado de 2002 foi a classe residencial que registroudecréscimo de 2,77%, causado pela significativa redução no consumo, provocada pela incorporação de novos hábitos deuso de energia elétrica, agregados durante o racionamento, além da intensificação do nível de fraudes.Os recuos de 1,62% e 1,15% das classes industrial e comercial, respectivamente, devem-se, primordialmente à retraçãoeconômica iniciada em 2001, com efeitos na economia em 2002.BALANÇO ENERGÉTICOENERGIA REGISTRADA(MWh) DEMANDA MÁXIMA(kW)ITENS 2002 2001 2002 2001GERAÇÃO LÍQUIDA 120.420 126.574 19.302 19.059COMPRAS 10.476.884 10.224.279 1.762.870 1.876.824CHESF 10.426.256 10.174.166 1.639.383 1.863.868OUTRAS EMPRESAS 51.592 50.113 123.487 12.956INTERCÂMBIO LÍQUIDO (964) – – –PRODUTORES INDEPENDENTES 135.324 – – –CLIENTES LIVRES 281.472 – – –REQUISITOS 11.014.100 10.350.853 1.778.035 1.893.858FORNECIMENTOS 9.131.574 8.885.515A CLIENTES 8.849.813 8.885.416SUPRIMENTO 289 99 50 50CLIENTES LIVRES 281.472 –PERDAS E DIFERENÇAS 1.882.526 1.465.338505

Receita - A receita bruta decorrente do fornecimento faturado de energia elétrica no exercício, foi de R$ 1.706milhões, conforme gráfico a seguir:Número de consumidores - O número de consumidores em dezembro de 2002 apresentou um crescimento de 5,04%sobre o mesmo mês do ano anterior, como se pode observar no gráfico a seguir:506

QUALIDADE DO FORNECIMENTO E SERVIÇOSA melhoria na qualidade do fornecimento deve-se principalmente a três fatores:1. Ao trabalho de parceria da COELBA junto às Empreiteiras através do compartilhamento dos objetivos comuns.2. A adoção de novas tecnologias, proporcionando uma maior eficiência operacional, tais como: proteção de redesprimária (spacer) e aquisição de localizadores de falta de implantação de rede multiplexada.3. Ao processo de relacionamento com as comunidades mais dispersas com iniciativas tais como: consolidação doEletricista de Comunidade e a implantação do Eletricista de Bairro que atua em áreas pré-delimitadas de grandescidades.Os dois principais indicadores de qualidade do fornecimento de energia elétrica são o DEC (duração equivalente deinterrupções por consumidor) e o FEC (freqüência equivalente de interrupções por consumidor), demonstrados nosgráficos abaixo:O Índice de Contas a Receber, um dos principais indicadores de performance da COELBA, teve redução de 15% no anode 2002. Este indicador iniciou o ano com 2,35 (média dos últimos doze meses), diante deste cenário, a Empresareestruturou os processos de recebimento da COELBA. Os benefícios desta mudança iniciada com a implantação daPolítica de Cobrança em Abril/02, resultou na queda expressiva deste índice, encerrando o ano com a marca 2,00 comtendência de queda nos próximos períodos. A Nova Política de Cobrança foi um marco importante para a GestãoComercial, com a criação de normas, diretrizes e procedimentos descritos de cobrança diferenciado por segmentos declientes e situações de dívida.O resultado de todas essas ações de melhoria na qualidade dos serviços estão refletidas na redução significativa donúmero de reclamações passando de 150 mil em 2001 para 64 mil em 2002. Outro indicador de performance é o Índicede Retificações de Faturas, que mede as retificações por erro de faturamento: correção de consumo, de demanda eanulações, com redução de 17,7% em relação ao ano anterior, o que reforça as mudanças realizadas para melhorar odesempenho nos resultados da empresa e garantir a satisfação dos clientes com os serviços prestados .ATENDIMENTO AO CONSUMIDORA empresa trabalhou em 2002 intensamente no fortalecimento do relacionamento com os seus clientes, desenvolvendoum atendimento de forma ágil, fácil e com qualidade, otimizando o seu mix de atendimento, conforme demonstradoabaixo:• Aumento do número de postos credenciados Coelba Serviços, passando de 647 em 2001 para 918 em 2002, o querepresenta maior conforto para o cliente. Além de novos serviços, entre eles, informação de débitos, segunda via ereligação de unidade consumidora.• Otimização do Call Center através da unificação dos atendimentos em um único 0800, contratação de uma novaprestadora de serviços para completar os Pontos de Atendimentos – PA’s existentes no Site próprio, implantação doSistema de Cobrança via Call Center e 180 treinamentos nos diferentes procedimentos da área comercial e deatendimento de emergência.507

• Implantação do novo site da Coelba on-line que traz uma série de novidades e serviços para os clientes, com umvisual mais moderno, fácil de navegar e com um maior número de informações comerciais, sendo reconhecido comoum dos 10 melhores sites em conteúdo e navegação pelo TOP iBEST. Com a implantação de maior número deserviços, houve a intensificação do atendimento via Internet, passando de 411 mil atendimentos em 2001 para 1.195mil no ano de 2002.• Disponibilização na região metropolitana de Salvador 92 postos de auto-atendimento em pontos estratégicos comoshoppings, hipermercados, aeroportos, órgãos públicos e lojas de conveniência, o que representa mais uma opção deatendimento que a Coelba disponibiliza aos seus clientes, colocando-se cada vez mais ao seu lado, com agilidade ecomodidade, aliviando os outros canais de atendimento.• Reestruturação do atendimento próprio, composto de 28 postos avançados e 26 agências, sendo 2 unidades móveis quedão suporte às agências da capital e do interior, facilitando o atendimento aos clientes das comunidades mais carentesdo Estado e consolidando o programa “COELBA ao Seu Lado”. A reestruturação do atendimento deste canal foiresponsável fundamentalmente pela redução de 57,0% no número de reclamações em 2002 em relação ao ano anterior.Todos os esforços efetuados pela empresa, ao longo de 2002, para a melhoria da qualidade de seus serviços eatendimento aos consumidores, podem ser reconhecidos pelo resultado da pesquisa de Índice de Satisfação do Cliente- IASC da ANEEL apurada no universo das distribuidoras de energia elétrica com mais de 500 mil consumidores, naqual a COELBA aumentou sua pontuação de 57,38 em 2001 para a 64,82 em 2002, no contexto nacional.DESEMPENHO ECONÔMICO FINANCEIROEm 2002, a COELBA obteve um lucro de R$ 122,9 milhões, contra R$ 238,8 milhões em 2001, representando umdecréscimo de 48,5% em relação ao resultado do ano anterior. A receita operacional líquida atingiu R$1.443,7 milhões,enquanto que em 2001 situou-se em R$ 1.516,7 milhões, um decréscimo de 4,8% em relação ao ano anterior.As despesas operacionais totalizaram R$ 1.198,3 milhões, representando um acréscimo de 5,3% em relação ao anoanterior que totalizaram R$ 1.138,2 milhões. O EBITDA, lucro antes dos juros, depreciação e amortização foi de R$380,7 milhões, um decréscimo de 23,1% em relação ao ano anterior que foi de R$ 495,2 milhões, conforme gráfico aseguir:As despesas financeiras liquidas em 2002 foram de R$ 130,3 milhões, representando uma redução de 34,9% em relaçãoao ano anterior, quando as despesas foram de R$ 200,2 milhões. Essa diminuição das despesas financeiras foifortemente influenciada pela redução obtida nas taxas de captação dos financiamentos de longo prazo e principalmentepelo resultado positivo de R$ 425 milhões de reais dos contratos de “swap” que protegeram o endividamento em moedaestrangeira, da variação cambial do dólar americano de 52,3%. Estes resultados foram conseqüência da implementaçãoda política de minimização de riscos financeiros adotados pela Companhia.A companhia distribuirá a seus acionistas, R$ 70 milhões de juros sobre o capital próprio referente ao exercício de 2002,representando 57% do lucro líquido, a ser pago até 28 de novembro de 2003.508

INVESTIMENTOSDiante de um cenário desfavorável agravado pelas dificuldades de caixa, a COELBA teve que adequar seu programa deinvestimento à nova realidade, assim em 2002, os investimentos da Companhia, importaram em R$265 milhões,conforme a seguir:Investimentos - R$ mil2002 2001Obras de geração 118 14Obras de transmissão 19.683 10.551Obras de distribuição 230.540 260.332Obras de Comercialização 275 16.915Obras de Administração 14.084 18.837Total 264.700 306.649Merecem destaque: a energização da Subestação de Amaralina e da Subestação de Brumado, a conclusão da Linha deTransmissão Poções-Brumado com extensão de aproximadamente 145,4 km e, a Linha de Transmissão Matatu-Amaralina com 7,7 Km de extensão.Com referência ao Programa Luz no Campo, a COELBA recebeu pela segunda vez consecutiva o Prêmio de MelhorDesempenho entre as concessionárias de energia elétrica do País, transformando-se numa referência nacional naeletrificação rural, que comprova o compromisso da empresa em prestar seus serviços nos lugares mais longínquos etambém aos mais desfavorecidos.COMPOSIÇÃO ACIONÁRIAEm 31 de dezembro de 2002 o capital social da COELBA era de R$ 1.068,3 milhões, composto de 18.817.733.916ações, sem valor nominal, sendo 10.930.451.658 ações ordinárias (58,1%), 1.955.755.644 ações preferenciais classe“A” (10,4%) e 5.931.526.614 ações preferenciais classe “B” (31,5%). Vale salientar as mudanças estatutárias na AGEde 30/12/2002, especialmente quanto às vantagens das ações preferenciais decorrentes das adequações do EstatutoSocial às modificações introduzidas na Lei nº 6.404/1976 pela Lei nº 10.303/2002.GESTÃO CORPORATIVAEm 2003 foi implementado na empresa, de forma participativa – com envolvimento da alta Direção e Gerentes - umModelo de Gestão Estratégica que traduz a Missão e Visão da Empresa em estratégias implementadas através dosprocessos e projetos. O foco principal é buscar através do conhecimento total da estratégia e ações, valor para empresa.Desta forma foi implantado um Sistema de Gestão que baseado na metodologia de Balanço Score Card, que buscaequilibrar todas as perspectivas da empresa: Resultado Econômico do Negócio, Clientes, Processos Internos eFacilitadores.509

A COELBA recebeu em 2002 a Certificação do Sistema de Gestão da Qualidade da Auditoria Interna pela ISO9001:2000, pioneira no Brasil.RECURSOS HUMANOSA COELBA no exercício de 2002 investiu em programas de formação técnica e desenvolvimento profissional e humanode seus empregados, de modo a manter a concessionária a par da evolução nas áreas tecnológica e gerencial e ofereceraos empregados oportunidades de desenvolvimento de suas habilidades e potenciais. Destacam-se o desenvolvimentode Executivos, com a estruturação do Plano de Gestão por Competência, execução do Plano de Desenvolvimento deLiderança e o Programa de Trainee.Na busca do bem estar dos seus profissionais, a COELBA desenvolveu ações integradas de qualidade de vida e criouprogramas para benefício de seus profissionais, como Massagem Terapêutica Shiatsu e Campanhas de Combate aoTabagismo, Conscientização e Prevenção da AIDS, Controle da Dengue e Avaliação Nutricional. Estas iniciativas tempromovido uma melhoria no desempenho dos mesmos, possibilitando a conquista de metas e conseqüente aumento noslucros.Foi elaborado em 2002 o Código de Ética da COELBA, um instrumento de realização da missão e visão, explicitandoa postura social nas relações profissionais para atuação de seus colaboradores.O comportamento empresarial socialmente responsável é uma dos fundamentos estratégicos da empresa, por isso, vemcolocando em prática o Programa de Responsabilidade Social, que em 2002, se destacou com a Publicação do primeiroBalanço Social e a execução dos Programas voltados para a Comunidade: Coelba ao seu lado, Eletricista de Bairro, SOSEnergia, dentre outros. Além também da renovação de convênios de apoio a entidades filantrópicas e patrocíniosculturais e esportivos.Como empresa cidadã, a COELBA tem desenvolvido esforços para atender a legislação no que se refere a aplicação datarifa social baixa renda conforme Lei N.º 10.438 de 26/04/02, assim como a execução do Programa Luz no Campo, quebeneficia aqueles clientes localizados em áreas distantes, promovendo um significativo incremento da qualidade devida destas pessoas. A COELBA tem investido também em programas voltados para a preservação do meio ambiente eeducação ambiental, destacando-se , entre eles, o programa de descarte de lâmpadas de vapor de mercúrio, coletaseletiva de lixo e a trilha ecológica, que faz parte do programa de Educação Ambiental para estudantes sobrepreservação de recursos naturais.510

AUDITORES INDEPENDENTESNos termos da Instrução CVM nº 381, de 14 de janeiro de 2003, a Companhia informa que a Deloitte Touche TohmatsuAuditores Independentes, contratada em junho de 2002, para prestação de serviços de auditoria de suas demonstraçõesfinanceiras e de revisão de informativos contábeis em atendimento às exigências do Órgão Regulador, ANEEL, e decontratos para financiamentos, bem como para suas controladas e controladora, para um período de 3 (três) anos, desdeentão não prestou serviços não-relacionados à auditoria externa que superassem 5% (cinco por cento) do valor docontrato.A política de atuação da Companhia, bem como das demais empresas do Grupo GUARANIANA, quanto a contrataçãode serviços não-relacionados à auditoria externa se fundamenta nos princípios que preservam a independência doauditor.511

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DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ACIDIONADOControladora Variação2002 2001 %RECEITASVendas de energia e serviços 1.935.178 1.887.035 2,6Provisão para crédito de liquidação duvidosa (26.326) (68.391) -61,5Resultado não operacional (3.226) (6.407) -49,61.905.626 1.812.237 5,2INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROSMatérias-primas consumidas (622.371) (621.738) 0,1Materiais, serviços de terceiros e outros (289.247) (218.241) 32,5(911.618) (839.979) 8,5VALOR ADICIONADO BRUTO 994.008 972.258 2,2DEPRECIAÇÃO/AMORTIZAÇÃO (135.311) (116.668) 16,0VALOR ADICIONADO LÍQUIDO 858.697 855.590 0,4VALOR ADICIONADO TRANSFERIDOReceitas financeiras 539.851 70.618 664,5Resultado de equivalência patrimonial 19.512 112.565 -82,7559.363 183.183 205,4VALOR ADICIONADO TOTAL A DISTRIBUIR 1.418.060 1.038.773 36,5DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADOPessoalRemunerações 84.477 83.291 1,4Encargos sociais 9.118 10.799 -15,6Entidade de previdência privada 5.633 5.014 12,3Auxílio alimentação 5.384 4.399 22,4Incentivo à aposentadoria e demissão voluntária 3.898 4.971 -21,6Provisão para gratificação 5.365 6.015 -10,8Convênio assistencial e outros benefícios 9.873 5.142 92,0Participação nos resultados 14.141 - -Administradores 2.073 2.567 -19,2Custos imobilizados (40.052) (38.003) 5,499.910 84.195 18,7GovernoINSS sobre folha de pagamento 14.463 18.339 -21,1ICMS 347.335 280.565 23,8Imposto de renda e contribuição social 8.494 19.495 -56,4Outros 144.151 89.773 60,6FinanciamentosJuros e variações cambiais 670.103 296.999 125,6Aluguéis 10.656 10.616 0,4AcionistasJuros sobre capital próprio 70.000 115.255 -39,3Dividendos - 8.863 -Lucro retido – reserva legal 6.147 11.940 -48,5Reserva de retenção de lucro 46.801 102.733 -54,41.418.060 1.038.773 36,5513

DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXAControladora Variação2002 2001 %Fluxo de caixa proveniente das operaçõesDas operações sociaisLucro (prejuízo) líquido do período 122.948 238.791 -48,5Ajustes para reconciliar o lucro (prejuízo) do exercício comrecursos provenientes de atividades operacionaisDepreciação e amortização 135.311 116.668 16,0Equivalência patrimonial (32.843) (98.006) -66,5Valor residual do ativo permanente baixado 9.366 18.729 -50,0Provisão para contingências fiscais e trabalhistas 710 11.688 -93,9Amortização de ágio 12.854 13.734 -6,4Imposto de renda e contribuição social diferidos 9.598 4.245 126,1257.944 305.849 -15,7(Aumento) diminuição nos ativosContas a receber de clientes (132.997) 40.187 -Estoques 453 (646) -Impostos a recuperar (50.846) (41.282) 23,2Títulos a receber (2.026) 9.549 -Outros (288.728) (324.458) -11,0Total do aumento nos ativos (474.144) (316.650) 49,7Aumento (diminuição) nos passivosFornecedores 24.983 53.856 -53,6Tributos e contribuições sociais (24.107) 27.627 -Adiantamento de clientes (2.814) 2.046 -Provisões para contingências 17.282 (1.822) -Outros 368.903 236.984 55,7384.247 318.691 20,6Recursos líquidos provenientes das atividades operacionais 169.447 307.890 -45,0Fluxo de caixa utilizado nas atividades de investimentosAdições aos investimentos - 2.756 -Adições ao imobilizado 264.700 306.645 -13,7Recursos líquidos utilizados nas atividades de investimentos 264.700 309.401 -14,4Fluxo de caixa proveniente das atividades de financiamentosEmpréstimos captados a curto prazoInstituições financeiras 188.576 193.600 -2,6Empréstimos e financiamentos captados a longo prazoInstituições financeiras 413.907 77.148 436,5Pagamento a instituições financeiras (444.101) (275.462) 61,2Recursos líquidos provenientes das atividades financeiras 158.382 (4.714) -Aumento no caixa e equivalentes 61.729 (6.225)Caixa e equivalentes no início do exercício 12.267 18.492 -33,7Caixa e equivalentes no final do exercício 73.996 12.267 503,261.729 (6.225)AgradecimentosRegistramos nossos agradecimentos aos membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal pelo apoio prestadono debate e encaminhamento das questões de maior interesse da concessionária. Nossos reconhecimentos à dedicação eempenho do quadro funcional, extensivamente a todos os demais que direta ou indiretamente contribuíram para ocumprimento da missão da concessionária.Salvador, 28 de fevereiro de 2003.A Administração514

11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS1. CONTEXTO OPERACIONALA Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA, sociedade por ações de capital aberto, controlada pelaGuaraniana S/A, é concessionária de serviço público de energia elétrica, destinada a projetar, construir e explorar ossistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comercialização de energia elétrica e serviçoscorrelatos que lhe venham a ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito, e atividades associadas aoserviço de energia elétrica, podendo administrar sistemas de produção, transmissão, distribuição ou comercialização deenergia pertencentes ao Estado, à União ou a Municípios, prestar serviços técnicos de sua especialidade, realizaroperações de exportação e importação, organizar subsidiárias, incorporar ou participar de outras empresas e praticar osdemais atos necessários à consecução de seu objetivo, sendo tais atividades regulamentadas e fiscalizadas pela AgênciaNacional de Energia Elétrica - ANEEL, órgão vinculado ao Ministério das Minas e Energia.2. DAS CONCESSÕESA Companhia, sua controlada COSERN, e sua controlada em conjunto ITAPEBI, detêm junto à ANEEL, as seguintesconcessões:Localidade/Capacidade CapacidadeInstalada utilizada Data da Data deGeração Rio (MW) (MW) Concessão VencimentoCOELBAUsinas Hidrelétricas - UHEAlto Fêmeas Rio das Fêmeas São Desidério-Ba - 13 MW 10 MW 08/08/1997 07/08/2027Presidente Goulart Rio Correntina Correntina-Ba - 10 MW 8 MW 08/08/1997 07/08/2027Usina Termelétrica – UTEIlha Grande (Sistema Isolado) Camamu-Ba - 1,7 MW 1,2 MW 08/08/1997 07/08/2027COSERNUTE Termoaçú Alto do Rodrigues-RN - 325 MW 09/07/2001 08/07/2031ITAPEBIUHE Itapebi Jequitinhonha Itapebi-Ba - 450 MW 28/05/1999 27/05/2034Distribuição Municípios Área de Concessão Data da Concessão Data de VencimentoCOELBA 415 Estado da Bahia 08/08/1997 07/08/2027COSERN 168 Estado do Rio Grande do Norte 31/12/1997 30/12/2027Adicionalmente, pela nova regulamentação do setor elétrico, a Companhia vem atendendo consumidores livres noEstado da Bahia, desde 2002.3. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISAs demonstrações contábeis estão sendo apresentadas de acordo com as disposições da Lei das Sociedades por Ações,conjugada com a legislação específica emanada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL eregulamentações da Comissão de Valores Mobiliários – CVM.Algumas informações estão sendo apre]sentadas em notas explicativas e quadros suplementares em atendimento àsinstruções contidas no Ofício Circular n.º 155/2003 – SFF/ANEEL de 24 de janeiro de 2003 e OfícioCircular/CVM/SEP/SNC n.º 01/2003 de 16 de janeiro de 2003.AAgência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL promoveu a revisão das normas e procedimentos contidos no Planode Contas do Serviço Público de Energia Elétrica, instituindo um documento denominado de Manual de Contabilidadedo Serviço Público de Energia Elétrica, contendo o Plano de Contas, instruções contábeis e roteiro para divulgação deinformações econômicas e financeiras resultando em importantes alterações nas práticas contábeis e de divulgação, atéentão aplicáveis, às empresas do setor. As normas contidas no referido Manual são de aplicação compulsória desde de1º de janeiro de 2002. As demonstrações contábeis individuais (controladora) e consolidadas para o exercício findo em31 de dezembro de 2001 foram reclassificadas, quando aplicável, para comparabilidade.515

4. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEISAplicações no mercado aberto e títulos e valores mobiliáriosEstão demonstradas ao custo, acrescido das remunerações contratadas, reconhecidas proporcionalmente até as datas deencerramento das demonstrações contábeis e não excedem o seu valor de mercado.Consumidores, concessionárias e permissionáriasEngloba o fornecimento e suprimento de energia faturada e não faturada por estimativa, até o encerramento do balanço,contabilizado com base no regime de competência.Provisão para créditos de liquidação duvidosaEstá reconhecida em valor considerado suficiente pela administração para cobrir as perdas na realização das contas areceber de consumidores e títulos a receber cuja recuperação é considerada improvável.Estoques (inclusive do ativo imobilizado)Os materiais em estoque, classificados no ativo circulante e aqueles destinados a investimentos, classificados no ativoimobilizado, estão registrados ao custo médio de aquisição e não excedem os seus custos de reposição ou valores derealização, deduzidos de provisões para perdas, quando aplicável.InvestimentosAs participações societárias em controladas são avaliadas pelo método da equivalência patrimonial. Os outrosinvestimentos estão registrados pelo custo de aquisição, líquidos de provisão para perdas, quando aplicável.ImobilizadoRegistrado ao custo de aquisição ou construção, deduzido da depreciação acumulada.A depreciação é calculada pelo método linear, tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas respectivasUnidades de Cadastro – UC, conforme determina a Resolução ANEEL n.º 015 de 24 de dezembro de 1997 e a PortariaDNAEE nº 815, de 30 de novembro de 1994. As taxas anuais estão determinadas na tabela anexa às ResoluçõesANEEL nº 02, de 24 de dezembro de 1997, e nº 44, de 17 de março de 1999 , apresentadas na nota explicativa nº 16.Os gastos de administração geral são apropriados, mensalmente, às imobilizações e demais ordens em curso, em até10% dos dispêndios diretos com pessoal mais serviços de terceiros a estas atribuíveis.Em função do disposto na Instrução Contábil n.º 6.3.10 do Manual de Contabilidade do Serviço Público de EnergiaElétrica, instituído pela Resolução ANEEL nº 444, de 26 de outubro de 2001, os juros, variações monetárias e encargosfinanceiros, relativos aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no imobilizado em curso, estãoregistrados neste subgrupo como custo.Em atendimento à Instrução Contábil 6.3.23 do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, asObrigações Vinculadas à Concessão, registradas em grupo específico no Passivo Exigível a Longo Prazo, estãoapresentadas como dedução do Ativo Imobilizado, dadas suas características de aporte financeiro de consumidores, daUnião e de outras fontes, com fins específicos de financiamento para obras.Imposto de renda e contribuição social diferidosÉ calculado com base nas alíquotas efetivas de imposto de renda e contribuição social e reconhecido o diferimento emfunção das diferenças intertemporais. A Companhia e sua controlada COSERN têm direito a redução do Imposto deRenda calculado com base no lucro de exploração (vide nota explicativa nº 32).516

Plano de complementação de aposentadoria e pensãoOs custos associados ao plano de aposentadoria e pensão são reconhecidos pelo regime de competência.Apuração do resultadoAs receitas e despesas são reconhecidas pelo regime de competência.Valores especiais estimadosA preparação de demonstrações contábeis de acordo com as práticas de contabilidade adotadas no Brasil requer que aAdministração da Companhia baseada em estimativas faça o registro de certas transações que afetam os ativos epassivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas demonstrações contábeis.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 contábeis referem-se aoregistro dos efeitos decorrentes da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa e Provisão para Contingências.Outros direitos e obrigaçõesDemais ativos e passivos circulantes e de longo prazo estão atualizados até a data do balanço, quando legal oucontratualmente exigidos.5. PROCEDIMENTOS DE CONSOLIDAÇÃOAs demonstrações contábeis consolidadas foram preparadas de acordo com as normas estabelecidas pela Instrução n°247/96 da Comissão de Valores Mobiliários – CVM e incluem a Companhia e as suas controladas:Percentual de participação (%)2002 2001Direta Indireta Direta IndiretaCompanhia Energética do Rio Grande do Norte - COSERN 67,40 67,40GARTER PROPERTIES INC. 100,00 100,00TRACOL S.A. (a) 99,99ITAPEBI S.A. (b) 42,00 42,00TERMOAÇU S.A. (c) 39,05 46,30(a) Participação alienada em 30 de junho de 2002, para a controladora Guaraniana.(b) Empreendimento em fase pré-operacional, com início das atividades em janeiro de 2003.(c) Por meio de sua controlada COSERN (empreendimento em fase pré-operacional).Para fins de apresentação das demonstrações contábeis analisadas, o ágio pago na aquisição de investimento – líquidoé reclassificado para o ativo diferido.Reconciliação do resultado da controladora com o consolidadoLucro líquido da controladora 122.948Reserva de isenção ADENE - COSERN 1.745Lucro líquido consolidado 121.203517

Os balanços patrimoniais, em 31 de dezembro de 2002 e 2001, e as demonstrações do resultado para os exercíciosfindos naquelas datas, das controladas, estão assim compostos, de forma condensada:Balanço PatrimonialCOSERN TERMOAÇÚ GARTER TRACOL ITAPEBI2002 2001 2002 2001 2002 2001 2001 2002 2001Ativo 1.322.655 1.062.168 380.228 88.317 1.067.382 730.395 10.013 667.429 432.545Ativo circulante 358.189 288.503 13.282 15.778 7.392 34.275 6.141 23.528 5.405Realizável a longo prazo 480.450 413.911 6.018 1.059.990 696.120 6 5Permanente 484.016 359.754 360.928 72.539 3.872 643.895 427.135Passivo 1.322.655 1.062.168 380.228 88.317 1.067.382 730.395 10.013 667.429 432.545Circulante 369.585 344.522 120.228 11.390 1.082 481 3.570 246.805 112.070Exigível a longo prazo 457.057 247.593 360 1.059.990 696.121 423 270.624 170.475Patrimônio líquido 496.013 470.053 260.000 76.567 6.310 33.793 6.020 150.000 150.000Demonstração de ResultadoCOSERN GARTER TRACOL2002 2001 2002 2001 2002 (1) 2001Receita operacional líquida 441.677 475.270 11.231 17.375Custo de bens e serviços vendidos (305.323) (270.445) (9.435) (10.532)Resultado bruto 136.354 204.825 1.796 6.843Receitas (despesas) operacionais (65.844) (61.541) 67.091 80.323 (2.359) (4.117)Resultado do serviço 70.510 143.284 67.091 80.323 (563) 2.726Receita (despesas) financeiras (21.485) (44.980) (55.883) (53.898) (168) (289)Resultado operacional 49.025 98.304 11.208 26.425 (731) 2.437Resultado não operacional (816) (1.016) 113 368Resultado antes do IR e CSLL 48.209 97.288 11.208 26.425 (618) 2.805IR e CSLL (17.504) (32.884) (602)Lucro (prejuízo) antes reversão juros capital próprio 30.705 64.404 11.208 26.425 (618) 2.203Reversão dos juros sobre capital próprio 38.529Lucro líquido (prejuízo) do exercício 30.705 102.933 11.208 26.425 (618) 2.203(1) Demonstração do resultado para o período de seis meses findo em até 30 de junho de 20026. CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIASComposição do contas a receber:ControladoraProvisão paraConsumidores/Concessionárias/ Saldos Saldos vencidos Total Devedores duvidososPermissionárias Vincendos Até 90 dias Mais 90 dias 2002 2001 2002 2001Setor Privado 49.278 49.399 56.727 155.404 155.343 (28.505) (27.982)Residencial 15.151 14.735 25.104 54.990 68.225 (12.622) (12.391)Industrial 13.220 8.046 10.548 31.814 22.507 (5.711) (5.606)Comercial, serviços e outras 15.520 20.234 12.163 47.917 48.417 (8.884) (8.721)Rural 5.387 6.384 8.912 20.683 16.194 (1.288) (1.264)Poder Público 773 9.448 3.257 13.478 12.544 (3.017) (2.962)Federal 380 1.545 924 2.849 2.634 (831) (816)Estadual 62 3.507 430 3.999 3.763 (1.630) (1.600)Municipal 331 4.396 1903 6.630 6.147 (556) (546)Iluminação pública 120 8.557 5.282 13.959 7.848 (2.374) (2.330)Serviço público 1.306 1.837 943 4.086 6.275 (337) (332)Subtotal – Consumidores 51.477 69.241 66.209 186.927 182.010 (34.233) (33.606)Fornecimento não faturado 80.028 58.115MAE – Mercado Atacadista de Energia 125.426 50.065Outras créditos 38.730 7.297Total 431.111 297.487 (34.233) (33.606)Ativo Circulante (381.262) (297.487) (34.233) (33.606)Ativo Realizável a Longo Prazo 49.849518

ConsolidadoProvisão paraConsumidores /Concessionárias/ Saldos Saldos vencidos Total Devedores duvidososPermissionárias Vincendos Até 90 dias Mais 90 dias 2002 2001 2002 2001Setor Privado 74.231 68.224 74.379 216.834 208.417 (36.181) (35.030)Residencial 22.500 20.771 25.104 68.375 86.912 (14.110) (14.105)Industrial 21.478 11.995 15.423 48.896 36.010 (8.927) (7.568)Comercial, serviços e outras 22.192 25.300 15.434 62.926 60.842 (11.706) (10.042)Rural 8.061 10.158 18.418 36.637 24.653 (1.438) (3.315)Poder Público 3.855 15.107 7.981 26.943 29.418 (3.818) (2.962)Federal 1.216 2.999 2.818 7.033 6.268 (1.072) (816)Estadual 1.274 5.702 2.671 9.647 6.747 (2.132) (1.600)Municipal 1.365 6.406 2.492 10.263 16.403 (614) (546)Iluminação pública 1.626 12.202 24.686 38.514 45.356 (2.374) (2.330)Serviço público 4.031 4.529 22.285 30.845 25.550 (6.366) (332)PDD confissões dívidas e outras (10.678) (13.470)Subtotal – Consumidores 83.743 100.062 129.331 313.136 308.741 (59.417) (54.124)Fornecimento não faturado 95.986 67.515MAE - Mercado Atacadista de Energia 217.005 100.001(-) Arrec. processo reclassificação (3.113)Outras créditos 35.825 12.367Total 661.952 485.511 (59.417) (54.124)Ativo Circulante (575.379) (485.511) (59.417) (54.124)Ativo Realizável a Longo Prazo 86.573A provisão para créditos de liquidação duvidosa foi constituída de acordo com as normas do Manual de Contabilidadedo Serviço Público de Energia Elétrica da ANEEL e após criteriosa análise das contas a receber vencidas, sendoconsiderada pela Administração da Companhia suficiente para cobrir eventuais perdas na realização dos valores areceber. Para fins fiscais, o excesso de provisão calculado em relação aos termos dos artigos 9 e 10 da Lei nº 9.430, de27 de dezembro de 1996, está adicionado ao lucro real e à base de cálculo da contribuição social sobre o lucro líquido– CSLL.Os valores correspondentes às operações junto ao Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, foram registradoslevando-se em consideração informações do MAE para o período entre setembro de 2000 e novembro de 2002 eestimativas para dezembro de 2002. As vendas no âmbito do MAE no exercício de 2002 foram valorizadas com basena tarifa definida no “Acordo Geral do Setor Elétrico”. No exercício de 2002 foram disponibilizados ao MercadoAtacadista de Energia Elétrica – MAE, o excedente de 1.106 Mwh, controladora e 665.017 Mwh consolidado (2001,413.796 Mwh, controladora e 576.788 Mwh, consolidado).A liquidação financeira do valor homologado pelo MAE, referente ao período de setembro de 2000 a setembro de 2002,R$ 164.669 - ativo consolidado e R$ 12.992 - passivo consolidado, estava programada para 22 de novembro de 2002,mas foi postergada em razão de novo acordo realizado entre as empresas do setor e o Governo. De acordo com oestabelecido nesse novo acordo, 50% do saldo líquido a receber deveria ser liquidado até 31 de dezembro de 2002 e osaldo remanescente liquidado após a conclusão dos trabalhos de auditoria a ser contratada para essa finalidade. Até adata de emissão desse relatório, a Companhia e sua controlada receberam o montante aproximado de R$ 30.081,correspondente a 19,8% do saldo líquido a receber. De acordo com as regras desse mercado, o saldo a receber daprimeira parcela não liquidado no montante de R$ 45.757 refere-se ao efeito de liminares, depósitos judiciais e faturasa serem negociadas bilateralmente entre empresas do setor.Os valores da energia no curto prazo podem estar sujeitos a modificação dependendo de decisão dos processos judiciaisem andamento, movido por determinadas empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercado em vigor.Em grande parte, essas empresas obtiveram liminar que torna sem efeito o Despacho nº 288 da Aneel, de 16 de maiode 2002, que teve como objetivo o esclarecimento às empresas do setor sobre o tratamento e a forma de aplicação dedeterminadas regras de contabilização do MAE, incluídas no Acordo Geral do Setor Elétrico. O pleito dessas empresasenvolve o direito de alocação de parcela de suas energias em submercados sob racionamento durante o período de 2001a 2002, quando havia discrepância significativa de preços na energia de curto prazo entre os submercados.519

7. TÍTULOS A RECEBERRefere-se a parcelamento de débitos de contas de fornecimento de energia em atraso e parcelamento de prestação deserviços.ControladoraSaldos Vencidos TotalVincendos Até 90 dias Mais 90 dias 2002 2001Setor público 18.435 598 19.033 30.357Setor privado 22.995 13 1.131 24.139 10.789Total 41.430 13 1.729 43.172 41.146Ativo Circulante (27.408) (26.286)Ativo Realizável a longo prazo 15.764 14.860ConsolidadoSaldos Vencidos TotalVincendos Até 90 dias Mais 90 dias 2002 2001Setor público 78.981 3.984 14.162 97.127 94.652Setor privado 24.076 179 7.588 31.843 17.280Total 103.057 4.163 21.750 128.970 111.932Ativo Circulante (73.444) (55.017)Ativo Realizável a longo prazo 55.526 56.9158. PROGRAMA EMERGENCIAL DE REDUÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICAACâmara de Gestão da Crise de Energia, divulgou em 18 de maio de 2001 um plano de racionamento de energiaelétrica, a partir de 1º de junho de 2001, e determinou através da Resolução 117, de 19 de fevereiro de 2002, o términodeste programa em 01 de março de 2002.Em cumprimento a Resolução Aneel nº 299 de 27 de julho de 2001, a Companhia e sua controlada COSERN vêmefetuando os registros contábeis decorrentes deste programa, conforme demonstramos a seguir:ControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001Bônus do racionamento 108.432 59.933 130.643 73.348Fundo de valores do acréscimo à tarifa Aneel (Sobretaxa) (95.148) (18.607) (115.869) (24.499)Bônus do racionamento líquido do acréscimo à tarifa Aneel 13.284 41.326 14.774 48.849Gastos incrementais com racionamento a recuperar 19.663 15.029 24.776 19.074Efeito líquido do racionamento 32.947 56.355 39.550 67.923Em 2002, parte do saldo de gastos incrementais foi reclassificado para o curto prazo devido a definição da recuperaçãodos valores através da revisão tarifária de 2003.A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, determina que os custos, inclusive de natureza operacional, tributária eadministrativa, relativos à aquisição de energia elétrica (kWh), e a contratação de capacidade de geração ou potência(kW) pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, serão rateados entre todas as classes deconsumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico Nacional Interligado, proporcionalmente ao consumo individualverificado, constituindo adicional tarifário específico. O encargo tarifário cobrado atualmente dos consumidores, atítulo de encargo de capacidade emergencial, é de R$ 0,0057 kWh, (Resolução Aneel nº 351/02) e no período de 06 demaio de 2002 a 27 de junho de 2002 foi de R$ 0,0049 KWh (Resolução Aneel nº 249/02).Nesse sentido, os valores contabilizados e repassados à CBEE, como encargo tarifário tem a seguinte composição:ControladoraConsolidado2002 2002Faturado Repassado Faturado RepassadoEncargo de capacidade emergencial 42.970 26.425 56.075 33.843520

9. ACORDO GERAL DO SETOR ELÉTRICOA Resolução da Câmara de Gestão da Crise – GCE n.º 91, de 21 de dezembro de 2001, Resoluções ANEEL nº 31, de24 de janeiro de 2002 e n.º 72, de 07 de fevereiro de 2002, regulamentaram o denominado “Acordo Geral do SetorElétrico”, estabelecendo que a recomposição tarifária dar-se-á através de incremento nas contas faturadas, sendo, 2,9%nas contas faturadas aos consumidores da classe residencial (exceto subclasse residencial baixa renda) e rural e de 7,9%para as demais classes consumidoras.A ANEEL homologou, em 29 de agosto de 2002, os respectivos valores da recomposição tarifária através dasResoluções n° 480 (para o período de 01 de junho de 2001 a 31 de dezembro de 2001) e n° 481 (para o período de 01de janeiro de 2002 a 28 de fevereiro de 2002). E, através da Resolução nº 484, de 29 de agosto de 2002, fixou o prazomáximo de permanência do adicional tarifário para a Recomposição Tarifária Extraordinária nas tarifas defornecimento que é 83 meses na controladora e 105 na controlada COSERN, contados a partir de dezembro de 2001.Este prazo é suficiente para a realização destes valores.Os principais itens constantes do Acordo Geral do Setor Elétrico estão demonstrados a seguir:a) - Recomposição tarifária das perdas com faturamento no período de vigência do Programa Emergencial de Reduçãodo consumo de Energia ElétricaControladoraConsolidadoRecomposição tarifária do racionamento 2002 2001 2002 2001Perda da receita 314.980 273.136 445.217 388.966(-) Reversão da recomposição tarifária (60.628) (79.963)Remuneração financeira da perda da receita 60.765 86.496(-) Reversão da remuneraçãoda recomposição tarifária (7.062) (9.202)Total 308.055 273.136 442.548 388.966Ativo Circulante (68.296) (59.819) (91.818) (76.458)Ativo Realizável a longo prazo 239.759 213.317 350.730 312.508Conciliação do resultadoControladoraConsolidadoPerda da receita 12.779 38.640(-) Reversão da recomposição tarifária (67.690) (89.165)Ajustes referentes ao exercício de 2001 29.064 29.064Efeito no resultado de 2002 (25.847) (21.460)b) - Energia livre - racionamentoA Energia Livre é a energia injetada no sistema elétrico, não prevista nos contratos iniciais ou equivalentes e noscontratos bilaterais.A Resolução ANEEL nº 72, de 07 de fevereiro de 2002, estabeleceu os procedimentos para registro contábil dos efeitosdecorrentes da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, no que concerne a Energia Livre. Os registros contábeis devemser feitos simultaneamente nos ativos e passivos circulantes e longo prazo, tendo como contrapartida, respectivamente,as contas de Receita de Fornecimento e Despesa de Energia Comprada.Como o Acordo do Setor Elétrico não prevê qualquer custo adicional para as concessionárias distribuidoras de energiaelétrica, advindo do reconhecimento contábil da energia livre, a Companhia e sua controlada COSERN registraram, noativo realizável à longo prazo, o montante do PIS/COFINS reconhecido, na expectativa da sua recuperação via tarifade energia elétrica.521

Nesse sentido, os valores contabilizados em 31 de dezembro de 2002 e 2001 como energia livre, homologados pelaAneel através da Resolução nº 483, têm a seguinte composição:ControladoraAtivo Passivo ResultadoLongoLongoCirculante Prazo Circulante Prazo Receita DespesaEnergia Livre 120.828 120.828 20.587 (20.587)PIS/COFINS 4.410 753Total em 31 de dezembro de 2002 125.238 120.828 21.340 (20.587)Total em 31 de dezembro de 2001 20.994 82.904 20.255 79.985ConsolidadoAtivo Passivo ResultadoLongoLongoDescrição Circulante Prazo Circulante Prazo Receita DespesaEnergia Livre 154.743 154.743 24.824 (24.824)PIS/COFINS 5.648 909Total em 31 de dezembro de 2002 160.391 154.743 25.733 (24.824)Total em 31 de dezembro de 2001 25.734 108.924 24.828 105.089Em dezembro de 2002, os saldos foram reclassificados para o longo prazo, atendendo a prioridade de recuperação,conforme Ofício Circular n° 155/2003 – SFF/ANEEL de 24 de janeiro de 2003.c) - Valores tarifários não gerenciáveis da Parcela AA Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia n.º 25, de 24 de janeiro de 2002,estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” – CVA, com o propósito deregistrar as variações de custos, negativas ou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativosaos itens previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica.ControladoraAtivoPassivoLongoLongoCirculante Prazo Total Circulante Prazo TotalSubvenção para conta de consumode combustível - CCC 4.493 2.425 6.918 20.970 7.186 28.156Reserva global de reversão – RGR 1.491 1.491Taxa de fiscalização do serviçode energia elétrica – TFSEE 270 270Encargos de conexão no sistemade transmissão 341 341Transporte de energia elétrica 12.459 5.063 17.522 482 218 700Tarifa de utilização do sistemade transmissão – TUST 8.273 8.273Energia comprada para revenda 19.569 19.569Total em 31 de dezembro de 2002 16.952 37.432 54.384 21.452 7.404 28.856Total em 31 de dezembro de 2001 15.248 23.925 39.173522

ConsolidadoAtivoPassivoLongoLongoCirculante Prazo Total Circulante Prazo TotalSubvenção para conta de consumode combustível - CCC 5.668 3.330 8.998 27.535 7.186 34.721Reserva global de reversão – RGR 75 1.491 1.566 500 500Taxa de fiscalização do serviçode energia elétrica – TFSEE 341 341 64 64Encargos de conexão no sistema de transmissão 93 341 434 941 941Transporte de energia elétrica 18.224 7.709 25.933 482 218 700Tarifa de utilização do sistemade transmissão – TUST 8.273 8.273Energia comprada para revenda 25.430 25.430Total em 31 de dezembro de 2002 24.060 46.915 70.975 28.081 8.845 36.926Total em 31 de dezembro de 2001 18.862 30.669 49.531A Resolução ANEEL nº 90, de 18 de fevereiro de 2002, definiu os itens da “Parcela A”, referente ao períodocompreendido entre 1º de janeiro e 25 de outubro de 2001, bem como a forma de remuneração econômica, mediantea incorporação dos efeitos financeiros, e o período para a recuperação tarifária. Estes valores foram homologadosatravés da Resolução nº 482, de 29 de agosto de 2002, os quais serão recuperados através de adicional tarifário nascontas faturadas, sendo 2,9% para consumidores da classe residencial (exceto subclasse baixa renda) e rural e de 7,9%para as demais classes consumidoras, contados a partir de 27 de dezembro de 2001, após a conclusão da RecomposiçãoTarifária Extraordinária – RTE.O valor correspondente ao período de 26 de outubro de 2001 a 22 de março de 2002 já está sendo recuperado atravésdo último reajuste tarifário de 22 de abril de 2002, e ao período de 23 de março de 2002 a 22 de março de 2003 serárecuperado no próximo reajuste tarifário.d) - Empréstimos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social e Governo Federal aos Concessionáriosde Energia ElétricaO Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, no âmbito do Programa Emergencial eExcepcional de Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica, concedeu umfinanciamento no valor de R$ 307.195 controladora (R$ 423.193, consolidado) para suprir parte das insuficiênciasde recursos, decorrentes de redução de receita ocorrida durante a vigência do Programa Emergencial de Redução doConsumo de Energia Elétrica com destinação prioritária ao adimplemento de obrigações assumidas junto a agentes dosetor elétrico. Sobre o principal da dívida incide encargos à taxa SELIC + 1% a.a, sendo essa a mesma condição deremuneração do ativo regulatório reconhecido.10. TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOSAgente Tipo de Controladora ConsolidadoFinanceiro aplicação Vencimento Taxas (%) 2002 2001 2002 2001Bradesco RDB/CDI 13/10/2003 98,5% CDI 8.906 8.906Banco Brasil RDB/CDI 27/10/2003 98,5% CDI 20.497 20.497Itaú RDB/CDI 13/10/2003 98,5% CDI 5.201 5.201BBV RDB/CDI 13/10/2003 100,5% CDI 5.204 5.204Votarantim RDB/CDI 26/08/2004 101,0% CDI 2.974 2.974Safra RDB/CDI 13/10/2003 101,0% CDI 5.206 5.206Santander RDB/CDI 27/10/2003 100,0% CDI 10.337 10.337Mercantil do Brasil RDB/CDI 16/11/2004 101,0% CDI 5.086 5.086Ações diversas 209 209Total 63.411 209 63.411 209523

11. TRIBUTOS A COMPENSARPor força de determinações legais, a Companhia e sua controlada COSERN procedem as retenções e/ou antecipações paraposterior compensação de tributos e contribuições. Os saldos finais de curto e longo prazos estão assim constituídos:Controladora2002 2001LongoLongoCirculante Prazo Circulante PrazoIR sobre aplicação financeira 20.333 19.298IR antecipado 6.365 6.665IR exercício anterior a compensar 14.443IR sobre juros sobre capital próprio 8.445CSLL antecipada 3.365 1.748COFINS/PIS antecipado 17.105 2.363ICMS a recuperar 18.973 26.406 2.248 18.090Outros 6.323 3.610Total 86.907 26.406 44.377 18.090Consolidado2002 2001LongoLongoCirculante Prazo Circulante PrazoIR sobre aplicação financeira 20.431 19.651IR antecipado 26.586 12.887IR swap 11.664IR do exercício anterior 14.443IR sobre juros sobre capital próprio 8.445CSLL antecipada 10.022 4.009COFINS/PIS antecipado 25.302 2.496ICMS a recuperar 23.167 34.270 2.588 24.037Outros 27.580 3.748Total 159.195 34.270 53.824 24.037O imposto de renda e a CSLL antecipados correspondem aos montantes recolhidos, quando das apurações tributáriasmensais, nos termos do artigo 2 o . da Lei 9.430, de 27 de dezembro de 1996.Em 31 de dezembro de 2001, por conta do Acordo Geral do Setor Elétrico, a Companhia e sua controlada COSERNreconheceram em seus ativos os montantes de receitas a recuperar visando restabelecer o equilíbrio econômicofinanceiro dos contratos de concessão de energia elétrica, mediante Recomposição Tarifaria Extraordinária –RTE, emconseqüência da redução da demanda e pela intervenção do Governo Federal cujos valores estão detalhados na notaexplicativa nº 9. Concomitantemente estas receitas foram oferecidas à tributação para IRPJ, CSLL, PIS e COFINS peloregime de competência de acordo com a legislação fiscal. Em 2002 a Receita Federal através do Parecer COSIT nº. 26,de setembro de 2002, reconheceu que a receita gerada pela aplicação da sobretarifa de que trata o Parágrafo primeirodo artigo. 4 o . da então Medida Provisória nº. 14, de 2001, convertida na Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, deverácompor a apuração das bases de cálculos dos tributos federais mencionados acima, quando ocorrer o efetivo consumode energia sobre o qual incidiu a respectiva cobrança da sobretarifa, à medida e na proporção de sua efetivação, sendoos tributos apurados de acordo com a Lei vigente em cada um desses períodos.Desta forma, os valores de tributos devidos em 2001 e 2002, recolhidos em 2002 por conta da Recomposição TarifáriaExtraordinária –RTE pela Companhia e sua controlada COSERN tornaram-se indevidos e foram reconhecidos no ativode cada empresa como tributos e contribuições a recuperar pela seguinte espécie e valores:COELBA COSERNIRPJ e CSLL 21.314 18.685PIS e COFINS 14.495 7.750Total 35.809 26.435524

12. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOSA Companhia e sua controlada COSERN, mantém imposto de renda diferido ativo calculado à alíquota de 15 %,considerando o adicional de 10 %, e Contribuição Social diferida ativa constituída à alíquota de 9 % (2001, entre 8%e 9%), conforme demonstrado abaixo:Controladora2002 2001TributoTributoBase de Diferido Base de DiferidoCálculo Ativo Cálculo AtivoImposto de Renda 768.132 192.010 501.180 124.744Prejuízos Fiscais 615.954 153.970 376.251 94.236Diferenças Temporárias 152.178 38.040 124.929 30.508Contribuição Social 512.588 46.400 278.167 22.731Base Negativa 363.383 32.704 153.238 12.968Diferenças Temporárias 149.205 13.696 124.929 9.763Total 238.410 147.475Ativo Circulante (32.160) (13.003)Ativo Realizável a Longo Prazo 206.250 134.472Consolidado2002 2001TributoTributoBase de Diferido Base de DiferidoCálculo Ativo Cálculo AtivoImposto de Renda 980.745 245.163 632.818 157.653Prejuízos Fiscais 720.631 180.139 430.101 107.699Diferenças Temporárias 260.114 65.024 202.717 49.954Contribuição Social 659.399 59.613 345.831 28.821Base Negativa 429.650 38.668 170.517 14.523Diferenças Temporárias 229.749 20.945 175.314 14.298Total 304.776 186.474Ativo Circulante (39.537) (21.606)Ativo Realizável a Longo Prazo 265.239 164.868Em cumprimento a Instrução CVM nº. 371, de 27 de junho de 2002, a expectativa de realização dos créditos fiscais, combase em estudos submetidos à apreciação dos órgãos da administração, está apresentada abaixo:COELBA2003 2004 2005 2006 TotalImposto de Renda 23.920 50.472 62.958 54.660 192.010Contribuição Social 8.240 17.795 20.365 46.400238.410COSERN2003 2004 2005 2006 TotalImposto de Renda 5.424 13.065 14.330 20.333 53.152Contribuição Social 1.953 4.704 6.557 13.21466.366525

A seguir é apresentada reconciliação da (receita) despesa dos tributos sobre a renda divulgados e os montantescalculados pela aplicação das alíquotas oficiais combinadas a uma taxa de 34 % em 2002 e 2001.ControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001Lucro contábil antes do imposto de renda e contribuição social 61.442 169.235 87.211 171.544(-) Resultado de equivalência patrimonial (32.366) (126.299) 477 (28.293)29.076 42.936 87.688 143.251Alíquota combinada do imposto de renda e contribuição social 34% 34% 34% 34%Imposto de renda e contribuição social às alíquotas da legislação 9.886 14.598 29.814 48.705Ajustes ao lucro líquido que afetam o resultado do período:Compensação de prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social 6.342 2.420 407 (12.426)Outros (7.734) 2.477 (4.223) 16.702Imposto de renda e contribuição social no resultado 8.494 19.495 25.998 52.98113. BENEFÍCIO FISCAL – ÁGIO INCORPORADOCom o objetivo de evitar que a amortização do ágio afete de forma negativa o fluxo de dividendos aos acionistas dasdistribuidoras controladas, foi constituída uma provisão para manutenção da integridade do patrimônio líquido de suaincorporadora (PMIPL), de acordo com o estabelecido na Instrução CVM nº 349/01.Tendo em vista que o fundamento econômico do ágio foi a aquisição do direito de concessão delegado pelo PoderPúblico, nos termos da alínea b, do § 2º, do artigo 14 da Instrução CVM nº 247/96, as controladas mantêm o registrocontábil (líquido da provisão entre o valor do ágio e o benefício fiscal respectivo) no ativo imobilizado. Os registroscontábeis mantidos para fins societários e fiscais da Companhia e sua controlada COSERN apresentam contasespecíficas relacionadas com ágio incorporado, provisão para manutenção do patrimônio líquido e amortização,reversão e crédito fiscal correspondentes, cujos saldos em 31 de dezembro de 2002 e 2001 são como segue:Controladora ConsolidadoBalanço 2002 2001 2002 2001Ágio - incorporado 1.031.522 1.066.771 1.669.540 1.704.789Provisão (680.805) (713.834) (1.129.271) (1.152.876)Líquido correspondente aocrédito fiscal incorporado 350.717 352.937 540.269 551.913Ativo Circulante (11.110) (16.818) (21.234) (26.241)Ativo Realizável a Longo Prazo 339.607 336.119 519.035 525.672ControladoraConsolidadoResultado 2002 2001 2002 2001Amortização do ágio 35.248 31.169 62.963 60.863Reversão da provisão (22.714) (20.857) (41.006) (40.455)Crédito fiscal (12.534) (10.312) (21.957) (20.408)Efeito líquido no resultadoComo demonstrado, a amortização do ágio, líquida da reversão da provisão e do crédito fiscal correspondente, resultaem efeito nulo no resultado do exercício e, consequentemente, na base de cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios.Os ágios têm como fundamento econômico a perspectiva de resultados durante o prazo de exploração da concessão eestão sendo amortizados pelos períodos remanescentes da concessão. Na Companhia, desde junho de 2000, em 319parcelas mensais e segundo a projeção anual de rentabilidade futura, como determina a Resolução ANEEL nº 195, de07 de junho de 2000. Em sua controlada COSERN, desde dezembro de 2000, em 325 parcelas mensais e segundo aprojeção anual de rentabilidade futura, como determina a Resolução ANEEL nº 474, de 30 de novembro de 2000,conforme demonstrado na tabela a seguir.526

As curvas autorizadas por meio das Resoluções ANEEL nº 195 de 7 de junho de 2000, nº 474 de 30 de novembro de 2000 enº 192 de 31 de maio de 2001, para a amortização do ágio na COELBA, e na sua controlada COSERN, estão assim compostas:Curvas de Amortização de ÁgioFatores Fatores FatoresAno Coelba Cosern Ano Coelba Cosern Ano Coelba Cosern2001 0,02766 0,04654 2011 0,03466 0,03983 2021 0,04430 0,027842002 0,03128 0,04344 2012 0,03552 0,03842 2022 0,04540 0,026662003 0,02900 0,04667 2013 0,03640 0,03705 2023 0,04653 0,025512004 0,02704 0,04707 2014 0,03731 0,03741 2024 0,04769 0,024422005 0,02851 0,04656 2015 0,03823 0,03575 2025 0,04887 0,023362006 0,02958 0,04547 2016 0,03918 0,03430 2026 0,05009 0,022352007 0,03135 0,04455 2017 0,04016 0,03289 2027 0,021382008 0,03220 0,04297 2018 0,04116 0,031532009 0,03300 0,04118 2019 0,04218 0,030222010 0,03382 0,04133 2020 0,04323 0,02907Objetivando uma melhor apresentação da situação financeira e patrimonial da Companhia nas demonstrações contábeis, ovalor líquido total de R$ 350.717 controladora e R$ 540.269 consolidado (2001, R$ 352.937 controladora e R$ 551.913consolidado), que, em essência, representa o crédito fiscal incorporado, foi classificado no balanço no ativo circulante erealizável a longo prazo como Benefício fiscal Ágio Incorporado, com base na expectativa de realização do benefício fiscal.Em decorrência da Medida Provisória nº 66, de 29 de agosto de 2002, em seu artigo nº 40, convertida na Lei nº 10.637,de 30 de dezembro de 2002, que mantém a alíquota de 9% a partir de 1º de janeiro de 2003, o valor relativo ao benefíciofiscal foi ajustado na Companhia com incremento líquido na reserva de capital de R$ 10.315.14. OUTROS CRÉDITOSControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001Tarifa social - baixa renda (vide nota explicativa nº 29) 78.877 92.934Devedores diversos 8.679 10.401 10.339 11.342Despesas antecipadas 102 12.044 7.019Reserva global de reversão 2.801 2.801 2.801 2.801Participação financeira consumidor 7 24 1.638 2.254Outros 11.012 219 20.506 6.377Total 101.376 13.547 140.262 29.793Ativo Circulante (87.556) (9.520) (118.787) (24.515)Ativo Realizável a Longo Prazo 13.820 4.027 21.475 5.27815. INVESTIMENTOSInformações sobre as investidasAções possuída Participação Participação(em milhares) no capital Capital Patrimônio Lucro noData-base Ordinárias Preferenciais Integralizado % realizado Líquido do exercício Investimento %COSERN 31/12/2002 80.945.650 32.339.679 67,4 140.413 496.013 30.705 82,8331/12/2001 80.945.650 32.339.679 67,4 140.413 470.054 102.933 75,50ITAPEBI 31/12/2002 63.000.000 42,0 150.000 150.000 15,6131/12/2001 63.000.000 42,0 150.000 150.000 15,61GARTER 31/12/2002 50.000 100,0 176 6.310 11.208 1,5631/12/2001 50.000 100,0 116 33.793 26.425 8,05TRACOL 31/12/2001 416.886 100,0 5.003 6.020 2.203 1,44527

(1) Nos investimentos da COSERN estão registrados ágios no valor de R$297.997 que estão sendo amortizados à taxaanual de 4,6 %, cujo efeito no resultado foi de R$12.854 em 2002 (R$13.734 em 2001).(2) Em reunião dos Conselhos de Administração da Guaraniana e da Companhia, aprovaram em consonância com oOfício nº 656/2000 – SFF/ANEEL/99 com base no Laudo de Avaliação do Patrimônio Líquido, a valor de mercado,emitido pela AUDICONT – Auditores e Consultores S/C em 30 de junho de 2002, a alienação das ações da Tracolde propriedade da Companhia, conforme instrumento particular de compra e venda de ações da Tracol ServiçosElétricos S/A., assinado em 26 de agosto de 2002.(3) A Itapebi Geração de Energia S.A., constituída em 21 de janeiro de 1999 pelo consórcio COELBA-GUARANIANA, com capital social integralizado atual de R$150.000, tem por objeto estudar, projetar, construir eexplorar o aproveitamento hidroelétrico de Itapebi. A usina hidroelétrica, com investimentos previstos da ordem deR$ 650.000 na obra, cujos recursos estão sendo obtidos junto aos acionistas e no mercado, entrará em operação emjaneiro de 2003.(4) A TERMOAÇU é um projeto do grupo GUARANIANA e da Petrobras, para a instalação de uma usina termelétricano Estado de Rio Grande do Norte. O projeto consiste em uma planta de co-geração com uma potência instaladade 325 MW e uma produção de vapor de 610 t/h, que será construída no município de Alto do Rodrigues -RN. Aenergia elétrica se destinará a suprir as distribuidoras de energia elétrica do Grupo GUARANIANA e o vapor seráusado pela Petrobrás para injeção contínua nos seus poços de petróleo, aumentando sua produção na região. Oinvestimento total previsto é de US$ 300 milhões, dos quais US$ 85 milhões correspondem às turbinas de gás. Em2002, foram realizados aportes ao projeto da ordem de R$ 183 milhões, sendo R$ 98.044 do acionista COSERN,R$ 30.000 do acionita GUARANIANA e R$ 55.030 do acionista PETROBRAS. O capital social da TERMOAÇUao final do exercício 2002 era de R$ 260.000 dividido em 260.000 mil ações ordinárias, dos quais 70%pertencentes ao grupo GUARANIANA (GUARANIANA e COSERN) e 30% da PETROBRAS.O projeto tem início de operação previsto para dezembro de 2003.Movimentação dos investimentos:CONTROLADORACOSERN GARTER TRACOL ITAPEBI SUBTOTAL OUTROS TOTALSaldos em 1º de janeiro de 2001 561.093 108.917 1.766 63.000 734.776 3.814 738.590Integralizações 2.756 2.756 2.756Amortização de ágio (13.734) (13.734) (13.734)Equivalência patrimonial 69.378 26.425 2.203 98.006 98.006Variação cambial 28.293 28.293 28.293Redução de investimento (129.842) (129.842) (129.842)Transferências (1.944) (1.944)Juros sobre capital próprio (25.969) (235) (26.204) (26.204)Dividendos recebidos e a receber (470) (470) (470)Saldos em 31 de dezembro de 2001 590.768 33.793 6.020 63.000 693.581 1.870 695.451Integralizações 1.400 1.400 1.400Adições (158) (158)Amortização de ágio (12.854) (12.854) (12.854)Equivalência patrimonial 22.440 11.208 (805) 32.843 32.843Variação cambial (477) (477) (477)Redução de investimento (5.885) (5.885) (5.885)Baixas (210) (210)Dividendos recebidos e a receber (4.943) (38.214) (730) (43.887) (43.887)Saldos em 31 de dezembro de 2002 595.411 6.310 63.000 664.721 1.502 666.223528

16. IMOBILIZADOControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001Em serviço 1.779.064 1.614.573 2.120.934 1.945.648Em curso 108.167 147.847 1.102.122 614.772Subtotal 1.887.231 1.762.420 3.223.056 2.560.420Obrigações especiais vinculadas à concessão doserviço público de energia elétrica (386.505) (324.773) (447.633) (374.090)Total 1.500.726 1.437.647 2.775.423 2.186.330Por atividade o imobilizado está constituido da seguinte forma:Controladora2002 2001Taxas anuaisMédias de Depreciação (-) ObrigaçõesDepreciação amortização Vinculadas a Valor Valor(%) Custo acumulada Concessão Líquido LíquidoEm serviçoGeração 3,26 87.823 (29.139) 58.684 61.307Transmissão 3,23 65.530 (11.816) (5.440) 48.274 8.586Distribuição 4,32 2.558.711 (978.711) (321.003) 1.258.997 965.294Comercialização 4,45 18.707 (6.592) 12.115 217.641Administração 10,91 144.880 (70.329) 74.551 77.306Subtotal 2.875.651 (1.096.587) (326.443) 1.452.621 1.330.134Em cursoGeração 11 11Transmissão 705 705 8.529Distribuição 92.292 (60.062) 32.230 90.455Comercialização 962 962 1.789Administração 14.197 14.197 6.740Subtotal 108.167 (60.062) 48.105 107.513Total 2.983.818 (1.096.587) (386.505) 1.500.726 1.437.647Consolidado2002 2001Taxas anuaisMédias de Depreciação (-) ObrigaçõesDepreciação amortização Vinculadas a Valor Valor(%) Custo acumulada Concessão Líquido LíquidoEm serviçoGeração 3,26 88.382 (29.139) 59.243 61.432Transmissão 3,23 65.530 (11.816) (5.440) 48.274 8.586Distribuição 4,49 3.076.733 (1.169.394) (367.423) 1.539.916 1.211.860Comercialização 9,49 29.467 (11.203) 18.264 248.860Administração 11,01 159.224 (76.850) 82.374 89.848Subtotal 3.419.336 (1.298.402) (372.863) 1.748.071 1.620.586Em cursoGeração 940.552 940.552 437.698Transmissão 705 705 8.529Distribuição 120.990 (74.770) 46.220 110.631Comercialização 2.475 2.475 2.012Administração 37.400 37.400 6.874Subtotal 1.102.122 (74.770) 1.027.352 565.744Total 4.521.458 (1.298.402) (447.633) 2.775.423 2.186.330529

As principais taxas anuais de depreciação, de acordo com a Resolução ANEEL nº 02, de 24 de dezembro de 1997, enº 044/99 de 17 de março de 1999, são as seguintes:Taxas Anuais de Depreciação por Macroatividade/Equipamentos PrincipaisGeração ( % ) Distribuição (%) Comercialização ( % )Equipamento geral 10,0 Barra de capacitores 6,7 Equipamento geral 10,0Equipamentos da tomada d’água 3,7 Chave de distribuição 6,7 Edificação 4,0Estrutura da tomada d’água 4,0 Condutor do sistema 5,0 Administração 20,0Reservatórios, barragens e adutoras 2,0 Estrutura do sistema 5,0 Edificação 4,0Turbina hidráulica 2,5 Regulador de tensão 4,8 Veículos 20,0Transmissão Medidor 4,0 Intangível 20,0Condutor do sistema 2,5 Transformador 5,0 Equipamento geral 10,0Equipamento geral 10,0Estrutura do sistema 2,5Religadores 4,3O Imobilizado em curso refere-se, substancialmente, a obras de expansão do sistema de distribuição de energia elétrica.De acordo com os artigos n° 63 e 64 do Decreto n° 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados nageração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica são vinculados a estes serviços, não podendo serretirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária, sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. AResolução ANEEL nº 20/99, 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.AAgência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, através da Resolução nº 259 de 03 de julho de 2001, aprovou o modelode reestruturação societária apresentado pela Companhia, em cumprimento a clausula 12ª do contrato de concessão nº010/97, firmado em 08 de agosto de 1997, referente a criação de duas novas empresas uma de geração e outra detransmissão, mediante alienação dos bens à valores contábeis, para fins de desverticalização de suas atividades.Em atendimento as disposições contidas na Instrução Contábil n.º 6.3.10 do Manual de Contabilidade do ServiçoPúblico de Energia Elétrica e a Instrução CVM n.º 193, de 11 de julho de 1996, foram transferidos para o AtivoImobilizado os seguintes valores:DistribuiçãoControladora ConsolidadoJuros contabilizados no resultado 141.458 180.483(-) Transferências para o imobilizado em curso (813) (881)Efeito liquido do resultado 140.645 179.602As obrigações vinculadas à concessão do Serviço Público de Energia Elétrica representam os valores da União, dosEstados, dos Municípios e dos Consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor dodoador e as subvenções destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição.O prazo de vencimento dessa obrigação é aquele estabelecido pelo órgão regulador para concessões de geração,transmissão e distribuição, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão. Estas obrigações foram corrigidasmonetariamente até 31 de dezembro de 1995.A composição dessas obrigações é a seguinte:ControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001Participações da União 16.652 16.641 18.131 18.120Participação dos Estados 33.498 5.440 35.796 5.440Participação dos Municípios 9.237 10.460Participação do consumidor 229.088 215.998 284.181 262.582Outros 98.030 86.694 99.065 87.948Total 386.505 324.773 447.633 374.090530

17. DIFERIDOControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001Ágio na aquisição de investimentos 295.840 295.840(-) Amortização ágio acumulado (36.910) (24.056)Subtotal 258.930 271.784Despesas diferidas 2.450 2.450 67.167 76.465Amortização acumulada (2.042) (1.225) (3.267) (2.372)Total 408 1.225 322.830 345.87718. FORNECEDORESControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001Fornecedores de energia elétrica 119.078 104.918 192.215 108.215Fornecedores de energia elétrica – MAE 6.153 616 12.993 40.350Materiais e serviços 43.127 37.841 123.601 87.683Total 168.358 143.375 328.809 236.24819. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E ENCARGOS DA DÍVIDAControladoraPrincipalTotalEncargosLongoda dívida Circulante Prazo 2002 2001Moeda estrangeiraBanco Interamericano Desenvolvimento – BID 2.837 38.185 120.700 158.885 124.058Kreditanstalt fur Wiederaufbau – KfW 2 2.381 9.524 11.905 7.964Citibank OP 63 25.002Banco Santander OP 63 47 35.333 35.333 9.201Banco Lloyds OP 63 12.521Banco Bradesco OP 63 8.338Bando Safra OP 63 19.333BBVA 1.425 60.489 60.489Total moeda estrangeira 4.311 136.388 130.224 266.612 206.417Moeda nacionalEletrobrás 11 46.720 178.850 225.570 147.681Banco Itaú 13.000BMC 6 1.615 1.615 3.427BNDES 2.794 21.429 243.622 265.051 114.019Consumidores 1.629 776 2.405 2.418BBV 38 3.252 1.897 5.149 6.524SAFRA Leasing 229 248 477BNDES/FINEM 350 28.957 60.329 89.286Outros 3 3 (59)Total moeda nacional 3.199 103.831 485.725 589.556 287.010Subtotal 7.510 240.219 615.949 856.168 493.427Ajuste Swap (24.716) (34.155) (58.871) 17.058Total 7.510 215.503 581.794 797.297 510.485531

ConsolidadoPrincipalTotalEncargosLongoda dívida Circulante Prazo 2002 2001Moeda estrangeiraBanco Interamericano Desenvolvimento – BID 2.837 38.185 120.700 158.885 124.058Kreditanstalt fur Wiederaufbau – KfW 2 2.381 9.524 11.905 7.964Boston 1.032 1.059.990 1.059.990 717.839Banco Real 1.604 64.916 64.916 27.990BBVA 2.506 82.758 82.758 9.131Banco Itaú 430 70.666 70.666 63.494Banco do Brasil 50 69.577 69.577 77.418Westlb 2.381 77.733 77.733 41.533Citibank 36.323Banco Santander 3.878 79.310 79.310 9.201Banco Lloyds 811 35.099 35.099 12.521Bradesco 1.304 29.205 29.205 8.338HSBC 215 8.787 8.787Banco Safra 60 4.960 4.960 19.333Total moeda estrangeira 17.110 415.178 1.338.613 1.753.791 1.155.143Moeda nacionalBanco do Brasil 310 4.017 31.886 35.903 31.019Eletrobrás 17 63.295 189.233 252.528 179.810BANKBOSTON 31.849 31.849BANDERN 9.854ALFA 114 20.000 20.000BMC 6 1.615 1.615 3.427Banco Itaú 1.975 43.126 43.126 13.000BNDES 4.421 83.770 680.207 763.977 344.310SAFRA 229 248 477BBV 38 3.252 1.897 5.149 6.524Mercantil do Brasil 17 5.051 5.051Consumidores 1.629 776 2.405 2.418Outros 3 3 (59)Total moeda nacional 6.898 257.833 904.250 1.162.083 590.303Subtotal 24.008 673.011 2.242.863 2.915.874 1.745.446Ajuste Swap (62.780) (324.641) (387.421) 42.397Total 24.008 610.231 1.918.222 2.528.453 1.787.843532

Condições contratuais dos empréstimos da controladora e consolidado em 31 de dezembro de 2002:COELBAData deFonte Moeda Assinatura Objetivo Juros Vencimento GarantiasBID U$ 23/03/86 Programa de Expansão e Melhoramento do Sistema de Transmissão e Distribuiçãode Energia Elétrica do Estado da Bahia – 2ª Etapa. 7,75% a.a. 2006 23,00% a.a. 2011KFW EURO 15/07/87 Programa de abastecimento de Energia Elétrica na Região do São Francisco no Oeste do Estado da Bahia. 6,50% a.a. 2007 2ELETROBRÁS R$ DIVERSAS Expansão das Linhas e Redes de Distribuição e Linhas de Transmissão 5,00% a.a.7,00% a.a. 2012 1BMC/BNDES R$ 21/09/98 Coelbanet TJLP + 3% Spread 2003 Nota de CréditoBNDES/FINEM R$ 01/06/99 Transmissão e distribuição de energia elétrica TJLP + 3,85 % a.a. 2006 1 e 5BBV Leasing R$ 05/07/01 Equipamentos de Informática Taxa CDI-CETIP 2004 EquipamentosSAFRA Leasing R$ 24/01/02 Máquinas e Serviços Taxa CDI-CETIP + 1% a. a. 2005 MáquinasBNDES R$ 08/02/2002 Suprir insuficiências de recursos decorrentes de redução de receita ocorrida duranteBBV –RES. 2770 R$ 09/01/2002Santander –a vigência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica SELIC + 1% a . a . 2009 5,27% do07/01/2002 Capita de Giro 2,5% a.a.faturamentomensal2,0 % a.a. 2003 6RES. 2770 R$ 30/12/2002 Capital de Giro 23,8% a.a. 2003 6533

GARTERData deFonte Moeda Assinatura Objetivo Juros Vencimento GarantiasBoston e outros U$ 19/06/01 Aquisição da COSERN Libor + spread variável 2004 8COSERNData deFonte Moeda Assinatura Objetivo Juros Vencimento GarantiasBanco do Brasil R$ 30/03/94 Parcelamento de débito referente a empréstimo BNDES 10,136% a.a. 2014 1Banco do Brasil U$ 20/12/2002 Capital de Giro 1,05% a.a. 2003 5+8Banco do Brasil R$ 03/1994 Parcelamento de débito refrente a empréstimo BNDES IGPM + 10,136% a.a. 2014 1ELETROBRÁS R$ DIVERSOS Expansão de linhas e redes de distribuição, linhas de transmissão e aquisição de medidores 6 a 12 % a.a. 2013 1BNDES/FINEM R$ 01/06/2000 Investimento sistema transmissão/Distribuição TJLP + 4,5% a.a. 2008 1ITAÚ U$ 28/11/2001 Capital de Giro 7,31% a.a. 2004 520/09/2002 Capital de Giro 110% a.a. 2003 5WESTLB U$ 29/08/2002 Capital de Giro 7,66% a.a. 2004 5LLOYDS U$ 01/04/2002 Saldar dívidas com debêntures 5,65% a.a. 2003 5+8Data deFonte Moeda Assinatura Objetivo Juros Vencimento GarantiasSANTANDER U$ 09/09/2002 Capital de Giro 30% a.a. 2003 5BBV U$ 18/11/2002 Capital de Giro 50,7% a.a. 2003 5BRADESCO U$ 18/11/2002 Capital de Giro 40% a.a. 2003 5Data deFonte Moeda Assinatura Objetivo Juros Vencimento GarantiasBANKBOSTON R$ 27/12/2002 Capital de Giro 113% CDI 2003 5ALFA R$ 20/12/2002 Caítal de Giro CDI+0,14% a.m. 2003 5BNDES R$ 14/02/2002 Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica SELIC + 1% 2007 1534

ITAPEBIData deFonte Moeda Assinatura Objetivo Juros Vencimento GarantiasItaú R$ 19/06/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 104% CDI a.a. 2003 3BBV US$ 18/07/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 30,50% a.a. 2003 3Real US$ 26/07/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 59,30% a.a. 2003 3Real US$ 16/07/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 13,64% a.a. 2003 3Real US$ 24/07/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 14,38% a.a. 2003 3Real US$ 30/12/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 22,50% a.a. 2003 3Brasil R$ 27/11/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 112% CDI 2003 3Brasil Iene 10/04/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 1,5% a m 2003 3Brasil Iene 25/11/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 1,05% a m 2003 3Bradesco US$ 25/06/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 40,00% a.a. 2003 3Bradesco US$ 27/09/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 30% a.a. 2003 3BNDES R$ 24/12/01 Financiamento da Obra da Hidrelétrica TJLP+4,25% a m 2013 4 e 5BNDES R$ 24/12/01 Financiamento da Obra da Hidrelétrica TJLP+4,5% a m 2013 4 e 5Safra US$ 25/03/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 63,00% a.a. 2003 3Lloyds US$ 23/04/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 33,35% a.a. 2003 3Lloyds US$ 25/06/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 33,35% a.a. 2003 3Santander US$ 18/09/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 27,00% a.a. 2003 3Santander US$ 23/09/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 30,00% a.a. 2003 3HSBC US$ 30/09/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica 33,30% a.a. 2003 3HSBC R$ 30/09/02 Financiamento da Obra da Hidrelétrica CDI+0,30% a m 2003 3Garantias:Receita própriaAval do Governo do EstadoReceita própria e aval do Governo do EstadoAval do Governo Federal e EstadualNotas promissóriasAval pessoal dos diretoresAval da GuaranianaAval da CoelbaO total devido em moeda estrangeira e nacional da controladora e consolidado desdobra-se da seguinte forma:Controladora2002 2001Em moeda Em Em moeda Emde origem Milhares de origem Milhares(mil) de reais % (mil) de reais %Dólar norte-americano 73.307 259.016 95,6 86.973 201.814 96,2Euro 3.217 11.907 4,4Marco Alemão 7.550.048 7.965 3,8Total 270.923 100 209.779 100Principal 266.612 206.417Encargos 4.311 3.362Consolidado2002 2001Em moeda Em Em moeda Emde origem Milhares de origem Milhares(mil) de reais % (mil) de reais %Dólar norte-americano 476.847 1.689.367 95,4 459.779 1.069.084 92,05Euro 3.217 11.907 0,7Iene 2.351.034 69.627 3,9 4.771.445 84.379 7,26Marco Alemão 7.550.048 7.965 0,69Total 1.770.901 100 1.161.428 100Principal 1.753.791 1.155.143Encargos 17.110 6.285535

ControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001Em Em Em Emmilhares milhares milhares milharesde reais % de reais % de reais % de reais %Juros pré- fixados 2.446 0,4 2.422 0,8 2.446 0,2 2.422 0,4UFIR 219.239 37,0 139.049 48,3 226.299 19,4 143.951 24,4Finel 6.341 1,1 9.614 3,3 9.207 0,8 14.174 2,4TR 25.397 2,2 9.855 1,7IGP-M 47.616 4,1 49.107 8,3SELIC 267.844 45,2 378.946 32,4TJLP 91.259 15,4 117.874 40,9 396.547 33,9 353.040 59,6CDI 5.626 0,9 19.463 6,7 82.523 7,0 19.463 3,2Total 592.755 100 288.422 100 1.168.981 100 592.012 100Principal 589.556 287.010 1.162.083 590.303Encargos 3.199 1.412 6.898 1.709As principais moedas e indexadores utilizados para atualização dos empréstimos e financiamentos tiveram as seguintesvariações nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2002 e 2001:Variação %Moeda / Indexador 2002 2001Iene 68,18 3,66EURO 79,35 12,05Dólar norte-americano 52,27 18,67Índice Geral de Preços – Mercado – IGP – M 25,31 10,37FINEL 4,68 2,00TJLP 9,87 9,50CDI 19,11 17,29SELIC 21,39 19,38Taxa de Referência – TR 2,80 2,29Os vencimentos das parcelas a longo prazo são os seguintes:ControladoraConsolidadoTotalTotal2002 2001 2002 20012003 80.397 180.7172004 150.478 72.760 1.432.153 849.2342005 131.767 65.713 199.314 99.5482006 90.284 29.494 156.969 63.316Após 2006 243.420 73.772 454.427 190.074Total 615.949 322.136 2.242.863 1.382.889536

Mutação de empréstimos e financiamentos:ControladoraMoeda nacional Moeda estrangeiraLongoLongoCirculante Prazo Circulante PrazoSaldos em 1º de janeiro de 2001 64.516 186.216 68.433 113.237Ingressos 29.800 77.148 163.800Encargos 21.988 4.354 13.178Variação monetária e cambial 952 3.490 11.904 19.809Transferências 50.721 (55.882) 26.235 (26.236)Amortizações (94.881) (180.581)Saldos em 31 de dezembro de 2001 73.096 215.326 102.969 106.810Ingressos 22.000 413.907 166.576Encargos 45.332 2.820 17.388Variação monetária e cambial 1.112 2.939 81.130 58.252Transferências 147.389 (149.267) 34.838 (34.838)Amortizações (181.899) (262.202)Saldos em 31 de dezembro de 2002 107.030 485.725 140.699 130.224ConsolidadoMoeda nacional Moeda estrangeiraLongoLongoCirculante Prazo Circulante PrazoSaldos em 1º de janeiro de 2001 87.591 289.692 133.776 602.087Ingressos 140.739 260.905 418.635 98.578Encargos 27.598 6.651 64.759Variação monetária e cambial 2.120 7.435 24.532 216.442Transferências 67.032 (72.193) 26.235 (26.236)Amortizações (225.384) (410.981)Saldos em 31 de dezembro de 2001 99.696 492.490 256.956 890.871Ingressos 166.328 555.648 663.660 68.462Encargos 51.774 18.083 82.016Variação monetária e cambial 4.092 11.720 266.324 470.942Transferências 185.474 (171.115) 34.838 (34.838)Amortizações (242.633) (2.576) (871.506) (56.824)Saldos em 31 de dezembro de 2002 264.731 904.250 432.288 1.338.613A Companhia mantém contrato de empréstimo (Intercompany Notes) com sua controlada Garter Properties Inc., novalor de U$ 300 milhões, equivalentes a R$ 1.059.990 mil referente ao principal e R$ 1.032 referente a juros (R$696.120 e R$ 2.913 em 31 de Dezembro de 2001), obtido com vistas a aquisição de investimento na CompanhiaEnergética do Rio Grande do Norte – COSERN. Sobre o saldo devedor incide variação cambial acrescido de juros de11,5% a.a ou libor mais spread 2,625% a.a (variação cambial acrescido de juros de 11,5% a.a em 31 de dezembro2001).Em 2001 a controlada Garter Properties Inc., renegociou sua dívida e obteve US$ 300 milhões, com vencimento para28 de junho de 2004. A Companhia é garantidora dessa operação junto ao sindicato de bancos liderado pelo BankBoston no valor de US$ 300 milhões, classificado no exigível a longo prazo como coligadas, controladas econtroladoras, cujo contrato prevê a manutenção de diversos índices de endividamento, capitalização e cobertura dadívida. Nas demonstrações findas em 31 de Dezembro de 2002, a Companhia atingiu adequadamente os índices débitototal consolidado, “ebitda” consolidado (sigla em inglês para lucro antes dos juros, impostos, depreciação eamortização), total débito Coelba e patrimônio líquido consolidado requeridos contratualmente, todavia não atingiu oíndice de endividamento consolidado, que se situou acima do requerido, face ao incremento do endividamento daCompanhia e suas controladas.O aumento do endividamento está diretamente relacionado à situação geral do setor de distribuição de energia elétricano país, que ainda está sofrendo os efeitos do período de racionamento, especialmente na região Nordeste onde oconsumo residencial tem um maior peso no mix de vendas das distribuidoras e onde o consumo registrado em 2002situa-se nos mesmos níveis de 1999.537

A Administração da Companhia atualmente está negociando com as instituições financeiras credoras a revisão dosíndices pactuados e está convencida de manifestação favorável por parte dessas instituições, quanto aodescumprimento desse índice, em função do motivo estritamente conjuntural e da comprovação histórica da capacidadeoperacional e financeira das distribuidoras de energia.20. DEBÊNTURESControladora2002 Principal 2002 2001 Principal 2001Encargos Longo Encargos Longoda dívida Circulante Prazo Total da dívida Circulante Prazo Total5.872 60.000 60.000 11.077 60.000 60.000 120.000Consolidado2002 Principal 2002 2001 Principal 2001Encargos Longo Encargos Longoda dívida Circulante Prazo Total da dívida Circulante Prazo Total6.833 78.750 78.750 13.608 97.500 78.750 176.250CaracterísticasControladoraForma e Espécie:Nominativa/Garantia flutuanteQuantidade de títulos: 12.000 debêntures simples, referentes a 2ª emissão, única sérieValor nominal:R$10.000,00Data de emissão: 01 de julho de 2000Vencimento final: 01 de julho de 2003Remuneração:102,5 % da variação da taxa média do CDIPeriodicidade pagamento: Semestral, a partir de janeiro 2001Amortização programada: Em 4 parcelas semestrais e consecutivas de R$ 2.500,00 a partir de janeiro/2002CaracterísticasControlada CosernForma e Espécie:Nominativas simplesQuantidade de títulos: 7.500 debêntures simplesValor nominal:R$10.000,00Data de emissão: 01 de abril de 2000Vencimento final: 01 de abril de 2003Remuneração:104,5 % da variação da taxa média do CDIPeriodicidade pagamento: Semestral, a partir de outubro 2001Amortização programada: Em 4 parcelas semestrais e consecutivas de R$ 2.500,00 a partir de outubro/200121. INSTRUMENTOS FINANCEIROS• Considerações geraisA utilização de instrumentos e de operações com derivativos envolvendo indexadores tem por objetivo a proteçãodo resultado das operações ativas e passivas da Companhia.A administração avalia que os riscos são mínimos, pois não existe concentração de parte contrária, e as operaçõessão realizadas com bancos de reconhecia solidez dentro de limites aprovados.• Valor de mercado dos instrumentos financeirosOs valores contábeis, registrados em aplicações financeiras de renda fixa, operação com empresas ligadas eempréstimos e financiamentos, referentes aos instrumentos financeiros constantes no balanço patrimonial, quandocomparado com os valores que poderiam ser obtidos na sua negociação em um mercado ativo ou, na ausência destescom o valor presente líquido ajustado com base na taxa vigente de juros no mercado, se aproximam,substancialmente, de seus correspondentes valores de mercado.538

As contas a receber de poderes públicos, federal, estadual e municipais (administração direta), e de empresascontroladas por essas esferas de governo, estão registradas em contas patrimoniais no montante de R$ 31.523 (2001,R$26.667) na controladora e R$ 96.302 (2001, R$ 100.324) no consolidado. Não foi possível estimar os valores demercado dos créditos vencidos, face as negociações em andamento que impossibilita a previsão dos prazos derecebimento.Os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos de longo prazo, vinculados aos projetos específicos deinfra-estrutura básica, obtidos em moeda estrangeira, junto a instituições internacionais de desenvolvimento, assimcomo os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos vinculados a projetos de eletrificação, obtidos emmoeda nacional, junto à Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS e aos consumidores, estão compatíveiscom o valor de tais operações, não disponíveis no mercado financeiro.Os contratos de mútuo obtidos junto a FAELBA pela COELBA e a FASERN pela COSERN, de conformidade comas normas estabelecidas para as entidades de previdência privada fechada, equivalem ao valor de mercado para essetipo de operação.• Fatores de riscoRisco de créditoO risco surge da possibilidade de as Companhias virem a incorrer em perdas resultantes da dificuldade derecebimento de valores faturados a seus consumidores, concessionárias e permissionárias. Para reduzir esse tipo derisco e para auxiliar no gerenciamento do risco de inadimplência, a Sociedade monitora as contas a receber deconsumidores, cortando o fornecimento, caso o consumidor deixe de realizar seus pagamentos. No caso deconsumidores o risco de crédito é mínimo devido à grande pulverização da carteira.Moeda estrangeiraEsse risco decorre da possibilidade da perda por conta de aumento nas taxas de câmbio, que aumentem os saldosde passivo de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira captados no mercado. A Companhia, visandoassegurar que oscilações significativas nas cotações das moedas a que está sujeito seu passivo em moeda estrangeiranão afetem seu resultado e fluxo de caixa, possui em 31 de dezembro de 2002, operações de “swap” cambial novalor nominal total contratado de R$ 803.455 controladora e R$ 189.324 controlada (2001, R$ 703.134,controladora e R$ 179.315, controlada), representando 100% do endividamento em moeda estrangeira.No exercício findo em 31 de dezembro de 2002 a Companhia apurou um resultado positivo nas operações de“hedge” cambial no montante de R$ 425.582, controladora e R$ 108.668 controlada (2001, R$ 17.058 negativocontroladora e R$ 25.339 controlada).Risco de Taxa de JurosEste risco é oriundo da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas dejuros, que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados no mercado. ACompanhia não tem pactuado contratos de derivativos para fazer “hedge” contra este risco. Porém, a Companhiamonitora continuamente as taxas de juros de mercado com o objetivo de avaliar a eventual necessidade decontratação de derivativos para se proteger contra o risco de volatilidade dessas taxas.22. TAXAS REGULAMENTARESControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001Quota de reserva global de reversão – RGR 6.943 4.976 8.031 5.552Quota de consumo de combustível – CCC 15.621 1.423 16.761Encargo de Capacidade Emergencial - ECE 13.540 16.442Taxa de fiscalização – ANEEL 291 297 348 375Fundo Nacional de Desenvolvimento Científicoe Tecnológico FNDCT 4.669 274 5.576 1.018Total 25.443 21.168 31.820 23.706539

23. PLANO PREVIDENCIÁRIO E OUTROS BENEFÍCIOS AOS EMPREGADOSA Companhia e sua controlada COSERN são patrocinadoras da Fundação COELBA de Assistência e Seguridade Social- FAELBA e Fundação Assistencial e Seguridade Social dos Empregados da COSERN – FASERN, respectivamente,pessoas jurídicas de direito privado, sem fins lucrativos, que tem por finalidade principal propiciar aos seus associadosparticipantes, e aos seus beneficiários, uma renda pecuniária de suplementação de aposentadoria e pensão, emconformidade com o Plano de Benefícios Previdenciários a que estiverem vinculados.As contribuições correntes (das patrocinadoras e dos participantes) destinam-se à cobertura dos benefícios a serempagos aos participantes, acumulados desde a sua admissão no plano. Nos planos previdenciários de Benefício Definido,eventuais insuficiência serão de responsabilidade das patrocinadoras.A contribuição das Patrocinadoras COELBA e COSERN para o plano de Benefício Definido corresponde a 10,09% e10,45%, respectivamente, do total da folha de pagamento mensal dos participantes ativos do plano, (Soma dos SaláriosReais de Contribuição), dos quais 1,04% e 2,90% corresponde a contribuição suplementar relativo a tempo passadodos participantes e 6,76 % e 5,68% a contribuições normal e de risco e 2,29 % e 1,87% a cobertura das despesasadministrativas da FAELBA e FASERN.A partir de outubro de 1998, a FAELBA, e de março de 1999, a FASERN, passaram a adotar novos planos de benefíciosprevidenciários de contribuição definida, cuja adesão foi superior a 98 % dos participantes ativos.O plano contempla benefícios de risco com cobertura para invalidez e morte totalmente custeados pelas patrocinadoras,aos empregados ativos participantes do plano. Esses benefícios são pagos sob a forma de pecúlio, pagamento único.Por suas características o plano previdenciário de contribuição definida não apresenta déficit ou superávit, já que oresultado dos investimentos é integralmente repassado para os participantes.A contribuição das Patrocinadoras COELBA e COSERN para o plano de Contribuição Definida corresponde a 9,44%e 9,39%, respectivamente, do total da folha de pagamento mensal dos participantes ativos do plano, (Soma dos SaláriosReais de Contribuição), dos quais 1,04% e 2,90% corresponde a contribuição suplementar relativo a tempo passadodos participantes 4,88% e 3,63% a contribuições normal (igual a dos participantes), 1,43% e 1,05% a contribuição dosbenefícios de risco e 2,09 % e 1,81% a cobertura das despesas administrativas da FAELBA e FASERN.As contribuições pagas ou provisionadas durante o exercício foram as seguintes:FaelbaFasern2002 2001 2002 2001Custo do imobilizado em curso 1.521 1.354 352 29Despesas operacionais 4.112 3.660 956 1.028Total 5.633 5.014 1.308 1.057Operações com as FundaçõesA Companhia e sua controlada COSERN mantêm contrato de mútuo com as respectivas Fundações, para controle dasdívidas, dentro dos limites estabelecidos pela Secretaria de Segurança Suplementar, e estabelecimento das condiçõespara remuneração e amortização da dívida, compatíveis com as práticas de mercado.FaelbaFasern2002 2001 2002 2001Crédito de curto prazo 6.433 6.412 1.864 3.121Crédito de longo prazo 9.934 16.767 1.460 3.218Total 16.367 23.179 3.324 6.339Deliberação CVM nº 371 – Contabilização dos Planos de PensãoNa avaliação atuarial do plano de benefício definido foi adotado o método do crédito unitário projetado, estando osativos dos planos posicionados em 31 de dezembro de 2001, conforme facultado pela Interpretação Técnica doIBRACON nº 01/01, referendada pela CVM através do Ofício Circular CVM/SEP/SNC/nº 01/2002.540

Os pareceres atuariais da FAELBA e FASERN, emitidos por atuários independentes, considerando as situaçõeseconômico-financeiras das fundações, em 31 de dezembro de 2002 e 2001 estão resumidos a seguir, bem como asdemais informações requeridas pela Deliberação CVM nº. 371/00:2002 2001Planos de Benefícios Definido Faelba Fasern Faelba FasernValor justo dos ativos do Plano 180.055 44.713 167.038 36.181Valor presente da obrigação atuarial com direitos já vencidos (142.949) (37.422) (127.174) (34.153)Valor presente da obrigação atuarial com direitos a vencer (8.615) (38) (8.561) (78)Valor presente da obrigação atuarial com direitos já vencidos e a vencer 5.936Perda (Ganho) atuarial não reconhecido (4.692)Ativo Líquido 34.427 2.561 31.303 1.950Conservadoramente, as Administrações das Companhias decidiram pelo não reconhecimento destes ativos nasdemonstrações contábeis findas em 31 de dezembro de 2002 e 2001.2003 2002Custo esperado do Plano Previdenciário de Benefício Definido Faelba Fasern Faelba FasernCusto do serviço corrente 218 281Custo dos juros 14.893 3.660 13.324 3.340Retorno dos investimentos (17.808) (4.424) (16.563) (3.558)Contribuição esperada dos empregados (72) (91)Ativo Líquido (2.769) (764) (3.049) (218)2002 2001Principais premissas atuariais Faelba Fasern Faelba FasernTaxa de desconto para valor presente da obrigação atuarial 10,24% 10,24% 10,24% 10,24%Taxa de rendimento esperada sobre os ativos do plano 10,24% 10,24% 10,24% 10,24%Índice estimado de aumentos salariais futuros 7,12% 6,08% 7,12% 6,08%Índice de reajuste de benefícios concedidos de prestação continuada 4,00% 4,00% 4,00% 4,00%Fator de capacidade do benefício/salário 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%24. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAISControladora Consolidado2002 2001 2002 2001ICMS 32.773 22.314 46.931 31.136IR de distribuição de lucros 7.709 16.050 7.709 21.825Imposto de renda - Pessoas física e jurídica 15.819 15.819INSS 2.710 2.652 2.710 2.652FGTS 649 622 778 622COFINS 6.815 14.745 9.305 19.950PIS 2.388 3.195 3.588 4.323Outros 2.157 3.911 5.237 7.194Total 55.201 79.308 76.258 103.52125. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES DIFERIDOSA Companhia e sua controlada Cosern registraram os tributos e contribuições sociais a recolher calculados sobre areceita de recomposição tarifária extraordinária bem como o valor da contribuição social sobre o lucro calculado sobreo saldo da correção monetária complementar. Lei 8.200/91, a ser amortizado. Os efeitos financeiros desses tributos econtribuições, serão verificados no momento da realização da RTE (Receita Tarifária Extraordinária) e peladepreciação ou baixa do saldo da CMC (Correção Monetária Complementar).541

Composição dos tributos e contribuições sociais diferidos.Controladora Consolidado2002 2002 2001Imposto de Renda 76.992 110.615Contribuição Social s/RTE 22.565 34.670Contribuição Social s/CMC 1.773 1.949PIS 3.543 6.802COFINS 9.242 15.291Total 112.342 169.151 1.949Passivo Circulante (24.234) (32.178)Passivo Exigível a Longo Prazo 88.108 136.973 1.94926. PARCELAMENTOS - TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕESControladora Consolidado2002 2001 2002 2001Passivo CirculanteREFIS 9.868 9.068 11.922 10.929IPTU 28 28 28 28Total 9.896 9.096 11.950 10.957Passivo Exigível a Longo prazoREFIS 12.335 20.423 14.666 24.362IPTU 18 44 18 44Outros 223Total 12.353 20.467 14.684 24.629Em 28 de abril de 2000, a Companhia aderiu ao Programa de Recuperação Fiscal – REFIS, aprovado pela Lei nº 9.964, de10 de abril de 2000, tendo declarado seus débitos de tributos e contribuições sociais à Secretaria da Receita Federal – SRF eao Instituto Nacional do Seguro Social – INSS. As condições mais vantajosas para amortização da dívida, dentre elas oalongamento do prazo de pagamento e a mudança de indexador (SELIC – Taxa Referencial do Sistema Especial deLiquidação e de Custódia para TJLP – Taxa de Juros a Longo Prazo), foram fatores determinantes para a adesão ao programa.O débito consolidado será pago em 60 parcelas mensais consecutivas, iniciado em abril de 2000, atualizadas pelavariação da TJLP. As regras do programa estabelecem como condição de permanência no mesmo a obrigatoriedade dopagamento regular de impostos e contribuições.A distribuição anual da amortização dos parcelamentos a longo prazo é a seguinte:Controladora Consolidado2002 2001 2002 20012003 9.096 11.0702004 6.177 9.096 8.042 10.8472005 6.176 2.275 6.642 2.712Total 12.353 20.467 14.684 24.62927. DIVIDENDOS E JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIOO artigo 9º da Lei 9.249, de 26 de dezembro de 1995, permitiu a dedutibilidade, para fins de imposto de renda e dacontribuição social, dos juros sobre o capital próprio pagos aos acionistas, calculados com base na variação da Taxa deJuros de Longo Prazo – TJLP.A reunião do Conselho de Administração, realizada em 31 de dezembro de 2002, decidiu pagar juros sobre capitalpróprio aos seus acionistas, os quais foram calculados sobre o lucro antes dos impostos auferido no exercício.O valor distribuído aos acionistas monta em R$ 70.000 (2001, R$115.255) o que corresponde a R$ 3,57025145555por lote de mil ações para as ações ordinárias e de R$ 3,92727660111 por lote de mil ações para as ações preferenciais.Estes juros sobre capital próprio são considerados ao final do exercício para cômputo do dividendo mínimo obrigatório.542

A base de cálculo para os dividendos mínimos obrigatórios é como segue:Controladora2002 2001Dividendos mínimos – sobre o lucro líquidoAções ordinárias 17.136 37.232Ações preferenciais classes “A” 3.372 11.103Ações preferenciais classes “B” 10.229 33.674Total 30.737 82.009Dividendos mínimos – sobre o lucro líquido ajustadoLucro líquido do exercício 122.948 238.791Constituição da reserva legal (6.147) (11.940)Amortização do ágio incorporado 35.248 31.169Reversão da provisão para manutenção do patrimônio líquido (22.714) (20.857)Benefício fiscal da amortização do ágio incorporado (12.534) (10.312)Base de cálculo do dividendo 116.801 226.851Dividendos mínimos obrigatórios 30.737 56.713Dividendos e juros sobre capital próprio pagos e propostos:Dividendos – R$ 0,47 e R$ 2,55 por lote de mil ações 8.863Juros sobre capital próprio 70.000 115.255Total bruto 70.000 124.118Imposto de renda retido na fonte sobre os jurossobre capital próprio – 15% (1.040) (17.288)Em atendimento ao Aviso aos Acionistas publicado pela COELBA, em 03 de janeiro de 2003, a Guaraniana S.Asolicitou a não retenção do Imposto de Renda na fonte, no valor de R$ 9.460, incidente sobre os valores de Juros sobreo Capital Próprio a receber. Conforme entendimento da Secretaria da Receita federal, emanado pelo Parecer Normativon° 1, de 24 de setembro de 2002, a Guaraniana S.A, na figura de contribuinte efetivo do imposto de Renda devido sobrea importância recebida a título de Juros sobre o Capital Prório, ofereceu o valor à tributação, considerando-os naapuração do lucro real na data de seu reconhecimento efetivo do crédito: 31 de dezembro de 2002.A formação dos saldos em 31 de dezembro de 2002 é como segue:ControladoraEm 1º Janeiro de 2001 80.951Dividendos e Juros sobre Capital PróprioDeclarados 115.254Imposto de Renda Retido na Fonte - IRRF (16.927)Pagos (88.028)Proposta de dividendos à Assembléia Geral Ordinária 8.863Em 31 de dezembro de 2001 100.113Dividendos e Juros sobre Capital PróprioDeclarados 70.000Imposto de Renda Retido na Fonte - IRRF (1.040)Pagos (11.985)Em 31 de dezembro de 2002 157.088543

28. PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIASAs provisões constituídas para contingências e respectivos depósitos judiciais são compostos como segue:Controladora2002 2001Valor da Provisão Depósitos Valor da Provisão DepósitosContingências No exercício Acumulada Judiciais (1) No exercício Acumulada Judiciais (1)Trabalhistas 3.442 22.578 2.051 7.593 19.136 2.051Cíveis 17.282 45.290 851 (2.000) 28.008 851Clientes – Plano Cruzado 5.540 27.436 851 1.971 21.896 851Outros 11.742 17.854 (3.971) 6.112Fiscais (2.732) 4.205 4.095 6.937ISS 1.001 2.740 (34) 1.739Outros (3.733) 1.465 7.059 4.129 5.198Total 17.992 72.073 9.961 9.688 54.081 2.902Passivo Circulante (40.433) (25.664)Passivo Exigível a Longo Prazo 31.640 28.417Consolidado2002 2001Valor da Provisão Depósitos Valor da Provisão DepósitosContingências No exercício Acumulada Judiciais (1) No exercício Acumulada Judiciais (1)Trabalhistas 6.635 35.502 11.463 7.800 28.866 9.746Cíveis 16.959 62.250 851 8.989 45.293 851Clientes – Plano Cruzado 5.534 31.142 851 3.632 25.608 851Outros 11.425 31.108 5.357 19.685Fiscais (1.837) 8.939 (4.725) 12.704ISS 1.001 2.740 (34) 1.739INSS 836 71 758COFINS (6.470) 1.665IRPJ 1.668 1.668Outros (2.838) 3.695 1.708 6.874Guaraniana 7.059Ambientais 8.042Total 21.757 114.733 19.373 12.064 86.863 10.597Passivo Circulante (62.411) (58.446)Passivo Exigível a Longo Prazo 52.322 28.417TrabalhistasReferem-se a diversas ações trabalhistas movidas contra a Companhia e sua controlada COSERN, envolvendo horasextras, periculosidade, equiparação/reenquadramento salarial e outras.ClientesTarifas Plano CruzadoA Companhia e sua controlada COSERN, são rés em demandas judiciais nas quais alguns consumidores industriaisquestionam a legalidade da majoração da tarifa de energia elétrica ocorrida na vigência do Plano Cruzado, conformeportarias nº 38 e 45 do DNAEE, de 27 de janeiro e de 4 de março, ambas de 1986, e pleiteiam a restituição de valoresenvolvidos. Não é possível prever o resultado final das ações, tendo diversas outras companhias obtido êxito parcialnos pleitos dos consumidores. Para fazer face a eventuais contingências advindas desses pleitos, a Companhia e suacontrolada possuem provisões constituídas nos montantes de, respectivamente, R$27.436 (2001, R$21.896) e R$ 3.706(2001, R$3.712) relacionado com o diferencial de alíquota cobrado no período de março a novembro de 1986 dosconsumidores industriais, acrescido dos encargos moratórios, cujos montantes são considerados suficientes.544

Outras cíveisReferem-se a diversas ações cíveis e comerciais, de pessoas físicas e jurídicas, nas quais a Companhia ou suacontrolada COSERN são rés, envolvendo danos morais e materiais.Outros FiscaisReferem-se a autuações de IPTU e TLF contestadas pela Companhia.ISSRefere-se a conflito de tributação com o ICMS em relação a atividade acessória a venda de energia.INSSRefere-se a autuações da Companhia na condição de contribuinte solidário na contratação de serviços de empreiteira.A Companhia vem acionando as empreiteiras para comprovação do recolhimento e conseguinte baixar os autos. Nãoexistem riscos à integridade do REFIS.As administrações da Companhia e de sua controlada COSERN, consubstanciadas na opinião de seus consultoreslegais quanto a possibilidade de êxito nas diversas demandas judiciais, entendem que as provisões constituídasregistradas no balanço são suficientes para cobrir possíveis perdas com tais causas.Questões Ambientais ItapebiEm setembro de 2000, através da ação popular requerida por Mário de Lacerda Weneck Neto, impetrada contra oInstituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA em curso na 22ª Vara Federal deBelo Horizonte, foi dada entrada no pedido de anulação da Licença de Instalação N° 78/99, concedida à Itapebi paraa execução das obras do Aproveitamento Hidroelétrico Itapebi.No entanto, antes da decisão do juiz sobre esse pedido e enquanto os consultores jurídicos diligenciavam junto àANEEL e à Advocacia Geral da União para formulação de pedido ao presidente do Tribunal Federal para suspensãoda liminar deferida pelo juiz de Belo Horizonte, a administração da ITAPEBI firmou, em 21 de novembro de 2002,acordo com o autor e com o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais renováveis – IBAMA paradefinir a compensação adicional de impacto sócio-ambientais decorrentes da implantação do empreendimentodenominado Usina Hidroelétrica de Itapebi.As deliberações contidas no acordo, compreendem, dentre outras: elaboração de estudos, regularização fundiária dasunidades e elaboração de plano de manejo e proteção. Esse acordo foi valorizado em R$ 8.792 mil e provisionado nobalanço de 31 de dezembro de 2002.29. TARIFA SOCIAL BAIXA RENDAO Governo Federal, através da Lei 10.438 de 26 de abril de 2002, determinou a aplicação da tarifa social de baixarenda, o que causou um significativo impacto na receita operacional da Companhia e sua controlada COSERN.O Decreto Presidencial nº 4.336, de 15 de agosto de 2002, autorizou a ELETROBRÁS a utilizar recursos da ReservaGlobal de Reversão – RGR, para financiamento às concessionárias da perda de receita com aplicação da tarifa socialaos consumidores de baixa renda, decorrentes dos novos critérios estabelecidos na Lei nº 10.438/02, atualizada pelaLei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002, até a definição das fontes definitivas para custeio do subsídio.A ANEEL divulgou através da Resolução nº 491, de 30 de agosto de 2002, os procedimentos, condições e prazos paraa homologação dos valores que serviram de base à contratação dos financiamentos junto à ELETROBRÁS.A Companhia e sua controlada COSERN iniciaram, a partir de setembro, o faturamento do fornecimento de energia elétricaaplicando a tarifa social com base nos novos critérios de enquadramento das unidades consumidoras de baixa renda.Conforme a Resolução nº 491, os valores faturados em desacordo com a tarifa social, no período de maio a agosto de2002, registradas no passivo circulante, R$ 43.170 controladora e R$ 51.658 consolidado, estão sendo devolvidos aosconsumidores em conta de energia.545

AANEEL, através do Ofício Circular n.º 155/2003 – SFF/ANEEL de 24 de janeiro de 2003, divulgou os procedimentoscontábeis para registro do ativo, R$ 78.877 controladora e R$ 92.934 consolidado, decorrente do reconhecimentoda receita no que diz respeito à redução dos valores faturados em relação a aplicação dos critérios de classificação deunidades consumidoras na subclasse residencial Baixa Renda.30. OUTRAS CONTAS A PAGARControladora Consolidado2002 2001 2002 2001Plano de Saúde 28.686 22.364 28.686 22.364Taxa de iluminação pública 5.783 5.112 5.783 5.112Adiantamento Estado 4.570 2.052 4.570 2.052FGTS não optante 1.760 1.200 1.760 1.200Participação dos empregados 2.973 2.973Outros 4.505 6.899 17.090 9.801Total 48.277 37.627 60.862 40.529Passivo Circulante (46.516) (36.384) (57.184) (38.611)Passivo Exigível a Longo Prazo 1.761 1.243 3.678 1.91831. PATRIMÔNIO LÍQUIDOO Capital social autorizado da Companhia em 31 de dezembro de 2002, representa R$ 1.300.000 (2001, R$1.300.000). A composição do capital social realizado por classe de ações e principais acionistas é a seguinte:Ações OrdináriasAções PreferenciaisAcionistas Única % A % B % Total %Guaraniana S/A 9.812.209 89,8 786.354 40,2 5.931.526 100,0 16.529.952 87,8Iberdrola Energia S/A 559.791 5,1 1.039.420 53,1 1.599.211 8,5Previ 331.780 3,0 99.440 5,1 431.220 2,3Outros 226.672 2,1 30.542 1,6 257.351 1,4Total 10.930.452 100,0 1.955.756 100,0 5.931.526 100,0 18.817.734 100,0Cada ação ordinária dá direito a um voto nas deliberações da Assembléia Geral. As ações preferenciais, de ambas asclasses, não possuem direito de voto, ficando assegurado ainda:(i ) as ações preferenciais “Classe A” prioridade na distribuição de dividendos, que serão no mínimo 10% (dez porcento) maiores que os atribuídos as ações ordinárias; (ii) as ações preferenciais “Classe B”, prioridade na distribuiçãode dividendos somente após a distribuição de dividendos às preferenciais “Classe A”, sendo tais dividendos nomínimo10% (dez por cento) maiores do que os atribuídos as ações ordinárias.De acordo com o previsto no estatuto social da Companhia, o dividendo mínimo obrigatótio é de 25% do lucro líquidodo exercício, destinado, prioritariamente ao pagamento dos dividendos das ações preferenciais “Classes A e B”.A reserva legal é constituída com base em 5 % do lucro líquido do exercício pela legislação societária, limitada a 20% do capital social.32. INCENTIVO FISCAL IMPOSTO DE RENDA - ADENEA legislação do imposto de renda possibilita que as empresas situadas na região Nordeste e que atuam no setor de infraestrutura,reduzam o valor do imposto de renda devido para fins de investimentos em projetos de ampliação da suacapacidade instalada, conforme determina o artigo 551, § 3º, do Decreto 3.000/99.Por conta disso, a Companhia e sua controlada COSERN formalizaram pleito à antiga SUDENE e obtiveram odeferimento da redução do imposto de renda e adicionais através dos Laudos Constitutivos nº 0039/2002 e n°0038/2002 – ADENE, respectivamente, emitidos em 03 de julho de 2002. Em 15 de agosto de 2002, a Companhia esua controlada COSERN protocolaram junto a Delegacia da Receita Federal/BA, “Termo de Opção” para formalizar oaproveitamento do crédito retroativo a 06 de dezembro de 2001. Conforme disposto no artigo 2º, da InstruçãoNormativa nº 217/2002, a Receita Federal deveria pronunciar-se sobre o pleito formalizado em até 120 dias da data deprotocolo do referido “Termo”, como este fato não ocorreu, considera-se uma aprovação tácita do referido pleito nostermos do artigo 553 § 3º do Decreto 3.000/99.546

Sendo assim, a Companhia calculou em 2002 os incentivos fiscais ADENE, com base no Lucro da Exploração,apurando resultado negativo, não se beneficiando portanto da redução do imposto de renda e adicionais.Sua controlada COSERN apurou em 2002 o valor de R$ 2.547 de incentivos fiscais ADENE, calculados com base noLucro da Exploração, aplicando a redução de 37,50% do imposto de renda apurado pelo Lucro Real. O valorcorrespondente da respectiva redução foi contabilizado como Reserva de Capital em seu montante integral, devendosomente ser utilizado para aumento de capital social ou para eventual absorção de prejuízos contábeis conformeprevisto artigo 545 do Regulamento de Imposto de Renda.33. FORNECIMENTO E SUPRIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICAControladoraNº consumidores (1) MWh (1) R$2002 2001 2002 2001 2002 2001Consumidores:Residencial 2.827.552 2.717.941 2.737.047 2.815.535 743.215 668.660Industrial 17.699 17.088 2.245.737 2.281.836 290.431 222.108Comercial 249.653 245.849 1.711.845 1.732.429 415.389 329.309Rural 138.523 97.496 722.779 649.598 72.771 61.106Poder Público 34.507 32.404 384.804 359.089 74.678 57.920Iluminação Pública 14.472 14.404 506.469 523.295 53.144 46.201Serviço Público 2.291 2.005 525.350 504.876 56.771 44.056Suprimento 1 1 289 99Fornecimento não faturado 21.913 16.450Subtotal 3.284.698 3.127.188 8.834.320 8.866.757 1.728.312 1.445.810Recomposição tarifária (25.847) 273.136Energia livre 20.587 100.240MAE - Mercado Atacadista de Energia 1.106 413.796 81.202 30.011Subvenção à baixa renda (tarifa social) 78.877Outras receitas 52.047 37.838Total 3.284.698 3.127.188 8.835.426 9.280.553 1.935.178 1.887.035ConsolidadoNº consumidores (1) MWh (1) R$2002 2001 2002 2001 2002 2001Consumidores:Residencial 3.503.040 3.374.023 3.494.396 3.583.632 888.504 815.189Industrial 22.113 21.632 3.127.934 3.093.528 417.294 316.875Comercial 304.846 299.015 2.137.585 2.126.754 513.691 403.043Rural 163.957 117.071 936.952 851.914 97.852 76.284Poder Público 43.675 41.349 511.991 486.030 106.181 81.432Iluminação Pública 16.069 15.659 609.460 634.226 69.041 58.740Serviço Público 3.568 3.276 712.093 684.164 88.201 66.362Suprimento 1 2 289 99 221Fornecimento não faturado 28.470 14.861Subtotal 4.057.269 3.872.027 11.530.700 11.460.347 2.209.455 1.832.786Recomposição tarifária (21.460) 388.966Energia livre 24.824 129.917MAE - Mercado Atacadista de Energia 665.017 576.788 125.951 58.311Subvenção à baixa renda (tarifa social) 92.934Outras receitas 59.566 49.398Total 4.057.269 3.872.027 12.195.717 12.037.135 2.491.270 2.459.378(1) Informações não examinadas pelos auditores independentes.547

I - RevendedoresNos exercícios de 2002 e 2001 a Companhia efetuou a comercialização de energia de curto prazo no âmbito doMercado Atacadista de Energia elétrica – MAE, conforme a seguir demonstrado:ControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001MWh (1) R$ MWh (1) R$ MWh (1) R$ MWh (1) R$Vendas no MAE 1.115 81.896 413.796 30.011 678.915 131.444 544.445 49.825Curto prazo 10.565 6.840Energia Livre 20.587 100.240 24.824 129.917Ajustes na receita (9) (694) (13.898) (5.493) 21.778 1.646Total suprimento 1.106 101.789 413.796 130.251 665.017 150.775 576.788 188.228(1) Informações não examinadas pelos auditores independentes.Os montantes de receitas/despesas faturados e/ou pagos pelas concessionárias que tiveram excedente/falta de energiacomercializados no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, foram informados pelo MercadoAtacadista de Energia Elétrica e referendados pela Companhia.34. OUTRAS RECEITAS OPERACIONAISControladora Consolidado2002 2001 2002 2001Renda da prestação de serviços 34.123 29.736 35.161 30.628Serviço taxado 3.182 2.781 4.235 3.497Outras receitas 8.843 3.780 13.966 13.732Total 46.148 36.297 53.362 47.85735 CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAISOs custos e as despesas operacionais tem a seguinte composição por natureza de gasto:Controladora Consolidado2002 2001 2002 2001Receita Operacional Líquida 1.443.692 1516.697 1.882.824 1.997.795Despesa OperacionalPessoal (106.667) (93.670) (139.785) (123.649)Administradores (2.073) (2.567) (4.233) (4.657)Entidade de previdência privada (5.633) (5.014) (6.589) (6.002)Material (13.354) (13.596) (20.381) (18.824)Serviços de terceiros (117.384) (104.518) (138.783) (123.046)Energia livre – racionamento (20.587) (100.240) (24.824) (129.917)Combustível para produção de energia (243) (223) (243) (223)Energia elétrica comprada para revenda (507.359) (442.237) (667.312) (590.556)Encargo uso sistema transmissão (94.182) (79.038) (124.110) (105.150)Subvenção conta consumo de combustível-CCC (70.516) (34.417) (91.780) (43.230)Taxa de fiscalização (3.516) (3.563) (4.275) (4.439)Depreciação e amortização (135.311) (116.668) (165.538) (144.280)Custo do serviço prestado (30.934) (25.036) (31.564) (25.201)Provisões (44.318) (88.261) (86.058) (115.344)Outras despesas (46.207) (29.140) (64.133) (38.844)Total (1.198.284) (1.138.188) (1.569.608) (1.473.362)Resultado do Serviço 245.408 378.509 313.216 524.433548

Despesa com PessoalControladora Consolidado2002 2001 2002 2001Remunerações 81.057 78.134 96.505 94.579Encargos sociais 9.118 10.799 14.300 16.473INSS sobre folha pagamento 14.463 18.339 14.463 19.319Auxílio alimentação 5.384 4.399 6.336 5.737Convênio assistencial e outros benefícios 9.873 5.142 14.630 6.315Incentivo à aposentadoria e PDV 3.898 4.971 4.334 5.603Provisão gratificação 5.365 6.015 5.365 10.729Contencioso trabalhista 3.420 3.874 7.248 3.874Participação nos resultados 14.141 17.262(-) Transferências para imobilização em curso (40.052) (38.003) (40.658) (38.980)Total 106.667 93.670 139.785 123.649Energia Elétrica CompradaControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001R$ MWh (1) R$ MWh (1) R$ MWh (1) R$ MWh (1)CHESF 507.359 12.430.241 442.237 12.280.321 671.446 16.525.981 590.556 16.322.373Ajustes (4.134) (110.411)Total 507.359 12.430.241 442.237 12.208.321 667.312 16.415.570 590.556 16.322.373(1) Informações não examinadas pelos auditores independentesEncargos do uso do sistema de transmissãoControladora Consolidado2002 2001 2002 2001FURNAS 22.605 17.080 22.605 17.080CTEEP 17.982 10.959 17.982 10.959ELETRONORTE 11.617 10.214 11.617 10.214CHESF 20.896 19.080 27.573 25.549ELETROSUL 9.986 7.990 9.986 7.990CEMIG 6.310 6.041 6.310 6.041EPTE 5.925 5.925CEEE 5.252 4.148 5.252 4.148Outros 13.111 6.811 36.362 26.454CVA ajustes (13.577) (9.210) (13.577) (9.210)Total 94.182 79.038 124.110 105.150Depreciação e AmortizaçãoControladora Consolidado2002 2001 2002 2001Quota de depreciação no exercício 136.055 120.281 166.398 144.002(-) Depreciação transferida para ordens em curso (744) (3.613) (860) (3.722)Depreciação residual no resultado 135.311 116.668 165.538 140.280549

ProvisõesControladora Consolidado2002 2001 2002 2001Provisão para crédito de liquidação duvidosa - líquida 26.326 68.391 64.301 84.278Performance Fee 10.182 14.171Provisão (Reversão) da provisão para contingência - líquida 17.992 9.688 21.757 16.895Total 44.318 88.261 86.058 115.344Outras Despesas OperacionaisControladora Consolidado2002 2001 2002 2001Arrendamentos e aluguéis 10.656 10.616 11.353 10.926Seguros 553 370 690 447Tributos 11.512 10.422 15.800 12.673Doações e contribuições 1.313 328 1.546 330Recuperação de despesa (3.893) (15.424) (3.951) (16.641)Publicações e avisos de desligamentos 112 99 546 1.121Órgãos de classe do Setor Elétrico 636 418 1.089 1.109Despesas de viagem 3.542 2.808 4.049 3.322Consumo próprio de energia elétrica 3.293 3.477 2.957 3.467Falta no inventário de estoque 7 60 7 60Encerramento de ordem em curso 448 2.667 574 2.677Perdas operacionais 14 4 7.431 4FNDCT 7.891 3.745 7.891 3.745Outros 10.123 9.550 13.264 13.891Total 46.207 29.140 64.133 38.84436. SEGUROSA especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros, de acordo com os corretores deseguros contratados pela companhia e suas controladas, estão demonstrados a seguir:Data da ImportânciaRiscos vigência Segurada PrêmioCOELBAR.N. SE’s e Usinas 31/12/2002 140.991 182R.N. Incêndio – Imóveis próprios e locados 31/12/2002 84.723 109Responsabilidade Civil Geral – RC Operações 31/12/2002 1.800 210COSERNR.N. SE’s e Usinas 31/12/2002 31.183 38R.N. Incêndio – Imóveis próprios e locados 31/12/2002 11.610 14Responsabilidade Civil Geral – RC Operações 31/12/2002 1.800 68ITAPEBIRiscos de engenharia do empreendimento Itapebi 30/06/2004 376.891 2.386Garantia de adiantamento de pagamento 30/06/2003 20.943 119Garantia de adiantamento de pagamento 01/10/2003 31.200 452Os seguros destas empresas são contratados conforme as respectivas políticas de gerenciamento de riscos e segurosvigentes, muito semelhantes entre si.550

Riscos nomeados – SE’s e Usinas - Pela apólice contratada estão cobertos os principais equipamentos das subestaçõese usinas, com seus respectivos valores segurados e seus limites máximos de indenização. Tem cobertura securitáriabásica de incêndio, queda de raios e explosão de qualquer natureza e cobertura adicional contra danos elétricos.Riscos nomeados – imóveis próprios, locados (de/ou para terceiros) e almoxarifados - com respectivos conteúdos,cobertura securitária básica de incêndio, queda de raios e explosão de qualquer natureza.Responsabilidade civil – cobertura às reparações por danos involuntários, pessoais e/ou materiais causados a terceiros,em conseqüência das operações comerciais e/ou industriais da Companhia. O limite máximo a indenizar por evento éde R$1.200, o limite agregado é de R$1.800.Riscos de engenharia – Para dar cobertura aos riscos de instalação, montagem, desmontagem, testes em equipamentosnovos, principalmente em subestações e usinas, cobertura às reparações por danos involuntários, pessoais e/oumateriais causados a terceiros, em conseqüência das operações comerciais e/ou industriais da Companhia e aosprejuízos tomados por esta, em caso de inadimplência das obrigações assumidas , de falência, paralisação, abandono,atrasos de quaisquer membro do Consórcio Construtor.37. RESULTADO NÃO OPERACIONALControladora Consolidado2002 2001 2002 2001Ganho na desativação/alienação de bens e direitos 6.635 1.720 6.802 2.307Prejuízo na desativação de bens e direitos (10.056) (5.767) (11.409) (7.400)Outras receitas (despesas) não operacionais 195 (2.360) 491 (1.963)Total (3.226) (6.407) (4.116) (7.056)38. SALDOS E TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADASSaldos com partes relacionadasControladora2002 2001Encargos Curto Longo Encargos Curto Longoda dívida prazo Prazo Total da dívida prazo Prazo TotalGarter Properties IncEmprestimo 1.032 1.059.990 1.059.990 2.913 696.120 699.033Swap (290.486) (290.486)Líquido 1.032 769.504 769.504 2.913 696.120 699.033Iberdrola Energia S.A. 15 15 8.655 8.655Total 1.032 15 769.504 769.519 2.913 8.655 696.120 707.688Consolidado2002 2001Encargos Curto Longo Encargos Curto Longoda dívida prazo Prazo Total da dívida prazo Prazo TotalGarter Properties Inc 1.032 1.032Iberdrola Energia S.A. 15 15 8.655 8.655Outros 3.523 360 360Total 1.032 15 1.047 3.523 8.655 360 9.015551

Transações com partes relacionadasA COELBA efetuou transações com partes relacionadasControladoraPartes Relacionadas Natureza da Operação 2002 2001Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo ResultadoFundação COELBA Contrato de Mútuo 16.567 (3.636) 23.179 (3.969)Guaraniana S/A Ganho alienação 4.486 4.486Garter Properties Inc. (2) Empréstimos - “Intercompany Notes” 769.504 (84.167) 699.033 (86.846)Celpe Reembolso de despesas 4.134 239 (2.750)Prestação de Serviços 145 (1.485)Uso da Rede 11 239 68Total Celpe 4.145 478 (2.682) 145 (1.485)Itapebi Reembolso de despesas 34.725 79 15 90Iberdrola Energia S.A. (1) Assistência Técnica Perfomance-Fee 61 (6) 8.655 (10.182)Reembolso de despesas 81 15 (15) 80Iberdrola Empreendimentos S/A Prestação de Serviços 865 (16.144)Iberdrola S/A Reembolso de despesas 8 1.930 (777) 8 1.230 (13.658)Iberdrola Redes S.A. Prestação de Serviços 123 (66) 123 898 (856)Iberdrola Sistemas S.A. Prestação de Serviços (18)Iberdrola Engenharia Reembolso de despesas 47 514Total Iberdrola 259 2.871 (16.494) 211 10.783 (24.714)COSERN Reembolso de despesas 4.469 37 (740) 339 145Prestação de Serviços 7 (449)Uso da Rede 4 27Total COSERN 4.473 37 (713) 339 7 (304)Tracol Serviços Elétricos S.A. Prestação de Serviços 859 (10.326)Reembolso de despesas 358 1.030 (28.280) 364 (537)Total Tracol 358 1.030 (28.280) 364 859 (10.863)Gamesa Serviços Brasil Ltda. Prestação de serviços 655 (6.391)Amara Brasil Reembolso de despesas 39 458 (4.573) 12Prestação de Serviços 763 (5.885)Total Amara 39 458 (4.573) 12 763 (5.885)CGS Reembolso despesas 415 (1.664)Televias Reembolso de despesas 15552

ConsolidadoPartes Relacionadas Natureza da Operação 2002 2001Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo ResultadoFundação COELBA Contrato de Mútuo 16.567 (3.636) 23.179 (3.969)Fundação FASERN Contrato de Mútuo 6.339 630Guaraniana S.A. Cessão de créditos fiscais (REFIS) 4.486 4.486 536CELPE Reembolso de despesas 4.134 239 (2.750)Uso da Rede 11 (68)Material/serviço 11 185 (422)Total Celpe 4.156 424 (3.240)Iberdrola Energia S.A. (1) Assistência Técnica Perfomance-Fee 61 (6) 13.463 (14.171)Reembolso de despesas 81 15 (15) 80Iberdrola Empreendimentos S/A Prestação de serviços 865 (16.144)Iberdrola S.A. Serviços de consultoria 8 1.930 (777) 241 (104)Reembolso de despesas 8Iberdrola Redes S.A. Prestação de serviços 123 (66) 123 898 (856)Iberedrola Cons. e Serviço Confecção de calendários 3 3 (3)Iberdrola Sistemas S.A. Prestação de serviços (18)Iberdrola Engenharia Prestação de serviços 47 3Total Iberdrola 259 2.874 (17.005) 211 14.605 (15.152)Tracol Serviços Elétricos S.A.. Prestação de serviços 57 187 (1.074)Reembolso de despesas 358 1.030 (27.206)415 1.217 (28.280)Gamesa Serviços Brasil Ltda. Prestação de serviços 655 (6.591)Amara Brasil Prestação de serviços (4.573) 12 57 (1.065)Reembolso de despesas 39 458 (592)39 458 (5.165) 12 57 (1.065)CGS Reembolso despesas 705 (2.103)Ibenbrasil Serviço de engenharia 555 (3.206) 260 (1.827)Televias Reembolso de despesas 15553

(1) A remuneração devida à operadora Iberdrola Energia S.A. conforme contrato de assistência técnica e transferênciade “know how”, é determinada de forma diferenciada a cada ano, a partir da margem operacional bruta (lucro antesdos juros, impostos e depreciação e amortização – “EBITDA”, sobre as receitas operacionais líquidas), alcançadaem cada período, em função do sucesso (“performance fee”). É calculada aplicando-se uma percentagem damargem alcançada que exceder a percentagem mínima para o ano, e limitada a um percentual máximo sobre o valordo EBITDA do ano:% Mínimo de Honorário MáximoAno Margem do Ano como % de Ebitda2001 35,00% 2,00%2002 36,50% 1,00%(2) A Companhia mantém contrato de empréstimo (Intercompany Notes) com a sua controlada Garter Properties Inc.,no valor US$300 milhões, equivalentes a R$ 1.059.990 e R$ 1.032 referentes a juros (2001, R$ 696.120 eR$2.913), respectivamente, obtido com vistas a aquisição de investimento na Companhia Energética do RioGrande do Norte – COSERN. Sobre o saldo devedor incide variação cambial acrescido de juros de 11,5% a.a oulibor mais spread 2,625% a.a (variação cambial acrescido de juros de 11,5% a.a em 31 de dezembro2001). Ovencimento desse empréstimo esta contratualmente definido para 2005 e o pagamento dos juros é feitotrimestralmente.A controlada Garter Properties Inc., renegociou sua dívida e obteve US$300 milhões, com vencimento para 28 dejunho 2004. A Companhia é garantidora desta operação de crédito obtido pela sua controlada Garter Properties Inc.,junto ao sindicato de bancos liderado pelo Bank Boston.2002 2001Em moeda Em Em moeda EmDe origem Milhares De origem Milhares(mil) de reais (mil) de reaisPrincipal US$ 300.000 1.059.990 300.000 696.120Ajuste swap curto prazo (32.595)Ajuste swap longo prazo (257.891)Total coligadas 769.504 696.12039. EVENTOS SUBSEQUENTESEm 16 de dezembro de 2002, conforme de Ata de Reunião Extraordinária do Conselho de administração da ItapebiGeração de Energia S.A., foi aprovado por unanimidade de votos, emissão de 20.000 (vinte mil) debêntures nãoconversíveis em ações, nominativas, em série única, de espécie subordinada à Companhia, no valor total de R$ 200.000(duzentos milhões de Reais), com prazo de vencimento de 168 meses contados da data de emissão, com correçãomonetária do valor nominal pela variação do Índice Geral de Preços – IGPM, calculado e divulgado pela FundaçãoGetúlio Vargas.O processo de emissão encontra-se em tramitação nos órgãos públicos.40. RETENÇÃO DOS LUCROSA constituição da reserva de retenção de lucros visa fazer face aos investimentos futuros da Companhia.41. COMPROMISSO ANEELAs metas de qualidade e universalização do Serviço de Distribuição de Energia Elétrica estão disponíveis paraacompanhamento da sociedade na página eletrônica da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, no endereçowww.aneel.gov.br.42. REVISÃO TARIFÁRIAA Companhia e sua controlada COSERN estão inclusas no processo de revisão tarifária periódica, previsto para omês de abril de 2003.554

43. DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO POR ATIVIDADE PARA O EXERCÍCIO FINDO EM DE DEZEMBRO DE2002 (NÂO AUDITADO)555

12.01 - DESCRIÇÃO DAS INFORMAÇÕES ALTERADAS1) Alteração Dados da Empresa - Item 03e-mail do Diretor2) Reclassificação DRE Consolidado ano 2000:Conta: 3.06.06.01Conta: 3.06.06.02Conta: 3.06.06.03556

ANEXO X.11.ITR - Informações Trimestrais da Emissora relativas ao primeiro trimestre findo em 31 de março de 2004557

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERALDivulgação ExternaCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSLegislação SocietáriaITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAISEMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS DATA-BASE - 31/03/2004O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01452-4 CIA. ELETRICIDADE DA BAHIA 15.139.629/0001-94 2930000381601.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFAvenida Edgard Santos, 300 Narandiba 41186-900 Salvador BA6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex71 370-5500 370-5501 370-5502 –11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail71 370-5135 370-5506 370-5558 aferreira@coelba.com.br01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoErik da Costa Breyer Avenida Edgard Santos, 300 Narandiba4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone40086-900 Salvador BA 71 370-5500 370-5501 370-550211 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail– 71 370-5506 370-5135 370-5558 ebreyer@coelba.com.br01.04 - REFERÊNCIA/AUDITORExercício Social em Curso Trimestre Atual Trimestre Anterior1 - Início 2 - Término 3 - Número 4 - Início 5 - Término 6 - Número 7 - Início 8 - Término01/01/2004 31/12/2004 1 01/01/2004 31/03/2004 4 01/10/2003 31/12/20039 - Nome/Razão Social do Auditor 10 - Código CVM 11 - Nome do Responsável Técnico 12 - CPF do Responsável TécnicoDeloitte Touche Tohmatshu 00385-9 José Othon Tavares de Almeida 182.774.975-0401.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALNúmero de Ações (Mil) 1 - Trimestre Atual 31/03/2004 2 - Trimestre Anterior 31/12/2003 3 - Igual Trimestre Ex. Anterior 31/03/2003Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 10.930.452 10.930.452 10.930.4522 - Preferenciais 7.887.282 7.887.282 7.887.2823 - Total 18.817.734 18.817.734 18.817.734Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 001.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 112 - Energia elétrica5 - Atividade Principal 6 - Tipo de Consolidado 7 -Tipo do Relatório dos AuditoresServiço Público de Energia Elétrica Total Sem Ressalva01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO DELIBERADOS E/OU PAGOS DURANTE E APÓS O TRIMESTRE1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/ Ação01 RCA 29/12/2003 Juros Sobre Capital Próprio 29/01/2004 ON 3,488084668502 RCA 29/12/2003 Juros Sobre Capital Próprio 29/01/2004 PN 3,836893135303 AGO 30/03/2004 Dividendo 31/03/2004 ON 4,542695643204 AGO 30/03/2004 Dividendo 31/03/2004 PN 4,996965207505 AGE 30/03/2004 Dividendo 31/03/2004 ON 4,590323300006 AGE 30/03/2004 Dividendo 31/03/2004 PN 5,049355630001.09 - CAPITAL SOCIAL SUBSCRITO E ALTERAÇÕES NO EXERCÍCIO SOCIAL EM CURSO1 - Item 2 - Data da 3 - Valor do Capital 4 - Valor da Alteração 5 - Origem da Alteração 7 - Quantidade de 8 -Preço da Ação naAlteração Social (Reais Mil) (Reais Mil) Ações Emitidas (Mil) Emissão (Reais)01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura14/05/2004559

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/03/2004 31/12/20031 Ativo Total 4.170.764 4.137.8301.01 Ativo Circulante 882.217 811.9281.01.01 Disponibilidades 48.442 26.2391.01.01.01 Numerário Dsponível 48.442 26.2391.01.02 Créditos 830.601 782.6161.01.02.01 Consumidores, Concess. e Permissionárias 454.142 453.7651.01.02.02 Títulos a Receber 30.120 29.2991.01.02.03 Recomposição Tarifária do Racionamento 66.650 70.6231.01.02.04 Energia Livre - Racionamento 27.432 24.3651.01.02.05 Bônus Racionamento (Líq. Acrésc. à Tarifa) 13.587 13.5841.01.02.06 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 8.938 11.6671.01.02.07 Gastos Increment. c/Racionam. a Recuperar 9.382 6.1501.01.02.08 Rendas a Receber 5.837 46.3241.01.02.09 Repasse de Empréstimos e Financiamentos 6.875 8.1211.01.02.10 (-) Provisão p/Créditos de Liq. Duvidosa (27.818) (27.227)1.01.02.11 Serviços em Curso 31.540 28.6991.01.02.12 Títulos e Valores Mobiliários 90.694 6.0851.01.02.13 Tributos e Contrib. Sociais a Compensar 38.768 47.5581.01.02.14 IR e CS Diferidos 19.245 11.8641.01.02.15 Benefício Fiscal - Ágio Incorp. Controlad. 10.501 10.3601.01.02.18 Outros Créditos 44.708 41.3791.01.03 Estoques 3.174 3.0731.01.04 Outros 0 01.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.224.416 1.198.3701.02.01 Créditos Diversos 1.201.737 1.166.9721.02.01.01 Consumidores, Concess. e Permissionárias 24.911 25.7581.02.01.02 Títulos a Receber 17.410 15.9511.02.01.03 Recomposição Tarifária do Racionamento 241.343 243.7931.02.01.04 Energia Livre - Racionamento 103.521 106.0871.02.01.05 Valores Tarifários não Gerenc. Compensar 101.609 74.5501.02.01.06 Repasse de Empréstimos e Financiamentos 2.225 2.3291.02.01.07 Depósitos Judiciais 10.595 10.7281.02.01.08 Tributos e Contrib. Sociais a Compensar 29.491 30.3921.02.01.09 IR e CS Diferidos 232.791 236.2641.02.01.10 Benefício Fiscal - Ágio Incorp. Controlad. 326.516 329.2471.02.01.11 Bens e Direitos Destinados a Alienação 76.102 66.7491.02.01.19 Outros 35.223 25.1241.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 22.679 31.3981.02.02.01 Com Coligadas 0 01.02.02.02 Com Controladas 22.679 31.3981.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 01.02.03 Outros 0 01.03 Ativo Permanente 2.064.131 2.127.5321.03.01 Investimentos 543.607 594.9271.03.01.01 Participações em Coligadas 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 535.217 586.4031.03.01.03 Outros Investimentos 8.390 8.5241.03.02 Imobilizado 1.520.524 1.532.6051.03.02.01 Imobilizado em Serviço 3.062.846 3.062.8461.03.02.02 (-) Depreciação Acumulada (1.233.167) (1.195.011)1.03.02.03 Imobilizado em Curso 136.363 99.0561.03.02.04 (-) Obrigações Especiais (445.518) (434.286)1.03.03 Diferido 0 0560

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/03/2004 31/12/20032 Passivo Total 4.170.764 4.137.8302.01 Passivo Circulante 1.694.977 1.705.4982.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.124.733 1.106.1072.01.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.081.200 1.073.0702.01.01.02 Encargos de Dívida 6.441 7.5082.01.01.03 Swap 37.092 25.5292.01.02 Debêntures 0 02.01.03 Fornecedores 139.321 155.4382.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 158.279 125.6202.01.04.01 Tributos e Contribuições Sociais 86.372 68.3862.01.04.02 Programa Recup. Fiscal - REFIS e Out. Parc. 10.963 10.7672.01.04.03 Tributos Contribuições Sociais Diferidos 60.944 46.4672.01.05 Dividendos a Pagar 84.804 157.1642.01.05.01 Dividendos a Pagar 84.154 89.2772.01.05.02 Juros sobre Capital Próprio 650 67.8872.01.06 Provisões 16.345 9.4912.01.06.01 Provisões para Contingências 16.345 9.4912.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.01.08 Outros 171.495 151.6782.01.08.01 Energia Livre-Racionamento 26.020 18.4252.01.08.02 Valores Tarifários não Gerenc. Compensar 14.099 16.5462.01.08.03 Folha de Pagamento 866 7432.01.08.04 Taxas Regulamentares 54.584 37.4462.01.08.05 Entidade de Previdência Privada 2.854 6.2452.01.08.06 Obrigações Estimadas 14.115 16.4372.01.08.07 Adiantamentos Recebidos 16.949 14.2112.01.08.19 Outras Contas a Pagar 42.008 41.6252.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 817.571 747.7572.02.01 Empréstimos e Financiamentos 520.565 457.4082.02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 521.947 459.1362.02.01.02 Swap (1.382) (1.728)2.02.02 Debêntures 0 02.02.03 Provisões 80.374 77.2912.02.03.01 Provisões para Contingências 80.374 77.2912.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.02.05 Outros 216.632 213.0582.02.05.01 Energia Livre - Racionamento 98.199 105.8912.02.05.02 Tributos Contribuições Sociais Diferidos 116.657 102.6992.02.05.03 Programa Recupo. Fiscal - REFIS e Out. Parc. 0 2.6922.02.05.19 Outras Contas a Pagar 1.776 1.7762.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.05 Patrimônio Líquido 1.658.216 1.684.5752.05.01 Capital Social Realizado 1.068.297 1.068.2972.05.02 Reservas de Capital 418.798 414.4452.05.02.01 Ágio Incorporado (Líquido) 383.135 383.1352.05.02.02 Outras 35.663 31.3102.05.03 Reservas de Reavaliação 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 02.05.04 Reservas de Lucro 111.832 201.8332.05.04.01 Legal 33.910 33.9102.05.04.02 Estatutária 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 77.922 167.9232.05.04.06 Especial p/Dividendos não Distribuídos 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 59.289 0561

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/01/2004 a 01/01/2004 a 01/01/2003 a 01/01/2003 aCódigo Descrição 31/03/2004 31/03/2004 31/03/2003 31/03/20033.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 685.018 685.018 480.624 480.6243.01.01 Fornecimento de Energia Elétrica 620.851 620.851 457.836 457.8363.01.02 Subvenção à Baixa Renda (Tarifa Social) 40.766 40.766 26.461 26.4613.01.03 Suprimento de Energia Elétrica/MAE 11.756 11.756 (818) (818)3.01.04 Disponibilização Sistema Transm./Distrib. 14.508 14.508 6.376 6.3763.01.05 Receita (Reversão) Recup. Perda Faturam. (17.076) (17.076) (14.433) (14.433)3.01.06 Receita (Reversão) Energia Livre Racion. (6.072) (6.072) (1.226) (1.226)3.01.07 Reposicionamento Tarifário 12.941 12.941 0 03.01.19 Outras Receitas Operacionais 7.344 7.344 6.428 6.4283.02 Deduções da Receita Bruta (203.510) (203.510) (142.340) (142.340)3.02.01 ICMS (124.833) (124.833) (103.038) (103.038)3.02.02 PIS (5.834) (5.834) (5.282) (5.282)3.02.03 COFINS (36.817) (36.817) (13.876) (13.876)3.02.04 ISS (76) (76) (8) (8)3.02.05 Quota p/Reserva Global de Reversão - RGR (8.971) (8.971) (7.581) (7.581)3.02.06 Encargo Capacidade Emergencial - ECE (23.591) (23.591) (12.555) (12.555)3.02.07 Encargo Aquisição Energ. Elétrica - EAEE (3.388) (3.388) 0 03.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 481.508 481.508 338.284 338.2843.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (303.585) (303.585) (259.421) (259.421)3.04.01 Pessoal (10.641) (10.641) (8.490) (8.490)3.04.02 Entidade de Previdência Privada (803) (803) (831) (831)3.04.03 Material (2.455) (2.455) (2.144) (2.144)3.04.04 Combustível p/Produção de Energia (95) (95) (85) (85)3.04.05 Serviços de Terceiros (10.880) (10.880) (8.946) (8.946)3.04.06 Subvenção - Conta Consumo Combustível - CCC (12.072) (12.072) (24.043) (24.043)3.04.07 Conta Desenvolvimento Energético - CDE (3.551) (3.551) 0 03.04.08 Taxa Fiscaliz. Serviço Energ. Elét. - TFSEE (929) (929) (874) (874)3.04.09 Energia Elétrica Comprada para Revenda (185.083) (185.083) (144.431) (144.431)3.04.10 Encargo uso Sistema Transmissão (29.823) (29.823) (25.592) (25.592)3.04.11 Energia Livre (71) (71) 0 03.04.12 Depreciação e Amortização (33.139) (33.139) (30.592) (30.592)3.04.13 Provisões Líquidas - PCLD (3.575) (3.575) (10.718) (10.718)3.04.14 Tributos (1) (1) (13) (13)3.04.15 Custo Serviço Prestado a Terceiros (3.683) (3.683) (859) (859)3.04.19 Outros (6.784) (6.784) (1.803) (1.803)3.05 Resultado Bruto 177.923 177.923 78.863 78.863562

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil) - Continuação01/01/2004 a 01/01/2004 a 01/01/2003 a 01/01/2003 aCódigo Descrição 31/03/2004 31/03/2004 31/03/2003 31/03/20033.06 Despesas/Receitas Operacionais (99.316) (99.316) (119.769) (119.769)3.06.01 Com Vendas (27.780) (27.780) (24.918) (24.918)3.06.02 Gerais e Administrativas (43.436) (43.436) (36.385) (36.385)3.06.03 Financeiras (42.366) (42.366) (58.663) (58.663)3.06.03.01 Receitas Financeiras 30.619 30.619 30.635 30.6353.06.03.01.01 Renda de Aplicação Financeira 116 116 262 2623.06.03.01.02 Juros, Comissões e Acresc. Morat. de Energ. 6.486 6.486 4.493 4.4933.06.03.01.03 Remuneração Financ. Recompos Tarifária 17.485 17.485 20.475 20.4753.06.03.01.04 Outras Receitas Financeiras 6.532 6.532 5.405 5.4053.06.03.02 Despesas Financeiras (72.985) (72.985) (89.298) (89.298)3.06.03.02.01 Encargos de Dívida (38.385) (38.385) (51.525) (51.525)3.06.03.02.02 Variação Cambial e Monet. (Líquidas) (7.658) (7.658) 61.596 61.5963.06.03.02.03 Operações Swap (Líquidas) (13.768) (13.768) (93.300) (93.300)3.06.03.02.19 Outras Despesas Financeiras (13.174) (13.174) (6.069) (6.069)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 14.266 14.266 197 1973.06.06.01 Equivalência Patrimonial 8.374 8.374 3.962 3.9623.06.06.02 Variação Cambial PL Garter 11 11 (323) (323)3.06.06.03 Resultado Itapebi 9.352 9.352 0 03.06.06.04 Amortização de Ágio de Investimentos (3.471) (3.471) (3.442) (3.442)3.07 Resultado Operacional 78.607 78.607 (40.906) (40.906)3.08 Resultado não Operacional 277 277 (1.133) (1.133)3.08.01 Receitas 309 309 60 603.08.02 Despesas (32) (32) (1.193) (1.193)3.09 Resultado antes Tributação/Participações 78.884 78.884 (42.039) (42.039)3.10 Provisão para IR e Contribuição Social (21.284) (21.284) 0 03.11 IR Diferido 1.689 1.689 14.055 14.0553.11.01 IR/CS Diferido 4.279 4.279 16.833 16.8333.11.02 Amortização Ágio e Reversão PMIPL (2.590) (2.590) (2.778) (2.778)3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 0 03.12.01 Participações 0 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 03.15 Lucro/Prejuízo do Período 59.289 59.289 (27.984) (27.984)NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil)18.817.734 18.817.734 18.817.734 18.817.734LUCRO POR AÇÃO 0,00315 0,00315PREJUÍZO POR AÇÃO (0,00149) (0,00149)563

04.01 - NOTAS EXPLICATIVAS(Valores expressos em Milhares de Reais)1 CONTEXTO OPERACIONALA Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA, controlada pela Guaraniana S/A, é concessionária deserviço público de energia elétrica, destinada a pesquisar, estudar, planejar, construir, explorar e administrar sistemasde produção, transmissão, transformação, transporte, distribuição, comercialização e atividades associadas ao serviçode energia elétrica, sendo tais atividades regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica -ANEEL, vinculada ao Ministério das Minas e Energia. Adicionalmente, está autorizada a participar de consórcios oucompanhias, com o objetivo de desenvolver atividades nas áreas de energia, observada a legislação aplicável.2 APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISAs demonstrações contábeis estão sendo apresentadas de acordo com as disposições da Lei das Sociedades por Ações,conjugada com a legislação específica emanada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL eRegulamentações da Comissão de Valores Mobiliários – CVM.3 PROCEDIMENTOS DE CONSOLIDAÇÃOAs demonstrações contábeis consolidadas foram preparadas de acordo com as normas estabelecidas pela Instrução n°247 de 27 de março de 1996, da Comissão de Valores Mobiliários – CVM e incluem a Companhia e as suas controladasCompanhia Energética do Rio Grande do Norte – COSERN e Garter Properties Inc.Reconciliação do resultado da controlada com o consolidadoLucro da controladora 59.289Ajuste referente dividendos proporcional (459)Reserva de isenção ADENE - COSERN (431)Lucro líquido consolidado 58.399Os balanços patrimoniais das controladas em 31 de março de 2004 e em 31 de dezembro de 2003, e as respectivasdemonstrações do resultado para os trimestres findos em 31 de março de 2004 e de 2003, estão assim compostos, deforma condensada:Balanço PatrimonialCOSERNGARTER31/03/04 31/12/03 31/03/04 31/12/03Ativo 1.090.560 1.232.706 874.141 868.692Ativo circulante 188.611 253.474 874.141 868.692Realizável a longo prazo 583.577 662.184 - -Permanente 318.372 317.048 - -Passivo 1.090.560 1.232.706 874.141 868.692Circulante 377.628 447.924 873.486 867.150Exigível a longo prazo 281.616 283.773 - -Patrimônio líquido 431.316 501.009 655 1.542564

Para fins de apresentação das demonstrações consolidadas, o ágio pago na aquisição de investimentos líquido, éreclassificado para o ativo diferido.Demonstração de ResultadoCOSERNGARTER31/03/04 31/03/03 31/03/04 31/03/03Receita operacional líquida 117.649 101.886 - -Resultado bruto 31.254 31.790 - -Receitas (despesas) operacionais (14.641) (14.009) 15.612 14.599Resultado do serviço 16.613 17.781 15.612 14.599Receita (despesas) financeiras 2.936 (9.433) (16.509) (15.635)Resultado operacional 19.549 8.348 (897) (1.036)Resultado não operacional (722) 249 - -Resultado antes do IR e CSSL 18.827 8.597 (897) (1.036)IR/CSSL (6.393) (3.107) - -Lucro líquido (prejuízo) do exercício 12.434 5.490 (897) (1.036)4 CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIASControladoraConsumidores/Concessionárias/Provisão paraCrédito LiquidaçãoSaldos vencidos Total DuvidosaSaldos Até MaisPermissionárias Vincendos 90 dias 90 dias 31/03/04 31/12/03 31/03/04 31/12/03Setor Privado 90.757 83.314 35.098 209.169 226.567 (23.642) (22.738)Residencial 32.359 50.923 8.043 91.325 98.303 (8.031) (7.257)Industrial 20.495 6.296 10.255 37.046 39.647 (6.704) (6.179)Comercial, serviços e outras 26.854 20.686 11.386 58.926 63.461 (8.272) (7.848)Rural 11.049 5.409 5.414 21.872 25.156 (635) (1.454)Setor Público 6.903 12.935 5.524 25.362 24.355 (1.539) (1.545)Federal 397 2.192 890 3.479 4.077 (773) (783)Estadual 258 7.878 1.607 9.743 6.134 (277) (264)Municipal 6.248 2.865 3.027 12.140 14.144 (489) (498)Iluminação pública 6.718 4.787 3.733 15.238 17.720 (971) (1.396)Serviço público 1.585 963 1.259 3.807 4.860 (628) (498)PDD confissões dívidas e outras (1.038) (1.050)Fornecimento não faturado 114.432 114.432 114.986Reposicionamento Tarifário 49.759 49.759 35.824Subtotal 270.154 101.999 45.614 417.767 424.312 (27.818) (27.227)Disponibiliz/Sist Trans e Distribuição 4.519 4.296MAE – Mercado Atacadista de Energia 34.192 28.506Outros créditos 22.575 22.409Total 479.053 479.523 (27.818) (27.227)Ativo Circulante (454.142) (453.765) (27.818) (27.227)Ativo Realizável a Longo Prazo 24.911 25.758• Provisão para crédito de liquidação duvidosaA Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD foi constituída de acordo com as normas do Manual deContabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica da ANEEL e após criteriosa análise das contas a recebervencidas, sendo considerada pela Administração da Companhia suficiente para cobrir eventuais perdas na realizaçãodos valores a receber (inclusive títulos a receber) . A Companhia e sua controlada efetivam as baixas de contas a receberde consumidores de valores inferiores a R$ 5 nos termos da Lei nº 9430/96. Para fins fiscais, o excesso de provisãocalculado em relação aos termos dos artigos 9 e 10 da Lei nº 9.430, de 27 de dezembro de 1996, está adicionado aolucro real e à base de cálculo da contribuição social sobre o lucro líquido – CSLL.565

• Mercado Atacadista de Energia – MAEOs valores correspondentes às operações junto ao Mercado Atacadista de Energia Elétrica- MAE, foram registradoslevando-se em consideração informações divulgadas pelo mesmo.As operações realizadas no 1º trimestre de 2004 geraram direito de crédito de R$ 19.928, dos quais R$ 12.066 foramefetivamente recebidos.As operações no MAE, do período de setembro de 2000 a dezembro de 2002, cujo processo de liquidação foi concluídoem julho de 2003, após conclusão dos trabalhos da auditoria, geraram um direito de crédito para a Companhia no valorde R$ 116.936, dos quais R$ 90.606 foram efetivamente recebidos até o mês de março de 2004 e R$ 14.369 encontramseem litígio judicial e R$ 11.961 estão sendo negociados diretamente com os agentes.• Reposicionamento TarifárioA ANEEL, através da Resolução nº 202, de 16 de abril de 2003, estabeleceu os resultados da primeira revisão tarifáriaperiódica da Companhia, e fixou o reposicionamento tarifário provisório de 31,49% a ser aplicado sobre as tarifas defornecimento de energia elétrica vigentes.Para atender ao princípio de modicidade tarifária e a condição de equilíbrio econômico-financeiro, conforme dispostono Contrato de Concessão nº 010/97, firmado entre a Companhia e o Poder Concedente, a ANEEL, através da referidaResolução, em seu art. 3º, item I, determinou que em 22 de abril de 2003 o reposicionamento das tarifas defornecimento fosse de 28,61%, correspondente ao percentual resultante do cálculo do índice de reajuste tarifário anual.O diferencial de 2,24%, será compensado nos reajustes tarifários anuais a serem homologados para os anos de 2004 a2007, acrescendo-se à Parcela B de cada ano com base no consumo médio de energia. No primeiro trimestre de 2004,foi contabilizado o valor de R$ 13.935.Coerentemente com o objetivo do reposicionamento das tarifas no processo de revisão tarifária periódica que visaproporcionar a receita necessária ao equilíbrio econômico-financeiro, o diferencial de 2,24% foi consideradoproporcionalmente, pela Companhia, de acordo com a competência do período tarifário de 22 de abril de 2003 a 21 deabril de 2004, e foi reconhecido simultaneamente com custos incorridos, ainda que sua realização financeira sejapostergada para atender a modicidade tarifária.5 TÍTULOS A RECEBERReferem-se aos parcelamentos de débitos de contas de fornecimento de energia em atraso e de prestação de serviços.ControladoraVencidos TotalSaldos Até MaisVincendos 90 dias 90 dias 31/03/04 31/12/03Setor público 8.915 8.550 17.465 17.764Setor privado 10.420 12.689 6.956 30.065 27.486Total 19.335 21.239 6.956 47.530 45.250Ativo circulante (30.120) (29.299)Ativo realizável a longo prazo 17.410 15.951566

6 ACORDO GERAL DO SETOR ELÉTRICOOs principais itens constantes do Acordo Geral do Setor Elétrico estão demonstrados a seguir:a) Recomposição tarifária das perdas com faturamento no período de vigência do Programa Emergencial de Reduçãodo consumo de Energia ElétricaComposiçãoValorRecomposição tarifária do racionamento (homologado) 314.980Remuneração financeira da perda da receita 139.344(-) Provisão para ajuste ao valor de realização (8.481)(-) Reversão acumulada (131.427)Total em 31 de dezembro de 2003 314.416Remuneração financeira da perda da receita 17.485(-) Provisão para ajuste ao valor de realização (6.832)(-) Reversão acumulada (17.076)Total em 31 de março de 2004 307.993Ativo circulante (66.650)Realizável a longo prazo 241.343A Resolução nº 001, de 12 de janeiro de 2004, alterou o prazo máximo de recuperação para 74 meses, excluindo desteprazo a recuperação dos valores financeiros de itens da “Parcela A”, relativo ao período de 01 de janeiro a 25 deoutubro de 2001. A Companhia avaliou a recuperação em função dos prazos e constitui provisão para realização desseativo no valor de R$ 15.313 (R$ 8.481 em 31 de dezembro de 2003).b) Energia livre – racionamentoA Energia Livre é a energia injetada no sistema elétrico, não prevista nos contratos iniciais ou equivalentes e noscontratos bilaterais.Os valores contabilizados em 31 de março de 2004 e em 31 de dezembro de 2003 como energia livre, têm a seguintecomposição:ControladoraAtivoPassivoLongoLongoCirculante Prazo Circulante PrazoEnergia Livre 36.766 84.083 31.201 89.644Encargos 5.757 (3.442)(-) Reversão (17.892) (14.825)Remuneração financeira 5.491 16.247 5.491 16.247Total em 31 de dezembro de 2003 24.365 106.087 18.425 105.891Transferência para circulante 7.676 (7.676) 12.730 (12.730)Encargos 1.536 72Adição 71 71(-) Reversão (6.145) (5.135)Remuneração financeira 4.967 4.967Total em 31 de março de 2004 27.432 103.521 26.020 98.199A ANEEL, através da Resolução nº 36, de 29 de janeiro de 2003, alterada pela Resolução nº 89 de 25 de fevereiro de2003, estabeleceu os procedimentos para a recuperação e repasse aos geradores, a partir de fevereiro de 2003, dosvalores de energia livre, calculados com a aplicação de 25,65% sobre a arrecadação da Recomposição TarifáriaExtraordinária – RTE.Em 12 de janeiro de 2004, a ANEEL editou a Resolução nº 001 homologando novo valor da energia livre relativa aoperíodo de 01 de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002 e através da Resolução nº 45, de 03 de março de 2004, alterouo percentual a ser aplicado à arrecadação da RTE a título de repasse de energia livre, para 27,4637%.567

c) Valores tarifários não gerenciáveis da Parcela A (Vide Nota Explicativa nº 8)A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” – CVA, registra as variações de custos,negativas ou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativos aos itens previstos nos contratosde concessão de distribuição de energia elétrica.AtivoLongoPrazoSubvenção para conta de consumo de combustível - CCC 3.104Reserva global de reversão – RGR 1.909Taxa de fiscalização do serviço de energia elétrica – TFSEE 345Encargos de conexão no sistema de transmissão 437Tarifa de utilização do sistema de transmissão – TUST 10.590Energia comprada para revenda 25.047Total em 31 de março de 2004 41.432Total em 31 de dezembro de 2003 39.924A Resolução ANEEL n.º 90, de 18 de fevereiro de 2002, definiu os itens da “Parcela A”, referente ao períodocompreendido entre 1º de janeiro e 25 de outubro de 2001, bem como a forma de remuneração econômica, mediantea incorporação dos efeitos financeiros, e o período para a recuperação tarifária. Estes valores foram homologadosatravés da Resolução nº 482, de 29 de agosto de 2002, os quais serão recuperados através de adicional tarifário nascontas faturadas, sendo 2,9% para consumidores da classe residencial (exceto subclasse baixa renda) e rural, e de 7,9%para as demais classes consumidoras, contados a partir de 27 de dezembro de 2001, após a conclusão da RecomposiçãoTarifária Extraordinária – RTE. Mediante Resolução nº 001, de 12 de janeiro de 2004, foi excluído o prazo máximo derecuperação dos valores financeiros da “Parcela A”.d) Empréstimos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social e Governo Federal aos Concessionários deEnergia ElétricaO Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, no âmbito do Programa Emergencial eExcepcional de Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica, concedeu umfinanciamento no valor de R$ 307.195 para suprir parte das insuficiências de recursos, decorrentes de redução dereceita ocorrida durante a vigência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica comdestinação prioritária ao adimplemento de obrigações assumidas junto a agentes do setor elétrico. Sobre o principal dadívida incide encargos à taxa SELIC + 1% a.a, sendo essa a mesma condição de remuneração do ativo regulatórioreconhecido.7 ENCARGOS DE CAPACIDADE EMERGENCIAL E DE AQUISIÇÃO DE ENERGIAA Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, determina que os custos, inclusive de natureza operacional, tributária eadministrativa, relativos à aquisição de energia elétrica (KWh), e a contratação de capacidade de geração ou potência(KW) pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, serão rateados entre todas as classes deconsumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico Nacional Interligado, proporcionalmente ao consumo individualverificado, constituindo adicional tarifário específico.• Encargo de capacidade emergencial - ECEA ANEEL, através da Resolução nº 496, de 26 de setembro de 2003, estabeleceu o novo valor de R$ 0,0085 KWh,referente ao encargo de capacidade emergencial, que decorre da contratação de capacidade de geração ou potência, paraatender o consumidor final do sistema elétrico interligado nacional.• Encargo de aquisição de energia elétrica emergencial - EAEEA ANEEL, através da Resolução nº 728, de 30 de dezembro de 2003, estabeleceu o encargo de aquisição de energiaelétrica, que decorre da utilização de usinas termelétricas emergenciais, devido ao risco do baixo nível dosreservatórios das hidrelétricas, no valor de R$ 0,0046 KWh, o qual foi cobrado temporariamente dos consumidores nosmeses de janeiro e fevereiro de 2004.568

8 VALORES TARIFÁRIOS NÃO GERENCIÁVEIS A COMPENSARA Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia n.º 25, de 24 de janeiro de 2002,estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” - CVA, com o propósito deregistrar as variações de custos, negativas ou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativosaos itens previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica.Os montantes e variação dos itens de custo da “Parcela A” devem ser neutros, isto é, repassados integralmente para astarifas. As variações de custos de energia comprada, em decorrência do início da redução dos contratos iniciais (50%),foram reconhecidas no reposicionamento tarifário de 22 de abril de 2003.A Companhia reconheceu como custo da “Parcela A” o valor inerente a essa variação referente a energia comprada omontante de R$ 737.O valor correspondente aos períodos de 26 de outubro de 2001 a 22 de março de 2002 e 23 de março de 2002 a 22 demarço de 2003 já estão sendo recuperados através do reajuste tarifário de 22 de abril de 2002 e da revisão tarifária de22 de abril de 2003. O valor correspondente ao período de 23 de março de 2003 a 22 de março de 2004 será recuperadono próximo reajuste tarifário de 22 de abril de 2004.Controladora31/03/04AtivoPassivoLongoLongoPeríodo Circulante Prazo Total Circulante Prazo TotalParcela A - 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001 (vide nota 7, letra c) - 41.432 41.432 - - -CVA - 26 de outubro de 2001 a 22 de março de 2002 1.116 - 1.116 - - -CVA - 23 de março de 2002 a 22 de março de 2003 7.822 737 8.559 10.187 - 10.187CVA - 23 de março de 2003 a 22 de março de 2004 47.629 47.629 3.912 3.912CVA - 23 de março de 2004 a 22 de março de 2005 11.811 11.811Total em 31 de março de 2004 8.938 101.609 110.547 14.099 - 14.099Total em 31 de dezembro de 2003 11.667 74.550 86.217 16.546 - 16.5469 TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOSControladoraAgenteTipo deFinanceiro aplicação Vencimento Taxas (%) 31/03/04Banco Brasil BB Cambial Diversos 1,97% 46.105Votorantim Cambial Diversos Diversas 28.907Bradesco CDB Diversos Diversas 5.674Bradesco Cambial Diversos 1,97% 10.008Total 90.69431/12/03BB Premium eBanco Brasil RDB/CDI Diversos Diversas 412Bradesco CDB/CDI Diversos 98,7% CDI 5.673Total 6.085569

10 TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS A COMPENSARPor força de determinações legais, a Companhia procedeu as retenções e/ou antecipações para posterior compensaçãode tributos e contribuições. Os saldos finais de curto e longo prazos estão assim constituídos:Controladora31/03/04 31/12/03Ativo Realizável Ativo RealizávelCirculante Longo Prazo Circulante Longo PrazoIR sobre aplicação financeira 392IR antecipado exercício corrente 8.766IR antecipado exercício anterior 582IR sobre juros capital próprio 2.156IR exercício anterior a compensar 3.762Sub Total 974 14.684CSLL antecipada exercício corrente 3.900CSLL órgãos públicos 1.141 1.120Sub Total 1.141 5.020ICMS a recuperar CIAP 5.190 29.491 5.226 30.392ICMS a recuperar baixa renda 14.714 14.714Sub Total 19.904 19.940PIS a compensar 4.160 3.016COFINS a compensar 6.649Outros 5.940 4.898Total 38.768 29.491 47.558 30.392Com base na Lei Complementar nº 102, de 11 de julho de 2000, a Companhia vem registrando ICMS a recuperardecorrente das aquisições de bens destinados ao ativo imobilizado.O imposto de renda e a CSLL antecipados correspondem aos montantes recolhidos, quando das apurações tributáriasmensais, nos termos do artigo 2 º da Lei 9.430, de 27 de dezembro de 1996.11 IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOSA Companhia mantém imposto de renda diferido ativo calculado à alíquota de 15 %, considerando o adicional de 10%, e Contribuição Social diferida ativa constituída a alíquota de 9 %, conforme demonstrado abaixo:Controladora31/03/04 31/12/03Base de Tributo Base de TributoCálculo Diferido Ativo Cálculo Diferido AtivoImposto de Renda 801.389 200.343 792.435 198.085Prejuízos Fiscais 570.464 142.612 576.869 149.928Diferenças Temporárias 230.925 57.731 215.566 48.157Contribuição Social 574.373 51.693 556.033 50.043Base Negativa 343.448 30.910 363.383 32.704Diferenças Temporárias 230.925 20.783 192.650 17.339Total 252.036 248.128Ativo circulante (19.245) (11.864)Realizável longo prazo 232.791 236.264570

Estudos técnicos de viabilidade, aprovados pelo Conselho de Administração da Companhia, indicam a plenarecuperação dos valores de impostos diferidos reconhecidos como definido pela Instrução CVM 371, de 27 de junhode 2002, cuja a expectativa de realização de créditos fiscais está apresentada a seguir:COELBA2004 2005 2006 2007 2008 2009-2012 TotalExpectativa de realizaçãoImposto de Renda 14.965 7.674 21.036 30.452 31.254 94.962 200.343Contribuição Social 4.280 2.853 7.030 10.235 10.546 16.749 51.69319.245 10.527 28.066 40.687 41.800 111.711 252.036Os estudos técnicos acima mencionados, correspondem às melhores estimativas da Administração sobre a evoluçãofutura da Sociedade e do mercado que a mesma opera.12 BENS E DIREITOS DESTINADOS A ALIENAÇÃOEm reunião dos Conselhos de Administração da Guaraniana e da Companhia, foi aprovada em consonância com oOfício nº 656/2000 – SFF/ANEEL/99 com base no Laudo de Avaliação do Patrimônio Líquido, a valor de mercado,emitido pela AUDICONT – Auditores e Consultores S/C em 30 de junho de 2002, a alienação das ações da Tracol depropriedade da Companhia, conforme instrumento particular de compra e venda de ações da Tracol Serviços ElétricosS.A., assinado em 26 de agosto de 2002. Para efetivação desse processo, a Companhia esta aguardando a aprovaçãoprévia da Aneel.Em reunião em conjunto dos Conselhos de Administração da Companhia e de sua controladora Guaraniana, realizadaem 23 de outubro de 2003, ficou aprovada a venda, de 63.000.000 de ações ordinárias de emissão da Itapebi, Geraçãode Energia S.A., representativas de 42% do capital integralizado, pelo valor de R$ 126.257, com base no laudo deavaliação econômica preparado pela Ernst Young Consultores Associados Ltda.Para efetivação desse processo, a Companhia esta aguardando a aprovação prévia da Aneel, o que conseqüentementecondiciona a data do reconhecimento da venda pela COELBA e o respectivo reflexo em seu resultado.Conseqüentemente, a Itapebi Geração de Energia S/A continuará sendo avaliada pelo método da equivalênciapatrimonial até a data de efetivação da venda da participação acionária conforme Instrução CVM nº 247, de 27 demarço de 1996.A Companhia reclassificou o valor referente a participação societária na Itapebi, para o realizável a longo prazo comobens e direitos destinados a alienação.Controladora31/03/04 31/12/03Itapebi 72.485 63.133Outros 3.617 3.61676.102 66.74913 BENEFÍCIO FISCAL – ÁGIO INCORPORADOCom o objetivo de evitar que a amortização do ágio afete de forma negativa o fluxo de dividendos aos acionistas dasdistribuidoras controladas, foi constituída uma provisão para manutenção da integridade do patrimônio líquido de suaincorporadora (PMIPL), de acordo com o estabelecido na Instrução CVM nº 349/01.571

Tendo em vista que o fundamento econômico do ágio foi a aquisição do direito de concessão delegado pelo PoderPúblico, nos termos da alínea b, do § 2º, do artigo 14 da Instrução CVM nº 247/96, as controladas mantêm o registrocontábil (líquido da provisão entre o valor do ágio e o benefício fiscal respectivo) no ativo imobilizado. Os registroscontábeis mantidos para fins societários e fiscais da Companhia apresentam contas específicas relacionadas com ágioincorporado, provisão para manutenção do patrimônio líquido e amortização, reversão e crédito fiscal correspondentes,cujos saldos em 2004 e 2003 são como segue:ControladoraBalanço: 31/03/04 31/12/03Ágio - incorporado 991.226 998.845Provisão (654.209) (659.238)Líquido correspondente ao crédito fiscal incorporado 337.017 339.607Ativo circulante (10.501) (10.360)Ativo realizável a longo prazo 326.516 329.247Resultado: 31/03/04 31/03/03Amortização do ágio 7.617 8.170Reversão da provisão (5.027) (5.392)Crédito fiscal (2.590) (2.778)Efeito líquido no resultado - -Como demonstrado, a amortização do ágio, líquida da reversão da provisão e do crédito fiscal correspondente, resultaem efeito nulo no resultado do exercício e, consequentemente, na base de cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios.Objetivando uma melhor apresentação da situação financeira e patrimonial da Companhia nas demonstraçõescontábeis, o valor líquido total de R$ 337.017 em 31 de março de 2004, que, em essência, representa o crédito fiscalincorporado, foi classificado no balanço no ativo circulante e realizável a longo prazo como Benefício fiscal ágioincorporado, com base na expectativa de realização do benefício fiscal.14 OUTROS CRÉDITOSControladora31/03/04 31/12/03Tarifa social – baixa renda 26.827 26.584Devedores diversos 7.632 6.017Adiantamentos a fornecedor 1.388 1.576Reserva global de reversão 96 1.157Devedores – aposentados e pensionistas 3.228 3.097Despesas antecipadas 24.716 13.524Depósito vinculado 3.113 2.983Outros 12.931 11.565Total 79.931 66.503Ativo Circulante (44.708) (41.379)Ativo Realizável a Longo Prazo 35.223 25.12415 INVESTIMENTOSInformações sobre as investidasAções possuída Participação Participação(em milhares) No capital Capital Patrimônio Lucro noData-base Ordinárias Preferenciais Integralizado % Realizado Líquido do exercício Investimento %COSERN 31/03/2004 80.945.650 32.339.679 67,4 140.413 431.316 12.434 99,7831/12/2003 80.945.650 32.339.679 67,4 140.413 501.009 64.822 99,55GARTER 31/03/2004 50.000 - 100,0 145 655 (897) 0,2231/12/2003 50.000 - 100,0 145 1.542 (3.618) 0,45(1) Nos investimentos da COSERN estão registrados ágios no valor de R$ 297.997 que estão sendo amortizados à taxaanual de 4,6 %, cujo efeito no resultado em 31 de março de 2004 foi de R$ 3.471(R$ 3.442 em 31 de março de 2003).572

ControladoraMovimentação dos investimentos COSERN GARTER SUBTOTAL OUTROS TOTALSaldos em 31 de dezembro de 2003 584.861 1.542 586.403 8.524 594.927Amortização de ágio (3.471) - (3.471) (3.471)Equivalência patrimonial 9.272 (898) 8.374 8.374Baixa - - - (134) (134)Dividendos a receber (56.100) - (56.100) (56.100)Variação cambial - 11 11 11Saldos em 31 de março de 2004 534.562 655 535.217 8.390 543.60716 IMOBILIZADOPor atividade o imobilizado está constituído da seguinte forma:Controladora31/03/04 31/12/03Taxas anuaisMédias deDepreciação (-) ObrigaçõesDepreciação amortização Vinculadas a Valor Valor(%) Custo acumulada Concessão Líquido LíquidoEm serviçoGeração 3,37 87.837 (32.688) 55.149 55.855Transmissão 4,34 50.297 (10.822) (5.440) 34.035 34.530Distribuição 4,89 2.760.936 (1.105.900) (370.311) 1.284.725 1.320.380Comercialização 15,21 27.267 (11.192) (17) 16.058 17.094Administração 13,05 136.509 (72.565) 63.944 68.059Subtotal 3.062.846 (1.233.167) (375.768) 1.453.911 1.495.918Em cursoTransmissão 38 38 37Distribuição 125.514 (69.750) 55.764 28.416Administração 10.811 10.811 8.234Subtotal 136.363 (69.750) 66.613 36.687Total 3.199.209 (1.233.167) (445.518) 1.520.524 1.532.605O Imobilizado em curso refere-se, substancialmente, as obras de expansão do sistema de distribuição de energiaelétrica.• Bens Vinculados à ConcessãoDe acordo com os artigos n° 63 e 64 do Decreto n° 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizadosna geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica são vinculados a estes serviços, nãopodendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária, sem a prévia e expressa autorização doÓrgão Regulador. A Resolução ANEEL nº 20/99, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do ServiçoPúblico 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 vinculadapara aplicação na concessão.• DesverticalizaçãoAAgência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, através da Resolução nº 259 de 03 de julho de 2001, aprovou omodelo de reestruturação societária apresentado pela Companhia, em cumprimento a clausula 12ª do contrato deconcessão nº 010/97, firmado em 08 de agosto de 1997, referente a criação de duas novas empresas uma de Geração eoutra de Transmissão, mediante alienação dos bens à valores contábeis, para fins de desverticalização de suasatividades. A conclusão da operação aguarda a anuência da ANEEL.573

• Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia ElétricaAs obrigações vinculadas à concessão do Serviço Público de Energia Elétrica representam os valores da União, dosEstados, dos Municípios e dos Consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor dodoador e as subvenções destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição.O prazo de vencimento dessa obrigação é aquele estabelecido pelo órgão regulador para concessões de transmissão edistribuição e administração, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão. Estas obrigações foram corrigidasmonetariamente até 31 de dezembro de 1995.• UniversalizaçãoA ANEEL, através da Resolução n.º 223 de 29 de abril de 2003, alterada pela Resolução Normativa nº 52 de 25 demarço de 2004, estabeleceu as condições gerais para elaboração dos Planos de Universalização de Energia Elétricavisando o atendimento de novas unidades consumidoras, ou aumento de carga, regulamentado o disposto nos Arts. 14e 15 da Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, e fixou as responsabilidades das concessionárias e permissionárias deserviço público e distribuição de energia elétrica. A Lei nº 10.762 de 11 de novembro de 2003 alterou a prioridade deatendimento aos municípios dando ênfase aos municípios com menor índice de eletrificação e limitou essesatendimentos a apenas novas unidades, ligadas em baixa tensão (inferior a 2,3 kV), com carga instalada de até 50 kW.A Companhia submeteu à ANEEL para aprovação o Plano de Universalização de Energia Elétrica, elaborados emconformidade com o que preceitua a legislação a ser implementado no período de 1º de janeiro até 31 de dezembro de2004, de acordo com o art. 6º da Resolução Normativa. Os demais planos de universalização da Companhia, deverãoser entregues à ANEEL, conforme cronograma constante da referida Resolução Normativa, juntamente com aspropostas de atendimentos que poderão se estender até 2013.17 EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E ENCARGOS DA DÍVIDAControladoraPrincipalTotalEncargosda dívida Circulante Longo Prazo 31/03/04 31/12/03Moeda nacionalEletrobrás 1.158 24.203 135.356 160.717 158.599HSBC - - - - 74BMC - - - - 217BNDES/RTE (vide nota 6 item d) 1.852 34.789 208.698 245.339 251.760BNDES/FINEM 236 30.769 25.641 56.646 63.769Total BNDES 2.088 65.558 234.339 301.985 315.529Consumidores - 1.619 776 2.395 2.398BBV Leasing - 1.386 - 1.386 2.338SAFRA Leasing 1 241 2 244 309IBM Leasing - 1.307 1.987 3.294 3.152ITAÚ 350 9.346 - 9.696 9.842BARISUL 72 5.000 - 5.072Outros - 44 3 47 3Total moeda nacional 3.669 108.704 372.463 484.836 492.461Moeda estrangeiraBanco InteramericanoDesenvolvimento – BID 168 33.386 54.161 87.715 105.268Kreditanstalt furWiederaufbau – KfW 106 2.305 6.915 9.326 9.396Sindicato (Líder BankBoston) (1) 856 872.580 - 873.436 867.101Banco Santander OP 63 91 21.151 - 21.242 21.016IBM Leasing - 1.526 780 2.306 2.608Banco Bradesco OP 63 264 36.701 - 36.965 37.022Banco Safra OP 63 1 4.847 - 4.848 4.842Votorantim (2) 1.286 - 87.628 88.914Total moeda estrangeira 2.772 972.496 149.484 1.124.752 1.047.253Subtotal 6.441 1.081.200 521.947 1.609.588 1.539.714Operações com Swap - 37.092 (1.382) 35.710 23.8016.441 1.118.292 520.565 1.645.298 1.563.515574

Para os empréstimos foram dadas garantias de receita própria, avais dos Governos Federal e Estadual, notaspromissórias, aval pessoal dos diretores, aval da Guaraniana, máquinas, equipamentos, veículos e no que se refere aoBNDES vinculado à recomposição tarifária, 5,27% do faturamento mensal.(1) A Companhia através de sua controlada integral GARTER PROPERTIES INC., efetuou a captação externa no valorde US$300 milhões, equivalentes a R$ 872.580 e R$ 856 referentes a juros (Em 31 de dezembro de 2003, R$866.760 e R$ 341), respectivamente, sobre a qual a Companhia é garantidora. Os bancos que compõem essesindicato são: Bank Boston, Citibank, Banco do Brasil (BAMB), BBVA, JP Morgan, Societé Generalli, Cajá Madrid,Lloyds Bank e BNL. Sobre o saldo devedor incide variação cambial acrescido de libor mais spread 3,00% a.a.A Companhia está em fase de negociações do alongamento de suas dívidas a serem liquidadas no curto prazo. Astransações em curso asseguram que tais processos chegarão com sucesso ao seu final.O empréstimo sindicalizado (líder BankBoston) foi negociado em 2001 e o vencimento programado para 28 de junhode 2004, portanto classificado no passivo circulante, cujo contrato prevê a manutenção de diversos índices deendividamento, capitalização e cobertura da dívida. Nas demonstrações findas em 31 de março de 2004, a Companhiaatingiu adequadamente todos os índices requeridos contratualmente “ebitda” consolidado (sigla em inglês para lucroantes dos juros, impostos, depreciação e amortização), total débito COELBA, débito total consolidado, patrimôniolíquido consolidado e endividamento consolidado.(2) Há intenção de transformar o empréstimo em debêntures. A Assembléia Geral Extraordinária da Coelba, realizadaem 30 de março de 2004, aprovou a proposta de emissão pública de debêntures, não conversíveis em ações, novalor de R$ 85.293.000,00 (oitenta e cinco milhões e duzentos e noventa e três mil reais), com garantia fidejussóriada Guaraniana e a vinculação de receitas da Coelba. O valor nominal das Debêntures será (i) atualizado pelavariação da cotação de fechamento da taxa de venda de câmbio de reais por dólares norte-americanos; (ii)remunerado a uma taxa de juros de 10,80% (dez por cento e oitenta centésimos) ao ano; e (iii) resgatado no prazode vencimento de 10 anos. A Emissão deverá ser aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL,previamente ao início da distribuição das Debêntures.Mutações de empréstimos e financiamentos:ControladoraMoeda nacional Moeda estrangeiraPassivo Exigível Passivo ExigívelCirculante Longo Prazo Circulante Longo PrazoSaldos em 31 de dezembro de 2003 111.785 380.676 968.793 78.460Ingressos 15.000 11.655 30.000 86.365Encargos 14.086 1.821 19.797 89Variação monetária e cambial 273 303 7.094 1.813Transferências 21.992 (21.992) 17.243 (17.243)Amortizações (50.763) - (67.659) -Saldos em 31 de março de 2004 112.373 372.463 975.268 149.484Os vencimentos das parcelas a longo prazo são os seguintes:Controladora31/03/04 31/12/032005 177.208 126.9902006 91.284 89.8162007 81.202 80.0592008 92.183 89.9782009 29.346 27.871Após 2009 50.724 44.422521.947 459.136575

18 TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAISControladora31/03/04 31/12/03ICMS 43.063 43.787Imposto de renda – Pessoas física e jurídica 7.514 7.532IR sobre juros capital próprio 1.016Imposto de renda corrente 4.201INSS 2.546 2.854FGTS 651 722COFINS 19.769 7.798PIS 4.292 2.573Outros 4.336 2.104Total 86.372 68.38619 TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS DIFERIDOSA Companhia registrou os tributos e contribuições sociais a recolher calculados sobre a receita de recomposiçãotarifária extraordinária, energia livre (vide nota explicativa nº 6 “a” e “b”), reposicionamento tarifário (vide notaexplicativa nº 4), variação cambial líquida (empréstimos e swap. Os impactos financeiros desses tributos econtribuições, ocorrerão no momento da realização dos eventos mencionados.Controladora31/03/04 31/12/03Imposto de Renda 90.186 90.454Contribuição Social 27.310 27.412PIS 10.726 10.113COFINS 49.379 21.187Total 177.601 149.166Passivo circulante (60.944) (46.467)Passivo exigível a longo prazo 116.657 102.69920 PROGRAMA DE RECUPERAÇÃO FISCAL – REFIS E OUTROS PARCELAMENTOS DE TRIBUTOSEm 28 de abril de 2000, a Companhia aderiu ao Programa de Recuperação Fiscal – REFIS, aprovado pela Lei nº 9.964,de 10 de abril de 2000, tendo declarado seus débitos de tributos e contribuições sociais à Secretaria da Receita Federal– SRF e ao Instituto Nacional do Seguro Social – INSS. As condições mais vantajosas para amortização da dívida,dentre elas o alongamento do prazo de pagamento e a mudança de indexador (SELIC – Taxa Referencial do SistemaEspecial de Liquidação e de Custódia para TJLP – Taxa de Juros a Longo Prazo), foram fatores determinantes para aadesão ao programa.O débito consolidado a ser pago em 60 parcelas mensais consecutivas, iniciado em abril de 2000, atualizadas pelavariação da TJLP das quais já foram liquidadas 48 parcelas. A Companhia vem recolhendo regularmente todos osimpostos e contribuições, condição essa requerida pela Lei nº 9.964/2000.576

Controladora31/03/04IRRF 11.515CSLL 8.384FINSOCIAL 5.011INSS 21.664PIS/COFINS 4.556Subtotal 51.130(-) Compensação com Créditos Fiscais (12.034)Total do débito consolidado 39.096Atualização com base na TJLP até 31/12/2003 9.050Amortização no período de 01/03/2000 a 31/12/2003 (34.687)Total Débito consolidado em 31/12/2003 13.459Passivo circulante (10.767)Exigível a longo prazo 2.692Atualização com base na TJLP de 01/01/2004 a 31/03/2004 229Amortização no período de 01/01/2004 a 31/03/2004 (2.725)Total Débito consolidado em 31/03/2004 10.963Passivo circulante (10.963)21 DIVIDENDOS E JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIOA Assembléia Geral Ordinária e Extraordinária realizada em 30 de março de 2004, aprovou a distribuição dosdividendos, decorrente da reserva de lucros e do exercício de 2003. O valor distribuído aos acionistas, a partir dareserva de lucros, monta R$ 90.000, o que corresponde a R$ 4,59 por ação ON e R$ 5,04 por ação PN.O valordistribuído aos acionistas, referente ao exercício de 2003, monta R$ 89.066, o que corresponde a R$ 4,54 por ação ONe R$ 4,99 por ação PN.A formação do saldo em 31 de março de 2004 é como segue:Controladora31/03/04Em 1º de janeiro de 2003 157.088Dividendos e juros sobre capital próprio:Declarados 89.066Juros sobre capital próprio 68.389Imposto de Renda Retido na Fonte – IRRF (1.016)Pagos (156.363)Em 31 de dezembro de 2003 157.164Dividendos e juros sobre capital próprio:Dividendos declarados a partir da reserva de lucros 90.000Pagos (162.360)Em 31 de março de 2004 84.804577

22 PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIASAs provisões constituídas para contingências e respectivos depósitos judiciais são compostos como segue:Controladora31/03/04 31/12/03Valor da Provisão Depósitos Valor da Provisão DepósitosNo exercício Acumulada Judiciais No exercício Acumulada JudiciaisTrabalhistas 1.332 31.332 2.736 7.422 30.000 2.868Cíveis 7.525 57.106 502 4.291 49.581 503Clientes – Plano Cruzado - 30.690 - 437 29.820 -Outros 7.525 26.416 502 3.854 19.761 503Fiscais 1.079 8.281 - 2.996 7.201 -ISS - 5.468 - 193 4.580 -INSS 1.948 790 1.873 -ICMS 382TLF/IPTU/Diversos 1.079 483 - 2.013 748 -Outros – depósito judicial - - 7.357 - - 7.357IRRF s/ JCP - - 7.357 - - 7.357Total 9.936 96.719 10.595 14.709 86.782 10.728Circulante (16.345) - (9.491) -Longo prazo 80.374 10.595 77.291 10.728A administração da Companhia consubstanciada na opinião de seus consultores legais quanto a possibilidade de êxitonas diversas demandas judiciais, entende que as provisões constituídas são suficientes para cobrir possíveis perdas.23 PATRIMÔNIO LÍQUIDO• Capital socialO Capital social autorizado da Companhia em 31 de março de 2004, representa R$ 1.300.000 e o integralizado até adata do balanço era R$ 1.068.297. A composição do capital social realizado por classe de ações e principais acionistasé a seguinte:Ações OrdináriasAções PreferenciaisAcionistas Única % A % B % Total %Guaraniana S/A 9.812.209 89,8 786.354 40,2 5.931.526 100,0 16.530.089 87,8Iberdrola Energia S/A 559.791 5,1 1.039.420 53,1 1.599.211 8,5Previ 331.780 3,0 99.440 5,1 431.220 2,3Outros 226.672 2,1 30.542 1,6 257.214 1,4Total 10.930.452 100,0 1.955.756 100,0 5.931.526 100,0 18.817.734 100,0578

24 FORNECIMENTO E SUPRIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICAControladoraNº de consumidores (*) MWh (*) R$31/03/04 31/03/03 31/03/04 31/03/03 31/03/04 31/03/03Consumidores:Residencial 3.037.672 2.875.113 840.983 819.725 255.032 197.885Industrial 18.571 17.938 471.196 472.939 84.141 65.547Comercial 260.591 251.947 505.524 494.957 161.987 120.727Rural 160.262 143.275 155.347 177.461 23.071 18.538Poder Público 36.142 34.855 114.919 109.908 30.663 21.996Iluminação Pública 14.577 14.514 137.244 138.043 19.382 14.949Serviço Público 2.476 2.342 146.894 139.623 20.147 15.103Consumo Próprio 394 426 4.343 4.471 - -Encargo de capacidade emergencial - - 23.591 12.555Encargo aquisição de energia 3.388Suprimento 1 1 26 39 3 -Fornecimento não faturado - - - - (554) (9.464)Reposicionamento tarifário - - 12.941 -Subtotal 3.530.686 3.340.411 2.376.476 2.357.166 633.792 457.836Recomposição tarifária (realização) - - (17.076) (14.433)Energia livre (realização) - - (6.072) (1.226)Disponibiliz Sist Trans e Distribuição 14.508 6.376MAE-Mercado Atacadista de Energia 11.756 (818)Subvenção à baixa renda(tarifa social) 40.766 26.461Outras receitas 7.344 6.428Total - - - - 685.018 480.624(*) Informações não revisadas pelos auditores independentes25 COMPRA E VENDA DE ENERGIA DE CURTO PRAZO NO ÂMBITO DO MERCADO ATACADISTA DEENERGIA - MAEControladora31/03/04 31/03/03Compra MWh (1) R$ mil MWh (1) R$ milCompra estimada 10.444 194 849 399Total 10.444 194 849 399Controladora31/03/04 31/03/03Venda MWh (1) R$ mil MWh (1) R$ milVenda estimada 178.613 13.218Ajuste (1.462) (818)Total 178.613 11.756 (818)(1) Informações não revisadas pelos auditores independentes.579

26 CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAISOs custos e as despesas operacionais têm a seguinte composição por natureza de gasto:Controladora31/03/04 31/03/03Receita Operacional Líquida 481.508 338.284Despesa OperacionalPessoal (32.958) (27.321)Administradores (368) (497)Entidade de previdência privada (1.898) (1.986)Material (5.327) (3.607)Serviços de terceiros (32.825) (27.361)Combustível para produção de energia (95) (85)Energia elétrica comprada para revenda (184.889) (144.032)Energia elétrica comprada – MAE (194) (399)Energia livre (71)Encargo uso sistema transmissão (29.823) (25.592)Subvenção conta consumo de combustível-CCC (12.072) (24.043)Conta de desenvolvimento energético – CDE (3.551) -Taxa de fiscalização – TFSEE (929) (874)Depreciação e amortização (37.900) (35.316)Provisões líquidas (13.511) (14.892)Tributos (4.303) (4.382)Outras despesas (14.087) (10.337)Total (374.801) (320.724)Resultado do Serviço 106.707 17.560Resultado Financeiro (42.366) (58.663)Resultado Equivalência Patrimonial 14.266 197Resultado Operacional 78.607 (40.906)580

27 SALDOS E TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADASControladoraPartes Relacionadas Natureza da Operação 31/03/04 31/12/03 31/03/03Receita/Ativo Passivo Despesa Ativo Passivo ResultadoFundação Coelba - FAELBA Contrato de Mútuo – dívida dapatrocinadora 2.854 (189) 6.245 (877)Guaraniana S/A Alienação Tracol 40 4.874 281Dividendos e juros sobre capitalpróprio a receber 61.983Total Guaraniana 61.983 40 4.874 281Garter Properties Inc. (1) Emprést - “Intercompany Notes” 908.297 (21.513) 891.821 49.706Celpe Serviços Compartilhados 5.193 5.144Reembolso de despesas 25Uso da Rede 21 50 (80) 24 49 48Suprimento energia – compra 77 (230) - 121 (271)Total Celpe 5.239 127 (310) 5.168 170 (223)Itapebi Reembolso de despesas 21 128 20Dividendos e juros sobre capitalpróprio a receber 5.426 5.973Adiantamento a fornecedor 8.820 349 20.002Energia comprada 14.630 (42.474) 14.630 (43.584)14.267 14.630 (41.997) 25.995 14.630 (43.584)Iberdrola Energia S.A. Reembolso de despesas 78 80Iberdrola Empreendimentos S/A Prestação de Serviços 436 (3) 29 1.763 (2.227)Iberdrola S/A Reembolso de despesas 5 8 (241)Dividendos e juros sobre capitalpróprio a receber 15.664Iberdrola Redes S.A. Reembolso de despesas 123 123Iberdrola Engenharia Reembolso de despesas 29 52 29Total Iberdrola 235 16.100 49 269 1.763 (2.468)Cosern Reembolso de despesas 11 28 21 26Dividendos e juros sobre capitalpróprio a receber 1.166 37.173Serviços Compartilhados 894 1.117Uso da Rede 9 21 9 18Materiais e serviços 61 4Total COSERN 914 61 1.215 38.320 4 44Amara Brasil Reembolso de despesas 248 (671) 247 (741)GCS Reembolso de despesas (45) 951 (1.003)Energia comprada 6.026 (7.701)6.026 (7.746) 951 (1.003)Televias Reembolso de despesas (16)Termopernambuco Uso rede 4 12Energia comprada 2.238Adiantamento 7.4817.485 2.238 12581

Fundação COELBA – Contrato FAELBA nº 4600000522, vigência até 30 de julho de 2004, índice de correção CDI oupela variação do INPC + 6% a.a., dos dois o maior.Guaraniana – Instrumento particular de compra e venda de ações da Tracol Serviços Elétricos S/A, constituído em 28de agosto de 2002, índice de correção IGPM.Garter Properties Inc. – Contrato de empréstimo Garter, vigência até 25 de julho de 2004, índice de correção Libor +Spread 3%.Celpe – Contrato de serviços compartilhados entre as empresas COELBA, COSERN e CELPE, referente aos saldos deOrdens de Dispêndios Reembolsáveis - ODR, vigência até 05 de outubro de 2021.Itapebi – Contrato bilateral de compra e venda com vigência até 15 de abril de 2007. Adicionalmente, possuiadiantamentos efetuados os quais vêm sendo compensados com faturas de suprimento de energia, sendo atualizadospelo índice de correção 110% do CDI, estando suportados pelo Contrato de Suporte dos Acionistas.Iberdrola Empreendimentos S.A. – Contrato nº 4600004396, referente a serviços de consultoria técnica nas áreas deprojeto e construção de instalações de transmissão e distribuição de energia elétrica, gestão ambiental, consultoria emeficiência energética e consultoria de processos, vigência até 30 de maio de 2006, corrigido a cada 12 meses com baseaté o Custo Nacional da Construção Civil e Obras Públicas, Serviços de Consultoria, Coluna 39, Série A0157980 darevista Conjuntura Econômica da Fundação Getúlio Vargas.Cosern – Contrato de serviços compartilhados entre as empresas COELBA, COSERN e CELPE, referente aos saldosde Ordens de Dispêndios Reembolsáveis - ODR, vigência até 05 de outubro de 2021.Amara Brasil – Contrato nº 4600001249, referente à administração de almoxarifado, vigência até 16 de setembro de2004.GCS – Contrato GCS AM 04/2001, referente à compra e venda de energia elétrica, vigência até 03 de abril de 2017.TERMOPERNAMBUCO – contrato de compra e venda de energia elétrica, vigência até dezembro de 2023, reajusteanual com base na variação do IGPM.(1) Intercompany Notes, empréstimo junto a Garter Properties Inc. sociedade que efetuou a captação de recursosexternos para a Companhia juntos aos sindicatos de bancos, liderado pelo Bank Boston (vide nota explicativa nº 17.• Serviços compartilhadosAs empresas COELBA, CELPE e COSERN celebraram, entre si, em 30 de outubro de 2001, vigente até 05 denovembro de 2021, o Contrato denominado “Guaraniana Serviços Compartilhados” com o objetivo de:• implantar um sistema unificado de atividades operacionais e administrativas, nas áreas: Engenharia Básica,Suprimentos, Marketing, Informática, Riscos e Seguros e Regulação e Tarifa;• otimizar o aproveitamento dos recursos financeiros e humanos empregados no desenvolvimento das referidasatividades, em regime de serviços de interesse recíproco; e• atender, de maneira mais eficiente e econômica, aos interesses e necessidades de cada uma das Consorciadas.Em 1° de novembro de 2001, as concessionárias encaminharam o pedido de anuência ao referido contrato à ANEEL,em atendimento ao estabelecido na Resolução ANEEL nº 022, de 4 de fevereiro de 1999. Em decorrência daimplementação do Consórcio, os balanços das empresas contemplam ativos e passivos oriundos destas transações.Posteriormente, a ANEEL, através do Ofício n° 1327/2002-SFF/ANEEL, de 26 de dezembro de 2002, comunicou anão aprovação do Contrato de Consórcio. A administração está apresentando esclarecimentos adicionais referentes àforma de atuação e aos benefícios auferidos pelas empresas com a implementação do Consórcio, com vista a obter aanuência da ANEEL para o referido contrato.582

28. INSTRUMENTOS FINANCEIROS• Considerações geraisA utilização de instrumentos e de operações com derivativos envolvendo indexadores tem por objetivo a proteção doresultado das operações ativas e passivas da Companhia.A administração avalia que os riscos são mínimos, pois não existe concentração de parte contrária, e as operações sãorealizadas com bancos de reconhecia solidez dentro de limites aprovados.• Valor de mercado dos instrumentos financeirosOs valores contábeis, registrados em aplicações financeiras de renda fixa, operação com empresas ligadas eempréstimos e financiamentos, referentes aos instrumentos financeiros constantes no balanço patrimonial, quandocomparado com os valores que poderiam ser obtidos na sua negociação em um mercado ativo ou, na ausência destescom o valor presente líquido ajustado com base na taxa vigente de juros no mercado, se aproximam, substancialmente,de seus correspondentes valores de mercado.As contas e títulos a receber de poderes públicos, federal, estadual e municipais (administração direta), e de empresascontroladas por essas esferas de governo, estão registradas em contas patrimoniais no montante de R$ 42.827 (Em 31de dezembro de 2003, R$ 42.119). Não foi possível estimar os valores de mercado dos créditos vencidos, face asnegociações em andamento que impossibilita a previsão dos prazos de recebimento.Os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos de longo prazo, vinculados aos projetos específicos de infraestruturabásica, obtidos em moeda estrangeira, junto a instituições internacionais de desenvolvimento, assim como osvalores contábeis dos empréstimos e financiamentos vinculados a projetos de eletrificação, obtidos em moeda nacional,junto à Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS e aos consumidores, estão compatíveis com o valor de taisoperações, não disponíveis no mercado financeiro.Os contratos de mútuo obtidos junto a FAELBA pela Companhia, de conformidade com as normas estabelecidas paraas entidades de previdência privada fechada, eqüivalem ao valor de mercado para esse tipo de operação.• Fatores de riscoRisco de créditoO risco surge da possibilidade da Companhias vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento devalores faturados a seus consumidores, concessionárias e permissionárias. Para reduzir esse tipo de risco e para auxiliarno gerenciamento do risco de inadimplência, a Companhia monitora as contas a receber de consumidores, cortando ofornecimento, caso o consumidor deixe de realizar seus pagamentos. No caso de consumidores o risco de crédito émínimo devido à grande pulverização da carteira.Risco de Moeda EstrangeiraEsse risco decorre da possibilidade da perda por conta de elevação nas taxas de câmbio, que aumentem os saldos depassivo de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira captados no mercado. A Companhia, visandoassegurar que oscilações significativas nas cotações das moedas a que está sujeito seu passivo em moeda estrangeiranão afetem seu resultado e fluxo de caixa, possui em 31 de março de 2004, operações de “swap” cambial,representando 97% do endividamento em moeda estrangeira.No trimestre findo em 31 de março de 2004 a Companhia apurou um resultado negativo nas operações de “hedge”cambial no montante de R$ 13.768, (Em 31 de março de 2003 R$ 93.300 negativo).Risco de Taxa de JurosEste risco é oriundo da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas dejuros, que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados no mercado.A Companhia não tem pactuado contratos de derivativos para fazer “hedge” contra este risco. Porém, a Companhiamonitora continuamente as taxas de juros de mercado com o objetivo de avaliar a eventual necessidade de contrataçãode derivativos para se proteger contra o risco de volatilidade dessas taxas.583

Risco de Vencimento antecipadoA Companhia possui contratos de empréstimos e financiamento com cláusulas restritas que, em geral, requerem amanutenção de índices econômicos-financeiros em determinados níveis. O descumprimento dessas restrições podeimplicar em vencimento antecipado da dívida (vide nota explicativa nº 17).29. PLANO PREVIDENCIÁRIO E OUTROS BENEFÍCIOS AOS EMPREGADOSA Companhia é patrocinadora da Fundação COELBA de Assistência e Seguridade Social – FAELBA, pessoa jurídicade direito privado, sem fins lucrativos, que tem por finalidade principal propiciar aos seus associados participantes, eaos seus beneficiários, uma renda pecuniária de suplementação de aposentadoria e pensão, em conformidade com oPlano de Benefícios Previdenciários a que estiverem vinculados.As contribuições correntes (da patrocinadora e dos participantes) destinam-se à cobertura dos benefícios a serem pagosaos participantes, acumulados desde a sua admissão no plano. Nos planos previdenciários de Benefício Definido,eventuais insuficiências serão de responsabilidade da patrocinadora.A contribuição da Patrocinadora COELBA para o plano de Benefício Definido corresponde a 10,09% do total da folhade pagamento mensal dos participantes ativos do plano, (Soma dos Salários Reais de Contribuição), dos quais 1,04%corresponde a contribuição suplementar relativo a tempo passado dos participantes e 6,76 % a contribuições normal ede risco e 2,29 % a cobertura das despesas administrativas da FAELBA.A partir de outubro de 1998, a FAELBA, passou a adotar novo plano de benefício previdenciário de contribuiçãodefinida, cuja adesão foi superior a 98 % dos participantes ativos.O plano contempla benefícios de risco com cobertura para invalidez e morte totalmente custeados pela patrocinadora,aos empregados ativos participantes do plano. Esses benefícios são pagos sob a forma de pecúlio, pagamento único.Por suas características o plano previdenciário de contribuição definida não apresenta déficit ou superávit, já que oresultado dos investimentos é integralmente repassado para os participantes.A contribuição da Patrocinadora para o plano de Contribuição Definida corresponde a 9,44% do total da folha depagamento mensal dos participantes ativos do plano, (Soma dos Salários Reais de Contribuição), dos quais 1,04%corresponde a contribuição suplementar relativo a tempo passado dos participantes 4,88% a contribuições normal(igual a dos participantes), 1,43% a contribuição dos benefícios de risco e 2,09 % a cobertura das despesasadministrativas da FAELBA.As contribuições pagas ou provisionadas durante o exercício foram as seguintes:Controladora31/03/04 31/03/03Custo do imobilizado em curso 425 291Despesas operacionais 1.898 1.986Total 2.323 2.27730. EVENTOS SUBSEQUENTESa) Reajuste tarifárioAAgência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, através da Resolução nº 116, de 20 de ABRIL de 2004, fixou em12,77% o índice médio de reajuste tarifário da COELBA, para o ano de 2004, sendo 9,9% para os consumidoresatendidos em tensão inferior a 2,3 kv. e 17,40% para os clientes industriais e comerciais de médio e grande portes, comtensão entre 2,3 kv e 230 kv.b) Homologação tarifa do contrato inicial CHESFA ANEEL através da Resolução nº 100, de 19 de abril de 2004, homologou as novas tarifas do contrato inicial comCHESF, com vigência a partir de 22 de abril de 2004. Tais tarifas representam um reajuste médio de 5,76% na despesacom a compra de energia elétrica, relativa a esse contrato.584

05.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO DACOMPANHIANO TRIMESTREO resultado líquido do primeiro trimestre de 2004 gerou um lucro após a tributação de R$ 59.289 mil, equivalente a 12,3%da Receita Operacional Líquida - ROL. O comportamento dos principais componentes do resultado foram os seguintes:• A receita líquida de vendas e/ou serviços de R$ 481.508 mil, apresentando um crescimento de 42,3 % em relação aomesmo período do ano anterior, devido, principalmente, a:• Reposicionamento tarifário de 28,61% a partir de 22 de abril de 2003.• Crescimento de 6% no número de consumidores, representado basicamente pela classe residencial.O resultado do serviço (atividades de geração, transmissão e distribuição de energia) de R$ 106.707 mil foi 507,7%superior ao verificado em igual período de 2003, explicado, principalmente, pelo crescimento da Receita OperacionalLíquida – ROL e redução das despesas operacionais.As despesas financeiras líquidas, totalizaram em R$ 42.366 mil, 27,8% inferior ao apurado no mesmo período do exercíciode 2003 devido, principalmente, ao comportamento da taxa de câmbio sobre o estoque da dívida em moeda estrangeira, aqual estão amparadas em contratos de swap.O resultado líquido das participações societárias permanentes (COSERN,GARTER e ITAPEBI) gerou um lucro de R$14.266 mil., originado basicamente da Itapebi.585

06.01 - BALANÇO PATRIMONIALATIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)Código Descrição 31/03/2004 31/12/20031 Ativo Total 4.968.004 4.989.9161.01 Ativo Circulante 1.071.890 1.027.1731.01.01 Disponibilidades 56.941 34.2501.01.01.01 Numerário Disponível 56.757 34.1031.01.01.02 Aplicações Financeiras 184 1471.01.02 Créditos 1.011.090 989.1341.01.02.01 Consumidores, Concess. e Permissionários 575.537 606.7631.01.02.02 Títulos a Receber 61.952 88.0361.01.02.03 Recomposição Tarifária do Racionamento 89.484 92.6511.01.02.04 Energia Livre - Racionamento 31.549 28.7521.01.02.05 Bônus Racionamento (Líq. Acrés. à Tarifa) 14.693 14.6901.01.02.06 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 27.874 16.7011.01.02.07 Gastos Incrementais c/o Rac. a Recuperar 10.955 8.5581.01.02.08 Rendas a Receber 5.837 6.3651.01.02.09 Repasse de Empréstimos e Financiamentos 6.981 8.2501.01.02.10 Depósitos Judiciais 3.113 2.9831.01.02.11 (-) Provisão p/Créditos de Liq. Duvidosa (80.346) (76.661)1.01.02.12 Serviço em Curso 31.955 30.7351.01.02.13 Títulos e Valores Mobiliários 91.228 7.0901.01.02.14 Tributos a Compensar 46.520 71.1711.01.02.15 IR e CS Diferidos 21.804 14.5041.01.02.16 Benefício Fiscal - Ágio Incorp. Controlad. 20.684 20.5701.01.02.17 Despesas Pagas Antecipadas 751 5761.01.02.19 Outros Créditos 50.519 47.4001.01.03 Estoques 3.859 3.7891.01.04 Outros 0 01.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.807.140 1.859.4071.02.01 Créditos Diversos 1.785.314 1.701.8621.02.01.01 Consumidores, Concess. e Permissionários 43.881 44.6481.02.01.02 Títulos a Receber 159.970 100.5361.02.01.03 Recomposição Tarifária do Racionamento 356.125 359.5111.02.01.04 Energia Livre - Racionamento 135.960 137.6271.02.01.05 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 116.833 96.9641.02.01.06 Repasse de Empréstimos e Financiamentos 2.419 2.5311.02.01.07 Depósitos Judiciais 20.851 20.9851.02.01.08 Tributos a Compensar 38.733 39.5651.02.01.09 IR e CS Diferidos 300.547 306.0321.02.01.10 Benefício Fiscal - Ágio Incorp. Control. 493.209 498.4651.02.01.11 Bens e Direitos Destinados a Alienação 76.146 66.7931.02.01.19 Outros 40.640 28.2051.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 21.826 157.5451.02.02.01 Com Coligadas 0 01.02.02.02 Com Controladas 0 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 21.826 157.5451.02.03 Outros 0 01.03 Ativo Permanente 2.088.974 2.103.3361.03.01 Investimentos 8.400 8.5341.03.01.01 Participações em Coligadas 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 01.03.01.03 Outros Investimentos 8.400 8.5341.03.02 Imobilizado 1.838.835 1.849.6431.03.02.01 Imobilizado em Serviço 3.653.697 3.650.7331.03.02.02 (-) Depreciação Acumulada (1.471.201) (1.425.146)1.03.02.03 Imobilizado em Curso 177.720 134.0141.03.02.04 (-) Obrigações Especiais (521.381) (509.958)1.03.03 Diferido 241.739 245.159586

06.02 - BALANÇO PATRIMONIALPASSIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)Código Descrição 31/03/2004 31/12/20032 Passivo Total 4.968.004 4.989.9162.01 Passivo Circulante 2.073.054 2.113.6222.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.385.130 1.377.5222.01.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.313.348 1.299.8512.01.01.02 Encargos de Dívidas 18.174 24.0252.01.01.03 Swap 53.608 53.6462.01.02 Debêntures 0 02.01.03 Fornecedores 177.453 193.5152.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 186.652 151.2162.01.04.01 Tributos e Contribuições Sociais 103.836 84.1222.01.04.02 Programa Recup. Fiscal - REFIS e Out. Parc. 13.205 13.0762.01.04.03 Tributos Contribuições Sociais Diferidos 69.611 54.0182.01.05 Dividendos a Pagar 86.796 175.3622.01.05.01 Dividendos a pagar 86.146 93.0322.01.05.02 Juros sobre Capital Próprio 650 82.3302.01.06 Provisões 34.569 27.4422.01.06.01 Provisões para Contingências 34.569 27.4422.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 7 1462.01.08 Outros 202.447 188.4192.01.08.01 Energia Livre - Racionamento 30.200 22.8792.01.08.02 Valores Tarifários não Gerenciáveis Comp. 16.730 20.7172.01.08.03 Folha de Pagamento 1.939 1.6582.01.08.04 Taxas Regulamentares 62.966 43.0002.01.08.05 Entidade de Previdência Privada 3.889 7.7812.01.08.06 Obrigações Estimadas 22.986 31.8342.01.08.07 Adiantamentos Recebidos 17.391 14.4982.01.08.19 Outras contas a Pagar 46.346 46.0522.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 1.098.293 1.030.4132.02.01 Empréstimos e Financiamentos 697.234 637.2972.02.01.01 Empréstimos e financiamentos 698.616 639.0252.02.01.02 Swap (1.382) (1.728)2.02.02 Debêntures 0 02.02.03 Provisões 94.546 91.4442.02.03.01 Provisões para Contingências 94.546 91.4442.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 70 222.02.05 Outros 306.443 301.6502.02.05.01 Energia Livre - Racionamento 127.931 135.1692.02.05.02 Programa Recup.Fiscal - REFIS e Out. Parc. 0 3.1012.02.05.03 Tributos Contribuições Sociais Diferidos 172.250 156.6162.02.05.04 Valores Tarifários não Gerenc. Compensar 1.875 2.4192.02.05.19 Outras Contas a Pagar 4.387 4.3452.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.04 Participações Minoritárias 138.441 161.3062.05 Patrimônio Líquido 1.658.216 1.684.5752.05.01 Capital Social Realizado 1.068.297 1.068.2972.05.02 Reservas de Capital 419.229 414.4452.05.02.01 Ágio Incorporado (Líquido) 383.135 383.1352.05.02.02 Incentivos Fiscais - ADENE 431 4.6002.05.02.03 Outras 35.663 26.7102.05.03 Reservas de Reavaliação 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 02.05.04 Reservas de Lucro 111.832 201.8332.05.04.01 Legal 33.910 33.9102.05.04.02 Estatutária 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 77.922 167.9232.05.04.06 Especial p/Dividendos não Distribuídos 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 58.858 0587

07.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO CONSOLIDADO (Reais Mil)01/01/2004 a 01/01/2004 a 01/01/2003 a 01/01/2003 aCódigo Descrição 31/03/2004 31/03/2004 31/03/2003 31/03/20033.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 849.411 849.411 614.858 614.8583.01.01 Fornecimento de Energia Elétrica 776.799 776.799 591.764 591.7643.01.02 Subvenção à Baixa Renda (Tarifa Social) 46.547 46.547 31.865 31.8653.01.03 Suprimento de Energia Elétrica/MAE 17.315 17.315 (603) (603)3.01.04 Disponibilização Sistema Transms./Distrib. 14.864 14.864 6.376 6.3763.01.05 Receita (Reversão) Recup. Perda Faturam. (22.177) (22.177) (19.403) (19.403)3.01.06 Receita (Reversão) Energia Livre Racion. (7.259) (7.259) (1.837) (1.837)3.01.07 Reposicionamento Tarifário 12.941 12.941 0 03.01.19 Outras Receitas Operacionais 10.381 10.381 6.696 6.6963.02 Deduções da Receita Bruta (250.303) (250.303) (177.425) (177.425)3.02.01 ICMS (149.614) (149.614) (124.821) (124.821)3.02.02 PIS (6.726) (6.726) (7.400) (7.400)3.02.03 COFINS (48.344) (48.344) (19.180) (19.180)3.02.04 ISS (93) (93) (10) (10)3.02.05 Quota p/Reserva Global de Reversão - RGR (10.929) (10.929) (9.104) (9.104)3.02.06 Encargo Capacidade Emergencial - ECE (30.188) (30.188) (16.910) (16.910)3.02.07 Encargo Aquisição Energia - EAEE (4.409) (4.409) 0 03.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 599.108 599.108 437.433 437.4333.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (389.931) (389.931) (294.281) (294.281)3.04.01 Pessoal (15.352) (15.352) (12.025) (12.025)3.04.02 Entidade de Previdência Privada (954) (954) (956) (956)3.04.03 Material (3.370) (3.370) (3.041) (3.041)3.04.04 Combustível para Produção de Energia (95) (95) (85) (85)3.04.05 Serviços de Terceiros (13.569) (13.569) (10.909) (10.909)3.04.06 Subvenção-Conta Consumo Combustível - CCC (15.077) (15.077) (31.181) (31.181)3.04.07 Conta Desenvolvimento Energético - CDE (4.326) (4.326) 0 03.04.08 Taxa Fiscaliz. Serviço Energ. Elét. - TFSEE (1.196) (1.196) (1.112) (1.112)3.04.09 Energia Elétrica Comprada para Revenda (233.145) (233.145) (138.188) (138.188)3.04.10 Encargo uso Sistema Transmissão (38.995) (38.995) (33.510) (33.510)3.04.11 Energia Livre (81) (81) 0 03.04.12 Depreciação e Amortização (40.529) (40.529) (41.305) (41.305)3.04.13 Provisões Líquidas - PCLD (11.854) (11.854) (18.649) (18.649)3.04.14 Tributos (77) (77) (30) (30)3.04.15 Custo Serviço Prestado a Terceiros (3.940) (3.940) (859) (859)3.04.19 Outros (7.371) (7.371) (2.431) (2.431)3.05 Resultado Bruto 209.177 209.177 143.152 143.152588

07.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO CONSOLIDADO (Reais Mil) - Continuação01/01/2004 a 01/01/2004 a 01/01/2003 a 01/01/2003 aCódigo Descrição 31/03/2004 31/03/2004 31/03/2003 31/03/20033.06 Despesas/Receitas Operacionais (120.292) (120.292) (177.806) (177.806)3.06.01 Com Vendas (33.695) (33.695) (28.779) (28.779)3.06.01.01 Pessoal (14.029) (14.029) (12.216) (12.216)3.06.01.02 Entidade de Previdência Privada (805) (805) (818) (818)3.06.01.03 Material (856) (856) (701) (701)3.06.01.04 Serviços de Terceiros (12.856) (12.856) (12.238) (12.238)3.06.01.05 Depreciação e Amortização (1.598) (1.598) (1.141) (1.141)3.06.01.06 Tributos (872) (872) (676) (676)3.06.01.07 Outros (2.679) (2.679) (989) (989)3.06.02 Gerais e Administrativas (52.162) (52.162) (50.179) (50.179)3.06.02.01 Pessoal (11.231) (11.231) (11.898) (11.898)3.06.02.02 Administradores (735) (735) (1.276) (1.276)3.06.02.03 Entidade de Previdência Privada (452) (452) (475) (475)3.06.02.04 Material (676) (676) (388) (388)3.06.02.05 Serviços de Terceiros (12.634) (12.634) (11.214) (11.214)3.06.02.06 Depreciação e Amortização (4.166) (4.166) (5.815) (5.815)3.06.02.07 Tributos (5.223) (5.223) (5.392) (5.392)3.06.02.08 Provisões Líquidas (9.544) (9.544) (4.837) (4.837)3.06.02.09 Outros (7.501) (7.501) (8.884) (8.884)3.06.03 Financeiras (40.327) (40.327) (95.083) (95.083)3.06.03.01 Receitas Financeiras 46.114 46.114 45.505 45.5053.06.03.01.01 Renda de Aplicação Financeira 241 241 601 6013.06.03.01.02 Juros, Comissões e Acresc. Morat. de Energ. 14.422 14.422 7.477 7.4773.06.03.01.03 Remuneração Financ. Recompos Tarifária 25.584 25.584 30.678 30.6783.06.03.01.04 Outras Receitas financeiras 5.867 5.867 6.749 6.7493.06.03.02 Despesas Financeiras (86.441) (86.441) (140.588) (140.588)3.06.03.02.01 Encargos de Dívida (52.193) (52.193) (97.182) (97.182)3.06.03.02.02 Variação Cambial e Monet. (Líquidas) (2.376) (2.376) 84.324 84.3243.06.03.02.03 Operações Swap (Líquidas) (15.265) (15.265) (121.426) (121.426)3.06.03.02.04 Outras Despesas Financeiras (16.607) (16.607) (6.304) (6.304)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 5.892 5.892 (3.765) (3.765)3.06.06.01 Variação Cambial PL Garter 11 11 (323) (323)3.06.06.02 Resultado Itapebi 9.352 9.352 0 03.06.06.03 Amortização de Ágio de Investimentos (3.471) (3.471) (3.442) (3.442)3.07 Resultado Operacional 88.885 88.885 (34.654) (34.654)3.08 Resultado não Operacional (445) (445) (884) (884)3.08.01 Receitas 331 331 348 3483.08.02 Despesas (776) (776) (1.232) (1.232)3.09 Resultado antes Tributação/Participações 88.440 88.440 (35.538) (35.538)3.10 Provisão para IR e Contribuição Social (25.545) (25.545) (2.262) (2.262)3.11 IR Diferido (443) (443) 10.239 10.2393.11.01 IR/CS Diferido 2.147 2.147 13.017 13.0173.11.02 Amortização Ágio e Reversão PMIPL (2.590) (2.590) (2.778) (2.778)3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 0 03.12.01 Participações 0 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 03.14 Participações Minoritárias (4.053) (4.053) (1.750) (1.750)3.15 Lucro/Prejuízo do Período 58.399 58.399 (29.311) (29.311)NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil)18.817.734 18.817.734 18.817.734 18.817.734LUCRO POR AÇÃO 0,00310 0,00310PREJUÍZO POR AÇÃO (0,00156) (0,00156)589

08.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO CONSOLIDADO NO TRIMESTREO resultado líquido do primeiro trimestre de 2004 gerou um lucro após a tributação de R$ 58.399 mil, equivalente a 9,7%da Receita Operacional Líquida - ROL. O comportamento dos principais componentes do resultado, foram os seguintes:• A receita líquida de vendas e/ou serviços de R$ 599.108 mil, apresentando um crescimento de 37,0 % em relação aomesmo período do ano anterior, devido, principalmente, a:• Reposicionamento tarifário de 28,61% na controlada e 11,49% na controladora a partir de 22 de abril de 2003.• Crescimento de 5,4% no número de consumidores, representado basicamente pela classe residencial.O resultado do serviço (atividades de geração, transmissão e distribuição de energia) de R$ 123.320 mil foi 92,1% superiorao verificado em igual período de 2003, explicado, principalmente, pelo crescimento da Receita Operacional Líquida –ROL.As despesas financeiras líquidas, totalizaram em R$ 40.327 mil, 57,6% inferior ao apurado no mesmo período do exercíciode 2003 devido, principalmente, ao comportamento da taxa de câmbio sobre o estoque da dívida em moeda estrangeira.O resultado da equivalência patrimonial gerou um lucro de R$ 5.892 mil, devido, basicamente, ao resultado na ITAPEBI.09.01 - PARTICIPAÇÕES EM SOCIEDADES CONTROLADAS E/OU COLIGADASNº de Ações Nº de Ações% Participação % Patrimônio Detidas no Detidas noRazão Social da no Capital Líquido da Tipo de Trim. Atual Trim. AnteriorItem Controlada/Coligada CNPJ Classificação da Investida Investidora Empresa (Mil) (Mil)01 Cia. Energética do Aberta Empresa Comercial,Rio Grande do Norte 08.324.196/0001-81 Controlada 67,40 17,55 Industrial e Outras 113.285 113.285FechadaEmpresa Comercial,02 Garter Properties Inc. ../- Controlada 100,00 0,04 Industrial e Outras 50.000 50.00017.01 - RELATÓRIO DAREVISÃO ESPECIAL- SEM RESSALVAAosAcionistas e Administradores daCompanhia de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBASalvador – BA1. Efetuamos uma revisão especial das informações trimestrais - ITR da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia- COELBA (controladora e consolidado) referentes ao trimestre findo em 31 de março de 2004, elaboradas sob aresponsabilidade de sua Administração, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, compreendendo osbalanços patrimoniais, individual e consolidado, as respectivas demonstrações do resultado e o relatório dedesempenho.2. Nossa revisão foi efetuada de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON - Instituto dos AuditoresIndependentes do Brasil, em conjunto com o Conselho Federal de Contabilidade, e consistiu, principalmente, de:(a) indagação e discussão com os administradores responsáveis pelas áreas contábil, financeira e operacional daCompanhia e suas controladas, quanto aos principais critérios adotados na elaboração das informações trimestrais; e(b) revisão das informações e dos eventos subseqüentes que tenham ou possam vir a ter efeitos relevantes sobre asituação financeira e nas operações da Companhia e suas controladas.3. Baseados em nossa revisão especial, não temos conhecimento de nenhuma modificação relevante que deva ser feitanas informações trimestrais referidas no parágrafo 1 para que estas estejam de acordo com as práticas contábeisadotadas no Brasil, aplicadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliáriosespecificamente aplicáveis à elaboração das informações trimestrais obrigatórias.590

4. Anteriormente, auditamos os balanços patrimoniais levantados em 31 de dezembro de 2003, e emitimos parecer, datadode 26 de janeiro de 2004, sem ressalvas. As demonstrações do resultado referentes ao trimestre findo em 31 de marçode 2003, apresentados para fins de comparação, foram revisadas, e nosso relatório de revisão especial datado de 14 demaio de 2003, continha parágrafo de ênfase quanto à liquidação financeira dos valores relativos às transações de vendae compra de energia realizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia – MAE, cujos valores poderiam estarsujeitos a diversas modificações e não haviam sido liquidados até 31 de março de 2003.Salvador, 23 de abril de 2004DELOITTE TOUCHE TOHMATSUAuditores IndependentesCRC – Nº 2 SP 011.609/O-8-F “BA”José Othon Tavares de AlmeidaContadorCRC – BA – Nº 013.212/OAs folhas das ITR, revisadas por nós, estão rubricadas tão-somente para fins de identificação.591

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ANEXO X.12.IAN - Informações Anuais da Guaraniana de 31 de dezembro de 2003593

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERALCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSDivulgação ExternaIAN - INFORMAÇÕES ANUAIS DATA-BASE - 31/12/2003O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEISPELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - Denominação Comercial015539 GUARANIANA S.A. 01.083.200/0001-18 GUARANIANA S.A.5 - Denominação Social Anterior 6 - NIRE 7 - SITEGUARANIANA S.A. 2930002358201.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRua da Candelária, 65 - 16º andar Centro 20091-020 Rio de Janeiro RJ6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex21 2506-3200 – – –11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail21 2516-9486 – – guaraniana@guaraniana.com.br01.03 - DEPARTAMENTO DE ACIONISTASATENDIMENTO NA EMPRESA1 - Nome 2 - Cargo 3 - Endereço Completo 4 - Bairro ou DistritoAloísio da Costa Val Secretário Executivo Rua da Candelária, nº 65 - 16º andar Centro5 - CEP 6 - Município 7 - UF 8 - DDD 9 - Telefone 10 - Telefone 11 - Telefone20091-020 Rio de Janeiro RJ 21 2506-3200 – –12 - Telex 13 - DDD 14 - Fax 15 - Fax 16 - Fax 17 - E-mail– 21 2516-9486 – - acval@guaraniana.com.brAGENTE EMISSOR/INSTITUIÇÃO FINANCEIRA DEPOSITÁRIA18 - Nome 19 - Contato 20 - Endereço Completo 21 - Bairro ou Distrito– – – –22 - CEP 23 - Município 24 - UF 25 - DDD 26 - Telefone 27 - Telefone 28 - Telefone– – – – – – –29 - Telex 30 - DDD 31 - Fax 32 - Fax 33 - Fax 34 - E-mail– – – – – –01.04 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoMarcelo Maia de Azevedo Corrêa Rua da Candelária, 65 - 16º andar Centro4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone 11 - Telex20091-020 Rio de Janeiro RJ 21 2506-3200 – – –12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail21 2516-9486 – – marcelo.correa@guaraniana.com.br17 - Diretor Brasileiro 18 - CPF 18 - Passaporte– – –01.05 - REFERÊNCIA/AUDITOR1 -Data de Início do Último Exercício Social 2 - Data de Término do Último 3 - Data de Início do 4 - Data de Término do ExercícioExercício Social Exercício Social em Curso Social em Curso01/01/2003 31/12/2003 01/01/2004 31/12/20045 - Nome/Razão Social do Auditor 6 - Código CVM 7 - Nome do Responsável Técnico 8 - CPF do Resp. TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu 00385-9 José Othon Tavares de Almeida 182.774.975-0401.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Bolsa de Valores onde Possui RegistroBVBAAL BVMESB BVPR BVRJ BVSTBVES BVPP BVRG BOVESPA2 - Mercado de Negociação 3 - Tipo de Situação 4 - Código de Atividade 5 - Atividade PrincipalBalcão Organizado Operacional 1170000 - Participação e Administração PARTICIPAÇÃO EM OUTRAS SOCIEDADES01.07 - CONTROLE ACIONÁRIO/VALORES MOBILIÁRIOS1 - Natureza do Controle AcionárioPrivada Nacional2 - Valores Mobiliários Emitidos pela Cia.X Ações Debêntures Simples Notas Promissórias (NP)Debêntures Conversíveis em Ações Bônus de Subscrição BDRAções Resgatáveis Certificado de Investimento Coletivo (CIC) OutrosPartes Beneficiárias Certificado de Recebíveis Imobiliários (CRI) Descrição01.08 - PUBLICAÇÕES DE DOCUMENTOS1 - Aviso aos Acionistas sobre 2 - Ata da AGO que 3 - Convocação da AGO para 4 - Publicação dasDisponibilidade das DFs. aprovou as DFs. Aprovação das DFs. Demonstrações Financeiras– – 16/03/2004 12/03/200401.09 - JORNAIS ONDE A CIA. DIVULGA INFORMAÇÕES1 - Item 2 - Título do Jornal 3 - UF01 Valor Econômico RJ02 Diário Oficial RJ01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura30/03/2004595

02.01.01 - COMPOSIÇÃO ATUAL DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E DIRETORIAData da Prazo do Código Tipo do Eleito p/ Cargo/Item Nome do Administrador CPF Eleição Mandato Administrador * Controlador Função Função01 Marcelo Maia De Azevedo Corrêa 425.052.917-72 07/01/2004 Jan/2007 1 Diretor Presidente / Superintendente02 Luiz Carlos Alvarez 408.135.768-49 18/07/2000 Abril/2004 1 Diretor Financeiro e Adminstrativo03 Leandro Cabral De Almeida 008.778.487-42 01/08/2001 Abril/2004 1 Diretor de Desenvolvimento Estratégico04 Luiz Eduardo Franco De Abreu 667.153.347-49 25/09/2003 Set/2004 2 Presidente do Conselho de Administração05 Antônio Batista Brito 095.675.852-53 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Efetivo)06 Cecília Mendes Garcez 513.478.737-91 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Efetivo)07 Fernando Becker Zuazua 999.999.999-99 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Efetivo)08 Gonzalo Pérez Fernandez 999.999.999-99 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Efetivo)09 Inigo Victor Oriol Ibarra 999.999.999-99 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Efetivo)10 Luciana Freitas Rodrigues 759.395.847-72 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Efetivo)11 Mario Falcão Pessoa 094.001.328-24 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Efetivo)12 Pablo Canales Abaitua 840.288.825-91 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Efetivo)13 Renato Sobral Pires Chaves 764.238.837-34 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Efetivo)14 Arthur Prado Silva 991.897.047-20 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Suplente)15 Borja Garay Ibarreche 058.242.527-18 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Suplente)16 Eduardo Capelastegui Saiz 819.863.865-20 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Suplente)17 Fábio De Oliveira Moser 777.109.677-87 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Suplente)18 Inigo Elorriaga Fernandez Arroyabe 999.999.999-99 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Suplente)19 Luiz Eduardo Gabriel Carvalhosa 153.295.931-15 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Suplente)20 Marcelo Câmara De Aguiar 186.436.801-25 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Suplente)21 Mario José Ruiz - Tagle Larrain 058.458.437-74 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Suplente)22 Roberto De Luca Junior 790.256.417-68 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Suplente)23 Uilson Melo Araújo 119.547.951-49 25/09/2003 Set/2004 2 Conselho de Administração (Suplente)* CÓDIGO: 1 - Pertence apenas à Diretoria;2 - Pertence apenas ao Conselho de Administração;3 - Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração.02.02 - EXPERIÊNCIA PROFISSIONAL E FORMAÇÃO ACADÊMICA DE CADA CONSELHEIRO(ADMINISTRAÇÃO E FISCAL) E DIRETORDiretoriaSeguem-se breves informações biográficas sobre cada membro da Diretoria.• Marcelo Maia de Azevedo CorrêaEngenheiro Pós-Graduado em Finanças pelo IBMEC. foi Diretor da VBC Energia S.A desde 1997, cargo que ocupou atédezembro de 2003, ingressando na Presidência da Guaraniana S.A em janeiro de 2004.• Leandro Cabral de AlmeidaBacharel em Direito formado pela Universidade Federal Fluminense e Mestre em Administração de Empresas pela PUC-RJ. Realizou em 2001 especialização em Estratégia e Educação na Harvard Business School (EUA). Ocupa atualmente ocargo de Diretor de Desenvolvimento Estratégico da Emissora. Ocupou o cargo de Diretor de Desenvolvimento daIberdrola Energia do Brasil em 2000. Foi Presidente do Conselho Fiscal da COELBA de 1998 a 2000. Foi membro doConselho Fiscal da Pronor em 1999. Desde 1987 ocupou diversos cargos no Banco do Brasil S.A. e na Banco do Brasil –DTVM S/A. É Professor e Coordenador Acadêmico do IBMEC Business School S.A desde 1998. Durante os anos de 1997a 1999 foi Professor do Curso de Graduação em Administração da Pontifícia Universidade Católica – PUC-Rio.• Luiz Carlos AlvarezFormado em Física pelo Instituto de Física da Universidade de São Paulo – USP. Desde de 2000 ocupa o cargo de DiretorFinanceiro-Administrativo da Guaraniana S.A. Em 1999 atuou na Diretoria de Fiscalização do Banco Central do Brasil.De 1997 a 1999 ocupou cargo no Departamento de Fiscalização do Banco Central do Brasil. Durante os anos de 1988 a1997 exerceu cargo no Departamento de Organização do Sistema Financeiro Nacional. Durante os anos de 1973 a 1988ocupou cargo na Delegacia Regional em São Paulo- Divisão Regional de Fiscalização.596

Conselho de AdministraçãoSeguem-se breves informações biográficas dos membros efetivos do Conselho de Administração:• Luiz Eduardo Franco de AbreuBacharel em Administração de Empresas pela Universidade Federal do Rio de Janeiro, especialista em finanças pelo IBMECe Mestre em Administração de empresas pela Duke University. Desde 1999 é diretor da área de finanças da Global FinanceConsulting. Foi Diretor Presidente do Banco de Brasília (1997-1999), Diretor Superintendente da Ormec Engenharia Ltda(1995-1997), Diretor de Operações da Pacifc do Brasil Comércio Exterior Ltda (1987-1994) e Superintendente de finançase seguros da Kommar Companhia Marítima S/A (1985-1987). Como Conselheiro foi Presidente do Conselho deAdministração dos Cartões BRB S/A (1997-1999), Conselheiro Titular do Conselho Deliberativo da ABECIP – AssociaçãoBrasileira de Crédito Imobiliário e Poupança (1997-1999), Conselheiro titular do Conselho de Administração daCIBRASEC – Companhia Brasileira de Securitização (1997-1998), Conselheiro Titular do Conselho Diretor daFEBRABAN – Federação Brasileira das Associações de Banco (1997-1999), Presidente do Conselho de Administração doBRB - Banco de Brasília S/A (1997-1999), Conselheiro Titular do CDE – Conselho de Desenvolvimento Econômico doDistrito Federal (1997-1998) e atualmente é Conselheiro Titular do Conselho Fiscal do Banco Itaú S/A.• Antônio Batista BritoEconomista, Contabilista, especializado em Gestão, Finanças, Governança Corporativa e Previdência Complementar,professor Universitário dos Cursos de Administração, Economia e Ciências Contábeis e Pós-Graduado em Estatística(UFAC). Com título em MBA em Finanças – IBMEC Brasília, MBA em Ciências Contábeis e MBA Altos Executivos,ambos pela FGV – Brasília. Funcionário do Banco do Brasil desde 14/09/81 atualmente exerce a função de Diretor deControle da Brasilveículos Cia de Seguros, seguradora de automóveis do Banco do Brasil. Conselheiro de Administraçãoda Guaraniana, Holding do Setor Elétrico, no período de 2003/2004, representando a PREVI.• Cecília Mendes Garcez SiqueiraGraduada em Psicologia pela Fundação Educacional de São João Del Rey, formada em Educação pela UNB e com MBA emFormação Geral para Altos Executivos e em Previdência e Gestão de Fundos de Pensão, ambos pela FGV - Fundação GetúlioVargas. Tomou posse no Banco do Brasil em 1979, onde exerceu vários cargos comissionados, até assumir a Diretoria daANABB – Associação dos Funcionários do Banco do Brasil S.A . Atualmente exerce a função de Diretoria de Comunicaçãoe Desenvolvimento. Conselheira Deliberativa da Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil S.A – PREVI,conselheira de Administração da Coop – Anabb e Conselheira de Administração da Empresa Guaraniana S.A .• Fernando Becker ZuazuaDoutor em Ciências Econômicas pela Universidade Autônoma de Madrid e Catedrático de economia aplicada daUniversidade Ruy Juan Carlos de Madrid.Foi conselheiro de Economia e membro da Junta de Castilla y León (1991-1995), deputado regional das cortes de Castillae León pelo partido popular na IV legislatura e Senador por León na VI legislatura pelo mesmo partido.Foi membro dos seguintes conselhos de administração: Federação de Cajás de Ahorro de Castilla y León, Argentaria,Banco Europeu de Investimentos, Sociedade Estatal de Participações Patrimoniais (SEPPA) e IBERENER. Foi Presidentedo Instituto de Crédito Oficial (1996-1999). Atualmente é diretor da Área de Relações Institucionais e Comunicação doGrupo Iberdrola.• Gonzalo Pérez FernándezEngenheiro Industrial com especialidade em Técnicas Elétricas pela Escola Técnica Superior de Engenheiros Industriaisde Madrid – Espanha e “PDD 91” pelo Instituto de Estudos Superiores de Empresa - Universidade de Navarra – Espanha.Atualmente exerce a função de Diretor Geral da América Latina da Iberdrola S.A . Conselheiro Vice presidente daAssociação Mexicana de Empresas Elétricas e Presidente do Conselho da Iberdrola México e da Empresa Elétrica daGuatemala.597

• Iñigo Victor Oriol IbarraAdministrador formado em International Business pela Schiller International University. Realizou especialização noPrograma de Desarrollo de Directivos (PDD) do Instituto de Estudios Superiores de la Empresa (IESE) da Universidad deNavarra, na Espanha. Especializou-se como Analista Financeiro pelo Instituto Espanhol de Analistas Financeiros. Desde1998 foi o responsável pela Gestão da Carteira Bursátil da Iberener. De 1994 até 1998 trabalhou no Departamento deRelações com Investidores da Iberdrola.• Luciana Freitas RodriguesGraduada em Estatística pela Universidade Estadual do Rio de Janeiro - UERJ e Atuária pela Faculdade Estácio de Sá, comMBA em Finanças pelo IBMEC e pós-graduação em Análise de Projetos de Sistema pelo IBAM/RJ. Atualmente exerce oscargos de Gerente de Acompanhamento de Empresas Estratégicas da Caixa de Previdência dos Funcionários do banco doBrasil - PREVI e Membro do Conselho de Administração da Guaraniana S/A e da Companhia de Eletricidade do Estadoda Bahia - COELBA.• Mário Falcão PessoaMestre em Master of Economics and Social Studies in Regional Development Planning pela University of Wales, Bacharelem Ciências Econômicas pela Faculdade de Economia e Administração e Engenheiro Civil formado pela Faculdade deEngenharia Civil da Escola Politécnica, ambos pela Universidade de São Paulo.Trabalhou como Engenheiro na Logos Engenharia S/A (1986-1992). Como Funcionário Público trabalhando no Ministérioda Fazenda foi Analista de Finanças e Controle da Secretaria do Tesouro Nacional (1992-1993), chefe de Divisão daSecretária de Política Econômica (1994), Coordenador Geral de Auditoria da Secretaria do Tesouro Nacional (1994). NaSecretaria Geral de Controle no Departamento de Auditoria trabalhou como Diretor-Adjunto (1995), Coordenador Geralde Auditoria (1996-1998) e Secretário-Adjunto (1998-2000). Na Secretaria Federal de Controle Interno exerceu a funçãode Diretor da Diretoria de Gestão do Sistema de Controle Interno do Poder Executivo (2000-2002). Atualmente trabalhana Secretaria do Tesouro Nacional como Analista de Finanças e Controle no Assessoramento aos Secretários Adjuntos.• Pablo Canales AbaituaLicenciado em Ciências Econômicas e Empresariais pela Universidade Comercial de Deusto (Bilbao - Espanha), pósgraduado pela Universidade Carlos III (Madri). De 1996 à 1995 foi auditor da Andersen em Bilbao. Ocupou o cargo deController de Gestão da Iberdrola (Bilbao - Espanha) e atualmente ocupa o cargo de Diretor de planejamento e controle degestão na Iberdrola Energia do Brasil e Membro do Conselho Administrativo da Companhia de Eletricidade da Bahia -COELBA.• Renato Sobral Pires ChavesBacharel em Ciências Contábeis pela Universidade Santa Úrsula - Rio de Janeiro, pós graduado em Ciências Contábeispela Fundação Getúlio Vargas, e em Finanças e Mercado de Capitais pela PUC - RJ. Mestre em Ciências Contábeis pelaUniversidade Federal do Rio de Janeiro. Ocupa atualmente o cargo de Diretor de Participações da Caixa de Previdênciados Funcionários do Banco do Brasil - PREVI e Membro do Conselho Administrativo da Companhia de Eletricidade daBahia - COELBA.03.01 - EVENTOS RELATIVOS À DISTRIBUIÇÃO DO CAPITALEvento Data do Pessoas Físicas Investidores Acordo de Ações Prefer. Data do ÚltimoBase Evento e Jurídicas Institucionais Acionistas com Direito a Voto Acordo de AcionistasAG0 30/03/2004 0 0 Não Não –Ações em Circulação no MercadoOrdinárias Preferenciais TotalQuantidade (Unidade) Percentual Quantidade (Unidade) Percentual Quantidade (Unidade) Percentual0 0,00 0 0,00 0 0,00598

03.02 - POSIÇÃO ACIONÁRIA DOS ACIONISTAS COM MAIS DE 5% DE AÇÕES COM DIREITO A VOTOPart. noNome/Razão Social Ações Ações Pre- Total Comp. Acordo Con-CPF/CNPJ Ordinárias ferenciais de Ações Cap. de Acio- trola-Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc. nistas dor01 Iberdrola Energia S.AEspanhola 2.281.748 39,00 0 0,00 2.281.748 39,00 31/03/2004 Sim02 Previ - Caixa Prev Funcdo Banco Brasil33.754.482/0001-24Brasileira/RJ 1.301.396 22,24 0 0,00 1.301.396 22,24 31/03/2004 Sim03 BB - Banco deInvestimento S.A24.933.830/0001-30Brasileira/RJ 448.868 7,67 0 0,00 448.868 7,67 31/03/2004 Sim04 F. M. Inv. em AçõesC. L. Bb Ações Price01.955.458/0001-67Brasileira/RJ 379.521 6,49 0 0,00 379.521 6,49 31/03/2004 Não05 521 Participações S.A01.547.749/0001-16Brasileira/RJ 1.048.751 17,92 0 0,00 1.048.751 17,92 31/03/2004 Sim06 F. M. Inv. Em AçõesC. L. Bb Cart. Livre73.899.742/0001-74Brasileira/RJ 323.858 5,54 0 0,00 323.858 5,54 31/03/2004 Não07 Brasilcap Capitalização S.A15.138.043/0001-05Brasileira/RJ 66.493 1,14 0 0,00 66.493 1,14 31/03/2004 Sim97 Ações em Tesouraria 0 0,00 0 0,00 0 0,00 Não98 Outros 0 0,00 0 0,00 0 0,00 Não99 Total 5.850.635 100,00 0 0,00 5.850.635 100,00 Não03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICAItem Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01 IBERDROLA ENERGIA S.A. 31/03/2004Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.– – – – – – – – –03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICAItem Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social02 PREVI - CAIXA PREV FUNC DO BANCO DO BRASIL 31/03/2004Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.– – – – – – – – –03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICAItem Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social03 BB - BANCO DE INVESTIMENTO S.A. 31/03/2004Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.– – – – – – – – –599

03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICAItem Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social04 F.M. INV. EM AÇÕES C. L. BB AÇÕES PRICE 31/03/2004Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.– – – – – – – – –03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICAItem Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social05 521 PARTICIPAÇÕES S.A. 31/03/2004Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.– – – – – – – – –03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICAItem Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social06 F.M. INV. EM AÇÕES C. L. BB CART. LIVRE S.A. 31/03/2004Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.– – – – – – – – –03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICAItem Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social07 BRASILCAP CAPITALIZAÇÃO S/A 31/03/2004Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.– – – – – – – – –04.01 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL1 - Data da Última Alteração: 01/10/2003Valor Qtd. deNominativa Nominal Ações Subscrito IntegralizadoItem Espécie das Ações ou Escritural (Reais) (Mil) (Reais Mil) (Reais Mil)01 Ordinárias Escritural 0,8100017070 5.850.636 4.739.025 4.739.02502 Preferenciais 0 0 003 Preferenciais Classe A 0 0 004 Preferenciais Classe B 0 0 005 Preferenciais Classe C 0 0 006 Preferenciais Classe D 0 0 007 Preferenciais Classe E 0 0 008 Preferenciais Classe F 0 0 009 Preferenciais Classe G 0 0 010 Preferenciais Classe H 0 0 011 Prefer. Outras Classes 0 0 099 Totais 5.850.636 4.739.025,00 4.739.025,00600

04.02 - CAPITAL SOCIAL SUBSCRITO E ALTERAÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOSPreço AçãoValor do Capital Valor Quantidade naData Social Alteração Origem de Ações EmissãoItem da Alteração (Reais Mil) (Reais Mil) da Alteração Emitidas (Mil) (Reais)01 26/02/2003 4.649.025 150.000 Subscrição Particular em Dinheiro 187.945 0,806689300002 11/07/2003 4.739.025 90.000 Subscrição Particular em Dinheiro 184.672 0,808090015404.04 - CAPITAL SOCIAL AUTORIZADO1 - Quantidade (Mil) 2 - Valor (Reais Mil) 3 - Data de Autorização0 4.740.000 26/02/200304.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL AUTORIZADOQuantidade de AçõesItem Espécie Classe Autorizadas à Emissão (Mil)06.01 - PROVENTOS DISTRIBUÍDOS NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOSLucro ouPrejuízoAprovação da Data da Término do Líquido no Valor do Classe Montante do Data deDistribuição Aprovação Exercício Período Provento Espécie das Provento Início deItem Provento Evento Distribuição Social (Reais Mil) por Ação das Ações Ações (Reais Mil) Pagamento01 Dividendo AGO 30/03/2004 31/12/2003 49.959 0,0085375992 Ordinária 34.25306.03 - DISPOSIÇÕES ESTATUTÁRIAS DO CAPITAL SOCIAL% do Prioridade Calcu-Espécie Classe Capital Direito a TAG no Reembolso Tipo % R$/ Priori- ladoItem da Ação da Ação Social Conversível Converte em Voto a Long % de Capital Prêmio Dividendo Dividendo Ação Cumulativo tário SobreLucroLíquido01 Ordinária 100,00 NÃO 0,00 NÃO NÃO 0,00 25,00 0,00000 Ajustado06.04 - MODIFICAÇÃO ESTATUTÁRIA1 - Data da Última Modificação do Estatuto 2 - Dividendo Obrigatório % do Lucro30/04/2003 25,0007.01. REMUNERAÇÃO E PARTICIPAÇÃO DOS ADMINISTRADORES NO LUCROParticipação dos Administradores Valor da Remuneraçãono Lucro Global dos Administradores (Reais Mil) 3 - PeriodicidadeNão 3.000 Anual601

07.02. PARTICIPAÇÕES E CONTRIBUIÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS1 - Data Final do Último Exercício Social 31/12/20032 - Data Final do Penúltimo Exercício Social 31/12/20023 - Data Final do Antepenúltimo Exercício Social 31/12/2001Valor do Valor do Valor doÚltimo Penúltimo AntepenúltimoExercício Exercício ExercícioItem Descrição das Participações e Contribuições (Reais Mil) (Reais Mil) (Reais Mil)01 Participações-debenturistas 0 0 002 Participações-empregados 0 0 003 Participações-administradores 0 0 004 Partic.-partes Beneficiárias 0 0 005 Contribuições Fdo. Assistência 0 0 006 Contribuições Fdo. Previdência 0 0 007 Outras Contribuições 0 0 008 Lucro Líquido No Exercício 49.959 0 5.61609 Prejuízo Líquido No Exercício 0 -68.765 007.03 - PARTICIPAÇÕES EM SOCIEDADES CONTROLADAS E/OU COLIGADAS% Partici- % PatripaçãomônioRazão Social da no Capital Líquido da Tipo deItem Controlada/Coligada CNPJ Classificação da Investida Investidora Empresa01 Cia de Eletricidade do Estado da Bahia 15.139.629/0001-94 Aberta Controlada 87,84 31,23 Empresa Comercial, Industrial E Outras02 Cia Energética do Rio Grande do Norte 08.324.196/0001-81 Aberta Controlada 25,24 2,67 Empresa Comercial, Industrial E Outras03 Cia Energética de Pernambuco 10.835.932/0001-08 Aberta Controlada 89,17 21,79 Empresa Comercial, Industrial E Outras04 Iberdrola Empreendimentos do Brasil 03.222.453/0001-50 Fechada Controlada 100,00 0,12 Empresa Comercial, Industrial E Outras05 Guaraniana Comércio e Serviços 04.023.261/0001-88 Fechada Controlada 100,00 0,34 Empresa Comercial, Industrial E Outras06 Termopernambuco S.A. 03.795.050/0001-09 Aberta Controlada 100,00 7,05 Empresa Comercial, Industrial E Outras07 Termoaçu S.A. 03.783.964/0001-41 Aberta Controlada 70,00 3,84 Empresa Comercial, Industrial E Outras08 Termo Gcs Ltda. 04.780.652/0001-47 Aberta Controlada 1,00 0,01 Empresa Comercial, Industrial E Outras09.01 - BREVE HISTÓRICO DA EMPRESAA Guaraniana foi constituída em fevereiro de 1996. Em julho do ano seguinte foi adquirida pela Caixa de Previdência dosFuncionários do Banco do Brasil (PREVI), IBERDROLA ENERGIA e BB – Banco de Investimento, com o objetivo deser a holding concentradora dos investimentos de seus sócios nos segmentos de energia elétrica e “utilities”, com foco naRegião Nordeste do Brasil.Em 1997, a GUARANIANA adquiriu, por meio de leilão de privatização, o controle acionário da Companhia deEletricidade do Estado da Bahia – COELBA, pagando o valor de R$ 1,7 bilhão. Durante os anos de 1998 e 1999, aCompanhia adquiriu diversos lotes de ações em bolsas de valores, sendo proprietária em maio de 1999 de 56,50% docapital total da COELBA. Em outubro de 1999 foi realizada na Bolsa de Valores de São Paulo uma Oferta Pública deCompra de Ações onde a GUARANIANA adquiriu ações representativas de 31,34% do capital social da COELBA,passando a deter 84,84% do capital total da empresa.Também em 1997, a GUARANIANA, sua controlada COELBA e a UPTICK Participações S.A. adquiriram em leilão deprivatização o controle acionário da Companhia Energética do Rio Grande do Norte – COSERN, cujas participaçõessomadas totalizavam 73,34% do capital total da empresa. O valor do desembolso foi de R$ 674 milhões. Durante o ano2000, foram realizadas duas Ofertas Públicas de Compras de Ações da COSERN, nas quais a COELBA adquiriu ações nomontante total de R$ 111 milhões, passando a GUARANIANA a deter, direta e indiretamente, 84,44% do capital total daCOSERN.602

No ano 2000, o Consórcio composto pelas Empresas ADL Energy S.A., Caixa de Previdência dos Funcionários do Bancodo Brasil – PREVI e BB – Banco de Investimento S.A., arrematou em leilão de privatização o controle acionário daCompanhia de Eletricidade do Estado de Pernambuco – CELPE composto por ações representativas de 79,62% do capitaltotal da empresa pelo preço mínimo estabelecido de R$ 1,8 bilhão. Ainda no exercício 2000, esse Consórcio adquiriu açõesdos empregados da CELPE que representavam 4,76% do capital total da empresa. Em dezembro de 2000, as empresas doConsórcio controlador realizaram aumento de capital na GUARANIANA, integralizando-o mediante a conferência àCompanhia de 84,38% de ações da CELPE. No último trimestre de 2000, a GUARANIANA realizou diversas aquisiçõesde ações preferenciais da CELPE em bolsas de valores, representativas de 0,7% do capital total da empresa, detendo nofinal do exercício, 85,08% do capital total da CELPE.A aquisição da Distribuidora de Energia Elétrica de Pernambuco foi fundamental para o desenvolvimento de um PlanoIndustrial no Nordeste do Brasil, com o objetivo de maximizar o aproveitamento das sinergias, por meio da gestãointegrada dos três negócios.Durante o segundo semestre de 2000, foram concluídos os processos de reestruturação societária que transferiram para aCOELBA e a COSERN os ágios pagos nos respectivos leilões de privatização das companhias, que irão gerar, por meiode sua amortização, significativos benefícios fiscais para as distribuidoras.No segundo trimestre de 2001, a GUARANIANA promoveu uma reestruturação societária na CELPE com o objetivo deaproveitar o benefício fiscal resultante da amortização do ágio pago por ocasião de sua aquisição. Tal reestruturação foirealizada em duas etapas: a primeira, através da capitalização da Leicester S.A. (“Leicester”), sociedade de propósitoespecífico e, a segunda, através da incorporação da Leicester pela CELPE. Durante a primeira etapa, a GUARANIANAsubscreveu aumento de capital da Leicester, integralizando as novas ações com as ações que detinha do capital da CELPEe o ágio pago no leilão de privatização e nas compras de ações posteriores. Com isso, a Leicester tornou-se controladorada CELPE. Posteriormente, a Leicester foi incorporada pela CELPE. Com essa operação, a CELPE incorporou reservaespecial de ágio no patrimônio líquido, correspondente ao benefício fiscal, podendo deduzir a despesa com amortização doágio de seu resultado tributável até 2029, com a conseqüente redução do resultado tributável, base para cálculo dosimpostos e contribuições, com aumento substancial de seu fluxo de caixa.Em 2000, a GUARANIANA incrementou seus investimentos em geração de energia elétrica, principalmente como formade garantir o contínuo abastecimento para seus clientes e contribuir para minimizar os riscos de déficit de energia no País.Nesse ano, foram investidos mais de R$ 117 milhões em geração, principalmente na construção da Usina Hidrelétrica deItapebi, na Bahia, com capacidade instalada de 450 MW. Foram também iniciados os projetos de construção de duas usinastermelétricas, sendo uma em Pernambuco com potencial instalado de 520 MW e outra no Rio Grande do Norte com 330MW, sendo que essa última com participação prevista de 30% da PETROBRAS. Ambas as centrais térmicas têm previsãode início de suas operações em dezembro de 2003.Com o objetivo de enfrentar adequadamente o processo de liberalização do mercado elétrico brasileiro - pelo qual a partirde 2003 os clientes de mais de 500 KWh escolherão livremente seus fornecedores - a GUARANIANA constituiu nosegundo semestre a empresa de comercialização de energia Guaraniana Comércio e Serviços S.A. (GCS).A missão da GCS será otimizar as operações de comercialização das empresas de distribuição e das futuras empresas degeração do Grupo, assim como atuar competitivamente nos outros mercados regionais.A GCS atuará em todo o mercado nacional, no Mercado Atacadista e nos clientes livres, com foco principal na regiãoNordeste, aproveitando a sinergia oriunda das empresas de distribuição e geração controladas pela holding. Atuará tambémno mercado de gás, ainda incipiente.OBJETO SOCIALA GUARANIANA é uma sociedade por ações de capital aberto, que tem por objeto social a participação em outrassociedades, a intermediação e assessoria de negócios, no país ou no exterior, a importação de bens e serviços, além darealização de estudos e projetos comerciais, industriais e de serviços, bem como a sua implantação.Desde sua constituição, a GUARANIANA investiu em 10 empresas das áreas de geração e distribuição elétrica, serviçose infra-estrutura de telecomunicações, consolidando-se como o maior grupo investidor em distribuição elétrica no Nordestedo Brasil, com mais de 5,5 milhões de clientes na região.603

O Grupo GUARANIANA baseia sua estratégia de criação de valor em duas linhas principais:1. Gestão eficiente dos negócios: a partir de sua liderança no mercado em que atua, a GUARANIANA impulsiona umaplataforma energética e de serviços integrados no Nordeste brasileiro, aproveitando a sinergia existente entre os diversosnegócios, maximizando as possibilidades de melhorias técnicas, comerciais e financeiras de suas empresas, por meio datransmissão e intercâmbio de experiências. A GUARANIANA conta, ainda, com o respaldo financeiro de seus sócios e atecnologia do Grupo Iberdrola como operador, com comprovada experiência na Espanha, onde é líder em eficiência nosetor elétrico.2. Crescimento rentável e sustentável. Com foco no desenvolvimento e incremento do potencial da região Nordeste, buscacriar e desenvolver oportunidades de negócios e atividades que maximizem o retorno para os seus acionistas, semprebuscando contribuir para o desenvolvimento econômico e social da região.Em 2000, houve a consolidação da GUARANIANA como holding, passando a ter estrutura organizacional própria e a atuartendo como principais objetivos desenvolver e homogeneizar o controle e a gestão dos investimentos de modo maiseficiente.Paralelamente, no setor de distribuição, desenvolveu-se uma estrutura de serviços e atividades compartilhadas que vaipermitir o aproveitamento das vantagens derivadas da operação em conjunto das três distribuidoras de energia daRegião.09.02 - CARACTERÍSTICA DO SETOR DE ATUAÇÃOSeguindo tendência mundial, o novo modelo do sistema elétrico brasileiro propõe uma ampla abertura do mercado com aeliminação de monopólios e a retirada do Estado de funções próprias da iniciativa privada, transferindo a esta aresponsabilidade pela operação e investimentos do setor, e concentrando no governo a regulamentação desse segmento daeconomia, a cargo da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.A Mensagem Presidencial ao Congresso Nacional, de 16/2/98, no item ENERGIA ELÉTRICA registra que “o programade privatização das empresas estatais de distribuição tem-se mostrado exitoso, contando com a adesão dos governosestaduais para cumprir calendário compacto de leilões. Nove concessionárias foram privatizadas em 1997, comsobrepreços, em termos médios, de cerca de 49,5%. Com isso, cerca de 32% do mercado de distribuição de energia elétricapassam a ser atendidos pelo setor privado, em comparação com 1,7% em 1995”.De outra parte, estudos do BNDESPAR informam que “como o consumo per-capita de eletricidade no País é bem menordo que nos países desenvolvidos, podemos esperar altas taxas de crescimento a longo prazo”.A par disso, especialistas e estudiosos do setor apontam boas perspectivas para esse segmento da economia brasileira,como: redução de custos operacionais e de perdas de energia, geração própria e crescimento das vendas.Dentro desse contexto, capital brasileiro e espanhol conjugaram esforços, numa feliz união, para investir no setor elétrico,com a elevada missão de promover o desenvolvimento tecnológico e empresarial, mediante atendimento ao consumidor aum custo compatível e alta qualidade, propiciando, ainda, promoção dos recursos humanos das empresas, adequadarentabilidade e investimentos em P & D: assim surgiu a GUARANIANA.O capital espanhol está representado pelo GRUPO IBERDROLA e incorpora a empresa IBERDROLA (fusão daHidrelétrica Espanhola e Iberduero, em abril de 1991), que é uma das principais empresas elétricas da Europa e ocupadestacada posição entre as empresas daquele país. À IBERDROLA cabe a operação das empresas já adquiridas,competindo-lhe também operar as que vierem a ser adquiridas.Do lado brasileiro, a GUARANIANA conta com a presença da PREVI, líder dos fundos de pensão no País, e, ainda, daFUNDO MÚTUO INV. EM AÇÒES – CARTEIRA – LIVRE, FUNDO DE AÇÕES PRICE e BB-BI, integrantes do sólidoconglomerado Banco do Brasil, com destacada atuação no mercado financeiro, inclusive no exterior.Os atuais acionistas da GUARANIANA já obtiveram sucesso nos leilões de privatizações da Companhia de Eletricidadedo Estado da Bahia - COELBA, em 31/7/97, da Companhia Energética do Rio Grande do Norte - COSERN, em 12/12/97e da Companhia Energética de Pernambuco – CELPE, em 17/2/00.604

14.03 - OUTRAS INFORMAÇÕES CONSIDERADAS IMPORTANTES PARA MELHOR ENTENDIMENTODA COMPANHIANo Grupo 2, Quadro 1, itens 07, 08, 09 e 18, no campo CPF dos Srs. Zua Zua, Fernandez, Ibarra e Arroyabe,houve a necessidade de preenchê-los com o número 9 (conforme indicado pela Sra. Heloísa do setor deinformática da CVM), pois tais conselheiros são estrangeiros e não possuem número de CPF e o programa nãoaceitou deixar o campo em branco.17.01 - OPERAÇÕES COM EMPRESAS RELACIONADASA GUARANIANA efetuou transações com partes relacionadas:Transações com partes relacionadas/ 2004Natureza da operação Controladora ConsolidadoAtivo Passivo Resultado Ativo Passivo ResultadoCOELBA (1)Aquisição Tracol (40)Dividendos e juros sobre capital próprio 61.983CELPE (2)Aquisição Termopernambuco S.A. 72.325 (2.689)Dividendos e juros sobre capital próprio 82.878 13(2.676)COSERN (3)Aquisição da Termoaçú S.A. (4.680)TERMOPERNAMBUCO (4)Contrato de Mútuo 142.624 4.507Outros 2.873145.497TERMOAÇÚ S.A. (5)Adiantamento p/ aumento de capital 22.939Outros 1.77224.711GCS (6)Dividendos e juros sobre capital próprio 2.112TERMO GCS (7)Dividendos e juros sobre capital próprio 94IBERDROLA ENERGIA S. A. (8)Fornecedores 22.227IBERDROLA ENGENHARIAFornecedores 1.813IBERDROLA ENERGIA DO BRASILFornecedor 4 44AMARA BRASIL (9)Prestação de serviços 9Reembolso de despesas 248 (671)257Subtotal 317.275 72.329 2.889 24.341 (671)FUNDAÇÕESFAELBA – Contrato de mútuo (10) 2.854 (189)FASERN – Contrato de mútuo (11) 1.035CELPOS – Contrato de mútuo (12) 139.367Subtotal FUNDAÇÕES 143.256 (189)Total em 2004 317.275 72.329 2.889 167.597 (860)Total em 2003 424.759 227.377 (14.946) 85 177.035 (31.246)605

18.01 - ESTATUTO SOCIALANEXO I DA ATA ÚNICA DAS ASSEMBLÉIAS GERAIS ORDINÁRIA E EXTRAORDINÁRIA,REALIZADAS EM 30 DE ABRIL DE 2002ESTATUTO SOCIAL DA GUARANIANA S.A.CAPÍTULO IDA DENOMINAÇÃO, SEDE, OBJETO SOCIAL E PRAZO DE DURAÇÃOArtigo 1º - A GUARANIANA S.A. é uma sociedade anônima regida pelo presente Estatuto e pelas disposições legais quelhe forem aplicáveis.Artigo 2º- A sociedade tem sua sede e foro na cidade do Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro, na Rua da Candelária65, 16º andar (parte) podendo para melhor desempenho de suas atividades, criar sucursais, filiais, agências, escritórios derepresentação ou qualquer outro tipo de estabelecimento correlato no País ou no exterior.Artigo 3º - A sociedade tem por objeto social a participação em outras sociedades, na qualidade de sócia minoritária oucontroladora, qualquer que seja o respectivo objeto social; intermediação e assessoria de negócios, no País ou no exterior;importação de bens e serviços; realização de estudos e projetos comerciais, industriais e de serviços, bem como suaimplantação.Artigo 4º - O prazo de duração da sociedade é indeterminado.CAPÍTULO IIDO CAPITAL SOCIAL E DAS AÇÕESArtigo 5º - O Capital Social Autorizado é de R$ 4.500.000.000,00 (quatro bilhões e quinhentos milhões reais), e o capitaltotalmente subscrito e integralizado é de R$ 4.275.025.302,74 (quatro bilhões, duzentos e setenta e cinco milhões, vinte ecinco mil, trezentos e dois reais e setenta e quatro centavos), dividido em 5.268.326.764 (cinco bilhões, duzentos e sessentae oito milhões, trezentos e vinte e seis mil, setecentos e sessenta e quatro) ações ordinárias, nominativas, sem valornominal.Parágrafo único - O capital social poderá ser aumentado sem guardar proporcionalidade entre as ações, mediante aumentodo número de ações ordinárias ou da criação de classes de ações preferenciais, observado o limite legal.Artigo 6º - Até o limite do capital autorizado, indicado no caput do artigo 5º, o capital social poderá ser aumentado pordecisão do Conselho de Administração e, acima desse limite, por deliberação da Assembléia Geral, sem guardar proporçãoentre as espécies ou classes de ações existentes.Parágrafo 1º - O Conselho de Administração estabelecerá as condições de emissão de ações da sociedade, inclusive preçoe prazo de integralização, até o limite do capital autorizado.Parágrafo 2º - O Conselho de Administração poderá autorizar, nos termos do Artigo 172 da Lei nº 6.404, de 15 dedezembro de 1976, a emissão de ações ou bônus de subscrição, sem direito de preferência para os antigos acionistas.Artigo 7º - A cada ação ordinária é atribuído um voto nas deliberações das assembléias.Artigo 8º - As ações preferenciais não conferem direito de voto a seus titulares, mas terão prioridade no reembolso docapital, sem prêmio, no caso de liquidação da sociedade.Parágrafo único - As ações preferenciais (Artigo 6º) serão resgatáveis, conforme condições a serem fixadas pelo Conselhode Administração, e previamente anunciadas, por ocasião de sua emissão.Artigo 9º - A sociedade poderá emitir certificados de ações ou cautelas que as representem. Poderá, também, emitircertificados de múltiplos de ações.Parágrafo único - Os títulos representativos das ações da sociedade podem ser assinados por dois procuradores compoderes especiais.606

Artigo 10 - A sociedade poderá manter todas suas ações em conta de depósito, em nome de seus titulares, na instituiçãoque designar, sem emissão de certificados.Artigo 11 - A sociedade pode emitir, por deliberação do Conselho de Administração, dentro do limite de aumento docapital autorizado, bônus de subscrição.Parágrafo único - Aplica-se aos bônus de subscrição, no que couber, o disposto no Parágrafo 2º do Artigo 6º, e nos Artigos9º e 10.CAPÍTULO IIIDA ASSEMBLÉIA GERALArtigo 12 - As condições para a realização da Assembléia Geral, a forma de sua convocação e funcionamento, onúmero necessário de acionistas presentes, a maneira de suas deliberações e seus atos preliminares são os prescritos emLei e neste Estatuto.Artigo 13 - As deliberações da Assembléia Geral serão tomadas por maioria absoluta de votos dos acionistas presentes àreunião, à exceção das matérias abaixo que deverão ser aprovadas por maioria qualificada de 3/4 (três quartos) dosacionistas:I - alterações no estatuto social da sociedade;II - aumentos de capital da sociedade, bem como qualquer outra forma de aporte de recursos na sociedade;III - distribuição de dividendos da sociedade;IV - criação de nova classe de ações, bem como aumento ou redução de vantagens para as espécies ou classes já existentes; eV- fusão, cisão, transformação, incorporação e liquidação da sociedade.Artigo 14 - A Assembléia Geral dos Acionistas, convocada pelo Conselho de Administração, reunir-se-á, ordinariamente,dentro dos quatro primeiros meses de cada ano após o término do exercício social e, extraordinariamente, sempre que sefizer necessário.Artigo 15 - A Assembléia Geral Ordinária ou Extraordinária será instalada e presidida pelo Presidente ou pelo Vice-Presidente do Conselho de Administração da sociedade, ou em suas ausências por um acionista por estes indicado, sendosecretariada por um acionista convidado por quem presidir a Assembléia.CAPÍTULO IVDA ADMINISTRAÇÃOArtigo 16 - A administração da sociedade competirá ao Conselho de Administração e à Diretoria, na forma da lei econforme o previsto neste Estatuto.Parágrafo 1º - O prazo de gestão dos membros do Conselho de Administração é de 3 (três) anos permitida a reeleição .Parágrafo 2º - O prazo de gestão da Diretoria é de 2 (dois) anos, permitida a reeleição.Parágrafo 3º - Os administradores serão investidos nos seus cargos mediante assinatura de termo de posse no Livro deAtas do Conselho de Administração ou da Diretoria, conforme o caso.Parágrafo 4º - O prazo de gestão dos Conselheiros e Diretores se estenderá até a investidura dos respectivos sucessores.Parágrafo 5º - AAssembléia Geral fixará o montante global da remuneração do Conselho de Administração e da Diretoriae a participação no lucro da sociedade, observados, neste caso, os limites globais. O Conselho de Administração distribuiráa remuneração fixada entre seus membros e os da Diretoria.607

SEÇÃO IDO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃOArtigo 17 - O Conselho de Administração, órgão de deliberação colegiada, será eleito pela Assembléia Geral e compostode no mínimo 5 (cinco) e no máximo 10 (dez) membros titulares e respectivos suplentes, todos acionistas da sociedade. OPresidente e o Vice-Presidente do Conselho de Administração serão eleitos dentre os conselheiros pela Assembléia Geral.Parágrafo único - O Presidente do Conselho de Administração será substituído em suas faltas e impedimentos eventuaispelo Vice-Presidente.Artigo 18 - O Conselho de Administração reunir-se-á, ordinariamente, uma vez por mês e, extraordinariamente, sempreque convocado pelo Presidente ou, na sua falta, pelo Vice-Presidente deste órgão ou ainda por quaisquer 2 (dois)conselheiros em conjunto.Parágrafo 1º - As reuniões serão convocadas por intermédio de aviso escrito, enviado a cada Conselheiro comantecedência mínima de cinco dias da reunião. O aviso conterá breve descrição das matérias da ordem do dia e seráconsiderado dispensado se o Conselheiro presente não o reclamar até o início da reunião.Parágrafo 2º - Independentemente das formalidades prescritas no parágrafo anterior, será considerada regular a reunião aque comparecerem pessoalmente todos os Conselheiros.Parágrafo 3º - O quorum de instalação das reuniões do Conselho de Administração será o da maioria dos seus membros.As deliberações, com exceção daquelas elencadas no Parágrafo 4º deste Artigo, deverão ser tomadas por maioria devotos de seus membros, sendo permitido aos ausentes a antecipação de seus votos, desde que, por escrito, porintermédio de carta, telex ou telegrama dirigido a membro do Conselho de Administração.Parágrafo 4º - As deliberações relativas às matérias abaixo deverão ser aprovadas por maioria qualificada de 3/4 (trêsquartos) dos membros do Conselho de Administração:I - orçamento anual da sociedade;II - contratação de empréstimo ou assunção de dívida que resulte no endividamento da sociedade em valor superior a 15%(quinze por cento) do seu patrimônio líquido;III - aquisição de ativos, de qualquer natureza ou incursão em despesas não previstas no orçamento, em valor superior aR$ 1.500.000,00 (hum milhão e quinhentos mil reais), atualizados anualmente pelo IGP-M ou qualquer índice oficial quevenha a substituí-lo;IV - contratação ou outorga de poderes que importem na assunção de obrigações em valor superior a R$ 1.500.000,00 (hummilhão e quinhentos mil reais), atualizados anualmente pelo IGP-M ou qualquer índice oficial que venha a substituí-lo;V- alienação de bens ou direitos considerados fundamentais ao desenvolvimento das atividades previstas no objeto socialda sociedade, inclusive participações societárias, que se encontrem registrados no ativo permanente da sociedade, bemcomo a alienação ou oneração de ações de emissão de outras empresas e de titularidade da sociedade;VI - constituição de qualquer espécie de garantia pela sociedade em favor de terceiros, salvo para dívidas de empresascontroladas pela sociedade, respeitadas as limitações do item “II” e “IV” acima;VII - celebração de contratos pela sociedade com seus próprios acionistas ou com pessoas por elas controladas ou a elascoligadas, direta ou indiretamente;VIII - definição do plano estratégico da sociedade; eIX - seleção e/ou destituição, sempre dentre firmas de capacidade reconhecida internacionalmente, dos auditores externosda sociedade, sendo tal contratação obrigatória para a sociedade.Parágrafo 5º - As deliberações do Conselho devem ser registradas no livro de “Atas das Reuniões do Conselho deAdministração”.608

Artigo 19 - Compete ao Conselho de Administração:I - fixar a orientação geral dos negócios da sociedade, suas sucursais, filiais, agências, escritórios de representação ouqualquer outro tipo de estabelecimento correlato no País e no exterior;II - eleger e destituir os diretores da sociedade, fixar-lhes as atribuições, inclusive atribuir a um Diretor a função deRelações com o Mercado;III - fiscalizar a gestão dos diretores, examinar, a qualquer tempo, os livros e papéis da companhia, solicitar informaçõessobre contratos celebrados ou em via de celebração, e quaisquer outros atos;IV - deliberar sobre a convocação de Assembléias Gerais;V- manifestar-se sobre o relatório da administração e as contas da Diretoria;VI - deliberar sobre aumento do capital social e emissão de bônus de subscrição, mediante subscrição pública ou particular,até o limite do capital autorizado, estabelecendo as condições de emissão, o preço e o prazo de integralização, quando foro caso;VII - aprovar a alienação de bens do ativo permanente, renúncia a direitos da sociedade e constituição de ônus reais sobrebens do ativo, bem como prestar garantias fidejussórias;VIII - deliberar sobre dividendos intermediários e propor à Assembléia Geral a destinação dos lucros líquidos do exercício;IX - escolher e destituir os auditores independentes;X - deliberar sobre aquisição das próprias ações;XI - manifestar-se sobre qualquer assunto a ser submetido à Assembléia Geral;XII - deliberar sobre a emissão de qualquer título e valor mobiliário autorizado pela legislação;XIII - estabelecer critérios e normas para empréstimos, financiamentos e contratos em geral;XIV - autorizar a negociação, celebração ou alteração de contrato de qualquer espécie ou valor entre a sociedade e seusacionistas, diretamente ou através de sociedades interpostas ou, ainda, sociedades de que participem, direta ouindiretamente;XV - estabelecer a política geral de pessoal da sociedade e os critérios relativos a remuneração, direitos e vantagens dosempregados, fixando as respectivas despesas;XVI - autorizar a prestação de garantias em favor de sociedades de que participe, direta ou indiretamente;XVII - autorizar a instalação e extinção de filiais, sucursais, agências, escritórios de representação, ou qualquer outro tipode estabelecimento correlato no País e no exterior;XVIII - propor à Assembléia Geral alterações deste Estatuto;XIX - aprovar a aquisição de bens; eXX - deliberar sobre os casos omissos neste Estatuto.Artigo 20 - Compete ao Presidente do Conselho de Administração, além de suas atribuições como conselheiro, o seguinte:I - convocar as Assembléias Gerais, quando o Conselho deliberar realizá-las;II - convocar, instalar e presidir as reuniões do Conselho;III - comunicar à Diretoria e à Assembléia Geral, quando for o caso, as deliberações tomadas pelo Conselho deAdministração; e609

IV - receber as notificações encaminhadas ao Conselho de Administração.SEÇÃO IIDIRETORIAArtigo 21 - A Diretoria é o órgão executivo da administração. A Diretoria é composta de 04 (quatro) membros, sendo 1(um) Diretor Presidente, 1 (um) Diretor Financeiro-Administrativo, 1 (um) Diretor de Controle de Gestão e 1 (um) Diretorde Desenvolvimento Estratégico. O Conselho de Administração da Sociedade designará um dos membros da Diretoria,com exceção do Diretor-Presidente, para exercer as funções de Diretor Vice-Presidente da Sociedade.Parágrafo 1º - Os membros da Diretoria serão eleitos pelo Conselho de Administração, com mandato de 2 (dois) anos,podendo ser reeleitos.Parágrafo 2º - Em suas ausências ou impedimentos temporários, os diretores serão substituídos de acordo com a indicaçãoda Diretoria. O Diretor-Presidente, na sua ausência, será substituído pelo Diretor Vice-Presidente. Na ausência, também,do Diretor Vice-Presidente, serão o Diretor Presidente e o Diretor Vice-Presidente substituídos por outros diretoresindicados pela Diretoria.Parágrafo 3º - Em caso de vacância do cargo de Diretor-Presidente, o Conselho de Administração será imediatamenteconvocado para eleição de substituto. Em caso de vacância de qualquer outro diretor, o órgão continuará em funcionamentocom os demais diretores, devendo o Conselho de Administração ser imediatamente convocado para eleição de novo diretor.Parágrafo 4º - Os Diretores, dentro das respectivas atribuições, terão amplos poderes de administração e gestão dosnegócios sociais para prática de todos os atos e realização de todas as operações que se relacionem com o objeto social,ressalvadas as hipóteses previstas neste Estatuto, de operações que somente possam ser realizadas mediante préviadeliberação do Conselho de Administração ou da Diretoria, obedecidas as condições previstas no Artigo 23 deste Estatuto.Artigo 22 - A Diretoria reunir-se-á sempre que os interesses da sociedade o exigirem, convocada por qualquer Diretor.Parágrafo único - As deliberações serão tomadas por maioria de votos e registradas no livro de “Atas das Reuniões daDiretoria”.Artigo 23 - A representação ativa e passiva da sociedade será exercida em conjunto pelos Diretores.Parágrafo 1º - A sociedade somente poderá assumir obrigações mediante a assinatura de dois Diretores; ou de um Diretore um procurador; ou, ainda, de dois procuradores.Parágrafo 2º - Excepcionalmente, a sociedade poderá ser representada por um único Diretor ou um único procurador noscasos de:I - endosso de títulos para efeitos de cobrança ou depósito, em nome da sociedade, em instituições financeiras;II - representação judicial da sociedade; eIII - atos de administração perante repartições públicas federais, estaduais, municipais, autarquias ou outras entidadesgovernamentais;Parágrafo 3º - As procurações serão assinadas por dois Diretores e, salvo as outorgadas com poderes ad judicia, terãoprazo de mandato de até um ano.Artigo 24 - Compete à Diretoria, como órgão Colegiado:I - propor o orçamento anual da sociedade;610

II - opinar sobre os documentos mencionados no Artigo 25, inciso VIII deste estatuto;III - propor a instalação e a extinção de filiais, sucursais, agências, escritórios de representação ou outro qualquer tipo deestabelecimento correlato no País ou no exterior;IV - decidir sobre assuntos que lhe forem submetidos pelos Diretores;V- cumprir e fazer cumprir a política e a orientação geral dos negócios da sociedade estabelecidos pelo Conselho deAdministração;VI - aprovar as normas de pessoal da sociedade, em consonância com a política geral aprovada pelo Conselho deAdministração;VII - adquirir, alienar e onerar bens do ativo permanente, mediante prévia aprovação do Conselho de Administração,podendo estabelecer normas e delegar poderes, obedecidas as condições previstas no Artigo 23 deste Estatuto;VIII - autorizar a aquisição, alienação e oneração de bens móveis, excetuados valores mobiliários, podendo estabelecer edelegar poderes;IX - autorizar a celebração de acordos, contratos e convênios que constituam ônus, obrigações ou compromissos para asociedade, podendo estabelecer normas e delegar poderes; eX - elaborar, em cada exercício, os Relatórios da Administração, as Demonstrações Financeiras e a proposta sobre adestinação dos lucros da sociedade a serem submetidas ao Conselho de Administração e à Assembléia Geral.Artigo 25 - Compete ao Diretor-Presidente:I - exercer a direção executiva da sociedade, cumprindo-lhe para tanto coordenar e orientar as atividades dos Diretores,diligenciando para que sejam fielmente cumpridas as deliberações e as diretrizes fixadas pela Assembléia Geral e peloConselho de Administração;II - convocar e presidir as reuniões da Diretoria;III - manter o Conselho de Administração informado das atividades da sociedade;IV - exercer as funções de Diretor de Relações com Investidores;V- representar a sociedade em juízo ou fora dele, perante as empresas participadas e/ou controladas, os acionistas, ospoderes constituídos e o público em geral;VI - supervisionar a elaboração do orçamento anual da sociedade e apresentar a respectiva proposta à apreciação doConselho de Administração;VII - supervisionar as atividades das áreas que lhe estiverem diretamente subordinadas;VIII - elaborar, junto com os demais Diretores o relatório anual da sociedade, a proposta da Diretoria sobre a destinaçãodos lucros líquidos do exercício, juntamente com as demonstrações financeiras, depois de cumpridas as formalidadesprevistas neste Estatuto, e fazer a apresentação da matéria ao Conselho de Administração;IX - fazer publicar o relatório anual da sociedade.Artigo 26 - Compete a cada Diretor coordenar, planejar e executar as atividades da sociedade, com vistas à realização doseu objeto social, na sua área de atuação.611

CAPÍTULO VDO CONSELHO FISCALArtigo 27 - O Conselho Fiscal funcionará nos exercícios sociais em que for instalado a pedido de acionistas.Parágrafo único - O Conselho Fiscal será composto de três membros efetivos e igual número de suplentes, eleitos pelaAssembléia Geral.Artigo 28 - Ao Conselho Fiscal compete exercer as atribuições previstas na legislação em vigor.CAPÍTULO VIDO EXERCÍCIO SOCIAL, DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS E DA DISTRIBUIÇÃO DOS LUCROSArtigo 29 - O exercício social termina em 31 de dezembro de cada ano, quando serão elaboradas as demonstraçõesfinanceiras, sendo levantados balanços semestrais em 30 de junho de cada ano.Artigo 30 - Observado o disposto nos Artigos 189 e 190 da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, do resultado doexercício será destacada, parcela a ser atribuída aos administradores, a título de participação nos lucros sociais.Parágrafo único - A Assembléia Geral aprovará o montante da participação e a forma de rateio entre os membros doConselho de Administração e da Diretoria.Artigo 31 - Juntamente com as demonstrações financeiras do exercício, o Conselho de Administração apresentará àAssembléia Geral Ordinária proposta sobre a destinação do lucro líquido do exercício que remanescer após as seguintesdeduções ou acréscimos, realizados nesta ordem:I - 5% (cinco por cento) para a formação da reserva legal, que não excederá de 20% (vinte por cento) do capital social;II - importância destinada à formação de reservas para contingências, e reversão das formadas em exercícios anteriores;III - lucros a realizar, e reversão dos lucros anteriormente registrados nessa reserva que tenham sido realizados noexercício; eIV - 25% (vinte e cinco por cento) para pagamento do dividendo mínimo obrigatório aos acionistas.Artigo 32 - Os acionistas têm direito a receber o dividendo obrigatório de, no mínimo, 25% (vinte e cinco por cento) dolucro líquido do exercício, ajustado na forma prevista no artigo anterior, nos termos do Artigo 202 da Lei nº 6.404, de 15de dezembro de 1976.Artigo 33 – O valor dos juros, pago ou creditado, a título de juros sobre o capital próprio, nos termos do Artigo 9º,Parágrafo 7º da Lei nº 9.249, de 26/12/95, e legislação e regulamentação pertinentes, poderá ser imputado ao dividendoobrigatório, integrando tal valor o montante dos dividendos distribuídos pela sociedade para todos os efeitos legais.Parágrafo único - Por deliberação do Conselho de Administração, poderão ser declarados dividendos intermediários àconta de lucro apurado em balanço semestral ou em balanço correspondente a períodos menores ou ainda à conta de lucrosacumulados ou reservas de lucros existentes no último balanço anual ou semestral, conforme dispõe o Artigo 204 da Leinº 6.404, de 15 de dezembro de 1976.612

19.05 - OPERAÇÕES COM EMPRESAS RELACIONADASControlada/Coligada:CIA. DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIAA COELBA efetuou transações com partes relacionadas:ControladoraPartes Relacionadas Natureza da Operação 31/03/04 31/12/03 31/03/03Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo ResultadoFundação Coelba - FAELBA Contrato de Mútuo – dívida dapatrocinadora 2.854 (189) 6.245 (877)Guaraniana S/A Alienação Tracol 40 4.874 281Dividendos e juros sobre capitalpróprio a receber 61.983Total Guaraniana 61.983 40 4.874 281Garter Properties Inc. (1) Emprést - “Intercompany Notes” 908.297 (21.513) 891.821 49.706Celpe Serviços Compartilhados 5.193 5.144Reembolso de despesas 25Uso da Rede 21 50 (80) 24 49 48Suprimento energia – compra 77 (230) - 121 (271)Total Celpe 5.239 127 (310) 5.168 170 (223)Itapebi Reembolso de despesas 21 128 20Dividendos e juros sobre capitalpróprio a receber 5.426 5.973Adiantamento a fornecedor 8.820 349 20.002Energia comprada 14.630 (42.474) 14.630 (43.584)14.267 14.630 (41.997) 25.995 14.630 (43.584)Iberdrola Energia S.A. Reembolso de despesas 78 80Iberdrola Empreendimentos S/A Prestação de Serviços 436 (3) 29 1.763 (2.227)Iberdrola S/A Reembolso de despesas 5 8 (241)Dividendos e juros sobre capitalpróprio a receber 15.664Iberdrola Redes S.A. Reembolso de despesas 123 123Iberdrola Engenharia Reembolso de despesas 29 52 29Total Iberdrola 235 16.100 49 269 1.763 (2.468)Cosern Reembolso de despesas 11 28 21 26Dividendos e juros sobre capitalpróprio a receber 1.166 37.173Serviços Compartilhados 894 1.117Uso da Rede 9 21 9 18Materiais e serviços 61 4Total COSERN 914 61 1.215 38.320 4 44Amara Brasil Reembolso de despesas 248 (671) 247 (741)GCS Reembolso de despesas (45) 951 (1.003)Energia comprada 6.026 (7.701)6.026 (7.746) 951 (1.003)Televias Reembolso de despesas (16)Termopernambuco Uso rede 4 12Energia comprada 2.238Adiantamento 7.4817.485 2.238 12Fundação COELBA – Contrato FAELBA nº 4600000522, vigência até 30 de julho de 2004, índice de correção CDI oupela variação do INPC + 6% a.a., dos dois o maior.Guaraniana – Instrumento particular de compra e venda de ações da Tracol Serviços Elétricos S/A, constituído em 28 deagosto de 2002, índice de correção IGPM.613

Garter Properties Inc. – Contrato de empréstimo Garter, vigência até 25 de julho de 2004, índice de correção Libor +Spread 3%.Celpe – Contrato de serviços compartilhados entre as empresas COELBA, COSERN e CELPE, referente aos saldos deOrdens de Dispêndios Reembolsáveis - ODR, vigência até 05 de outubro de 2021.Itapebi – Contrato bilateral de compra e venda com vigência até 15 de abril de 2007. Adicionalmente, possuiadiantamentos efetuados os quais vêm sendo compensados com faturas de suprimento de energia, sendo atualizados peloíndice de correção 110% do CDI, estando suportados pelo Contrato de Suporte dos Acionistas.Iberdrola Empreendimentos S.A. – Contrato nº 4600004396, referente a serviços de consultoria técnica nas áreas deprojeto e construção de instalações de transmissão e distribuição de energia elétrica, gestão ambiental, consultoria emeficiência energética e consultoria de processos, vigência até 30 de maio de 2006, corrigido a cada 12 meses com baseaté o Custo Nacional da Construção Civil e Obras Públicas, Serviços de Consultoria, Coluna 39, Série A0157980 darevista Conjuntura Econômica da Fundação Getúlio Vargas.Cosern – Contrato de serviços compartilhados entre as empresas COELBA, COSERN e CELPE, referente aos saldos deOrdens de Dispêndios Reembolsáveis - ODR, vigência até 05 de outubro de 2021Amara Brasil – Contrato nº 4600001249, referente à administração de almoxarifado, vigência até 16 de setembro de2004.GCS – Contrato GCS AM 04/2001, referente à compra e venda de energia elétrica, vigência até 03 de abril de 2017.TERMOPERNAMBUCO – contrato de compra e venda de energia elétrica, vigência até dezembro de 2023, reajusteanual com base na variação do IGPM.(1) Intercompany Notes, empréstimo junto a Garter Properties Inc. sociedade que efetuou a captação de recursos externospara a Companhia juntos aos sindicatos de bancos, liderado pelo Bank Boston (vide nota explicativa nº 18• Serviços compartilhadosAs empresas COELBA, CELPE e COSERN celebraram, entre si, em 30 de outubro de 2001, vigente até 05 denovembro de 2021, o Contrato denominado “Guaraniana Serviços Compartilhados” com o objetivo de :• implantar um sistema unificado de atividades operacionais e administrativas, nas áreas: Engenharia Básica,Suprimentos, Marketing, Informática, Riscos e Seguros e Regulação e Tarifa;• otimizar o aproveitamento dos recursos financeiros e humanos empregados no desenvolvimento das referidasatividades, em regime de serviços de interesse recíproco; e• atender, de maneira mais eficiente e econômica, aos interesses e necessidades de cada uma das Consorciadas.Em 1° de novembro de 2001, as concessionárias encaminharam o pedido de anuência ao referido contrato à ANEEL, ematendimento ao estabelecido na Resolução ANEEL nº 022, de 4 de fevereiro de 1999. Em decorrência da implementaçãodo Consórcio, os balanços das empresas contemplam ativos e passivos oriundos destas transações.Posteriormente, a ANEEL, através do Ofício n° 1327/2002-SFF/ANEEL, de 26 de dezembro de 2002, comunicou a nãoaprovação do Contrato de Consórcio. A administração está apresentando esclarecimentos adicionais referentes à formade atuação e aos benefícios auferidos pelas empresas com a implementação do Consórcio, com vista a obter a anuênciada ANEEL para o referido contrato.614

19.06.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20011 Ativo Total 4.137.830 4.202.435 3.575.6911.01 Ativo Circulante 811.928 900.381 576.8461.01.01 Disponibilidades 26.239 73.996 12.2471.01.02 Créditos 782.616 735.700 551.4971.01.03 Estoques 3.073 3.129 3.5821.01.04 Outros 0 87.556 9.5201.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.198.370 1.134.697 864.5221.02.01 Créditos Diversos 1.166.972 1.072.408 859.5111.02.02 Créditos Com Pessoas Ligadas 31.398 48.469 9841.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 31.398 48.469 9841.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.03 Outros 0 13.820 4.0271.03 Ativo Permanente 2.127.532 2.167.357 2.134.3231.03.01 Investimentos 594.927 666.223 695.4511.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 586.403 664.721 693.5811.03.01.03 Outros Investimentos 8.524 1.502 1.8701.03.02 Imobilizado 1.532.605 1.500.726 1.437.6471.03.03 Diferido 0 408 1.22519.06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20012 Passivo Total 4.137.830 4.202.435 3.575.6912.01 Passivo Circulante 1.705.498 907.421 742.1312.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.106.107 215.503 188.3492.01.02 Debêntures 0 65.872 71.0772.01.03 Fornecedores 155.438 168.358 143.3752.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 125.620 89.331 88.4042.01.05 Dividendos a Pagar 157.164 157.088 100.1132.01.06 Provisões 9.491 50.121 37.4032.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 1.032 11.5682.01.08 Outros 151.678 160.116 101.8422.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 747.757 1.623.326 1.225.1352.02.01 Empréstimos e Financiamentos 457.408 581.794 322.1362.02.02 Debêntures 0 0 60.0002.02.03 Provisões 77.291 31.640 28.4172.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 769.504 696.1202.02.05 Outros 213.058 240.388 118.4622.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 1.684.575 1.671.688 1.608.4252.05.01 Capital Social Realizado 1.068.297 1.068.297 1.068.2972.05.02 Reservas de Capital 414.445 409.845 399.5302.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 201.833 193.546 140.5982.05.04.01 Legal 33.910 25.623 19.4762.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 167.923 167.923 121.1222.05.04.06 Especial p/ Dividendos não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0615

19.07 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20013.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.397.203 1.935.178 1.887.0353.02 Deduções da Receita Bruta (616.150) (491.486) (370.338)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.781.053 1.443.692 1.516.6973.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.103.716) (957.470) (899.760)3.05 Resultado Bruto 677.337 486.222 616.9373.06 Despesas/Receitas Operacionais (542.186) (421.554) (467.499)3.06.01 Com Vendas (125.131) (104.397) (117.834)3.06.02 Gerais e Administrativas (149.517) (136.417) (120.594)3.06.03 Financeiras (295.463) (200.252) (341.636)3.06.03.01 Receitas Financeiras 364.559 (394.370) (116.945)3.06.03.02 Despesas Financeiras (660.022) 194.118 (224.691)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 27.925 19.512 112.5653.07 Resultado Operacional 135.151 64.668 149.4383.08 Resultado não Operacional (8.914) (3.226) (6.407)3.08.01 Receitas 493 6.928 1.9283.08.02 Despesas (9.407) (10.154) (8.335)3.09 Resultado antes Tributação/participações 126.237 61.442 143.0313.10 Provisão para IR e Contribuição Social (9.182) 1.104 (15.250)3.11 IR Diferido (19.702) (9.598) (4.245)3.12 Participações/contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 68.389 70.000 115.2553.15 Lucro/prejuízo do Exercício 165.742 122.948 238.791NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 18.817.734 18.817.734 18.817.734LUCRO POR AÇÃO 0,00881 0,00653 0,01269PREJUÍZO POR AÇÃO19.08.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 1.068.297 409.845 0 193.546 0 1.671.6885.02 Ajustes De Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/redução Do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização De Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações Em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/prejuízo Do Exercício 0 0 0 0 165.742 165.7425.07 Destinações 0 0 0 8.287 (165.742) (157.455)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 8.287 (8.287) 05.07.02 Juros Sobre Capital Próprio 0 0 0 0 (68.389) (68.389)5.07.03 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (89.066) (89.066)5.08 Outros 0 4.600 0 0 0 4.6005.09 Saldo Final 1.068.297 414.445 0 201.833 0 1.684.575616

19.08.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A 31/12/2002 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 1.068.297 399.530 0 140.598 0 1.608.4255.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 10.315 0 0 0 10.3155.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 122.948 122.9485.07 Destinações 0 0 0 52.948 (122.948) (70.000)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 1.068.297 409.845 0 193.546 0 1.671.68819.08.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2001 A 31/12/2001 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 1.068.297 399.530 0 25.925 0 1.493.7525.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 238.791 238.7915.07 Destinações 0 0 0 114.673 (238.791) (124.118)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 1.068.297 399.530 0 140.598 0 1.608.42519.09 - CARACTERÍSTICAS DO SETOR DE ATUAÇÃOControlada/Coligada: CIA. DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIAA COELBA foi criada em 1959, como uma sociedade de economia mista controlada pelo Estado da Bahia. Em maio de1960, o Governo Federal concedeu autorização à COELBA para funcionar como empresa concessionária de energiaelétrica. Nas décadas de 1960 e 1970, a COELBA incorporou diversas sociedades distribuidoras de energia elétrica noEstado da Bahia (Centrais Elétricas do Rio das Contas – CERC, Companhia de Energia Elétrica da Bahia – CEEB eCompanhia de Eletrificação Rural do Nordeste – CERN), além de absorver outros sistemas operados por prefeiturasmunicipais.Em 31 de julho de 1997, a Emissora adquiriu o controle acionário da COELBA, concessionária de distribuição de energiaelétrica no Estado da Bahia. À época da aquisição do controle da COELBA pela Emissora, sua área de concessãocompreendia 566.909 km 2 , atendendo 415 dos 417 municípios do Estado da Bahia. Ao longo dos anos de 1998 e 1999, aEmissora foi periodicamente adquirindo no mercado ações da COELBA. Em outubro de 1999, através de uma ofertapública de compra de ações realizada na Bolsa de Valores de São Paulo, a Emissora adquiriu mais 31,34% do capital socialda COELBA, passando a ser titular de 87,84% do capital total de referida companhia.617

19.05 - OPERAÇÕES COM EMPRESAS RELACIONADASControlada/Coligada :CIA ENERGÉTICA DO RIO GRANDE DO NORTEA COSERN efetuou transações com partes relacionadas:31/03/04 31/12/03 31/03/03Partes relacionadas Transações Ativo Passivo Receita Receita(Despesa) Ativo Passivo (Despesa)Iberdrola Energia Pessoal 6Amara Brasil (a) Administração de almoxarifado 9 (133) 41IBENBRASIL (b) Serviço de Engenharia 110 77Termoaçu S/A ( c) Valores a receber 4 181GCS Energia (d) Valores a pagar (147) 210 (63)GCS Comércio e Serviços (e) Serviços de consultoria 20 (55) 17Celpe Serviços compartilhados (g) 70 22Material/serviço 55 16 35Total Celpe 55 70 16 22 35Coelba Serviços compartilhados (g) 894 1.117Material/serviço 61 11 (28) 4 21 (26)Uso da rede 9 (21) 9 (18)Dividendos/Juros sobre o capital próprio (1.166) 40.471Total Coelba 61 914 (1.215) 4 41.618 (44)Guaraniana Venda da Termoaçu (f) 4.680 127.294Dividendos/Juros sobre o capital próprio 13.711Total Guaraniana 4.680 127.294 13.711Fasern (h) Contrato de mútuo 1.035 1.536(a) Amara Brasil - Contrato nº 44113998, vigência de 16/12/1998 até 15/05/2005. O mesmo é corrigido pelo IGPM a cada12 meses.(b) Ibenbrasil - Contrato nº 4600004918, vigência de 01/09/2003 até 31/08/2006, corrigido a cada 12 meses com base atéo Custo Nacional da Construção Civil e Obras Públicas, Serviços de Consultoria, Coluna 39, Série A0157980 da revistaConjuntura Econômica da Fundação Getúlio Vargas.(c) Termoaçu - Contrato com validade até 30/10/2004, sendo corrigido a cada 12 meses pelo IGPM.(d) GCS - Contrato de Compra de Energia (GCS AM – 010/2002), vigência de 01/10/2002 até 30/11/2006. O reajuste domesmo ocorrerá na data de revisão do reajuste tarifário, através da aplicação da seguinte fórmula:Pcei = Pceoi * (K1*IGPM1i)IGPMoi(e) GCS - Contrato de Prestação de Serviços, vigência de 01/01/2003 até 31/12/2005. O mesmo será atualizadoanualmente aplicando a seguinte fórmula:Pi = Poi * IGPM1iIGPMoiGuaraniana - Contrato de Compra e Venda de Ações e Outras Avenças, sendo o saldo corrigido pela Taxa DI Over,constituído em 31 de março de 2003.618

19.06.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20011 Ativo Total 1.232.706 1.322.655 1.062.1681.01 Ativo Circulante 253.474 349.178 288.5041.01.01 Disponibilidades 8.011 7.002 28.4841.01.02 Créditos 244.747 341.306 258.8911.01.03 Estoques 716 870 1.1291.01.04 Outros 0 0 01.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 662.184 489.461 413.9101.02.01 Créditos Diversos 534.890 489.461 413.9101.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 127.294 0 01.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 0 0 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 127.294 0 01.02.03 Outros 0 0 01.03 Ativo Permanente 317.048 484.016 359.7541.03.01 Investimentos 10 150.650 52.7451.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 150.640 52.5961.03.01.03 Outros Investimentos 10 10 1491.03.02 Imobilizado 317.038 311.504 306.6541.03.03 Diferido 0 21.862 35519.06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20012 Passivo Total 1.232.706 1.322.655 1.062.1682.01 Passivo Circulante 447.924 369.585 344.5222.01.01 Empréstimos e Financiamentos 271.415 172.462 123.7012.01.02 Debêntures 0 19.711 40.0312.01.03 Fornecedores 38.058 53.307 52.1532.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 31.150 0 02.01.05 Dividendos a Pagar 58.157 38.276 32.9592.01.06 Provisões 17.951 15.936 32.7822.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 6 2.525 3.5232.01.08 Outros 31.187 67.368 59.3732.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 283.773 457.057 247.5932.02.01 Empréstimos e Financiamentos 179.889 333.225 194.6332.02.02 Debêntures 0 0 18.7502.02.03 Provisões 14.153 18.682 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 1.139 1.961 02.02.05 Outros 88.592 103.189 34.2102.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 501.009 496.013 470.0532.05.01 Capital Social Realizado 140.413 140.413 140.4132.05.02 Reservas de Capital 228.362 226.258 223.7102.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 132.234 129.342 105.9302.05.04.01 Legal 0 0 14.5362.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 0 91.3942.05.04.06 Especial p/ Dividendos não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0619

19.07 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20013.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 609.925 554.245 564.0903.02 Deduções da Receita Bruta (142.368) (114.707) (88.820)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 467.557 439.538 475.2703.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (322.053) (305.323) (270.445)3.05 Resultado Bruto 145.504 134.215 204.8253.06 Despesas/receitas Operacionais (81.995) (85.190) (106.521)3.06.01 Com Vendas (12.149) (24.457) (20.138)3.06.02 Gerais e Administrativas (38.390) (41.387) (41.403)3.06.03 Financeiras (31.456) (19.346) (44.980)3.06.03.01 Receitas Financeiras 140.490 141.577 52.4373.06.03.02 Despesas Financeiras (171.946) (160.923) (97.417)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 03.07 Resultado Operacional 63.509 49.025 98.3043.08 Resultado não Operacional (1.043) (816) (1.016)3.08.01 Receitas 803 229 6473.08.02 Despesas (1.846) (1.045) (1.663)3.09 Resultado antes Tributação/participações 62.466 48.209 97.2883.10 Provisão para IR e Contribuição Social (7.675) (6.674) (16.779)3.11 IR Diferido (13.237) (10.830) (16.105)3.12 Participações/contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 16.271 0 38.5283.15 Lucro/prejuízo do Exercício 57.825 30.705 102.932NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 42.427 42.427 42.427LUCRO POR AÇÃO 1,36293 0,72371 2,42610PREJUÍZO POR AÇÃO19.08.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 140.413 226.257 0 129.343 0 496.0135.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 57.825 57.8255.07 Destinações 0 0 0 2.891 (57.825) (54.934)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 2.891 (2.891) 05.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (38.663) (38.663)5.07.03 Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 0 (16.271) (16.271)5.08 Outros 0 2.105 0 0 0 2.1055.09 Saldo Final 140.413 228.362 0 132.234 0 501.009620

19.08.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A 31/12/2002 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 140.413 223.710 0 105.930 0 470.0535.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 30.705 30.7055.07 Destinações 0 0 0 23.413 (30.705) (7.292)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 1.535 (1.535) 05.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (7.292) (7.292)5.07.03 Reserva de Retenção de Lucro 0 0 0 21.878 (21.878) 05.08 Outros 0 2.547 0 0 0 2.5475.09 Saldo Final 140.413 226.257 0 129.343 0 496.01319.08.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2001 A 31/12/2001 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 140.413 223.713 0 41.526 0 405.6525.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 (3) 0 0 0 (3)5.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 102.932 102.9325.07 Destinações 0 0 0 64.404 (102.932) (38.528)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 140.413 223.710 0 105.930 0 470.05319.09 - CARACTERÍSTICAS DO SETOR DE ATUAÇÃOControlada/Coligada: CIA. ENERGÉTICA DO RIO GRANDE DO NORTEA “Companhia de Serviços Elétricos do Rio Grande do Norte – Cosern”, antiga denominação da COSERN, foi criada em1961, como uma sociedade de economia mista controlada pelo Estado do Rio Grande do Norte. Com o objetivo deeletrificar todo o Estado do Rio Grande do Norte, utilizando-se da energia produzida pela CHESF, a COSERN iniciou aconstrução de linhas e redes no interior do Estado, uma vez que os serviços de energia elétrica da capital estavam sob aresponsabilidade da Companhia Força e Luz Nordeste do Brasil – CFLNB. Em 1968, a COSERN adquiriu a CFLNB, omesmo ocorrendo com relação à Companhia de Melhoramentos Mossoró S.A. – COMENSA em 1972.Em 12 de dezembro de 1997, a GUARANIANA e a COELBA adquiriram, conjuntamente com a Uptick Participações S.A.,o controle acionário da COSERN, passando a deter 73,34% do capital total de referida companhia. Ao longo do ano 2000,através de duas ofertas públicas de compra de ações realizadas na Bolsa de Valores de São Paulo, a COELBA adquiriu maisações, passando a GUARANIANA a controlar, direta e indiretamente (por meio da COELBA), 84,44% do capital total daCOSERN.621

19.05 - OPERAÇÕES COM EMPRESAS RELACIONADASControlada/Coligada: CIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCOA CELPE efetuou as seguintes transações com partes relacionadas:Partes Relacionadas Natureza de Operação 31/03/04 31/12/03 31/03/03ReceitaReceitaAtivo Passivo (Despesa) Ativo Passivo (Despesa)Iberdrola EmpreendimentosS.A Prestação de serviços (a) - 265 (777) - 325 (426)Fornecimento de energia - - 10 2 - 9Total Iberdrola - 265 767 2 325 (417)Termopernambuco S.A. Cessão de Créditos (b) 145.159 - - 129.167 - -Compra /Devolução de energia 50.172 13.522 - - - -195.331 13.522 - 129.167 - -Guaraniana S.A. Dividendos (c) - 42.367 - - 63.908 -Juros s/Capital Próprio (c) - 40.511 - - 40.511 -Vendas (d) 72.325 - 2.689 91.190 - -Total Guaraniana S.A. 72.325 82.878 2.689 91.190 104.419 -COELBA Suprimento de energia (e) 77 - 230 121 - 271Uso do sistema de transmissão 50 21 80 49 24 (48)Funções compartilhadas (f) - 5.193 - - 5.144 -Outras despesas(Atuarial) - 25 - - - -Total Coelba 127 5.239 (4.883) 170 5.168 (1.932)COSERN Compra de materiais - 15 (16) - - -Cursos - 41 - - - -Funções compartilhadas (f) 70 - - 22 - -Total Cosern 70 56 (16) 22 - 34Termo GCS LTDA. Aluguéis (g) - - 8 4 - 11Fornecimento de energia 11 - 33 32 - 56Total Termo GCS 11 - 41 36 - 67Guaraniana Com.e Serviços S.A. Compra de Energia (h) - - (1.143) - 592 (1.685)Compra de Energia (i) 30.038 (30.038)Prestação de Serviços - - - - - 411Aluguéis - - - - - 12Total GCS - 30.038 (31.181) - 592 1.262Tracol ServiçosElétricos S.A.* Prestação de Serviços - - - - 7 (984)Aluguéis - - - 7 - 20Venda veículos/materiais (j) - - - 415 - -Fornecimento de energia - - - 7 - 9Receita financeira - - - - - 2Total Tracol - - - 429 7 (953)Celpos Contrato de mútuo (l) - 139.367 - - 134.963 -* A partir de setembro de 2003, o Grupo Guaraniana transferiu o controle acionário da Tracol Serviços Elétricos S.A.para outro grupo econômico.622

a) Contrato relativo à execução de serviços de engenharia, gestão de estudos ambientais, eficiência e consultoria deprocesso, aprovado pelo Ofício ANEEL nº 873, de 06 de setembro de 2002.b) Contrato relativo à cessão de créditos, atualizado pela TJLP + 4,5% ao ano.c) Remuneração do acionista majoritário.d) Valor a receber da alienação da Termopernambuco.e) Contratos iniciais de compra e venda de energia (CCVE), autorizados pela Resolução ANEEL nº 045, de 1º de fevereirode 2001, vigência até dezembro de 2005.f) As Companhias COELBA, CELPE e COSERN celebraram, entre si, em 30 de outubro de 2001, vigente até5 de outubro de 2021, o Contrato denominado “Guaraniana Serviços Compartilhados” com o objetivo de :- implantar um sistema unificado de atividades operacionais e administrativas, nas áreas: Engenharia Básica,Suprimentos, Marketing, Informática, Riscos e Seguros e Regulação e Tarifa;- otimizar o aproveitamento dos recursos financeiros e humanos empregados no desenvolvimento das referidasatividades, em regime de serviços de interesse recíproco; e- atender, de maneira mais eficiente e econômica, aos interesses e necessidades de cada uma das Consorciadas.Em 1º de novembro de 2001, as concessionárias encaminharam o pedido de anuência ao referido contrato à ANEEL,em atendimento ao estabelecido na Resolução ANEEL nº 022, de 4 de fevereiro de 1999. Em decorrência daimplementação do Consórcio, os balanços das Companhias contemplam ativos e passivos oriundos destas transações.Posteriormente, a ANEEL, através do Ofício nº 1327/2002-SFF/ANEEL, de 26 de dezembro de 2002, comunicou anão aprovação do Contrato de Consórcio. A administração está apresentando esclarecimentos adicionais referentes àforma de atuação e aos benefícios auferidos pelas empresas com a implementação do Consórcio, com vista a obter aanuência da ANEEL para o referido Contrato.g) Contrato de locação de terreno para instalação de usinas geradoras, aprovado pelo Ofício ANEEL nº 1.132 de 12 denovembro de 2002.h) Contratos de nº s AM-001/2001, AM-002/2001 e AM-008/2001, com vigência até 2005, relativos a venda de energiapela GCS, autorizado pelo Ofício ANEEL nº 655, de 30 de agosto de 2001 e 264, de 16 de abril de 2002.i) Contrato firmado com a GCS, o qual tem como objetivo a compra de energia nos submercados Nordeste e Sudeste,com vigência até 30 de junho de 2004.j) Contrato Celpe FFI nº 001, de 06 de agosto de 2001, referente à venda de equipamentos e instrumentos de medição,móveis e utensílios, veículos e utilitários, conforme determina a resolução ANEEL nº 20, 03 de fevereiro de 1999.l) Celpos – referem-se a contratos de mútuos de Benefícios Concedidos (vigência - dezembro de 2007), de Benefícios aConceder (vigência – dezembro de 2023) e de Indenizações de perdas com imóveis (vigência – dezembro de 2005) ,atualizados pelo INPC+ 6%a.a.623

19.06.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20011 Ativo Total 2.620.422 2.726.459 2.160.8071.01 Ativo Circulante 615.222 698.237 414.4221.01.01 Disponibilidades 20.076 142.859 13.0211.01.02 Créditos 589.421 479.498 356.0251.01.03 Estoques 5.725 5.455 5.6051.01.04 Outros 0 70.425 39.7711.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.087.658 914.146 762.9061.02.01 Créditos Diversos 867.278 875.905 760.5751.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 220.380 37.666 1.9591.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 220.380 37.666 1.9591.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.03 Outros 0 575 3721.03 Ativo Permanente 917.542 1.114.076 983.4791.03.01 Investimentos 112 203.315 186.7961.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 203.203 185.5331.03.01.03 Outros Investimentos 112 112 1.2631.03.02 Imobilizado 917.430 855.969 796.6831.03.03 Diferido 0 54.792 019.06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20012 Passivo Total 2.620.422 2.726.459 2.160.8072.01 Passivo Circulante 1.009.088 586.094 756.5162.01.01 Empréstimos e Financiamentos 606.176 211.549 430.9052.01.02 Debêntures 0 0 02.01.03 Fornecedores 115.122 123.401 118.4282.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 82.800 54.536 39.0722.01.05 Dividendos a Pagar 113.903 101.744 100.2022.01.06 Provisões 1.159 12.568 9.3162.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.01.08 Outros 89.928 82.296 58.5932.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 515.047 1.045.575 323.1142.02.01 Empréstimos e Financiamentos 206.129 592.683 100.7902.02.02 Debêntures 0 0 02.02.03 Provisões 25.463 0 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 5.144 124.374 02.02.05 Outros 278.311 328.518 222.3242.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 1.096.287 1.094.790 1.081.1772.05.01 Capital Social Realizado 372.616 372.616 372.6162.05.02 Reservas de Capital 702.634 702.634 689.6632.05.03 Reservas de Reavaliação 0 3.397 3.4002.05.03.01 Ativos Próprios 0 3.397 3.4002.05.03.02 Controladas/coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 21.037 16.143 15.4982.05.04.01 Legal 21.037 16.143 15.4982.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 0 02.05.04.06 Especial p/ Dividendos não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0624

19.07 - Demonstração do Resultado (Reais Mil)01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20013.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 1.650.241 1.304.281 1.265.6643.02 Deduções da Receita Bruta (464.750) (344.438) (262.989)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.185.491 959.843 1.002.6753.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (818.985) (725.988) (647.908)3.05 Resultado Bruto 366.506 233.855 354.7673.06 Despesas/Receitas Operacionais (310.431) (209.766) (228.916)3.06.01 Com Vendas (104.312) (61.325) (94.465)3.06.02 Gerais e Administrativas (82.122) (74.552) (57.161)3.06.03 Financeiras (123.997) (73.889) (77.290)3.06.03.01 Receitas Financeiras (36.664) 329.094 (39.752)3.06.03.02 Despesas Financeiras (87.333) (402.983) (37.538)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 03.07 Resultado Operacional 56.075 24.089 125.8513.08 Resultado não Operacional 23.678 (3.150) (2.520)3.08.01 Receitas 27.617 3.568 3.0453.08.02 Despesas (3.939) (6.718) (5.565)3.09 Resultado antes Tributação/participações 79.753 20.939 123.3313.10 Provisão para IR e Contribuição Social (7.057) 0 1.0593.11 Ir Diferido (20.267) (8.056) (31.278)3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 45.453 0 42.5153.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 97.882 12.883 135.627NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 63.604.631 63.604.631 63.604.631LUCRO POR AÇÃO 0,00154 0,00020 0,00213PREJUÍZO POR AÇÃO19.08.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 372.616 702.634 0 16.143 0 1.091.3935.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 97.882 97.8825.07 Destinações 0 0 0 4.894 (97.882) (92.988)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 4.894 (4.894) 05.07.02 Juros sobre Capital Proprio 0 0 0 0 (45.453) (45.453)5.07.03 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (47.535) (47.535)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 372.616 702.634 0 21.037 0 1.096.287625

19.08.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A 31/12/2002 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 372.616 689.663 0 15.498 0 1.077.7775.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 12.971 0 0 0 12.9715.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 0 05.07 Destinações 0 0 0 645 0 6455.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 372.616 702.634 0 16.143 0 1.091.39319.08.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2001 A 31/12/2001 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 372.616 194.520 0 8.717 0 575.8535.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 495.143 0 0 0 495.1435.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 135.627 135.6275.07 Destinações 0 0 0 6.781 (6.781) 05.08 Outros 0 0 0 0 (128.846) (128.846)5.08.01 Juros sobre o Capital Próprio 0 0 0 0 (42.515) (42.515)5.08.02 Dividendos 0 0 0 0 (86.331) (86.331)5.09 Saldo Final 372.616 689.663 0 15.498 0 1.077.77719.09 - CARACTERÍSTICAS DO SETOR DE ATUAÇÃOControlada/Coligada: CIA. ENERGÉTICA DE PERNAMBUCOA “Companhia de Eletricidade de Pernambuco”, antiga denominação da CELPE foi constituída em 10 de fevereiro de1965, contando com 462 empregados e atendendo a 156 municípios em Pernambuco, totalizando 112.132 clientes econsumo de 141.170 MWh. Em 17 de dezembro de 1986 a CELPE mudou sua razão social para Companhia Energéticade Pernambuco.Em 17 de fevereiro de 2000, o consórcio formado pelas empresas ADL Energy S.A., PREVI e BB-BI adquiriu o controleacionário da CELPE, concessionária de distribuição de energia elétrica no Estado de Pernambuco, passando a deter 79,62%do capital total de referida companhia. Nesse mesmo ano, o consórcio também adquiriu dos empregados da CELPE açõesrepresentativas de 4,76% do capital total da CELPE. Ao final do ano 2000, as empresas que integravam tal consórciorealizaram aumento de capital na Emissora, integralizando-o mediante conferência das ações da CELPE de que eramtitulares. Desta forma, a Emissora passou a controlar 85,08% do capital total da CELPE. Ao longo de 2000 e 2001 aEmissora realizou diversas aquisições de ações da CELPE, passando a ser titular de 89,17% do capital total destasociedade.626

ANEXO X.13.DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Guaranianade 31 de dezembro de 2003, 31 de dezembro de 2002 e 31 de dezembro de 2001627

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERALDivulgação ExternaCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSDFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADASEMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2003 Legislação SocietáriaReapresentação EspontâneaO REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01553-9 GUARANIANA S.A. 01.083.200/0001-1801.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRua da Candelária, 65 - 16º andar Centro 20091-020 Rio de Janeiro RJ6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex21 2506-3200 – – –11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail21 2516-9486 – – guaraniana@guaraniana.com.br01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoMarcelo Maia de Azevedo Corrêa Rua da Candelária, 65 - 16º andar Centro4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone20091-020 Rio de Janeiro RJ 21 2277-9150 – –11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail21 2516-9486 – – guaraniana@guaraniana.com.br01.04 - REFERÊNCIA/AUDITORExercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social1 - Último 01/01/2003 31/12/20032 - Penúltimo 01/01/2002 31/12/20023 - Antepenúltimo 01/01/2001 31/12/20014 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. TécnicoDELOITTE TOUCHE TOHMATSU 00385-9 JOSÉ OTHON TAVARES DE ALMEIDA 182.774.975-0401.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALNúmero de Ações (Mil) 1 - 31/12/2003 2 - 31/12/2002 3 - 31/12/2001Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 5.850.636 5.457.829 4.858.7382 - Preferenciais 0 0 03 - Total 5.850.636 5.457.829 4.858.738Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 001.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 1170000 - Participação e Administração5 - Atividade Principal 6 - Tipo de ConsolidadoParticipação em Outras SociedadesTotal01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura31/12/2003629

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20011 Ativo Total 5.381.821 5.013.311 4.631.8301.01 Ativo Circulante 283.985 297.948 253.3071.01.01 Disponibilidades 8.401 2.812 951.01.02 Créditos 270.981 291.679 221.8671.01.03 Estoques 0 0 01.01.04 Outros 4.603 3.457 31.3451.01.04.01 Impostos a Compensar 3.463 3.401 30.5481.01.04.02 Despesas Pagas Antecipadamente 0 0 1851.01.04.03 Outros 1.140 56 6121.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 204.355 235.255 1.5881.02.01 Créditos Diversos 50.577 48.761 01.02.01.01 Impostos a Compensar 50.577 48.761 01.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 153.778 172.994 1.5881.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 0 0 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 153.778 172.994 1.5881.02.03 Outros 0 13.500 01.02.03.01 Adiant. para Futuro Aumento de Capital 0 13.500 01.03 Ativo Permanente 4.893.481 4.480.108 4.376.9351.03.01 Investimentos 4.864.128 4.469.081 4.376.4221.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 4.864.095 4.469.081 4.376.4221.03.01.03 Outros Investimentos 33 0 01.03.02 Imobilizado 704 721 5131.03.03 Diferido 28.649 10.306 0630

02.02 - BALANÇO PATRIMONIALPASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20012 Passivo Total 5.381.821 5.013.311 4.631.8302.01 Passivo Circulante 638.705 405.103 285.9912.01.01 Empréstimos e Financiamentos 370.579 396.429 275.4092.01.01.01 Empréstimos e Financiamentos 360.335 298.144 250.5552.01.01.02 Notas Promissórias 0 72.590 02.01.01.03 Encargos de Dívida 10.244 25.695 24.8542.01.02 Debêntures 0 0 02.01.03 Fornecedores 490 224 642.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 5.340 3.217 4.5782.01.05 Dividendos a Pagar 34.746 493 5.8292.01.05.01 Dividendos e JSCP a Pagar 34.746 493 5.8292.01.06 Provisões 0 0 02.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 227.377 4.567 02.01.08 Outros 173 173 1112.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 0 194.789 351.0172.02.01 Empréstimos e Financiamentos 0 194.789 348.9902.02.02 Debêntures 0 0 02.02.03 Provisões 0 0 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.02.05 Outros 0 0 2.0272.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 4.743.116 4.413.419 3.994.8222.05.01 Capital Social Realizado 4.739.025 4.425.025 3.939.6902.05.02 Reservas de Capital 2.288 2.288 2612.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 1.803 0 54.8712.05.04.01 Legal 1.803 0 54.8712.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 0 02.05.04.06 Especial p/Dividendos Não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 (13.894) 0631

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20013.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 0 0 03.02 Deduções da Receita Bruta 0 0 03.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 0 0 03.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos 0 0 03.05 Resultado Bruto 0 0 03.06 Despesas/Receitas Operacionais 187.327 (6.324) 154.7763.06.01 Com Vendas 0 0 03.06.02 Gerais e Administrativas (14.706) (15.529) (15.085)3.06.02.01 Pessoal e Honorários (4.651) (4.903) (3.864)3.06.02.02 Material (100) (81) (75)3.06.02.03 Serviços de Terceiros (3.609) (3.439) (3.901)3.06.02.04 Depreciação e Amortização (104) (92) (58)3.06.02.05 Outras Despesas (6.242) (7.014) (7.187)3.06.03 Financeiras (52.288) (118.405) (263.144)3.06.03.01 Receitas Financeiras 19.613 267 1.8433.06.03.01.01 Renda de Aplicação Financeira 19.613 267 1.8433.06.03.02 Despesas Financeiras (71.901) (118.672) (264.987)3.06.03.02.01 Variação Cambial e Monetária, Líquida 88.471 (221.514) (70.309)3.06.03.02.02 Resultado de Swap (106.267) 158.264 (104.881)3.06.03.02.03 Encargos de Dívida (46.383) (60.677) (65.095)3.06.03.02.04 Outras (7.722) 5.255 (24.702)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 106.524 62.004 149.1603.06.04.01 JSCP Recebidos/a Receber 106.524 62.004 149.1603.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 147.797 65.606 283.8453.06.06.01 Equivalência Patrimonial 244.414 163.044 377.2263.06.06.02 Amortização do Ágio/Deságio, Líquida (96.617) (97.438) (93.381)3.07 Resultado Operacional 187.327 (6.324) 154.7763.08 Resultado Não Operacional (30.853) (437) 03.08.01 Receitas 885 0 03.08.02 Despesas (31.738) (437) 03.09 Resultado antes Tributação/Participações 156.474 (6.761) 154.7763.10 Provisão para IR e Contribuição Social 0 0 03.11 IR Diferido 0 0 03.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio (106.524) (62.004) (149.160)3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 49.950 (68.765) 5.616NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 5.850.636 5.457.829 4.858.738LUCRO POR AÇÃO 0,00854 0,00116PREJUÍZO POR AÇÃO (0,01260)632

04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20014.01 Origens 662.584 612.786 325.2244.01.01 Das Operações (68.939) 43.712 (63.238)4.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 49.950 (68.765) 5.6164.01.01.02 Vls. que não Repr. Mov. Cap. Circulante (118.889) 112.477 (68.854)4.01.01.02.01 Equivalência Patrimonial (244.414) (163.044) (377.226)4.01.01.02.02 Amortização do Ágio 96.617 97.438 93.3814.01.01.02.03 Variações Monetárias Líquidas (5.432) 177.991 214.9334.01.01.02.04 Provisão para Ajuste ao Valor da Realiza. 34.224 0 04.01.01.02.05 Valor Resid. Ativo Perm. Baixado 12 0 04.01.01.02.06 Depreciação e Amortização 104 92 584.01.02 Dos Acionistas 314.000 485.335 117.2604.01.02.01 Subscrição de Capital 314.000 485.335 117.2604.01.03 De Terceiros 417.523 83.739 271.2024.01.03.01 JSCP/Dividendos Distribuídos por Control. 248.723 80.081 252.5344.01.03.02 Transf. para Ativo Circulante 2.259 0 04.01.03.03 Diminuição do Realizável a L/P 166.541 1.821 18.6684.01.03.04 Baixa do Imobilizado 0 1.837 04.02 Aplicações 910.149 687.257 352.6254.02.01 No Realizável a Longo Prazo 96.668 231.962 774.02.02 Investimentos 530.197 117.249 101.7784.02.03 Imbilizado 99 300 2804.02.04 Diferido 18.343 10.306 04.02.05 Transferência p/Passivo Circulante 230.589 327.440 245.1554.02.06 JSCP e Dividendos Declarados 34.253 0 5.3354.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (247.565) (74.471) (27.401)4.04 Variação do Ativo Circulante (13.963) 44.641 78.5964.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 297.948 253.307 174.7114.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 283.985 297.948 253.3074.05 Variação do Passivo Circulante 233.602 119.112 105.9974.05.01 Passivo Circulante no Início do Exercício 405.103 285.991 179.9944.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 638.705 405.103 285.99105.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 4.425.025 2.288 0 0 (13.894) 4.413.4195.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 314.000 0 0 0 0 314.0005.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 49.950 49.9505.07 Destinações 0 0 0 1.803 (36.056) (34.253)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 1.803 (1.803) 05.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (34.253) (34.253)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 4.739.025 2.288 0 1.803 0 4.743.116633

05.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A 31/12/2002 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 3.939.690 261 0 4.006 50.865 3.994.8225.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 485.335 0 0 0 0 485.3355.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 (68.765) (68.765)5.07 Destinações 0 2.027 0 0 0 2.0275.07.01 Reserva de Capital 0 2.027 0 0 0 2.0275.08 Outros 0 0 0 (4.006) 4.006 05.08.01 Compensações 0 0 0 (4.006) 4.006 05.09 Saldo Final 4.425.025 2.288 0 0 (13.894) 4.413.41905.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2001 A 31/12/2001 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 3.822.430 261 0 3.725 50.865 3.877.2815.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 117.260 0 0 0 0 117.2605.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 5.616 5.6165.07 Destinações 0 0 0 281 (5.616) (5.335)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 281 (281) 05.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (5.335) (5.335)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 3.939.690 261 0 4.006 50.865 3.994.822634

06.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20011 Ativo Total 11.106.006 11.112.518 8.833.7171.01 Ativo Circulante 1.716.524 2.084.041 1.407.2061.01.01 Disponibilidades 86.536 270.498 101.2451.01.01.01 Numerário Disponível 43.461 165.002 91.2221.01.01.02 Aplicações Financeiras 43.075 105.496 10.0231.01.02 Créditos 1.539.047 1.639.428 1.261.3701.01.02.01 Consumidores e Revendedores 865.424 881.901 698.1131.01.02.02 Títulos a Receber 130.342 104.015 86.5741.01.02.03 Títulos e Valores Mobiliários 7.090 63.411 2091.01.02.04 Serviços em Curso 32.660 23.686 27.0721.01.02.05 Financiamentos Repassados 8.250 8.107 7.7931.01.02.06 Impostos a Compensar 135.088 224.155 111.6421.01.02.07 Imp. de Renda e Contrib Soc Diferido 22.809 45.390 31.3061.01.02.08 Tributos Diferidos a Recuperar 53.833 55.471 59.3181.01.02.09 Recomposição Tarifária do Racionamento 148.925 146.284 112.5551.01.02.10 Energia Livre - Racionamento 53.258 0 43.3731.01.02.11 Bônus do Racionamento 15.012 15.054 55.3111.01.02.12 Valores Tarif. Não Gerenc. a Compensar 52.631 40.371 28.1041.01.02.13 Gastos Increment com Racion. a Recuperar 13.725 31.583 01.01.03 Estoques 9.776 9.738 10.7411.01.03.01 Almoxarifado 9.776 9.738 10.7411.01.04 Outros 81.165 164.377 33.8501.01.04.01 Despesas pagas Antecipadamente 0 0 3901.01.04.02 Outros 81.165 164.377 33.4601.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 2.649.393 2.510.131 2.058.0261.02.01 Créditos Diversos 2.584.028 2.477.771 2.040.6671.02.01.01 Financiamentos Repassados 2.531 8.323 8.7771.02.01.02 Títulos a Receber 154.296 79.300 81.7591.02.01.03 Depósitos Vinculados a Litígios 34.505 26.562 34.5021.02.01.04 Imp. de Renda e Contrib Soc. Diferido 463.795 411.708 221.2411.02.01.05 Títulos Diferidos a Recuperar 916.422 925.826 955.4391.02.01.06 Tributos a Compensar 124.272 108.146 41.3021.02.01.07 Recomposição Tarifária do Racionamento 477.635 469.222 444.8651.02.01.08 Energia Livre - Racionamento 203.037 255.613 173.6001.02.01.09 Valores Tarif. Não Gerenc. a Compensar 125.110 68.388 47.7711.02.01.10 Gastos Increment. com Racion. a Recuperar 0 10.929 31.4111.02.01.11 Consumidores, Concession e Permis. 82.425 113.754 01.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 85 181 1.5881.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 0 0 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 85 181 1.5881.02.03 Outros 65.280 32.179 15.7711.02.03.01 Adiantamento p/Futuro Aumento de Capital 0 0 1.6501.02.03.02 Outros 65.280 32.179 14.1211.03 Ativo Permanente 6.740.089 6.518.346 5.368.4851.03.01 Investimentos 8.678 2.272 3.3491.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 0 01.03.01.03 Outros Investimentos 8.678 2.272 3.3491.03.02 Imobilizado 4.551.277 4.444.493 3.216.5721.03.03 Diferido 2.180.134 2.071.581 2.148.564635

06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20012 Passivo Total 11.106.006 11.112.518 8.833.7172.01 Passivo Circulante 3.570.155 2.438.863 2.166.8092.01.01 Empréstimos e Financiamentos 2.357.601 1.223.525 1.149.7592.01.01.01 Empréstimos e Financiamentos 2.341.522 1.133.213 1.129.3002.01.01.02 Entidades de Previdência Privada 16.079 17.722 20.4592.01.01.03 Notas Promissórias 0 72.590 02.01.02 Debêntures 6.589 85.583 111.1082.01.02.01 Debêntures 6.589 78.750 97.5002.01.02.02 Encargos de Debêntures 0 6.833 13.6082.01.03 Fornecedores 457.077 509.463 372.6152.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 250.475 186.681 163.1742.01.04.01 Tributos e Contribuições Socias 143.365 119.390 150.5262.01.04.02 Parcelamento de Tributos e Contribuições 15.528 14.411 12.6482.01.04.03 Imposto de Renda e Cont. Social Diferid. 91.582 52.880 02.01.05 Dividendos a Pagar 75.128 10.346 31.6972.01.05.01 Participação do Empregado 505 0 02.01.05.02 Dividendos e Juros s/Capital Próprio 74.623 10.346 31.6972.01.06 Provisões 246.493 181.862 176.3772.01.06.01 Encargos das Dívidas 65.378 69.784 40.6382.01.06.02 Obrigações Estimadas 32.215 0 02.01.06.03 Provisão para Contingências 37.382 64.800 60.0282.01.06.04 Encargos Regulamentares 61.364 47.278 33.8652.01.06.05 Energia - Livre Racionamento 50.154 0 41.8462.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 31.028 11.537 44.4512.01.08 Outros 145.764 229.866 117.6282.01.08.01 Folha de Pagamento 13.491 21.008 40.7342.01.08.02 Valores Tarifários não Gerenc. a Compensa 29.591 44.103 02.01.08.03 Consum. Baixa Renda - Tarif. Soc. Devolve 4.978 68.394 02.01.08.04 Outros 97.704 96.361 76.8942.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 2.369.263 3.843.736 2.321.1622.02.01 Empréstimos e Financiamentos 1.441.263 3.126.498 1.832.6692.02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.390.286 3.126.498 1.832.6692.02.01.02 Encargos das Dívidas 50.977 0 02.02.02 Debêntures 203.543 0 78.7502.02.03 Provisões 496.902 441.317 205.3042.02.03.01 Provisões para Contingências 130.883 94.105 58.4462.02.03.02 Entidades de Previdência Privada 129.928 122.542 121.6662.02.03.03 Tributos e Contribuições Socias 28.921 26.500 23.2432.02.03.04 Imposto de Renda e Cont. Social Diferid. 203.151 188.105 1.9492.02.03.05 Valores Tarifários não Gerenc a Compensa 4.019 10.065 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 1.961 02.02.04.01 Empresas Ligadas 0 1.961 02.02.05 Outros 227.555 273.960 204.4392.02.05.01 Adiantamento p/Futuro Aumento de Capital 10.147 3.397 4.9322.02.05.02 Parcelamento de Tributos e Contribuições 8.961 17.385 28.7352.02.05.03 Energia - Livre Racionamento 196.074 246.612 167.4872.02.05.04 Outros 12.373 6.566 3.2852.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.04 Participações Minoritárias 423.472 416.500 350.9242.05 Patrimônio Líquido 4.743.116 4.413.419 3.994.8222.05.01 Capital Social Realizado 4.739.025 4.425.025 3.939.6902.05.02 Reservas de Capital 2.288 2.288 2612.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 1.803 0 54.8712.05.04.01 Legal 1.803 0 54.8712.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 0 02.05.04.06 Especial p/Dividendos não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 (13.894) 0636

07.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO CONSOLIDADO (Reais Mil)01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20013.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 4.716.977 3.846.017 3.802.0313.02 Deduções da Receita Bruta (1.240.108) (960.783) (728.404)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 3.476.869 2.885.234 3.073.6273.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos 0 0 03.05 Resultado Bruto 3.476.869 2.885.234 3.073.6273.06 Despesas/Receitas Operacionais (3.273.477) (2.914.779) (2.944.587)3.06.01 Com Vendas 0 0 03.06.02 Gerais e Administrativas (2.692.778) (2.470.638) (2.330.663)3.06.03 Financeiras (464.422) (333.372) (535.102)3.06.03.01 Receitas Financeiras 1.158.828 1.012.883 34.4133.06.03.02 Despesas Financeiras (1.623.250) (1.346.255) (569.515)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais (111.538) (110.769) (78.822)3.06.05.01 Amortização do Ágio (110.388) (110.292) (107.115)3.06.05.02 Variação Cambial - Garter (1.150) (477) 28.2933.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial (4.739) 0 03.07 Resultado Operacional 203.392 (29.545) 129.0403.08 Resultado não Operacional (32.359) (7.137) (9.550)3.08.01 Receitas 14.432 12.440 6.0133.08.02 Despesas (46.791) (19.577) (15.563)3.09 Resultado antes Tributação/Participações 171.033 (36.682) 119.4903.10 Provisão para IR e Contribuição Social (30.119) (9.234) (34.844)3.11 IR Diferido (53.206) (28.483) (51.630)3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 24.6083.14 Participações Minoritárias (43.749) (18.600) (52.008)3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 43.959 (92.999) 5.616NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 5.850.636 5.457.829 4.858.738LUCRO POR AÇÃO 0,00751 0,00116PREJUÍZO POR AÇÃO (0,01704)637

08.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS CONSOLIDADAS (Reais Mil)01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 aCódigo Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20014.01 Origens 2.149.145 3.301.554 1.478.7464.01.01 Das Operações 547.255 688.969 264.8824.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 43.959 (92.999) 5.6164.01.01.02 Vls. que Não Repr. Mov. Cap. Circulante 503.296 781.968 259.2664.01.01.02.01 Amortização do Ágio 110.388 110.292 107.1154.01.01.02.02 Depreciação e Amortização 269.586 230.588 198.5494.01.01.02.03 Variações Monetárias e Cambiais, Líquida (9.989) 370.942 (111.071)4.01.01.02.04 Valor Resid. Ativo Perm. Baixado 15.360 20.516 39.8934.01.01.02.05 Participações Minoritárias 43.749 18.600 52.0084.01.01.02.06 Imposto de Renda e Cont. Social Diferid. 11.264 28.483 (21.802)4.01.01.02.07 Provisão para Ajuste ao Valor de Realiza 53.306 0 04.01.01.02.08 Reversão de Provisão 4.893 2.547 (1.590)4.01.01.02.09 Energia Livre - Racionamento 0 0 (3.836)4.01.01.02.10 Equivalência Patrimonial 4.739 0 04.01.02 Dos Acionistas 326.708 638.472 383.4824.01.02.01 Subscrição de Capital 314.000 585.068 383.4824.01.02.02 Recursos Destinados a Aumento de Capital 6.750 0 04.01.02.03 Cessão de Crédito 5.958 53.404 04.01.03 De Terceiros 1.275.182 1.974.113 830.3824.01.03.01 Transf. para Ativo Circulante 413.448 151.627 252.6504.01.03.02 Aumento do Exigível 288.226 1.724.960 447.8904.01.03.03 Diminuição do Realizavel a Longo Prazo 573.508 95.689 04.01.03.04 Baixa do Imobilizado 0 1.837 04.01.03.05 Redução de Capital da Controlada 0 0 129.8424.02 Aplicações 3.647.954 2.896.773 2.246.6314.02.01 No Realizável a Longo Prazo 576.710 579.737 295.6564.02.02 No Investimento 4.400 0 342.6734.02.03 No Imobilizado 529.971 1.489.909 1.031.7684.02.04 No Diferido 284.072 104.881 97.8944.02.05 Transferência p/Passivo Circulante 2.177.260 713.405 447.6974.02.06 JSCP e Dividendos Declarados 75.541 8.841 30.9434.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (1.498.809) 404.781 (767.885)4.04 Variação do Ativo Circulante (367.517) 676.835 368.8104.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 2.084.041 1.407.206 1.038.3964.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 1.716.524 2.084.041 1.407.2064.05 Variação do Passivo Circulante 1.131.292 272.054 1.136.6954.05.01 Passivo Circulante no Início do Exercício 2.438.863 2.166.809 1.030.1144.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 3.570.155 2.438.863 2.166.809638

09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVASrs. Acionistas, Conselheiros e Diretores daGUARANIANA S.A.Rio de Janeiro - RJ1. Examinamos os balanços patrimoniais da GUARANIANA S.A. (controladora e consolidado) levantados em 31 dedezembro de 2003, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido (controladora) edas origens e aplicações de recursos correspondentes ao exercício findo naquela data, elaborados sob a responsabilidadede sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis.2. Nosso exame foi conduzido de acordo com as normas brasileiras de auditoria e compreendeu: (a) o planejamento dostrabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles internosda Companhia e controladas; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam osvalores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis maisrepresentativas adotadas pela Companhia e controladas, bem como da apresentação das demonstrações contábeistomadas em conjunto.3. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis referidas no parágrafo 1 representam adequadamente, em todos osaspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da GUARANIANA S.A. (controladora e consolidado) em 31 dedezembro de 2003, o resultado de suas operações, as mutações do seu patrimônio líquido (controladora) e as origens eaplicações de recursos correspondentes ao exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadasno Brasil.4. As demonstrações contábeis referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2002 (controladora e consolidado),apresentadas para fins de comparação, foram por nós auditadas, e nosso parecer datado de 17 de janeiro de 2003,continha parágrafos de ênfase quanto: (a) a liquidação financeira dos valores relativos às transações de venda e comprade energia realizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, estes valores poderiam estar sujeitosa diversas modificações e não haviam sido liquidados até 31 de dezembro de 2002; (b) e sobre a conversão da MedidaProvisória n° 14 na Lei n° 10.438, de 26 de abril de 2002, disciplinando, entre outros assuntos, a recomposição doequilíbrio econômico-financeiro das empresas distribuidoras de energia elétrica, garantido nos contratos de concessão.5. Conforme mencionado na nota explicativa n° 18 às demonstrações contábeis, os acionistas da controlada Termoaçú S.A.estão em fase final de discussão dos termos de compromisso para retomada do projeto, cujo andamento foi suspensoem abril de 2003. Como conseqüência, as administrações da Guaraniana S.A. e da sua controlada procederam os ajustesnas demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2003, visando refletir a essência dos termos de compromisso oraem discussão. As demonstrações contábeis da TERMOAÇÚ S.A. foram elaboradas no pressuposto do sucesso dessecompromisso.6. Adicionalmente, examinamos as demonstrações dos fluxos de caixa e do valor adicionado (controladora e consolidado)da GUARANIANA S.A., correspondentes aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2003 e de 2002 aplicando osmesmos procedimentos descritos no parágrafo 2. Essas demonstrações, não são requeridas como parte dasdemonstrações contábeis básicas e foram elaboradas para permitir análises adicionais. Em nossa opinião, essasdemonstrações estão adequadamente apresentadas, em todos aspectos relevantes, em relação às demonstraçõescontábeis tomadas em conjunto.Salvador, 26 de janeiro de 2004DELOITTE TOUCHE TOHMATSUAuditores IndependentesCRC – nº 2SP 011.609/O-8-F “RJ”José Othon Tavares de AlmeidaSócioCRC – BA nº 013.212/O -8-S - “RJ”639

10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃOSenhores Acionistas,Submetemos, para apreciação, o Relatório da Administração e as Demonstrações Contábeis da Companhia, individuais econsolidadas, com Parecer dos Auditores Independentes e do Conselho Fiscal, referentes ao exercício social findo em31 de dezembro de 2003.O lucro consolidado da GUARANIANA foi de R$ 44 milhões, revertendo de forma significativa o prejuízo registrado em2002. A melhoria do resultado deveu-se, basicamente, à recuperação do mercado das três distribuidoras controladas e àentrada em operação da usina hidrelétrica de ITAPEBI, que em seu primeiro ano de operação registrou lucro de R$ 14milhões. Com isso, a receita operacional líquida consolidada foi 21% maior que a de 2002, alcançando a expressiva cifrade R$ 3,5 bilhões. O EBITDA (sigla em inglês para Lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização) superouR$ 1 bilhão, sendo 64% maior que o realizado em 2002.Em virtude do elevado endividamento ao final de 2002 e das altas taxas de juros registradas em 2003, o resultado financeironegativo foi 39% superior ao realizado no exercício anterior. O grupo manteve a estratégia de contratar operações dehedge/swap para proteção econômica e financeira do passivo bancário em moeda estrangeira.A confiança dos acionistas na GUARANIANA se manteve com os novos aportes de capital realizados no exercício, quetotalizaram R$ 314 milhões. A GUARANIANA registrou, assim, patrimônio líquido de R$ 4,7 bilhões, 7,5% superior aode 2002. O endividamento (saldos de empréstimos, financiamentos e debêntures) foi reduzido em R$ 430 milhões que,combinado com o aumento do patrimônio líquido, representou uma redução do índice de endividamento de 50% para 46%ao final de 2003.Em 2003 investimos aproximadamente R$ 333 milhões em três projetos de geração do Grupo Guaraniana. A construçãoda Usina Hidrelétrica de ITAPEBI foi concluída no prazo previsto e sua operacionalização iniciou-se no primeiro trimestrede 2003. Além disso, foram emitidos R$ 200 milhões em debêntures da ITAPEBI, concluindo a estrutura de capitalplanejada para essa empresa. As obras da TERMOPERNAMBUCO foram concluídas e suas atividades comerciaisiniciadas em janeiro de 2004. Em ambos os projetos reafirmamos nosso compromisso com o desenvolvimento sustentadodo Brasil e com a preservação do meio ambiente.Com relação ao Projeto TERMOAÇU as obras foram paralisadas desde abril de 2003, em virtude de algumas indefiniçõesregulatórias que garantissem a viabilidade econômica e financeira exigida em projetos dessa natureza. Atualmente, aGUARANIANA está em fase avançada de negociação com a PETROBRAS (acionista do projeto com 30% do capital) afim de criar as condições de viabilidade e continuidade desse negócio tão relevante para a região onde está inserido e parao País.A Guaraniana segue ocupando posição de liderança em volume de investimentos no setor de distribuição de energiaelétrica. Nossas distribuidoras (COELBA, CELPE E COSERN) atuaram e investiram mais de R$ 400 milhões namodernização, eficientização e automação de suas subestações. Esses investimentos, combinados com o incremento deeficiência operacional, permitem a manutenção do posicionamento dessas empresas no rol das melhores do País, commelhores resultados e indicadores operacionais.Os acionistas da GUARANIANA (Previ, Iberdrola e Banco do Brasil) assinaram, em 29 de agosto de 2003, Memorandode Entendimentos (MDE), formalizando sua intenção de adequar os princípios de gestão e de governança da holdingGuaraniana às práticas exigidas para ingresso nos segmentos especiais de listagem da Bolsa de Valores de São Paulo -Bovespa. Esse processo envolve a reorganização do corpo diretivo, com contratação de novos profissionais no mercado eajustes estatutários.Nossos desafios para 2004 estão baseados, principalmente, na criação das condições fundamentais para o ingresso daGUARANIANA nos segmentos especiais de listagem da Bovespa. Além disso, nosso compromisso será o de manter ofornecimento e suprimento de energia elétrica para as populações dos Estados da Bahia, Pernambuco e Rio Grande doNorte, com continuidade, qualidade e segurança, investindo constantemente na melhoria dos serviços, na geração emanutenção de empregos para nossos mais de 6 mil colaboradores e no desenvolvimento da Região Nordeste do Brasil.Especificamente no aspecto financeiro, os principais desafios estão relacionados com a captação estruturada, por meio definanciamento do BNDES, para a conclusão da estrutura de capital da TERMOPERNAMBUCO e com a melhoria do perfildo endividamento financeiro do Grupo Guaraniana.640

Com esse resultado, reafirmamos nosso compromisso com o desenvolvimento do Brasil, mantendo como pilarfundamental a confiança nas relações com os nossos acionistas, clientes, fornecedores, empregados e com o Governo.Temos consciência de nosso relevante papel na criação das condições de infra-estrutura para que ocorra o crescimentoeconômico, principalmente por meio dos investimentos e geração de empregos.Luiz Eduardo Franco de AbreuPresidente do Conselho de AdministraçãoDESEMPENHO ECONÔMICO E FINANCEIRO CONSOLIDADO*EBITDA = Earnings before interest, tax, depreciation and amortization** LAJIDA = Lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização.EBITDA 2003 = Resultado do Serviço (R$784.091) + Depreciação e Amortização (R$269.586)*** Empréstimos, Financiamentos, Debêntures e Encargos.O ano 2003 foi marcado pela recuperação do consumo de energia elétrica na região nordeste. Esse crescimento, combinadocom a primeira revisão tarifária após a privatização da COELBA e COSERN e da entrada em operação comercial da UsinaHidrelétrica de ITAPEBI, representaram crescimento da Receita Operacional Líquida em 21% e da Margem EBITDA em 64%.641

MERCADO DE ENERGIAO mercado de energia das três distribuidoras de energia controladas no Nordeste do Brasil cresceu, de forma consolidada,7% em 2003. A classe de consumo residencial, que representa 86,1% do total de consumidores do Grupo, 32,7% dademanda em GWh e é responsável por 39,8% da receita bruta consolidada, apresentou crescimento em 2003 de 11% emrelação ao exercício anterior.A seguir está demonstrada a evolução combinada das vendas (em GWh) das distribuidoras COELBA, CELPE e COSERNdesde 1999.A composição dos clientes por classe, da estrutura de consumo e da estrutura da receita está assim composta, de formaconsolidada em 2003:642

QUALIDADE DO FORNECIMENTOEm 2003, a Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor - DEC das distribuidoras do Grupo GUARANIANAapresentou redução significativa, conforme demonstrado no gráfico a seguir. Essa evolução é mais significativa ainda secomparada com o ano da privatização das distribuidoras (1997 para a COELBA e COSERN e 2000 para a CELPE).A seguir a evolução da Freqüência Equivalente de Interrupção por Consumidor – FEC.643

INVESTIMENTOSEm 2003, o Grupo GUARANIANA investiu aproximadamente R$ 750 milhões. Com isso, acumula investimentos noNordeste do Brasil distribuídos entre aquisições de empresas em leilões de privatizações, compras de ações, aumentos decapital em controladas, investimentos em distribuição e geração, desde 1997 da ordem de R$ 9,6 bilhões.Fonte: Demonstrações de Origens e Aplicações de Recursos e Mapas de Investimentos contidas nas DemonstraçõesContábeis Anuais Auditadas.AUDITORES INDEPENDENTESNos termos da Instrução CVM n o . 381, de 14 de janeiro de 2003, destacamos que a Companhia e suas controladascontrataram a Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes, em junho de 2002, para prestação de serviços deauditoria de suas demonstrações contábeis, bem como a revisão de informativos contábeis e de contratos parafinanciamentos, em atendimento às exigências do Órgão Regulador, ANEEL, para suas controladas, para um período de 3(três) anos. A Deloitte Touche Tohmatsu desde então não prestou serviços não-relacionados à auditoria independente quesuperassem 5% (cinco por cento) do valor do contrato.A política de atuação da Companhia, bem como das demais empresas do Grupo GUARANIANA, quanto à contratação deserviços não-relacionados à auditoria junto à empresa de auditoria, se fundamenta nos princípios que preservam aindependência do auditor independente.COMPROMISSO SOCIALO Grupo GUARANIANA, por meio de suas empresas controladas, atua ativamente nas localidades onde essas estãoestabelecidas, mantendo seu compromisso de contribuir para a melhoria da qualidade de vida da população, por meio deconvênios, ações filantrópicas, realização de obras, doações, programas de meio ambiente, além da realização de diversospatrocínios culturais.644

11.01 - NOTAS EXPLICATIVASNOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DEDEZEMBRO DE 2003 E DE 2002(Em milhares de reais)1. CONTEXTO OPERACIONALA Companhia é controladora da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (“COELBA”), da CompanhiaEnergética de Pernambuco (“CELPE”) e controladora em conjunto da Companhia Energética do Rio Grande do Norte(“COSERN”), todas autorizadas a operar como concessionárias de serviços públicos de energia elétrica nos Estadosda Bahia, de Pernambuco e do Rio Grande do Norte, respectivamente, e que têm as suas atividades reguladas efiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”).As distribuidoras de energia elétrica controladas têm por objeto social estudar, projetar, construir, explorar eadministrar os sistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comercialização de energia elétrica eserviços correlatos que lhes venham a ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito.A Companhia possui participação direta, também, na Iberdrola Empreendimentos do Brasil S.A. (“IBENBRASIL”),GUARANIANA Comércio e Serviços S.A. (“GCS”), TEMOPERNAMBUCO S.A (“TERMOPERNAMBUCO” ou“TERMOPE”) e TERMOAÇÚ S.A (“ TERMOAÇÚ”) . O principal objeto social destas empresas é: Assessoria econsultoria, preparação e redação de estudos, supervisão de construção e montagem no âmbito energético em geral;Comercialização de energia e gás, sendo concebida para operar no MAE (Mercado Atacadista de Energia Elétrica);Geração de energia termelétrica; Elaborar estudos, projetos, construir e explorar sistemas de produção, transmissão,transformação e comercialização de energia elétrica ou termelétrica, de gás, e vapor, respectivamente.A Companhia é controladora indireta, por meio da COELBA, da ITAPEBI Geração de Energia S.A. (“ITAPEBI”), daGarter Properties Inc. (“GARTER”), e da TERMO GCS Ltda. (“TERMO GCS”) por meio da GUARANIANAComércio e Serviços S.A. (“GCS”). O principal objeto social destas empresas é: Construção e exploração da UsinaHidrelétrica de Itapebi; Recebimento e repasse de empréstimos; Comercialização de energia e gás, sendo concebidapara operar no MAE (Mercado Atacadista de Energia Elétrica), respectivamente.2. DAS CONCESSÕESAs controladas detêm junto a ANEEL, as seguintes concessões/autorizações:Localidade/CapacidadeCapacidade instalada utilizada Data da Data deGeração Rio (MW) (MW) Concessão VencimentoCOELBAUsinas Hidrelétricas - UHEAlto Fêmeas (a) Rio das Fêmeas São Desidério-Ba - 13 MW 10 MW 08/08/1997 07/08/2027Presidente Goulart (a) Rio Correntina Correntina-Ba - 10 MW 8 MW 08/08/1997 07/08/2027Usina Termelétrica – UTEIlha Grande (SistemaIsolado) (a) – Camamu-Ba - 1,7 MW 1,2 MW 08/08/1997 07/08/2027ITAPEBIUsina Hidrelétrica – UHEITAPEBI (a) Jequitinhonha Itapebi-Ba - 450 MW 450 MW 28/05/1999 27/05/2034TERMOPERNAMBUCOUsina Termelétrica – UTETERMOPERNAMBUCO (b) – Suape - PE 530 MW 520 MW 18/12/2000 18/12/2030TERMOAÇÚUsina Termelétrica – UTETermoaçú (b) – Alto do Rodrigues-RN - 325 MW 325 MW 09/07/2001 08/07/2031(a) Em operação(b) Em fase pré-operacional645

Distribuição Municípios Localidades Data da Concessão Data de VencimentoCOELBA 415 Estado da Bahia 08/08/1997 07/08/2027CELPE 185 Estados de Pernambuco e Paraíba 30/03/2000 30/03/2030COSERN 167 Estado do Rio Grande do Norte 31/12/1997 30/12/20273. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISAs demonstrações contábeis estão sendo apresentadas de acordo com as disposições da Lei das Sociedades por Ações,conjugada com a legislação específica emanada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL eregulamentações da Comissão de Valores Mobiliários - CVM.Informações adicionadas estão sendo apresentadas em notas explicativas e quadros suplementares em atendimento àsinstruções contidas no Ofício Circular n.º 2.183/2003 – SFF/ANEEL de 23 de dezembro de 2003 e OfícioCircular/CVM/SEP/SNC n.º 01/2004 de 19 de janeiro de 2004.As demonstrações contábeis da Guaraniana S.A. (controladora e consolidado), para o exercício findo em 31 dedezembro de 2002, foram reclassificadas, quando aplicável, para comparabilidade, conforme relacionado a seguir:Balanço 2002(Publicado)(Reclassificado)Controladora Consolidado Controladora ConsolidadoAtivo circulanteConsumidores, concessionárias ePermissionárias 881.901 962.999Dividendos e juros sobre capital próprio aReceber 283.402 291.679(-) Provisão para crédito de cobrançaduvidosa (81.098)PermanenteInvestimento em controladas e coligadas 4.477.358 4.469.0814. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEISAplicações financeiras e títulos e valores mobiliáriosEstão demonstradas ao custo, acrescido das remunerações contratadas, reconhecidas proporcionalmente até as datasde encerramento das demonstrações contábeis e não excedem o seu valor de mercado.Consumidores, concessionárias e permissionárias.Engloba o fornecimento e suprimento de energia faturada e não faturada por estimativa, até o encerramento dobalanço, contabilizado com base no regime de competência.Provisão para créditos de liquidação duvidosaEstá reconhecida em valor considerado suficiente pela administração, para cobrir as perdas na realização de contas areceber de consumidores e títulos a receber, cuja recuperação é considerada improvável.Estoques (inclusive do ativo imobilizado)Os materiais em estoque, classificados no ativo circulante e aqueles destinados a investimentos, classificados no ativoimobilizado, estão registrados ao custo médio de aquisição e não excedem os seus custos de reposição ou valores derealização, deduzidos de provisões para perdas, quando aplicável.646

InvestimentosAs participações societárias em controladas e em controladas em conjunto são avaliadas pelo método da equivalênciapatrimonial. Os outros investimentos estão registrados pelo custo de aquisição, líquidos de provisão para perdas,quando aplicável.ImobilizadoRegistrado ao custo de aquisição ou construção deduzida da depreciação acumulada. A depreciação é calculada pelométodo 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, complementada pela Resolução ANEELnº 015 de 24 de dezembro de 1997. As taxas anuais de depreciação estão determinadas nas tabelas anexas àsResoluções ANEEL nº 02 de 24 de dezembro de 1997 e nº 44, de 17 de março de 1999 e estão apresentadas na notaexplicativa nº 19.Os gastos de administração geral são apropriados, mensalmente, às imobilizações e demais ordens em curso, em até10% dos dispêndios diretos com pessoal, mais serviços de terceiros a estas atribuíveis.Em função do disposto na Instrução Contábil nº 6.3.10 do Manual de Contabilidade do Serviço Público de EnergiaElétrica, instituído pela Resolução ANEEL nº 444, de 26 de outubro de 2001, os juros, variações monetárias e encargosfinanceiros, relativos aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no imobilizado em curso, estãoregistrados neste subgrupo como custo.Em atendimento à Instrução Contábil 6.3.23 do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, asObrigações Vinculadas à Concessão, registradas em grupo específico no Passivo Exigível a Longo Prazo, estãoapresentadas como dedução do Ativo Imobilizado, dadas suas características de aporte financeiro de consumidores,da União e de outras fontes, com fins específicos de financiamento para obras.DiferidoReferem-se a despesas pré-operacionais relacionadas à implantação dos projetos das usinas geradoras (ITAPEBI,TERMOPERNAMBUCO e TERMOAÇÚ), contemplando estudos e projetos de viabilidade econômico-financeira ede impacto ambiental e custos financeiros associados aos projetos. O saldo será amortizado em até dez anos a partirdo início das operações das usinas.Imposto de renda e contribuição social diferidosSão calculados com base nas alíquotas efetivas, vigentes na data de elaboração das demonstrações contábeis, deimposto de renda e contribuição social e reconhecido o diferimento em função das diferenças intertemporais. Suascontroladas COELBA e CELPE, e as suas controladas em conjunto, COSERN e ITAPEBI, têm direito à redução doimposto de renda calculada com base no lucro de exploração (vide nota explicativa nº 15 e 32).Plano de complementação de aposentadoria e pensãoOs custos associados ao plano de aposentadoria e pensão são reconhecidos pelo regime de competência.Apuração do resultadoAs receitas e despesas são reconhecidas pelo regime de competência.Valores especiais estimadosA preparação de demonstrações contábeis, de acordo com as práticas de contabilidade adotadas no Brasil, requer quea Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro de certas transações que afetam os ativos epassivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas demonstrações contábeis.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 contábeis referem-se aoregistro dos efeitos decorrentes da provisão para créditos de liquidação duvidosa, provisão para contingências,fornecimento não faturado, realização de impostos e contribuições sociais diferidos, ágio e recomposição tarifária.647

Outros direitos e obrigaçõesDemais ativos e passivos circulantes e de longo prazo estão atualizados até a data do balanço, quando legal oucontratualmente exigidos.5. PROCEDIMENTOS DE CONSOLIDAÇÃOAs demonstrações contábeis consolidadas foram preparadas de acordo com as normas estabelecidas pela Instrução n°247 de 27 de março de 1996 da Comissão de Valores Mobiliários – CVM e incluem a Guaraniana e suas controladas:Percentual de participação (%)2003 2002Direta Indireta Direta IndiretaCOELBA 87,84 87,84CELPE 89,17 89,17COSERN (a) 25,24 59,20 25,24 59,20GARTER (a) 87,84 87,84TRACOL 100,00ITAPEBI (a) 36,89 36,89IBENBRASIL 100,00 100,00TELEVIAS (e) 83,30TERMOAÇÚ (b) 70,00 12,06 48,92TERMOPERNAMBUCO (c) 100,00 27,43 64,71GCS 100,00 100,00Termo GCS (d) 1,00 99,00 1,00 99,00(a) Participação indireta por meio da participação direta na COELBA.(b) Participação indireta por meio da participação direta na COSERN em 2002 (vide nota explicativa nº 18).(c) Participação indireta por meio da participação direta na CELPE em 2002 (vide nota explicativa nº 18).(d) Participação indireta por meio da participação direta na GCS.(e) A Guaraniana S.A. decidiu pela extinção desse investimento em 31 de dezembro de 2002.Para fins de apresentação das demonstrações consolidadas, o ágio pago pela Guaraniana S.A. na aquisição deinvestimentos foi reclassificado para o ativo diferido.Reconciliação do resultado da controladora com o consolidado:2003 2002Lucro líquido (prejuízo) da controladora 49.950 (68.765)Equivalência patrimonial sobre valoresregistrados no patrimônio líquido de controladas (5.991) (24.234)Lucro líquido (prejuízo) consolidado 43.959 (92.999)Os balanços patrimoniais, em 31 de dezembro de 2003 e 2002, e as demonstrações do resultado para os exercíciosfindos naquelas datas, das controladas diretas e indiretas, estão assim compostos, de forma condensada:Balanços PatrimoniaisCOELBA COSERN CELPE2003 2002 2003 2002 2003 2002(Reclassificado) (Reclassificado) (Reclassificado)Ativo 4.137.830 4.151.712 1.232.706 1.319.098 2.620.422 2.726.459Ativo circulante 811.928 849.658 253.474 345.621 615.222 698.237Realizável a longo prazo 1.198.370 1.134.697 662.184 489.461 1.087.658 914.146Permanente 2.127.532 2.167.357 317.048 484.016 917.542 1.114.076Passivo 4.137.830 4.151.712 1.232.706 1.319.098 2.620.422 2.726.459Circulante 1.705.498 890.513 447.924 368.547 1.009.088 586.094Exigível a longo prazo 747.757 1.589.511 283.773 454.538 515.047 1.048.972Patrimônio líquido 1.684.575 1.671.688 501.009 496.013 1.096.287 1.091.393648

Balanços PatrimoniaisTRACOL ITAPEBI GCS2002 2003 2002 2003 2002(Reclassificado)(Reclassificado)Ativo 8.404 684.075 667.429 47.438 90.329Ativo circulante 4.375 30.533 23.528 27.375 85.363Realizável a longo prazo 235 27.018 6 18.874 2.000Permanente 3.794 626.524 643.895 1.189 2.966Passivo 8.404 684.075 667.429 47.438 90.329Circulante 5.139 87.254 246.805 24.689 73.765Exigível a longo prazo 431 446.504 270.624 6.857Patrimônio líquido 2.834 150.317 150.000 15.892 16.564Balanços PatrimoniaisIBENBRASIL TERMO GCS GARTER2003 2002 2003 2002 2003 2002Ativo 8.529 10.961 9.573 6.473 868.692 1.067.382Ativo circulante 4.991 7.571 5.590 2.592 868.692 7.392Realizável a longo prazo 588 53 1.059.990Permanente 2.950 3.337 3.983 3.881Passivo 8.529 10.961 9.573 6.473 868.692 1.067.382Circulante 2.775 4.679 9.561 1.913 867.150 1.082Exigível a longo prazo 2.293 1.059.990Patrimônio líquido 5.754 6.282 12 2.267 1.542 6.310Balanços PatrimoniaisTERMOAÇÚ TERMOPERNAMBUCO2003 2002 2003 2002(Reclassificado)Ativo 443.048 380.228 1.040.313 845.783Ativo circulante 6.484 13.282 19.447 21.317Realizável a longo prazo 6.018 44.809 2.708Permanente 436.564 360.928 976.057 821.758Passivo 443.048 380.228 1.040.313 845.783Circulante 164.331 120.228 69.684 54.067Exigível a longo prazo 18.717 636.630 511.695Patrimônio líquido 260.000 260.000 333.999 280.021Demonstrações do resultadoCOELBA COSERN CELPE2003 2002 2003 2002 2003 2002Receita operacional líquida 1.781.053 1.443.692 467.557 439.538 1.185.491 959.843Custo de bens e serviços vendidos (1.103.716) (957.470) (322.053) (305.323) (818.985) (725.988)Resultado bruto 677.337 486.222 145.504 134.215 366.506 233.855Despesas operacionais – líquidodas receitas (274.648) (240.814) (50.539) (65.844) (186.434) (135.877)Resultado do serviço 402.689 245.408 94.965 68.371 180.072 97.978Despesas financeiras–líquido das receitas,inclui juros sobre capital próprio (267.538) (180.740) (31.456) (19.346) (123.997) (73.889)Resultado operacional 135.151 64.668 63.509 49.025 56.075 24.089Resultado não operacional (8.914) (3.226) (1.043) (816) 23.678 (3.150)Resultado antes do imposto de renda econtribuição social 126.237 61.442 62.466 48.209 79.753 20.939Imposto de renda e contribuição social (28.884) (8.494) (20.912) (17.504) (27.324) (8.056)Lucro antes reversão juroscapital próprio 97.353 52.948 41.554 30.705 52.429 12.883Reversão dos juros sobre o capitalPróprio 68.389 70.000 16.271 45.453Lucro líquido do exercício 165.742 122.948 57.825 30.705 97.882 12.883649

Demonstrações do resultadoTRACOL GCS IBENBRASIL2002 2003 2002 2003 2002Receita operacional líquida 22.496 39.659 40.115 23.754 29.579Custo de bens e serviços vendidos (21.707) (28.005) (19.054) (16.762) (15.826)Resultado bruto 789 11.654 21.061 6.992 13.753Despesas operacionais – líquido dasReceitas (4.018) (5.874) (5.554) (7.119) (8.134)Resultado do serviço (3.229) 5.780 15.507 (127) 5.619Receita (despesas) financeiras, incluijuros sobre capital próprio (441) 7.093 640 (369) (348)Resultado operacional (3.670) 12.873 16.147 (496) 5.271Resultado não operacional (648) (33) (2.447)Resultado antes do imposto de renda econtribuição social (4.318) 12.873 16.147 (529) 2.824Imposto de renda e contribuição social (1.924) (2.309) (967)Lucro (prejuízo) antes reversão juroscapital próprio (4.318) 10.949 13.838 (529) 1.857Reversão dos juros sobre o capitalPróprio 1.905 589Lucro líquido (prejuízo) do exercício (4.318) 12.854 13.838 (529) 2.446Demonstrações do ResultadoTERMO GCS GARTER ITAPEBI (a)2003 2002 2003 2002 2003Receita operacional líquida 20.852 12.570 162.800Custo de bens e serviços vendidos (44.624)Resultado bruto 20.852 12.570 118.176Receitas (despesas) operacionais (13.153) (9.024) 54.321 67.091 (10.465)Resultado do serviço 7.699 3.564 54.321 67.091 107.711Receita (despesas) financeiras, incluijuros sobre capital próprio 215 (142) (57.939) (55.883) (97.785)Resultado operacional 7.914 3.404 (3.618) 11.208 9.926Resultado não operacional 2 (2)Resultado antes do imposto de renda econtribuição social 7.914 3.406 (3.618) 11.208 9.924Imposto de renda e contribuição social (699) (387) (3.583)Lucro (prejuízo) antes reversão juroscapital próprio 7.215 3.019 (3.618) 11.208 6.341Reversão dos juros sobre capital próprio 8.111Lucro líquido (prejuízo) do exercício 7.215 3.019 (3.618) 11.208 14.452(a) Em 2002, a ITAPEBI encontrava-se em fase pré-operacional6. APLICAÇÕES NO MERCADO ABERTOTipo de Controladora Consolidadoaplicação 2003 2002 2003 2002Fundo DI 18.901 42.767Selic 57.797Aplicação BOX 579 579Fundo de renda fixa 8.121 507 18.575 507CDB 1.500 5.452 1.500Diversos 147 2.346Total 8.121 2.586 43.075 105.496650

7. CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIASConsolidadoProvisão para crédito deSaldos vencidos Total Liquidação duvidosaSaldos Até MaisVincendos 90 dias 90 dias 2003 2002 2003 2002Residencial 102.756 109.042 17.585 229.383 124.634 (17.441) (17.159)Industrial 60.086 23.824 23.374 107.284 83.635 (11.082) (13.479)Comercial, serviços, rurale outras atividades 84.194 70.735 50.371 205.300 141.721 (18.675) (12.635)Poder público, iluminação públicae serviço público 32.094 52.154 69.069 153.317 169.900 (19.164) (13.479)Reposicionamento tarifário 35.824 35.824Subtotal – Consumidores 314.954 255.755 160.399 731.108 519.440 (66.362) (56.752)Fornecimento não faturado 185.046 139.290MAE-Mercado Atacadista de Energia 88.698 381.493Outros créditos 44.766 36.530 (3.206)PDD confissões dívidas e outras (32.201) (24.346)Total 1.049.618 1.076.753 (101.769) (81.098)Ativo Circulante (967.193) (962.999) 101.769 81.098Ativo Realizável a longo prazo 82.425 113.754Provisão para crédito de liquidação duvidosaA provisão para créditos de liquidação duvidosa foi constituída de acordo com as normas do Manual de Contabilidadedo Serviço Público de Energia Elétrica da ANEEL e após criteriosa análise das contas a receber vencidas, sendoconsiderada pela Administração da Companhia suficiente para cobrir eventuais perdas na realização dos valores areceber. As controladas COELBA, CELPE e COSERN efetivam as baixas de contas a receber de consumidores devalores inferiores a R$ 5, nos termos da Lei 9430/96. Para fins fiscais, o excesso de provisão calculado em relação aostermos dos artigos 9 e 10 da Lei nº 9.430, de 27 de dezembro de 1996, está adicionado ao lucro real e à base de cálculoda contribuição social sobre o lucro líquido – CSLL.Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAEOs valores correspondentes às operações junto ao Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, foram registradoslevando-se em consideração informações divulgadas pelo mesmo.As operações no MAE, do período de setembro de 2000 a dezembro de 2002, cujo processo de liquidação foiconcluído em julho de 2003, após conclusão dos trabalhos da auditoria, geraram um direito de crédito para ascontroladas COELBA, CELPE, COSERN e GCS, no valor de R$ 397.089, dos quais R$ 292.176 foram efetivamenterecebidos no exercício de 2003, R$ 60.220 encontram-se em litígio judicial e R$ 28.478 estão sendo negociadosdiretamente com os agentes.Os valores da energia no curto prazo podem estar sujeitos a modificação, dependendo de decisão dos processosjudiciais em andamento, movido por determinadas empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercadoem vigor.Os valores relativos às operações realizadas no exercício de 2003 estão sendo liquidadas nas suas devidas datas.Reposicionamento TarifárioA ANEEL, através da Resolução nº 202, de 16 de abril de 2003, estabeleceu os resultados da primeira revisão tarifáriaperiódica da controlada COELBA e fixou o reposicionamento tarifário provisório de 31,49%, a ser aplicado sobre astarifas de fornecimento de energia elétrica vigentes.Para atender ao princípio de modicidade tarifária e a condição de equilíbrio econômico-financeiro, conforme dispostono Contrato de Concessão nº 010/97, firmado entre a COELBA e o Poder Concedente, a ANEEL, através da referidaResolução, em seu art. 3º, item I, determinou que em 22 de abril de 2003 o reposicionamento das tarifas defornecimento fosse de 28,61%, correspondente ao percentual resultante do cálculo do índice de reajuste tarifário anual.651

O diferencial de 2,24% será compensado nos reajustes tarifários anuais a serem homologados para os anos de 2004 a2007, acrescendo-se à Parcela B de cada ano com base no consumo médio de energia. Em 2003, foi contabilizado ovalor de R$ 35.824, correspondente às perdas de 22 de abril a 31 de dezembro de 2003.Coerentemente com o objetivo do reposicionamento das tarifas no processo de revisão tarifária periódica, que visaproporcionar a receita necessária ao equilíbrio econômico-financeiro, o diferencial de 2,24% foi consideradoproporcionalmente, pela COELBA, de acordo com a competência do período tarifário de 22 de abril de 2003 a 21 deabril de 2004, e foi reconhecido simultaneamente com custos incorridos, ainda que sua realização financeira sejapostergada para atender a modicidade tarifária.8. TÍTULOS A RECEBERRefere-se a parcelamento de débitos de contas de fornecimento de energia em atraso e parcelamento de prestação deserviços.ConsolidadoSaldos Vencidos TotalComposição Vincendos Até 90 dias Mais 90 dias 2003 2002Setor público 178.724 16.284 24.708 219.716 128.932Setor privado 42.991 12.881 9.050 64.922 54.383Total 221.715 29.165 33.758 284.638 183.315Ativo Circulante (130.342) (104.015)Ativo Realizável a longo prazo 154.296 79.3009. ACORDO GERAL DO SETOR ELÉTRICOA Resolução da Câmara de Gestão da Crise – GCE nº 91, de 21 de dezembro de 2001, Resoluções ANEEL nº 31, de24 de janeiro de 2002 e nº 72, de 07 de fevereiro de 2002, regulamentaram o denominado “Acordo Geral do SetorElétrico”, estabelecendo que a recomposição tarifária dar-se-á através de incremento nas contas faturadas, sendo, 2,9%nas contas faturadas aos consumidores da classe residencial (exceto subclasse residencial baixa renda) e rural e de7,9% para as demais classes consumidoras.A ANEEL homologou, em 29 de agosto de 2002, os respectivos valores da recomposição tarifária através dasResoluções nº 480 (para o período de 01 de junho de 2001 a 31 de dezembro de 2001) e nº 481 (para o período de 01de janeiro de 2002 a 28 de fevereiro de 2002). Através da Resolução nº 484/02, alterada pela Resolução nº 001/04, de12 de Janeiro de 2004, fixou os prazos máximos de permanência do adicional tarifário para a Recomposição TarifáriaExtraordinária nas tarifas de fornecimento que são de 83 meses, 105 meses e 78 meses para COELBA, CELPE eCOSERN, respectivamente, contados a partir de dezembro de 2001. E mediante Resolução nº 001, de 12 de janeirode 2004, alterou o prazo máximo de recuperação para 74 meses, 74 meses e 102 meses para COELBA, CELPE eCOSERN, respectivamente, excluindo deste prazo a recuperação dos valores financeiros de itens da “Parcela A”,relativos ao período de 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001. As controladas, COELBA e COSERN, constituíramprovisão para realização desses ativos nos montantes de R$ 8.481 e R$ 10.602, respectivamente.652

Os principais itens constantes do Acordo Geral do Setor Elétrico estão demonstrados a seguir:(a) Recomposição tarifária das perdas com faturamento no período de vigência do Programa Emergencial de Reduçãodo consumo de Energia ElétricaConsolidado2003 2002Composição COELBA COSERN CELPE Total TotalRecomposição tarifária do racionamento(homologado) 314.980 130.237 184.542 629.759 629.759Remuneração financeira da perda receita 139.344 60.213 78.872 278.429 121.115(-) Reversão acumulada (131.427) (42.102) (89.016) (262.545) (135.368)(-) Provisão para ajuste do valor derealização (8.481) (10.602) (19.083)Total 314.416 137.746 174.398 626.560 615.506Ativo Circulante (70.623) (22.028) (56.274) (148.925) (146.284)Ativo Realizável a longo prazo 243.793 115.718 118.124 477.635 469.2222003 2002Conciliação do resultado COELBA COSERN CELPE Total TotalRecomposição tarifária do racionamento 81.375(-) Reversão da recomposição tarifária (63.735) (20.628) (42.814) (127.177) (135.368)Ajustes referentes ao exercício de 2002 2.416Efeito no resultado do exercício (63.735) (20.628) (42.814) (127.177) (51.577)(b) Energia livre - racionamentoA Energia Livre é a energia injetada no sistema elétrico, não prevista nos contratos iniciais ou equivalentes e noscontratos bilaterais.A Resolução ANEEL nº 72, de 07 de fevereiro de 2002, estabeleceu os procedimentos para registro contábil dosefeitos decorrentes da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, no que concerne a Energia Livre. Os registros contábeisdevem ser feitos simultaneamente nos ativos e passivos circulantes e longo prazo, tendo como contrapartida,respectivamente, as contas de Receita de Fornecimento e Despesa de Energia Comprada.Como o Acordo do Setor Elétrico não prevê qualquer custo adicional para as concessionárias distribuidoras de energiaelétrica, advindo do reconhecimento contábil da energia livre, as empresas registraram, no ativo realizável à longoprazo, o montante do PIS/COFINS reconhecido, na expectativa da sua recuperação via tarifa de energia elétrica.Os valores contabilizados em 31 de dezembro de 2003 e 2002 como energia livre, homologados pela ANEEL atravésda Resolução nº 483 de 29 de agosto de 2002 e alterados pela Resolução Normativa nº 001, de 12 de janeiro de 2004,têm a seguinte composição:ConsolidadoAtivo Passivo ResultadoLongoLongoComposição Circulante prazo Circulante prazo Receita DespesaEnergia livre 75.124 174.862 70.710 175.918Encargos (3.353) 5.757 (10.167) (2.262) 3.919 1.115(-) Reversão (40.035) (31.911) (40.035)Remuneração financeira 21.522 22.418 21.522 22.418 43.941 15.568Total em 31 de dezembro de 2003 53.258 203.037 50.154 196.074 7.825 16.683Total em 31 de dezembro de 2002 255.613 246.612 38.640 37.277A ANEEL, através da Resolução nº 36, de 29 de janeiro de 2003, alterada pela Resolução nº 89 de 25 de fevereiro de2003, estabeleceu os procedimentos para a recuperação e repasse aos geradores, a partir de fevereiro de 2003, dosvalores de energia livre, calculados com a aplicação dos seguintes percentuais sobre a arrecadação da RecomposiçãoTarifária Extraordinária – RTE: 25,65% na COELBA, 31,62% na CELPE e 18,17% na COSERN.653

(c) Valores tarifários não gerenciáveis da Parcela A (Vide nota explicativa nº 11)A Resolução ANEEL nº 90, de 18 de fevereiro de 2002, definiu os itens da “Parcela A”, referente ao períodocompreendido entre 1º de janeiro e 25 de outubro de 2001, bem como a forma de remuneração econômica, mediantea incorporação dos efeitos financeiros, e o período para a recuperação tarifária. Estes valores foram homologadosatravés da Resolução nº 482, de 29 de agosto de 2002, os quais serão recuperados através de adicional tarifário nascontas faturadas, sendo 2,9% para consumidores da classe residencial (exceto subclasse baixa renda) e rural e de 7,9%para as demais classes consumidoras, contados a partir de 27 de dezembro de 2001, após a conclusão daRecomposição Tarifária Extraordinária – RTE. Mediante a Resolução n° 001, de 12 de Janeiro de 2004, foi excluídodo prazo máximo de vigência da RTE, a recuperação dos valores financeiros de itens da “Parcela A”.AtivoConsolidadoPassivoComposição Longo LongoCirculante prazo Circulante prazoSubvenção para conta de consumo de combustível – CCC 4.252Reserva global de reversão – RGR 2.442 2.217Taxa de fiscalização do serviço de energiaelétrica energia elétrica – TFSEE 470Encargos de conexão no sistema de transmissão 637 1.160Tarifa de utilização do sistema de transmissão – TUST 21.324Energia comprada para revenda 50.641Total em 31 de dezembro de 2003 79.766 3.377Total em 31 de dezembro de 2002 40.371 68.388 44.103 10.065(d)Empréstimos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social e Governo Federal aos Concessionáriosde Energia ElétricaO Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, no âmbito do Programa Emergencial eExcepcional de Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica, concedeufinanciamentos nos valores de R$ 307.195, R$ 180.914 e R$ 115.998, para a COELBA, CELPE e COSERN,respectivamente, visando suprir parte das insuficiências de recursos, decorrentes de redução de receita ocorridadurante a vigência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, com destinação prioritáriaao adimplemento de obrigações assumidas junto a agentes do setor elétrico. Sobre o principal da dívida incideencargos à taxa SELIC + 1% a.a., sendo essa a mesma condição de remuneração do ativo regulatório reconhecido.10. PROGRAMA EMERGENCIAL DE REDUÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICAACâmara de Gestão da Crise de Energia divulgou em 18 de maio de 2001 um plano de racionamento de energiaelétrica, a partir de 1º de junho de 2001, e determinou através da Resolução nº 117, de 19 de fevereiro de 2002, otérmino deste programa em 01 de março de 2002.Em cumprimento a Resolução da ANEEL nº 299 de 27 de julho de 2001, as controladas COELBA, COSERN eCELPE vêm reconhecendo os valores decorrentes deste programa, conforme demonstramos a seguir:Bônus do racionamento líquido do acréscimo à tarifa ANEEL.Consolidado2003 2002Composição COELBA CELPE COSERN Total TotalBônus do racionamento 109.382 42.138 21.789 173.309 172.783Fundo de valores do acréscimo à tarifaAneel (Sobretaxa) (95.798) (41.816) (20.683) (158.297) (157.729)Bônus do racionamento líquido doacréscimo à tarifa Aneel 13.584 322 1.106 15.012 15.054Gastos incrementais com o racionamento a recuperar654

Consolidado2003 2002COELBA CELPE COSERN Total TotalGastos incrementais com o racionamentoa recuperar 6.149 5.168 2.408 13.725 42.512Ativo Circulante (6.149) (5.168) (2.408) (13.725) (31.583)Realizável a Longo Prazo - - - - 10.929Encargos de capacidade emergencialA Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, determina que os custos, inclusive de natureza operacional, tributária eadministrativa, relativos à aquisição de energia elétrica (KWh), e a contratação de capacidade de geração ou potência(KW) pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, serão rateados entre todas as classes deconsumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico Nacional Interligado, proporcionalmente ao consumo individualverificado, constituindo adicional tarifário específico. O encargo tarifário cobrado atualmente dos consumidores, atítulo de encargo de capacidade emergencial, é de R$ 0,0085/kWh, (Resolução ANEEL nº 496, de 26 de setembro de2003). Os valores contabilizados no resultado do exercício na rubrica de “encargos do consumidor”e repassados aCBEE, como encargo tarifário foram de R$ 141.030 (2002, R$ 91.385).11. VALORES TARIFÁRIOS NÃO GERENCIÁVEIS A COMPENSARA Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia n.º 25, de 24 de janeiro de 2002,estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” – CVA, com o propósito deregistrar as variações de custos, negativas ou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativosaos itens previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica.Os montantes e variação dos itens de custo da “Parcela A” e CVA devem ser neutros, isto é, repassados integralmentepara as tarifas. As variações de custos de energia comprada, em decorrência do início da redução dos contratos iniciais(25%), foram reconhecidas no reposicionamento tarifário de 22 de abril de 2003, porém, as variações de custos deenergia comprada, ocorridos no período entre 1º de janeiro de 2003 e o reposicionamento tarifário de 22 de abril de2003, acumularam custos não reconhecidos no reposicionamento tarifário das distribuidoras COELBA e COSERN.As controladas, COELBA e COSERN, reconheceram como custos da “Parcela A” os valores inerentes a essasvariações nos montantes de R$ 540 e R$ 1.225, respectivamente, referente a energia comprada.Para a COELBA e a COSERN, os valores correspondentes ao período de 26 de outubro de 2001 a 22 de março de2002 já estão sendo recuperados através do último reajuste tarifário de 22 de abril de 2002, e o período de 23 de marçode 2002 a 22 de março de 2003 será recuperado no próximo reajuste tarifário. Na CELPE, o valor correspondente aoperíodo de 26 de outubro de 2001 a 28 de fevereiro de 2002 já está sendo recuperado através do último reajustetarifário de 30 de março de 2002, e o período de 1º de março de 2002 a 28 de fevereiro de 2003 está sendo recuperadoatravés do último reajuste tarifário de 30 de março de 2003.ConsolidadoAtivoPassivoCirculante Longo Prazo Total Circulante Longo Prazo TotalParcela A – 01 de janeiro a 25 deoutubro de 2001 (vide nota 9, letra c) 79.766 79.766 3.377 3.377CVA – 26 de outubro de 2001 a 28de fevereiro de 2002 543 543CVA – 26 de outubro de 2001 a 22de março de 2002 1.455 1.455 30 30CVA – 1 de março de 2002 a 28de fevereiro de 2003 7.653 7.653 6.538 6.538CVA – 1 de março de 2002 a 28de fevereiro de 2004 27.734 27.734 2.336 2.336CVA – 23 de março de 2002 a 22de março de 2003 14.993 539 15.532 17.693 17.693CVA – 23 de março de 2002 a 22de março de 2004 253 44.805 45.058 2.994 642 3.636Total em 31 de dezembro de 2003 52.631 125.110 177.741 29.591 4.019 33.610Total em 31 de dezembro de 2002 40.371 68.388 108.759 44.103 10.065 54.168655

12. DIVIDENDOS E JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO A RECEBERA formação do saldo em 31 de dezembro de 2003 é como segue:ControladoraEm 31 de dezembro de 2002 291.679Dividendos e juros sobre capital próprio:recebidos no exercício (297.241)atualização monetária 27.820dividendos e juros sobre capital próprio a receber 248.723Em 31 de dezembro de 2003 270.98113. TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOSAgente Tipo de ConsolidadoFinanceiro aplicação Taxas (%) 2003 2002Banco do Brasil BB Premium Diversas 412Bradesco CDB/CDI 98,7% CDI 5.526Bradesco RDB/CDI 98,5% CDI 8.906Bradesco CDB/CDI 98,5% CDI 1.152Banco do Brasil CDB/CDI 98,5% CDI 20.497Itaú RDB/CDI 98,5% CDI 5.201BBV RDB/CDI 100,5% CDI 5.204Votorantim RDB/CDI 101% CDI 2.974Safra RDB/CDI 101% CDI 5.206Santander RDB/CDI 100% CDI 10.337Mercantil do Brasil RDB/CDI 101% CDI 5.086Total 7.090 63.41114. TRIBUTOS A COMPENSARPor força de determinações legais, a Companhia e suas controladas procedem as retenções e/ou antecipações, paraposterior compensação, de tributos e contribuições. Os saldos finais de curto e longo prazos estão assim constituídos:Controladora2003 2002Composição Longo LongoCirculante prazo Circulante prazoIR sobre aplicação financeira 50 888IR antecipado 3.291 50.577 2.495 48.761COFINS antecipado 15PIS antecipado 107Outros 18Total 3.463 50.577 3.401 48.761Consolidado2003 2002Composição Longo LongoCirculante Prazo Circulante PrazoIR sobre aplicação financeira 4.063 50.267IR antecipado 65.151 50.987 61.694 48.814CSLL antecipada 17.761 128 12.391COFINS e PIS antecipado 8.434 37.366ICMS a recuperar 28.738 73.157 34.756 56.648Outros 10.941 27.681 2.684Total 135.088 124.272 224.155 108.146656

Com base na Lei Complementar nº 102, de 11 de julho de 2000, a Companhia vem registrando ICMS a recuperar,decorrente das aquisições de bens destinados ao ativo imobilizado.O imposto de renda (IR) e a contribuição social sobre o lucro líquido (CSLL) antecipados correspondem ao montanterecolhido, quando das apurações tributárias mensais , nos termos do artigo 2º da Lei 9.430, de 27 de dezembro de1996.Em 31 de dezembro de 2001, por conta do Acordo Geral do Setor Elétrico, as controladas COELBA, CELPE eCOSERN reconheceram em seus ativos os montantes de receitas a recuperar, visando restabelecer o equilíbrioeconômico financeiro dos contratos de concessão de energia elétrica, mediante Recomposição Tarifaria Extraordinária–RTE, em conseqüência da redução da demanda e pela intervenção do Governo Federal, cujos valores estãodetalhados à nota nº 10. Concomitantemente, estas receitas foram oferecidas à tributação para IRPJ, CSLL, PIS,COFINS e ICMS pelo regime de competência de acordo com a legislação fiscal. Em 2002 a Receita Federal, atravésdo Parecer COSIT nº 26 de setembro de 2002, reconheceu que a receita gerada pela aplicação da sobretarifa, de quetrata o Parágrafo primeiro do artigo. 4 o da então Medida Provisória nº 14, de 2001, convertida na Lei nº 10.438, de26 de abril de 2002, deverá compor a apuração das bases de cálculos dos tributos federais mencionados acima, quandoocorrer o efetivo consumo de energia sobre o qual incidiu a respectiva cobrança da sobretarifa, à medida e naproporção de sua efetivação, sendo os tributos apurados de acordo com a lei vigente em cada um desses períodos.Desta forma, os valores de tributos devidos em 2001 e 2002, recolhidos por conta da Recomposição TarifariaExtraordinária RTE pelas controladas COELBA, CELPE e COSERN tornaram-se indevidos e foram reconhecidos noativo de cada empresa como tributos e contribuições a recuperar pela seguinte espécie e valores:COELBA CELPE COSERN2002 2003 2002 2003 2002IRPJ e CSSL 21.314 7.978 18.685PIS e COFINS 14.495 4.053 12.010 7.750Total 35.809 4.053 12.010 7.978 26.43515. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOSAs controladas COELBA, CELPE e COSERN mantêm imposto de renda diferido ativo calculado à alíquota de 15%,considerando o adicional de 10%, e Contribuição Social diferida ativa constituída à alíquota de 9% , conformedemonstrado abaixo:ConsolidadoComposição 2003 2002TributoTributoBase de Diferido Base de DiferidoCálculo Ativo Cálculo AtivoImposto de renda 1.512.038 377.986 1.428.752 357.164Prejuízos fiscais 910.552 233.349 986.207 246.532Diferenças temporárias 601.486 144.637 442.545 110.632Contribuição social 1.104.870 108.618 1.107.406 99.934Base negativa 655.691 59.011 695.226 62.570Diferenças temporárias 449.179 49.607 412.180 37.364Total 486.604 457.098Ativo Circulante (22.809) (45.390)Ativo Realizável a Longo Prazo 463.795 411.708657

Estudos técnicos de viabilidade, aprovados pelo Conselho de Administração da Companhia, indicam a plenarecuperação dos valores de impostos diferidos reconhecidos como definido pela Instrução CVM nº 371, de 27 dejunho de 2002, cuja expectativa de realização dos créditos fiscais está representada a seguir:Consolidado2004 2005 2006 2007 2008 2009-2012 TOTALImposto de Renda 16.952 18.429 31.169 46.827 57.864 206.745 377.986Contribuição Social 5.857 5.866 11.036 16.730 20.952 48.177 108.61822.809 24.295 42.205 63.557 78.816 254.922 486.604Os estudos técnicos acima mencionados correspondem às melhores estimativas da Administração sobre a evoluçãofutura da Companhia e do mercado que a mesma opera.A seguir é apresentada uma reconciliação da (receita) despesa dos tributos sobre a renda divulgados e os montantescalculados pela aplicação das alíquotas oficiais combinadas a uma taxa de 34 % em 2003 e em 2002.ControladoraComposição 2003 2002IR CSLL IR/CSLLLucro (prejuízo) contábil antes do imposto de renda econtribuição social 49.950 49.950 (68.765)Alíquota combinada do imposto de renda e contribuiçãosocial 25% 9% 34%Imposto de renda e contribuição social às alíquotas dalegislação 12.488 4.496 (23.380)Ajustes ao lucro líquido que afetam o resultado fiscal doperíodo:AdiçõesAmortização de ágio 24.154 24.360Despesas indedutíveis (inclui provisões) 8.022 2.888 1.024Juros sobre o capital próprio a receber 26.631 9.587 21.081ExclusõesEquivalência Patrimonial 61.013 21.965 55.435Outras exclusões (adições) 13.887 5.000 (10.114)Compensação de prejuízo fiscal e base negativa decontribuição social não reconhecida como ativo fiscaldiferido 3.605 9.994 22.236Imposto de renda e contribuição social no resultado - - -658

16. BENEFÍCIO FISCAL - ÁGIO INCORPORADOCom o objetivo de evitar que a amortização do ágio afete de forma negativa o fluxo de dividendos aos acionistas dasdistribuidoras controladas, foi constituída uma provisão para manutenção da integridade do patrimônio líquido de suaincorporadora (PMIPL), de acordo com o estabelecido na Instrução CVM nº 349/01.Tendo em vista que o fundamento econômico do ágio foi a aquisição do direito de concessão/autorização delegadopelo Poder Público, nos termos da alínea b, do § 2º, do artigo 14 da Instrução CVM nº 247/96, com as alteraçõesintroduzidas pela instrução CVM no 285, de 31 de julho de 1998, as controladas mantém o registro contábil (líquidoda provisão entre o valor do ágio e o benefício fiscal respectivo) no ativo imobilizado. Os registros contábeis mantidospara fins societários e fiscais da Sociedade apresentam contas específicas relacionadas com ágio incorporado, provisãopara manutenção do patrimônio líquido e amortização, reversão e crédito fiscal correspondentes, cujos saldos em31 de dezembro de 2003 e 2002 são como segue:Consolidado2003 2002Balanço COELBA CELPE COSERN TERMOPE TOTAL TOTALÁgio - incorporado 998.845 1.494.454 638.018 130.674 3.261.991 3.163.994Provisão (659.238) (1.087.663) (458.590) (86.245) (2.291.736) (2.182.697)Líquido correspondente aocrédito fiscal incorporado 339.607 406.791 179.428 44.429 970.255 981.297Ativo Circulante (10.360) (27.763) (10.210) (5.500) (53.833) (55.471)Realizável a Longo Prazo 329.247 379.028 169.218 38.929 916.422 925.826Consolidado2003 2002Resultado COELBA CELPE COSERN TOTAL TOTALAmortização do ágio 32.678 100.696 29.776 163.150 162.792Reversão da provisão (21.568) (66.459) (19.652) (107.679) (106.048)Benefício Fiscal (11.110) (34.237) (10.124) (55.471) (56.744)Efeito líquido no resultado - - - - -Como demonstrado, a amortização do ágio, líquida da reversão da provisão e do crédito fiscal correspondente, resultaem efeito nulo no resultado do exercício e, conseqüentemente, na base de cálculo dos dividendos mínimosobrigatórios.Os ágios têm como fundamento econômico a perspectiva de resultados durante o prazo de exploração daconcessão/autorização e estão sendo amortizados pelos períodos remanescentes da concessão/autorização, na extensãodas projeções que o determinaram. As curvas autorizadas para as distribuidoras COELBA, CELPE e COSERN, pormeio das Resoluções ANEEL nº 195 de 7 de junho de 2000, nº 474 de 30 de novembro de 2000 e nº 192 de 31 demaio de 2001, e para a TERMOPERNAMBUCO para a amortização do ágio, respectivamente, estão assim compostas:Curvas de amortização de ágioAno COELBA COSERN CELPE TERMOPE Ano COELBA COSERN CELPE TERMOPE2002 0,03128 0,04344 0,06680 2016 0,03918 0,03430 0,02918 0,026302003 0,02900 0,04667 0,06738 2017 0,04016 0,03289 0,02798 0,022692004 0,02704 0,04707 0,05464 0,12379 2018 0,04116 0,03153 0,02682 0,020982005 0,02851 0,04656 0,05480 0,11958 2019 0,04218 0,03022 0,02573 0,018222006 0,02958 0,04547 0,05162 0,10606 2020 0,04323 0,02907 0,02335 0,015852007 0,03135 0,04455 0,05038 0,09212 2021 0,04430 0,02784 0,02238 0,013802008 0,03220 0,04297 0,04501 0,07951 2022 0,04540 0,02666 0,02140 0,012192009 0,03300 0,04118 0,04397 0,06643 2023 0,04653 0,02551 0,02045 0,010132010 0,03382 0,04133 0,04184 0,05832 2024 0,04769 0,02442 0,01860 0,008292011 0,03466 0,03983 0,04033 0,05325 2025 0,04887 0,02336 0,017732012 0,03552 0,03842 0,03641 0,04640 2026 0,05009 0,02235 0,016902013 0,03640 0,03705 0,03480 0,04011 2027 0,02138 0,016092014 0,03731 0,03741 0,03342 0,03505 2028 0,014762015 0,03823 0,03575 0,03202 0,03094659

Objetivando uma melhor apresentação da situação financeira e patrimonial das controladas nas demonstrações contábeis,o valor do ágio incorporado, líquido da provisão, no montante consolidado de R$ 970.255 (2002, R$ 981.297), que,em essência, representa o benefício fiscal incorporado, foi classificado no balanço patrimonial nos ativos circulante erealizável a longo prazo, com base na expectativa de realização do benefício fiscal.17. OUTROS CRÉDITOSControladora ConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Tarifa social – baixa renda 42.565 123.290Devedores diversos 1.032 7.001 10.339Adiantamento a fornecedor 80 11.447 18.403Reserva global de reversão 1.157 3.866Devedores – aposentados e pensionistas 3.097Caução Itapebi 21.841Adiantamento a empregados 3.557 3.683Outros 28 56 55.780 36.975Total 1.140 56 146.445 196.556Ativo Circulante (1.140) (56) (81.165) (164.377)Realizável a Longo Prazo - - 65.280 32.179(a)Subvenção baixa renda (tarifa social) líquidaO Governo Federal, através da Lei nº 10.438 de 26 de abril de 2002, determinou a aplicação da tarifa social de baixarenda, o que causou um significativo impacto na receita operacional nas distribuidoras de energia elétrica controladasCOELBA, CELPE E COSERN.Através do Decreto Presidencial nº 4.538, de 23 de dezembro de 2002, definiu as fontes definitivas para concessão desubvenção econômica, com a finalidade de contribuir para a modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétricaaos consumidores finais, integrantes da subclasse residencial baixa renda, decorrente dos novos critérios estabelecidosno art.1º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e conforme o estabelecido no art.5º da Lei nº 10.604, de 17 dedezembro de 2002.Os valores já liberados a título de financiamento na forma do Decreto nº 4.336, de 15 de agosto de 2002, foramtotalmente liquidados com a utilização dos recursos da subvenção econômica a fundo perdido, de acordo com o incisoII do art. 1º do Decreto nº 4.538, de 23 de dezembro de 2002, e, cancelados os correspondentes contratos definanciamento.660

18. INVESTIMENTOSInformações sobre as investidasAções possuída Participação Lucro líquido(em milhares) no capital Capital Patrimônio (Prejuízo)Data-base Ordinárias Preferenciais Integralizado Realizado Líquido do exercícioCOELBA 31/12/2003 9.812.209 6.717.881 87,84% 1.068.297 1.684.575 165.74231/12/2002 9.812.209 6.717.881 87,84% 1.068.297 1.671.688 122.948CELPE 31/12/2003 63.105.541 499.090 89,17% 372.616 1.096.287 97.88231/12/2002 63.105.541 499.090 89,17% 372.616 1.091.393 12.883COSERN 31/12/2003 39.678 2.748 25,24% 140.413 501.009 57.82531/12/2002 39.678 2.748 25,24% 140.413 496.013 30.705IBENBRASIL 31/12/2003 4.165 100% 4.165 5.754 (529)31/12/2002 4.165 100% 4.165 6.282 2.446TERMOAÇÚ (1) 31/12/2003 182.000 70% 260.000 260.00031/12/2002 31.359 70% 260.000 260.000TERMO 31/12/2003 342.594 100% 289.570 333.999PERNAMBUCO (2) 31/12/2002 76.818 27,43% 280.021 280.021GCS 31/12/2003 7.100 100% 13.600 15.892 12.85431/12/2002 7.100 100% 13.600 16.564 13.838TERMO GCS 31/12/2003 100 1% 10 12 7.21531/12/2002 100 1% 3 2.267 3.109TRACOL (3) 31/12/2002 534 100% 6.403 2.834 (4.318)TELEVIAS 31/12/2002 24.901 83% 2.205 2.205(1) TERMOAÇÚ• Continuidade operacionalA TERMOAÇÚ é um projeto do grupo GUARANIANA e da PETROBRÁS, para a instalação de uma usinatermelétrica no Estado de Rio Grande do Norte. O projeto consiste em uma planta de co-geração com uma potênciainstalada de 325 MW e uma produção de vapor de 610 t/h, que está sendo construída no município de Alto doRodrigues -RN. A energia elétrica se destinará a suprir as distribuidoras de energia elétrica do Grupo GUARANIANAe o vapor será usado pela PETROBRÁS para injeção contínua nos seus poços de petróleo, aumentando sua produçãona região. O investimento total previsto é de US$ 300 milhões, dos quais US$ 85 milhões correspondem às turbinasde gás. O capital social da TERMOAÇÚ ao final do exercício 2003 era de R$ 260.000 dividido em 260.000 mil açõesordinárias, dos quais 70% pertencentes à GUARANIANA e 30% da PETROBRÁS.Visando comprovar a exigibilidade estabelecida nas Resoluções nº 488, de 21 de agosto de 2002 e nº 248, de 6 demaio de 2002, referente a energia gerada pelos empreendimentos comprovadamente em implantação, foramencaminhados a ANEEL, para aprovação, os contratos de venda de energia (PPA’s) celebrados entre as distribuidorasdo Grupo Guaraniana e a TERMOAÇÚ.Em março de 2003, o Órgão Regulador anunciou novo posicionamento de caráter geral, estabelecendo novos critériospara o preço de compra de energia elétrica para as distribuidoras, o que levou à paralização das obras em abril de 2003.A TERMOAÇÚ e as distribuidoras COELBA e COSERN estão negociando com a ANEEL a aprovação dos contratosde compra e venda de energia e esperam obter a referida aprovação ainda no primeiro trimestre de 2004.661

Os acionistas estão em fase de conclusão do termo de compromisso que permitirá a retomada do projeto, prevista parao primeiro semestre de 2004. Tal acordo prevê custos adicionais com empreiteiros e outros de aproximadamenteR$ 32.000, que estão registrados no balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2003 da controlada TERMOAÇÚ S.A..• DesverticalizaçãoEm reunião dos Conselhos de Administração da GUARANIANA e da COSERN, realizadas em março de 2003, foitomada a decisão de desverticalização (processo de reestruturação societária, a fim de segregar a atividade dedistribuição de energia da atividade de geração de energia, consoante com o interesse do órgão regulador) do projetoTERMOAÇÚ. Conforme contrato celebrado entre as partes, firmado em 31 de março de 2003, foi realizada pelaGuaraniana, a compra de 150.640 mil ações ordinárias e nominativas de propriedade da COSERN, no valor deR$ 182.378.Foi registrado, pela GUARANIANA, uma adição no investimento de R$ 150.640 referente às ações e um ágio deR$ 31.738, devido aos encargos financeiros relacionados com os recursos repassados ou aportados na TERMOAÇÚ,para aquisição de ativo fixo pela COSERN.Conservadoramente, foi reconhecida a provisão para perda no montante do ágio registrado, tendo em vista que asnegociações que garantem a continuidade do projeto estão em fase final, gerando incertezas quanto a realizaçãoeconômica desse ativo (vide nota explicativa nº 36).Ao final do exercício, a Companhia mantém registrado um contas a pagar para COSERN no montante de R$ 127.294.(2) TERMOPERNAMBUCO• DesverticalizaçãoEm reunião do Conselho de Administração da GUARANIANA e da CELPE, realizada em 16/10/2003, foi aprovadoa desverticalização (processo de reestruturação societária, a fim de segregar a atividade de distribuição de energia daatividade de geração de energia, consoante com o interesse do órgão regulador) da TERMOPERNAMBUCO,transferindo a participação detida até então pela CELPE para a GUARANIANA, por meio de compra e venda, de253.730 mil ações ordinárias de emissão da Termopernambuco S.A., das quais 50.527 mil ações foram apenassubscritas, sem ter a CELPE realizado a respectiva integralização, representativas de 72,57% do capital socialintegralizado da Termopernambuco S.A., pelo valor de R$ 333.877, com base em laudo de avaliação econômicapreparado pelo UNIBANCO – União de Bancos Brasileiros S.A. O valor patrimonial das ações integralizadas à épocada desverticalização era de R$ 203.203 e a diferença entre esse montante e o valor da aquisição foi registrado naGUARANIANA como ágio, com fundamento econômico baseado na expectativa de resultados futuros, dentro doperíodo de autorização de funcionamento da central termoelétrica concedido pela ANEEL.A CELPE reconheceu no resultado do exercício 2003, ganho bruto da ordem de R$ 26.794, em decorrência da referidavenda. Esse ganho, contudo, não afetou o resultado do exercício 2003 da GUARANIANA, de acordo com regraestabelecida por meio da Instrução CVM 247/96 (§1º do art.9º). A GUARANIANA era detentora de ações ordináriasrepresentativas de 27,43% do capital social integralizado da TERMOPERNAMBUCO e após essa aquisição, passoua deter 100% das ações do capital social dessa empresa.Essa operação não altera a estrutura de controle e gestão da TERMOPERNAMBUCO, uma vez que aGUARANIANA, antes da referida operação, já era controladora indireta da TERMOPERNAMBUCO, com destaqueque essa operação atende à determinação da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, expressa no Despachonº 444 de 11 de julho de 2001.Ao final do exercício, a Companhia mantém registrado um contas a pagar para CELPE no montante de R$ 91.190.• Incorporação de ágio na controlada TERMOPERNAMBUCOEm 31 de dezembro de 2003, por meio de reunião do Conselho de Administração e de Assembléia GeralExtraordinária da TERMOPERNAMBUCO, foi aprovada a conclusão do processo de reestruturação societária, comobjetivo de transferir para a TERMOPERNAMBUCO o benefício fiscal do ágio de R$ 130.674, pago na aquisiçãodas ações da TERMOPERNAMBUCO pela GUARANIANA da CELPE, em outubro de 2003.662

Para tanto, em reunião do Conselho de Administração da GUARANIANA realizada em 26/12/2003, foi aprovadoaumento de capital na sociedade de propósito específico (SPE) Rio Japuri Empreendimentos e Participações S/A,integralizado por meio da contribuição com as ações e o ágio referentes ao investimento da GUARANIANA naTERMOPERNAMBUCO, tendo como data base 30/11/2003. O processo foi concluído com a incorporação pelaTERMOPERNAMBUCO de sua então controladora, e respectivamente do ágio e da provisão para manutenção daintegridade do patrimônio líquido, de acordo com a Instrução CVM nº 349/2001, conforme movimentação deinvestimento demonstrada no quadro a seguir.(3) TRACOLO Conselho de Administração da GUARANIANA aprovou a alienação da participação acionária na controladaTRACOL, para a WORKTIME Assessoria Empresarial Ltda., pelo valor de R$ 3.350, conforme instrumentoparticular de compra e venda de ações assinado em 9 de setembro de 2003, onde apurou um ganho de R$ 864,registrado como resultado não operacional da controlada.(4) ITAPEBI - DesverticalizaçãoEm reunião dos Conselhos de Administração da Companhia e da controlada COELBA, realizada em 23 de outubro de2003, foi aprovada a transferência da COELBA para a GUARANIANA, por meio de compra e venda, de 63.000 milações ordinárias de emissão da ITAPEBI, pelo valor de R$ 126.257, com base em laudo de avaliação econômicapreparado pela Ernst & Young Consultores Associados LTDA. A celebração do contrato de compra e venda, que daráefeito à operação, está dependendo da aprovação prévia da ANEEL.663

19. IMOBILIZADOA composição dos saldos e taxas anuais médias de depreciação é como segue:Consolidado2003 2002Taxas anuaismédias de Depreciação (-) Obrigaçõesdepreciação amortização vinculadas a Valor Valor(%) Custo acumulada concessão líquido líquidoEm serviçoGeração 3,37 705.928 (52.802) 653.126 65.345Transmissão 4,34 50.297 (10.327) (5.440) 34.530 48.274Distribuição 4,89 4.641.357 (1.794.424) (466.628) 2.380.305 2.268.152Comercialização 15,21 124.648 (49.911) (192) 74.545 73.296Administração 13,05 206.366 (93.756) 112.610 101.249Subtotal 5.728.596 (2.001.220) (472.260) 3.255.116 2.556.316Em cursoGeração 1.187.113 1.187.113 1.765.333Transmissão 36 36 705Distribuição 178.699 (94.572) 84.127 88.808Comercialização 1.788 1.788 13.920Administração 23.097 23.097 19.411Subtotal 1.390.733 (94.572) 1.296.161 1.888.177Total 7.119.329 (2.001.220) (566.832) 4.551.277 4.444.493De acordo com os artigos nº 63 e nº 64 do Decreto n° 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalaçõesutilizados na produção, transmissão e distribuição de energia elétrica são vinculados a esses serviços, não podendo serretirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do ÓrgãoRegulador. A Resolução ANEEL nº 20/99, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Públicode Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quandodestinados à alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada, paraaplicação na concessão.20. DIFERIDOControladoraConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Ágio na aquisição de investimentos 2.251.092 2.175.100(-) Amortização ágio (363.371) (252.983)Subtotal 1.887.721 1.922.117Despesas diferidas, líquidas dasAmortizações 292.413 149.464Despesas Financeiras associadas aconstruções de usinas em andamento 28.649 10.306Total 28.649 10.306 2.180.134 2.071.581As despesas diferidas referem-se às despesas pré-operacionais das controladas ITAPEBI, TERMOPERNAMBUCO eTERMOAÇÚ, e são decorrentes do estágio pré-operacional da construção daquelas usinas de energia. A ITAPEBIentrou em operação comercial em janeiro de 2003, a TERMOPERNAMBUCO entrará em operação comercial emjaneiro de 2004 e a TERMOAÇÚ tem entrada em operação prevista para 2005. Os custos de construção estãoconsolidados no imobilizado em curso, na atividade de geração.A controladora mantém registro no ativo diferido, referente aos encargos incorridos relacionados com os recursosrepassados ou aportados nos projetos de geração termoelétrica. O montante de R$ 28.649 (R$ 10.306 em 2002)capitalizado foi incorporado ao ativo imobilizado, quando da consolidação das demonstrações contábeis.664

21. FORNECEDORESControladoraConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002Fornecedores de energia elétrica 156.865 253.892Fornecedores de energia elétrica – MAE 8.699 18.919Materiais e serviços 490 224 291.513 236.652Total 490 224 457.077 509.46322. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOSControladoraEncargosTotalComposição da dívida dívida Principal 2003 2002Moeda nacionalBanco do Brasil 85.878 85.878 84.500Banco Itaú 5.892 5.892 15.715BNDES 10.189 191.573 191.573 454.452Bradesco 1.958 1.958Total moeda nacional 10.189 285.301 285.301 554.667Moeda estrangeiraBanco Itaú 55 39.270 39.270Total moeda estrangeira 55 39.270 39.270Subtotal 10.244 324.571 324.571 554.667Ajuste Swap 35.764 35.764 (61.734)Total 10.244 360.335 360.335 492.933ConsolidadoEncargos Principal TotalComposição da dívida Circulante Longo prazo Circulante Longo prazo 2003 2002Moeda nacionalBanco do Brasil 2.314 145.593 47.769 193.362 120.403Eletrobrás 2.315 46.903 175.450 222.353 342.471BANKBOSTON 152 22.891 22.891 51.192Banco Itaú 8.928 36.793 36.793 68.716BNDES 20.577 50.977 324.674 682.760 1.007.434 1.370.176Bradesco 215 24.654 24.654 43.351Unibanco 5.798 17.554 17.554 34.877Outros 2.631 62.414 4.834 67.248 57.096Total moeda nacional 42.930 50.977 681.476 910.813 1.592.289 2.088.282Moeda estrangeiraBanco InteramericanoDesenvolvimento – BID 6.230 44.836 439.181 484.017 579.689Kreditanstalt furWiederaufbau – KfW 2 4.093 28.787 32.880 37.626Sindicato (LíderBankBoston)(1) 341 866.760 866.760 1.059.990BBVA 274 21.715 21.715 102.053Banco Itaú 375 106.889 106.889 70.666Banco do Brasil 89 57 2.099 2.156 112.890Westlb 2.201 63.562 63.562 91.866Citibank 5.202 288.921 288.921 353.330Banco Santander 6.832 77.061 77.061 79.310Banco Lloyds 35.099Bradesco 858 52.233 52.233 29.205Banco Real – ABN 7 14.446 7.223 21.669 100.249Deutsche 35.333Votorantim 46.006Outros 37 15.953 1.091 17.044 17.117Total moeda estrangeira 22.448 1.556.526 478.381 2.034.907 2.750.429Subtotal 65.378 2.238.002 1.389.194 3.627.196 4.838.711Ajuste Swap 103.520 1.092 104.612 (579.000)Total 65.378 50.977 2.341.522 1.390.286 3.731.808 4.259.711665

A Companhia e suas controladas COELBA, CELPE e COSERN, estão em fase de conclusão da negociação doalongamento de suas dívidas a serem liquidadas no curto prazo. As transações em curso asseguram que tais processoschegarão com sucesso ao seu final.(1) A Companhia através de sua controlada integral GARTER PROPERTIES INC., efetuou a captação externa no valorUS$300 milhões, equivalentes a R$ 866.760 e R$ 341 referentes a juros (2002, R$ 1.059.990 e R$ 1.032),respectivamente, sobre a qual a Companhia é garantidora. Os bancos que compõem esse sindicato são: Bank Boston,Citibank, Banco do Brasil (BAMB), BBVA, JP Morgan, Societé Generalli, Cajá Madrid, Lloyds Bank e BNL. Sobreo saldo devedor incide variação cambial acrescido de libor mais spread 3,00% a.a (variação cambial acrescido de jurosde 11,5% a.a ou libor mais spread 2,625% a.a 2002).Condições contratuais dos empréstimos da controladora e consolidado em 31 de dezembro de 2003.666

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Para os empréstimos foram dadas garantias de receita própria, avais dos Governos Federal e Estadual, notaspromissórias, aval pessoal dos diretores, aval da Guaraniana, máquinas, equipamentos, veículos e no que se refere aoBNDES vinculado à recomposição tarifária, 5,27% do faturamento mensal das distribuidoras COELBA, CELPE eCOSERN.Adicionalmente, a Controlada COELBA concedeu em garantia do empréstimo obtido pela controlada Itapebi Geraçãode Energia S.A. junto ao BNDES, com o objetivo de construir a hidrelétrica Itapebi, no montante de R$ 200.000, atotalidade das suas ações da própria Itapebi.O empréstimo sindicalizado (líder BankBoston) foi negociado em 2001 e o vencimento programado para 28 de junhode 2004, portanto classificado no passivo circulante, cujo contrato prevê a manutenção de diversos índices deendividamento, capitalização e cobertura da dívida. Nas demonstrações findas em 31 de Dezembro de 2003, aCompanhia atingiu adequadamente todos os índices requeridos contratualmente “ebitda” consolidado (sigla em inglêspara lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização) total débito COELBA, débito total consolidado,patrimônio líquido consolidado e endividamento consolidado.As principais moedas e indexadores utilizados para atualização dos empréstimos e financiamentos tiveram asseguintes variações nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2003 e 2002:Variação %Moeda / Indexador 2003 2002Iene (9,30) 68,18Dólar norte-americano (18,23) 52,27EURO (1,37) 79,35UMBNDES (cesta de moedas – BNDES) (15,69) 56,03Índice Geral de Preços – Mercado – IGP – M 8,71 25,31FINEL 1,70 4,68TJLP 11,50 9,87CDI 23,25 19,11SELIC 26,69 21,39Taxa de Referência – TR 4,65 2,80668

Os vencimentos das parcelas a longo prazo são os seguintes:Cronograma de pagamentoConsolidadoTotal2003 20022004 1.897.4732005 239.256 172.7642006 188.509 181.746Após 2006 962.521 874.515Total 1.390.286 3.126.49823. NOTAS PROMISSÓRIAS, DEBÊNTURES E ENCARGOSDebêntures (DEB) e Notas Promissórias (NP)Consolidado2003 2002LongoEmpresa Encargos Prazo Total Encargos Circulante TotalGUARANIANA (NP) 2.790 69.800 72.590COELBA (DEB) 5.872 60.000 65.872COSERN (DEB) 961 18.750 19.711ITAPEBI (DEB) 10.132 200.000 210.132Total 10.132 200.000 210.132 9.623 148.550 158.173Passivo Circulante (6.589) (6.589) (158.173)Exigível a Longo Prazo 3.543 200.000 203.543 -As controladas COELBA e COSERN liquidaram, no presente exercício, as últimas parcelas referentes às debênturesemitidas em 2000. As notas promissórias da Companhia, emitidas em 2002 e adquiridas integralmente pelos seusacionistas, foram convertidas em capital, conforme descrito na nota explicativa nº 31.669

Debêntures COELBACaracterísticasForma e Espécie:Nominativa/Garantia flutuanteQuantidade de títulos: 12.000 debêntures simples, referentes a 2ª emissão, única sérieValor nominal: R$ 10.000,00Data de emissão: 01 de julho de 2000Vencimento final: 01 de julho de 2003Remuneração:102,5 % da variação da taxa média do CDIPeriodicidade pagamento: Semestral, a partir de janeiro 2001Amortização programada: Em 4 parcelas semestrais e consecutivas de R$ 2.500,00 a partir de janeiro/2002Debêntures COSERNCaracterísticasForma e Espécie:Nominativas simplesQuantidade de títulos: 7.500 debêntures simplesValor nominal: R$ 10.000,00Data da emissão: 01 de abril de 2000Vencimento final: 01 de abril de 2003Remuneração:104,5 % da variação da taxa média do CDIPeriodicidade pagamento: Semestral, a partir de outubro de 2001Amortização programada: Em 4 parcelas semestrais e consecutivas de R$ 2.500,00 a partir de outubro/2001Notas Promissórias GUARANIANACaracterísticasForma e espécie:Nominativa / sem garantia / série únicaQuantidade de títulos: Até 360 notas promissórias (NP), tendo sido subscritas e integralizadas 148 NP’sValor nominal: R$ 500.000,00Data de emissão: 29 de outubro de 2002Vencimento final: 27 de janeiro de 2003Remuneração:Aplicado deságio de 116% do CDI sobre o valor nominal das notasPeriodicidade pagamento: No vencimento24. INSTRUMENTOS FINANCEIROSConsiderações geraisA utilização de instrumentos e de operações com derivativos envolvendo indexadores, tem por objetivo a proteção doresultado das operações ativas e passivas da Companhia.A administração avalia que os riscos são mínimos, pois não existe concentração de parte contrária, e as operações sãorealizadas com bancos de reconhecida solidez, dentro de limites aprovados.Valor de mercado dos instrumentos financeirosOs valores contábeis, registrados em aplicações financeiras de renda fixa, operação com empresas ligadas eempréstimos e financiamentos, referentes aos instrumentos financeiros constantes no balanço patrimonial, quandocomparado com os valores que poderiam ser obtidos na sua negociação em um mercado ativo ou, na ausência destescom o valor presente líquido ajustado com base na taxa vigente de juros no mercado, se aproximam, substancialmente,de seus correspondentes valores de mercado.As contas e títulos a receber de poderes públicos, federal, estadual e municipais (administração direta), e de empresascontroladas por essas esferas de governo, estão registradas em contas patrimoniais no montante de R$ 373.033 (2002,R$ 298.832) no consolidado. Não foi possível estimar os valores de mercado dos créditos vencidos, devido àimpossibilidade de previsão dos prazos de recebimento.670

Os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos de longo prazo, vinculados aos projetos específicos de infraestruturabásica, obtidos em moeda estrangeira, junto a instituições internacionais de desenvolvimento, assim comoos valores contábeis dos empréstimos e financiamentos vinculados a projetos de eletrificação, obtidos em moedanacional, junto à Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS e aos consumidores, estão compatíveis com ovalor de tais operações, não disponíveis no mercado financeiro.Os contratos de mútuo obtidos junto a FAELBA pela COELBA, FASERN pela COSERN e CELPOS pela CELPE, deconformidade com as normas estabelecidas para as entidades de previdência privada fechada, equivalem ao valor demercado para esse tipo de operação.Fatores de riscoRisco de créditoO risco surge da possibilidade das Companhias virem a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimentode valores faturados a seus consumidores, concessionárias e permissionárias. Para reduzir esse tipo de risco e paraauxiliar no gerenciamento do risco de inadimplência, a Sociedade monitora as contas a receber de consumidores,cortando o fornecimento, caso o consumidor deixe de realizar seus pagamentos. No caso de consumidores o risco decrédito é mínimo devido à grande pulverização da carteira.Moeda estrangeiraEsse risco decorre da possibilidade da perda por conta de aumento nas taxas de câmbio, que aumentem os saldos depassivo de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira captados no mercado. A Companhia, visandoassegurar que oscilações significativas nas cotações das moedas a que está sujeito seu passivo em moeda estrangeiranão afetem seu resultado e fluxo de caixa, possui em 31 de dezembro de 2003, operações de “swap” cambialrepresentando aproximadamente 98% do endividamento em moeda estrangeira, exceção feita ao empréstimo do BIDcom a controlada TERMOPERNAMBUCO, para o qual existe proteção cambial, prevista por meio de fórmula decálculo do preço da energia.No exercício findo em 31 de dezembro de 2003, a Companhia apurou um resultado nas operações de “hedge” cambialno montante negativo de R$ 106.267, controladora e negativo de R$ 725.894 consolidado (2002, positivo deR$ 158.264, controladora e positivo de R$ 958.700, consolidado).Risco de Taxa de JurosEste risco é oriundo da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas dejuros, que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados no mercado.A Companhia não tem pactuado contratos de derivativos para fazer “hedge” contra este risco. Porém, a Companhiamonitora continuamente as taxas de juros de mercado, com o objetivo de avaliar a eventual necessidade de contrataçãode derivativos, para se proteger contra o risco de volatilidade dessas taxas.Risco de Vencimento antecipadoA COELBA, CELPE, COSERN, TERMOPERNAMBUCO e ITAPEBI possuem contratos de empréstimos,financiamento e debêntures com cláusulas restritas que, em geral, requerem a manutenção de índices econômicofinanceiroem determinados níveis. O descumprimento dessas restrições podem implicar em vencimento antecipadoda dívida.25. TAXAS REGULAMENTARESConsolidadoComposição 2003 2002Quota de reserva global de reversão – RGR 12.000 9.282Quota de consumo de combustível – CCC 5.269Encargo de capacidade emergencial – ECE 36.529 23.892Encargo serviço sistema – ESS 1.265Conta desenvolvimento energético – CDE 935Taxa de fiscalização – ANEEL 399 513Fundo nacional de desenvolvimento científico e tecnológico - FNDCT 10.236 8.322Total 61.364 47.278671

26. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAISControladora ConsolidadoComposição 2003 2002 2003 2002ICMS 86.717 71.091ICMS diferido 28.921 26.500Imposto de renda sobre distribuição de lucros 5.387 7.781Imposto de renda - Pessoas física e jurídica 50 25 14.750 217INSS 131 126 4.225 2.974FGTS 23 37 1.654 1.701COFINS 3.338 1.954 18.993 13.545PIS 1.798 1.075 7.389 4.792Outros 4.250 17.289Total 5.340 3.217 172.286 145.890Passivo Circulante (5.340) (3.217) (143.365) (119.390)Exigível a Longo Prazo 28.921 26.50027. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS DIFERIDOSAs controladas registraram os tributos e contribuições sociais a recolher calculados sobre a receita de recomposiçãotarifária extraordinária, reposicionamento tarifário (Vide Nota Explicativa nº 7), variação cambial líquida(empréstimos e swap) e energia livre, bem como o valor da contribuição social sobre o lucro calculado sobre o saldoda correção monetária complementar Lei nº 8.200/91, a ser depreciado. Os impactos financeiros desses tributos econtribuições, ocorrerão no momento da realização dos eventos mencionados.Composição dos tributos e contribuições sociais diferidos:ConsolidadoComposição dos tributos 2003 2002Imposto de Renda 176.651 154.380Contribuição Social 59.895 52.197PIS 19.724 11.172COFINS 38.463 23.236Total 294.733 240.985Passivo Circulante (91.582) (52.880)Passivo Exigível a Longo Prazo 203.151 188.10528. PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIASAs provisões constituídas para contingências e respectivos depósitos judiciais são compostos como segue:Consolidado2003 2002Valor da Provisão Depósitos Valor da Provisão DepósitosContingências No exercício Acumulada Judiciais No exercício Acumulada JudiciaisTrabalhistas 4.012 46.403 12.834 6.502 41.518 12.310Cíveis (2.788) 77.732 11.241 17.075 80.877 7.193Clientes – Plano Cruzado 253 37.929 3.558 5.534 35.729 5.471Outros (3.041) 39.803 7.683 11.541 45.148 1.722Fiscais (8.663) 23.220 10.430 11.397 28.468 7.059ICMS 2.592 2.592ISS 193 8.357 1.001 6.517INSS 790 2.806 74 836COFINS (13.160) 13.160 13.160IRPJ 152 3.184 1.890 1.668Outros 3.362 6.281 8.540 (2.838) 3.695 7.059Ambientais 12.868 20.910 8.042Total 5.429 168.265 34.505 34.974 158.905 26.562Passivo Circulante (37.382) (64.800)Passivo Exigível a Longo Prazo 130.883 94.105 26.562672

TrabalhistasReferem-se a diversas ações trabalhistas movidas contra as empresas controladas, envolvendo horas extras,periculosidade, equiparação/reenquadramento salarial e outras, e também, envolvendo os seus empreiteiros(responsabilidade solidária).CíveisClientes - Tarifas Plano CruzadoAs Companhias COELBA, CELPE e COSERN são rés em demandas judiciais, nas quais alguns consumidoresindustriais questionam a legalidade da majoração da tarifa de energia elétrica ocorrida na vigência do Plano Cruzado,conforme portarias nº 38 e nº 45 do DNAEE, de 27 de janeiro e de 4 de março, ambas de 1986, e pleiteiam a restituiçãode valores envolvidos. Não é possível prever o resultado final das ações, tendo diversas outras companhias obtidoêxito parcial nos pleitos dos consumidores. Para fazer face a eventuais contingências advindas desses pleitos, ascontroladas possuem provisões constituídas nos montantes de R$ 37.929 (2002, R$ 35.729) respectivamente,relacionado com o diferencial de alíquota cobrado no período de março a novembro de 1986 dos consumidoresindustriais, acrescido dos encargos financeiros, cujos montantes são considerados suficientes.Outras cíveisReferem-se a diversas ações cíveis e comerciais, de pessoas físicas e jurídicas, nas quais as Controladas são rés,envolvendo danos morais e materiais.FiscaisIRPJ e CSLLExistem processos de natureza fiscal na controlada COSERN, envolvendo imposto de renda sobre lucro inflacionáriode 1998 e contribuição social, que estão em curso, para os quais a opinião dos consultores jurídicos com relação àscausas possíveis totaliza R$ 7.969 (2002, R$ 3.898).IPTU e TLFReferem-se a autuações contestadas pelas Controladas.ISSRefere-se a conflito de tributação com o ICMS em relação à atividade acessória a venda de energia.INSSRefere-se a autuações das Controladas, na condição de contribuinte solidário na contratação de serviços deempreiteira. As Companhias vem acionando as empreiteiras para comprovação do recolhimento e conseguintebaixar os autos.Questões Ambientais ItapebiA administração da Companhia firmou, em 21 de novembro de 2002, acordo com o autor da ação popular, impetradaem setembro de 2002, e com o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA,visando definir a compensação adicional de impacto sócio-ambientais decorrentes da implantação do empreendimentodenominado Usina Hidroelétrica de Itapebi. As deliberações contidas no acordo, compreendem, dentre outras:elaboração de estudos, regularização fundiária das unidades, elaboração de plano de manejo e proteção. Esse acordofoi valorizado em R$ 8.042 e provisionado no balanço de 31 de dezembro de 2002.Como condicionante da licença de operação do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente – IBAMA, a Companhiadesenvolveu novos projetos definindo medidas ambientais compensatórias da exploração do potencial hidrelétricorelacionadas à aquisição de terras, assessoria ambiental, assessoria jurídica, administração do meio ambiente,incluindo consolidação, monitoramento e proteção ambiental. O custo orçado destes projetos foi estimado emR$ 12.868 e encontra-se registrado contabilmente.673

As administrações da Companhia e de suas controladas, consubstanciadas na opinião de seus consultores legais quantoa possibilidade de êxito nas diversas demandas judiciais, entendem que as provisões constituídas registradas nobalanço são suficientes para cobrir possíveis perdas com tais causas.29. SALDOS E TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADASA GUARANIANA efetuou transações com partes relacionadas:674

(1) CoelbaSaldo a pagar referente à aquisição da TRACOL pela Companhia da controlada COELBA, através de instrumentoparticular de compra e venda de ações da Tracol Serviço Elétricos S.A., constituído em 28 de agosto de 2002, índicede correção IGPM.Adicionalmente, tem-se o valor a receber de dividendos e juros sobre capital próprio, declarado pela controladaCOELBA.(2) CelpeSaldo a pagar referente ao processo de desverticalização da TERMOPERNAMBUCO, ocorrido em 2003 (vide notaexplicativa 18). Esse saldo é atualizado pela variação da taxa de juros - CDI.Adicionalmente, tem-se o valor a receber de dividendos e juros sobre capital próprio, declarado pela controladaCELPE.(3) CosernSaldo a pagar referente ao processo de desverticalização da TERMOAÇÚ, ocorrido em 2003 (vide nota explicativa nº18), conforme contrato de compra e venda de ações e outras avenças, atualizado pela variação da taxa de juros - CDI,constituído em 31 de março de 2003.Adicionalmente, tem-se o valor a receber de dividendos e juros sobre capital próprio, declarado pela controladaCOSERN.(4) TermopernambucoRefere-se à operação de mútuo com a controlada TERMOPERNAMBUCO, para cobertura de necessidades depagamentos em moeda nacional, realizados para a construção da usina térmica, até a liberação do financiamento emmoeda nacional para o projeto. Essa operação está suportada por contrato firmado entre a GUARANIANA e aTERMOPERNAMBUCO, com interveniência do Banco Interamericano de Desenvolvimento – BID (credor externoda TERMOPERNAMBUCO). As taxas pactuadas nessa operação são idênticas às taxas previstas para contratação dofinanciamento em moeda nacional para o projeto (TJLP + 4,5% ao ano).(5) TermoaçúRefere-se ao adiantamento de capital efetuado pela GUARANIANA. Esses adiantamentos têm finalidade de aportede capital que não se efetivou até 31 de dezembro de 2003, devido à paralisação do projeto. Esses adiantamentos nãovem sendo atualizados.(6) GCSRefere-se ao valor a receber de dividendos e juros sobre capital próprio declarado pela controlada GCS.(7) Iberdrola Energia S.A.FornecedoresRefere-se a valores a pagar por prestação de serviços de consultoria e assistência técnica de implantação da CentralTermoelétrica prestados à TERMOAÇÚ, conforme contrato nº 010350 de 18 de dezembro de 2000, no valor de _2.650. Sobre o saldo devedor incide variação cambial. Sobre o saldo em atraso, vem sendo acrescidos juros de moraequivalentes ao índice IGPM e taxa de 12% ao ano, por cada dia de atraso.Assunção de dívidaRefere-se ao valor a ser reembolsado à Iberdrola Energia S.A., por pagamentos de despesas daTERMOPERNAMBUCO, conforme contrato de Assunção de Dívida.675

(8) Amara BrasilContrato nº 44113998, vigência de 16 de dezembro de 1998 até 15 de maio de 2005. O mesmo é corrigido pelo IGP-M a cada 12 meses.(9) Fundação COELBAContrato FAELBA com vigência até 30 de julho de 2004, índice de correção CDI ou pela variação do INPC + 6% aoano, dos dois o maior.(10) Fundação COSERNContrato FASERN, com vigência até setembro de 2004, índice de coreção TR + 0,5% ao mês.(11) Fundação CELPEContrato CELPOS de mútuo de benefícios concedidos, benefícios a conceder e indenizações de perdas com imóveis,com vigência até dezembro de 2007, dezembro de 2023 e dezembro de 2005, respectivamente, com índice de correçãopelo INPC + 6% ao ano.• Funções compartilhadasAs empresas COELBA, CELPE e COSERN celebraram, entre si, em 30 de outubro de 2001, vigente até05 de novembro de 2021, o Contrato denominado “Guaraniana Serviços Compartilhados” com o objetivo de :- Implantar um sistema unificado de atividades operacionais e administrativas, nas áreas: Engenharia Básica,Suprimentos, Marketing, Informática, Riscos e Seguros e Regulação e Tarifa;- otimizar o aproveitamento dos recursos financeiros e humanos empregados no desenvolvimento das referidasatividades, em regime de serviços de interesse recíproco; e- atender, de maneira mais eficiente e econômica, aos interesses e necessidades de cada uma das Consorciadas.Em 1º de novembro de 2001, as concessionárias encaminharam o pedido de anuência ao referido contrato à ANEEL,em atendimento ao estabelecido na Resolução ANEEL nº 022, de 4 de fevereiro de 1999. Em decorrência daimplementação do Consórcio, os balanços das empresas contemplam ativos e passivos oriundos destas transações.Posteriormente, a ANEEL, através do Ofício n° 1327/2002-SFF/ANEEL, de 26 de dezembro de 2002, comunicou anão aprovação do Contrato de Consórcio. A administração está apresentando esclarecimentos adicionais, referentes àforma de atuação e aos benefícios auferidos pelas empresas com a implementação do Consórcio, com vista a obter aanuência da ANEEL para o referido contrato.30. OUTRAS CONTAS A PAGARConsolidadoComposição 2003 2002Taxa de iluminação pública 9.014 8.097Plano de Saúde 32.884 28.686Adiantamento Estado 1.002 4.570FGTS não optante 1.760 1.760Consumidores 1.175 2.034FNDCT 641 722Eletrobrás – juros empréstimo compulsório 29 852Outros 49.068 46.014Total 95.573 92.735Passivo Circulante (83.200) (86.169)Passivo Exigível a Longo Prazo 12.373 6.566676

31. CAPITAL SOCIAL E DIVIDENDOS PROPOSTOSO capital social subscrito e integralizado em 31 de dezembro de 2003 é de R$ 4.739.025 (2002, R$ 4.425.025),dividido em 5.850.636 mil ações subscritas e integralizadas (2002, 5.457.829 mil ações), ordinárias, nominativas, semvalor nominal.Os aumentos de capital, decorrentes da capitalização do valor correspondente às notas promissórias, emitidas emsetembro de 2002, no montante de R$ 74.000, e subscrição de 281.433 mil ações ordinárias, sem valor nominal nosmontantes de R$ 150.000 e R$ 90.000, foram realizados em 27 de janeiro de 2003, 26 de fevereiro e 14 de julho de2003, respectivamente. Os aumentos de capital foram devidamente aprovados pelo Conselho de Administração e/ouAssembléia Geral Extraordinária – AGE, nas referidas datas.De acordo com o previsto no Estatuto Social da Companhia, o dividendo mínimo obrigatório é de 25% do lucrolíquido, ajustado nos termos da legislação societária.A reserva legal e constituída com base em 5% do lucro líquido pela Legislação Societária, limitada a 20% do capital.A base de cálculo para os dividendos mínimos obrigatórios é como segue:R$ milLucro líquido do exercício 49.950(-) Prejuízos acumulados (13.894)(-) Reserva legal (5% limitado a 20% do capital social) (1.803)Base de cálculo 34.253Dividendos mínimos obrigatórios (25%) 8.563Dividendos propostos – R$ 0,00585 por ação 34.25332. INCENTIVO FISCAL IMPOSTO DE RENDA - ADENECOELBA, CELPE e COSERNA legislação do imposto de renda possibilita que as empresas situadas na região Nordeste do Brasil e que atuam nosetor de infra-estrutura, reduzam o valor do imposto de renda devido para fins de investimentos em projetos deampliação da sua capacidade instalada, conforme determina o artigo 551, § 3º, do Decreto nº 3.000/99.Por conta disso, as controladas COELBA, COSERN e CELPE formalizaram pleito à antiga SUDENE e obtiveram odeferimento da redução do imposto de renda e adicionais, através dos Laudos Constitutivos nº 0038/2002 – ADENE,emitido em 03 de julho de 2002. Em 15 de agosto de 2002, COELBA e COSERN protocolaram na Delegacia daReceita Federal/BA e RN e dia 27 de agosto de 2002, CELPE na Delegacia da Receita Federal/PE, Termo de Opçãopara formalizar o aproveitamento do crédito retroativo a 06 de dezembro de 2001.Sendo assim, a CELPE calculou em 2003 o incentivo fiscal ADENE, com base no Lucro da Exploração, apurandoresultado negativo, não se beneficiando da redução do imposto de renda e adicionais nesse ano. A COELBA eCOSERN apuraram, respectivamente, os valores de R$ 4.600 e R$ 2.105 (2002, R$ 2.547 na COSERN), aplicando aredução de 37,50% do imposto de renda apurado pelo Lucro Real. O valor correspondente da respectiva redução foicontabilizado como Reserva de Capital em seu montante integral, devendo somente ser utilizado para aumento decapital social ou para eventual absorção de prejuízo contábil, conforme previsto no artigo 545 do Regulamento deImposto de Renda.677

ITAPEBIA controlada em conjunto - ITAPEBI formalizou pleito à antiga SUDENE e obtiveram o deferimento da redução doimposto de renda e adicionais através do Laudo Constitutivo nº 0307/2003 ADENE, emitido em 31 de outubro de2003. Até 31 de dezembro de 2003 a controlada não tinha protocolado junto à Delegacia da Receita Federal/BA,“Termo de Opção” para formalizar o aproveitamento do crédito retroativo a 06 de dezembro de 2001. Conformedisposto no artigo 2º, da Instrução Normativa nº 217/2002, a Receita Federal deverá pronunciar-se sobre o pleitoformalizado em até 120 dias da data de protocolo do referido “Termo”.33. FORNECIMENTO E SUPRIMENTO DE ENERGIAConsolidadoNº de consumidores (1) MWh (1) R$2003 2002 2003 2002 2003 2002Consumidores:Residencial 5.698.943 5.385.682 6.444.391 5.789.875 1.700.570 1.334.765Industrial 33.669 33.369 4.670.701 4.911.126 771.102 657.797Comercial 478.321 466.664 3.800.072 3.446.848 1.039.129 783.454Rural 318.357 288.259 1.607.918 1.349.453 197.321 138.820Poder Público 62.117 59.809 959.999 846.430 235.080 169.069Iluminação Pública 20.829 18.986 1.065.044 965.824 154.937 115.753Serviço Público 4.880 4.633 1.152.098 1.074.698 172.053 137.029Consumo Próprio 751 36.237Fornecimento não faturado 45.810 46.709Reposicionamento Tarifário 35.824Suprimento 39 288 98.213 140.405 5.373 19.556Subtotal 6.617.906 6.257.690 19.834.673 18.524.659 4.357.199 3.402.952Encargo de capacidade emergencial - ECE 141.030 35.310Subtotal 6.617.906 6.257.690 19.834.673 18.524.659 4.498.229 3.438.262Recomposição tarifária (realização) (127.177) (51.577)Energia livre (realização) (40.035) 37.277Disponibilização sistema transmissão edistribuição 44.506Mercado Atacadista de Energia - MAE 133.672 1.645.074 49.846 217.993Subvenção à baixa renda (tarifa social) 217.832 123.290Outras receitas 73.776 80.772Receita Operacional 4.716.977 3.846.017Deduções à Receita Operacional (1.240.108) (960.783)Total 19.968.345 20.169.733 3.476.869 2.885.234(1) Informações não examinadas pelos auditores independentes.34. OUTRAS RECEITAS OPERACIONAISConsolidadoComposição 2003 2002Renda da prestação de serviços 46.222 55.009Aluguel 13.429 11.341Subvenções CCC 2.534 1.485Serviço taxado 6.180 8.521Obras de terceiros 3.181 1.659Outras receitas 2.230 2.757Total 73.776 80.772678

35. ENERGIA ELÉTRICA COMPRADA PARA REVENDAConsolidado2003 2002R$ MWh (1) R$ MWh (1)CHESF 1.131.100 22.316.624 1.074.219 26.682.764SAELPA 970 18.153 1.083 24.254CEAL 1.953 35.116 2.215 46.822GCS 2.219 20.156MAE 2.010 175.325Outras 48.542 6.760Ajustes 1.402Total 1.184.575 1.087.898(1) Informações não examinadas pelos auditores independentes36. RESULTADO NÃO OPERACIONALControladoraConsolidado2003 2002 2003 2002Provisão para perda do ágio – TERMOAÇÚ (31.738) (31.738)Alienação – TRACOL 3.350 3.350Baixa do investimento líquido – TRACOL (2.486) (2.486)Outros 21 (437) (1.485) (7.137)Total (30.853) (437) (32.359) (7.137)37. PLANO PREVIDENCIÁRIO E OUTROS BENEFÍCIOS AOS EMPREGADOSAs controladas COELBA, CELPE e COSERN são patrocinadoras da Fundação COELBA de Assistência e SeguridadeSocial – FAELBA (“FAELBA”), Fundação CELPE de Seguridade Social – CELPOS (“CELPOS”), e FundaçãoAssistencial e Seguridade Social dos Empregados da COSERN – FASERN (“FASERN”), respectivamente, pessoasjurídicas de direito privado, sem fins lucrativos, que tem por finalidade principal propiciar aos seus associadosparticipantes, e aos seus beneficiários, uma renda pecuniária de suplementação de aposentadoria e pensão, emconformidade com o Plano de Benefícios Previdenciários a que estiverem vinculados.Plano de aposentadoria e pensãoAs contribuições correntes (das patrocinadoras e dos participantes) destinam-se à cobertura dos benefícios a serempagos aos participantes, acumulados desde a sua admissão no plano. Nos planos previdenciários de BenefícioDefinido, eventuais insuficiências serão de responsabilidade das patrocinadoras.A contribuição das Patrocinadoras COELBA, CELPE e COSERN para os planos de Benefício Definido da FAELBA,CELPOS e FASERN, corresponde a 10,09%, 10,45% e 10,45%, respectivamente, do total da folha de pagamento brutamensal (Salário Base Real de Contribuição) dos participantes ativos, acrescida de 2,29%, e 1,87% para cobertura dasdespesas administrativas da FAELBA e FASERN, respectivamente.A partir de outubro de 1998, a FAELBA, e de março de 1999, a FASERN, passaram a adotar novos planos debenefícios previdenciários de Contribuição Definida, cuja adesão foi superior a 98 % dos participantes ativos.O plano contempla benefícios de risco com cobertura para invalidez e morte, totalmente custeados pelaspatrocinadoras, aos empregados ativos participantes do plano. Esses benefícios são pagos sob a forma de pecúlio,pagamento único. Por suas características, o plano previdenciário de contribuição definida não apresenta déficit ousuperávit, já que o resultado dos investimentos é integralmente repassado para os participantes.A contribuição das Patrocinadoras COELBA e COSERN para os planos de Contribuição Definida da FAELBA eFASERN, corresponde a igual contribuição dos participantes, e mais 9,44% na COELBA e 9,39% na COSERN,respectivamente, do total mensal do salário real de contribuição dos participantes ativos, para benefícios de risco(invalidez/morte), e outros.679

As contribuições pagas ou provisionadas durante o exercício foram as seguintes:FAELBA CELPOS FASERN2003 2002 2003 2002 2003 2002Custos do imobilizado em curso 1.396 1.521 3.158 2.491 241 352Despesas operacionais 6.199 5.633 513 439 1.114 956Total 7.595 7.154 3.671 2.930 1.355 1.308Operações com as FundaçõesAs Companhias mantêm contrato de mútuo com as respectivas Fundações, para controle das dívidas, dentro doslimites estabelecidos pela Secretaria de Segurança Suplementar, e estabelecimento das condições para remuneração eamortização da dívida, compatíveis com as práticas de mercado.Na avaliação atuarial do plano de beneficio definido da CELPOS em 31 de dezembro de 2001 foi adotado o métododo crédito unitário projetado, conforme definido pela Interpretação Técnica do IBRACON nº 01/01, referenciada pelaCVM através do Oficio Circular CVM/SEP/SNC/nº 01/2002. A Celpe optou por registrar o ajuste dos passivosreferentes ao complemento do serviço passado do plano em bases prospectivas diretamente no resultado em até 5 anos,cujo efeito será uma despesa adicional de R$ 27.284. A Companhia conservadoramente apropriou 4 anos, no total deR$ 119.989, e apropriará a parcela final no exercício de 2006.Com o propósito de anular o passivo atuarial correspondente a parcela apropriada ao resultado, equivalente a 4/5, aCompanhia firmou com a Fundação, no exercício de 2001, um instrumento contratual previsto para ser amortizado atéo ano de 2022, de valores referentes as reservas a amortizar e a outros passivos atuariais a amortizar existentes.FAELBA CELPOS FASERN2003 2002 2003 2002 2003 2002Crédito de curto prazo 6.245 6.433 8.298 9.425 1.536 1.864Crédito de longo prazo 9.934 129.928 111.148 1.460Total 6.245 16.367 138.226 120.573 1.536 3.324Deliberação CVM nº 371 – Contabilização dos Planos de PensãoOs pareceres atuariais da FAELBA, FASERN e CELPOS, emitidos por atuários independentes, considerando assituações econômico-financeiras das fundações, em 31 de dezembro de 2003 e 2002 estão resumidos a seguir, bemcomo as demais informações requeridas pela Deliberação CVM nº 371/00:2003 2002Planos de Benefícios Definido FAELBA CELPOS FASERN FAELBA CELPOS FASERNValor justo dos ativos do Plano 234.429 270.495 54.102 180.055 222.657 44.713Valor presente da obrigação atuarialcom direitos já vencidos (164.189) (329.134) (45.660) (142.949) (277.733) (37.422)Valor presente da obrigação atuarialcom direitos a vencer (8.484) (106.386) (41) (8.615) (92.197) (38)Valor presente da obrigação atuarialcom diretios já vencidos e a vencer (23.566) 5.936Perda (ganho) atuarial não reconhecido 27.832 (2.690) 27.284 (4.692)Ativo (Passivo) Líquido 38.190 (137.193) 5.711 34.427 (119.989) 2.561Os superávits apresentados nos planos previdenciários de benefício definido das fundações FAELBA e FASERNminimizam o risco de eventual passivo atuarial futuro para a COELBA e COSERN, respectivamente. As Companhiasnão reuniram as condições estabelecidas na legislação para reconhecimento contábil e utilização desses superávits.2003 2002Custo esperado do Plano Previdenciáriode Benefício Definido FAELBA CELPOS FASERN FAELBA CELPOS FASERNCusto do serviço corrente 289 4.602 218 3.857Amortização do serviço passado 20 5.007 5.007Custo dos juros 17.682 53.555 4.680 14.893 45.485 3.660Retorno dos investimentos (24.005) (33.433) (5.540) (17.808) (27.520) (4.424)Contribuição esperada dos empregados (95) (2.976) (72) (2.726)Ativo Líquido (6.109) 26.755 (860) (2.769) 24.103 (764)680

2003 2002Principais premissas atuariais FAELBA CELPOS FASERN FAELBA CELPOS FASERNTaxa de desconto para valor presenteda obrigação atuarial 10,24% 12,36% 10,24% 10,24% 12,36% 10,24%Taxa de rendimento esperada sobreos ativos do plano 10,24% 12,36% 10,24% 10,24% 12,36% 10,24%Índice estimado de aumentos salariais futuros 7,12% 7,35% 6,08% 7,12% 7,35% 6,08%Índice de reajuste de benefíciosconcedidos de prestação continuada 4,00% 6,00% 4,00% 4,00% 6,00% 4,00%Fator de capacidade do benefício/salário 100,00% 97,00% 100,00% 100,00% 97,00% 100,00%38. PROJETO DE ALTERAÇÃO DO MARCO REGULATÓRIOEm 11 de dezembro de 2003, o Ministério de Minas e Energia – MME, divulgou as bases do novo marco regulatóriopara o setor elétrico, tendo como objetivos principais: garantir a segurança de suprimento de energia elétrica,promover a modicidade tarifária e promover a inserção social no setor, em particular pelos programas deuniversalização de atendimento.O novo modelo parte de três princípios básicos:• a reafirmação do conceito de que a produção de energia deve ser tratada como serviço público e como tal deve ser umbem estendido a todos os brasileiros;• a modicidade tarifária, em que a renda proporcionada pelos ativos depreciados seja apropriada ao consumidor;• que o risco do investidor na geração seja assumido pelo sistema integrado, que tem maior capacidade de se compensarpelas perdas das variações dos ciclos hidrológicos e das oscilações da demanda do mercado. Em troca, o investidordisponibiliza seus ativos e equipamentos ao sistema, mediante um contrato com um novo agente setorial chamadoCâmara de Comercialização de energia Elétrica – CCEE, e que o remunera sem a componente de risco.O novo modelo também revitaliza o planejamento determinativo, no âmbito do próprio MME, através de um novoagente setorial, a Empresa de Pesquisa Energética – EPE, aproveita a experiência das licitações e dos contratos na áreade transmissão, mantém o Operador Nacional do Sistema - ONS e a ANEEL e sugere várias fontes alternativas parao financiamento do setor, a cargo da Eletrobrás. A proposta extingue o Mercado Atacadista de Energia - MAE e todaa parte do antigo modelo conduzida por esse agente, transferindo para a CCEE a contabilização e liquidação doscontratos, bem como a centralização de todas as negociações do setor elétrico.A atividade de distribuição deverá ser segregada empresarialmente das de geração e de transmissão, que poderão serverticalizadas. Os distribuidores devem contratar 100% de seu mercado previsto com antecedência de cinco anos e,para firmarem os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR, com geradores deserviço público e/ou Produtores Independentes - PIE, devem constituir garantia, através do Contrato de Constituiçãode Garantias - CCG. Pelo CCG, a ser firmado entre distribuidores, CCEE, geradores e/ou PIE e bancos, osdistribuidores oferecem seus recebíveis como garantia e o contrato regerá a forma como as garantias poderão serexecutadas em caso de inadimplência.As sobras de energia, decorrentes da diferença entre a energia contratada pela distribuidora e o consumo real de seumercado, serão compensadas entre distribuidoras sob a coordenação da CCEE, que fará o rateio da energia procurandosuprir a todos na proporção dos seus déficits. Quando as sobras não forem suficientes para atender os déficits, a CCEEpoderá determinar a contratação extraordinária de energia, seja pelo adiantamento de obras de geração e transmissão,pela construção de novas usinas, pela compra de energia livre de produtores independentes ou de excedentes deautoprodutores ou ainda pela importação de energia ou pelo gerenciamento pelo lado da demanda. Serão penalizadasas distribuidoras que subestimarem suas previsões de mercado e as geradoras que tiverem suas obras atrasadas, saídasalém dos padrões permitidos, entre outras. As penalidades pagas serão utilizadas para modicidade das tarifas.A CCEE terá também a função de calcular a tarifa de suprimento, a ser paga pelas distribuidoras. A tarifa poderá serúnica ou regionalizada e será calculada com base na soma das projeções de carga dos distribuidores e também na somados encargos de geração e da administração dos contratos pela CCEE.681

De acordo com o documento divulgado pelo MME, a segurança de suprimento deverá ser acompanhada por umComitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, observando-se, entre outros itens, o não cumprimento docronograma de construção de empreendimentos, as condições hidrológicas excepcionalmente adversas e o aumentoimprevisto do consumo, e propondo-se as medidas preventivas de mínimo custo, para restaurar as condiçõesadequadas ao atendimento.Consumidores com carga igual ou superior a 3 MW, atendidos em qualquer nível de tensão, poderão optar entrecontinuar sendo atendidos pelo distribuidor local, comprar energia diretamente de um produtor independente oucomprar energia por meio de um comercializador. A opção pela condição de consumidor livre pode abranger toda ouparte da carga do consumidor e os prazos de opção de consumidores potencialmente livres para migrar para oAmbiente de Contratação Livre são os seguintes:• Demanda máxima de 3 a 5 MW: 1 ano;• Demanda máxima de 5 a 10 MW: 2 anos;• Demanda máxima acima de 10 MW: 3 anos.O modelo prevê um período de transição para a implantação dos novos agentes, como a EPE e a CCEE, e para acontratação de energia para os próximos anos, conforme as novas regras. Assegura-se o respeito aos contratosexistentes, não ocorrência de aumentos tarifários e a criação de ambiente propício à retomada de investimentos.39. EVENTOS SUBSEQUENTESEncargo de aquisição de energia elétrica emergencial – COELBA, CELPE e COSERNA Resolução ANEEL nº 728, de 29 de dezembro de 2003, estabelece o valor de R$ 0,004681/kWh para o encargo deaquisição de energia elétrica emergencial, definido na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e regulamentado naResolução ANEEL nº 429, de 6 de maio de 2002, com vigência no período de 1º a 31 de janeiro de 2004.Majoração da COFINSEm 29 de dezembro de 2003 foi sancionada pela Presidente da República a Lei nº 10.833, em decorrência daconversão em Lei da Medida Provisória nº 135 que institui, a partir de 1º fevereiro de 2004, a “não-cumulatividade”na incidência da Contribuição para Fins de Seguridade Social – COFINS.Aalíquota nominal da COFINS passará de 3,0% para 7,6% sendo permitida a compensação das contribuiçõesincidentes nas operações anteriores, no mesmo molde do que já vigora para as contribuições ao PIS/PASEP desdedezembro de 2002.Embora os dispositivos acima tenham o objetivo de eliminar a cobrança da COFINS em cascata, desonerando o setorprodutivo, seus efeitos variam de acordo com o ramo de atividade e a estrutura de cada empresa.12.01 - DESCRIÇÃO DAS INFORMAÇÕES ALTERADASAlteração nas notas explicativas de número 9 e 18.682

SERVIÇO PÚBLICO FEDERALDivulgação ExternaCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSDFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADASEMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2002 Legislação SocietáriaReapresentação EspontâneaO REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01553-9 GUARANIANA S.A. 01.083.200/0001-1801.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRua da Candelária, 65 - 16º andar Centro 20091-020 Rio de Janeiro RJ6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex21 2277-9150 – –11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail21 2516-9486 – – guaraniana@guaraniana.com.br01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoGilson Veloso Prado Rua da Candelária, 65 - 16º andar Centro4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone20091-020 Rio de Janeiro RJ 21 2277-9150 – –11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail– 21 2516-9486 – – gilson@guaraniana.com.br01.04 - REFERÊNCIA/AUDITORExercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social1 - Último 01/01/2002 31/12/20022 - Penúltimo 01/01/2001 31/12/20013 - Antepenúltimo 01/01/2000 31/12/20004 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu 00385-9 José Othon Tavares de Almeida 182.774.975-0401.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALNúmero de Ações (Mil) 1 - 31/12/2002 2 - 31/12/2001 3 - 31/12/2000Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 5.457.829 4.858.738 4.717.9602 - Preferenciais 0 0 03 - Total 5.457.829 4.858.738 4.717.960Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 001.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 1170000 - Participação e Administraçãao5 - Atividade Principal 6 - Tipo de ConsolidadoParticipação em outras SociedadesTotal01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura31/12/2002683

02.01 - BALANÇO PATRIMONIALATIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20001 Ativo Total 5.013.311 4.631.830 4.438.5611.01 Ativo Circulante 297.948 253.307 174.7111.01.01 Disponibilidades 2.812 95 8.8401.01.02 Créditos 291.679 221.867 142.8751.01.02.01 Dividendos e Juros sobre Capit. a Receber 291.679 221.867 142.8751.01.03 Estoques 0 0 01.01.04 Outros 3.457 31.345 22.9961.01.04.01 Impostos a Compensar 3.401 30.548 15.5531.01.04.02 Despesas Pagas Antecipadamente 0 185 61.01.04.03 Créditos com Controladas e Emp. Ligadas 0 0 5.4371.01.04.04 Outros 56 612 2.0001.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 235.255 1.588 20.1791.02.01 Créditos Diversos 48.761 0 01.02.01.01 Impostos a Compensar 48.761 0 01.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 172.994 1.588 20.1791.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 0 0 18.5911.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 172.994 1.588 1.5881.02.03 Outros 13.500 0 01.02.03.01 Adiant. para Futuro Aumento de Capital 13.500 0 01.03 Ativo Permanente 4.480.108 4.376.935 4.243.6711.03.01 Investimentos 4.469.081 4.376.422 4.243.3801.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 4.469.081 4.376.422 4.243.3801.03.01.03 Outros Investimentos 0 0 01.03.02 Imobilizado 721 513 2911.03.03 Diferido 10.306 0 0684

02.02 - BALANÇO PATRIMONIALPASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20002 Passivo Total 5.013.311 4.631.830 4.438.5612.01 Passivo Circulante 405.103 285.991 179.9942.01.01 Empréstimos e Financiamentos 370.734 250.555 126.2862.01.01.01 Empréstimos e Financiamentos 298.144 250.555 126.2862.01.01.02 Notas Promissórias 72.590 0 02.01.02 Debêntures 0 0 02.01.03 Fornecedores 224 64 502.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 3.217 4.578 5.7352.01.05 Dividendos a Pagar 493 5.829 17.7532.01.05.01 Dividendos e JCP a Pagar 493 5.829 17.7532.01.06 Provisões 25.695 24.854 30.1482.01.06.01 Encargos da Dívida 25.695 24.854 30.1482.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 4.567 0 02.01.08 Outros 173 111 222.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 194.789 351.017 381.2862.02.01 Empréstimos e Financiamentos 194.789 348.990 378.8562.02.02 Debêntures 0 0 02.02.03 Provisões 0 0 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 4002.02.05 Outros 0 2.027 2.0302.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 4.413.419 3.994.822 3.877.2812.05.01 Capital Social Realizado 4.425.025 3.939.690 3.822.4302.05.02 Reservas de Capital 2.288 261 2612.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 0 54.871 3.7252.05.04.01 Legal 0 54.871 3.7252.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 0 02.05.04.06 Especial p/Dividendos não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados (13.894) 0 50.865685

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/01/2002 a 01/01/2001 a 01/01/2000 aCódigo Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20003.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 0 0 03.02 Deduções da Receita Bruta 0 0 03.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 0 0 03.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos 0 0 03.05 Resultado Bruto 0 0 03.06 Despesas/Receitas Operacionais (6.324) 154.776 155.2523.06.01 Com Vendas 0 0 03.06.02 Gerais e Administrativas (15.529) (15.085) (5.921)3.06.02.01 Pessoal e Honorários (4.903) (3.864) (2.187)3.06.02.02 Material (81) (75) (2)3.06.02.03 Serviços de Terceiros (3.439) (3.901) (1.449)3.06.02.04 Depreciação e Amortização (92) (58) (11)3.06.02.05 Outras Despesas (7.014) (7.187) (2.272)3.06.03 Financeiras (118.405) (263.144) (99.375)3.06.03.01 Receitas Financeiras 267 1.843 7083.06.03.01.01 Renda de Apl. Financeira e Títulos a Re. 267 1.843 7083.06.03.02 Despesas Financeiras (118.672) (264.987) (100.083)3.06.03.02.01 Variações Monetárias e Cambiais, Líquid. (63.250) (175.190) (19.893)3.06.03.02.02 Encargos de Dívidas (60.677) (65.095) (75.051)3.06.03.02.03 Outras 5.255 (24.702) (5.139)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 62.004 149.160 122.6813.06.04.01 JCP Recebidos/a Receber 62.004 149.160 122.6813.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 (17.600)3.06.05.01 JCP Declarados 0 0 (17.600)3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 65.606 283.845 155.4673.06.06.01 Equivalência Patrimonial 163.044 377.226 193.3203.06.06.02 Amortização de Ágio/Deságio, Líquida (97.438) (93.381) (37.853)3.07 Resultado Operacional (6.324) 154.776 155.2523.08 Resultado não Operacional (437) 0 (150)3.08.01 Receitas 0 0 03.08.02 Despesas (437) 0 (150)3.09 Resultado antes Tributação/Participações (6.761) 154.776 155.1023.10 Provisão para IR e Contribuição Social 0 0 03.11 IR Diferido 0 0 24.4693.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio (62.004) (149.160) (105.081)3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício (68.765) 5.616 74.490NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 5.457.829 4.858.738 4.717.960LUCRO POR AÇÃO 0,00116 0,01579PREJUÍZO POR AÇÃO (0,01260)686

04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)01/01/2002 a 01/01/2001 a 01/01/2000 aCódigo Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20004.01 Origens 543.896 325.224 2.366.2864.01.01 Das Operações 35.435 (63.238) (75.772)4.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício (68.765) 5.616 74.4904.01.01.02 Vls. que não Repr. Mov. Cap. Circulante 104.200 (68.854) (150.262)4.01.01.02.01 Equivalência Patrimonial (163.044) (377.226) (193.320)4.01.01.02.02 Amortização de Ágio 97.438 93.381 37.8534.01.01.02.03 Variações Monetárias Líquidas 169.714 214.933 24.6634.01.01.02.04 Ajuste de Exercícios Anteriores 0 0 04.01.01.02.05 Juros do Exigível e Realizável a Longo 0 0 (531)4.01.01.02.06 Reversão de Provisão 0 0 (128)4.01.01.02.07 Valor Resid. Ativo Perm. Baixado 0 0 1504.01.01.02.08 I.R. e Contrib. Soc. Diferidos 0 0 (18.960)4.01.01.02.09 Depreciação e Amortização 92 58 114.01.02 Dos Acionistas 485.335 117.260 2.263.6654.01.02.01 Subscrição de Capital 485.335 117.260 2.369.4534.01.02.02 Prêmio de Emissão de Debênt. de Control. 0 0 2614.01.02.03 Resgate e Capitalização com Rec. Debênt. 0 0 (106.049)4.01.03 De Terceiros 23.126 271.202 178.3934.01.03.01 Empréstimos e Financiamentos 0 0 4034.01.03.02 JCP/Dividendos Distribuídos por Control. 88.357 252.534 177.0924.01.03.03 Transf. para Ativo Circulante 0 0 8984.01.03.04 Diminuição do Realizável a Longo Prazo 1.821 18.668 04.01.03.05 Emissão de Debêntures 0 0 04.01.03.06 Baixa do Imobilizado 1.837 0 04.01.03.07 Aumento (Diminuição) do Exigível a L/P (68.889) 0 04.02 Aplicações 618.368 352.625 2.186.9564.02.01 Investimentos 117.249 101.778 1.934.2654.02.02 Imobilizado 300 280 3024.02.03 Transferência p/Passivo Circulante 258.551 245.155 232.4894.02.04 JCP e Dividendos Declarados 0 5.335 19.9004.02.05 Operações Sociais 0 0 04.02.06 Transf. do Ativo Circ. p/Real. Longo Pr. 231.962 77 04.02.07 Diferido 10.306 0 04.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (74.472) (27.401) 179.3304.04 Variação do Ativo Circulante 44.640 78.596 159.1694.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 253.307 174.711 15.5424.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 297.947 253.307 174.7114.05 Variação do Passivo Circulante 119.112 105.997 (20.161)4.05.01 Passivo Circulante no Início do Exercício 285.991 179.994 200.1554.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 405.103 285.991 179.994687

05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A31/12/2002 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 3.939.690 261 0 4.006 50.865 3.994.8225.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 485.335 0 0 0 0 485.3355.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 (68.765) (68.765)5.07 Destinações 0 2.027 0 0 0 2.0275.07.01 Reserva de Capital 0 2.027 0 0 0 2.0275.08 Outros 0 0 0 (4.006) 4.006 05.08.01 Compensações 0 0 0 (4.006) 4.006 05.09 Saldo Final 4.425.025 2.288 0 0 (13.894) 4.413.41905.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2001 A31/12/2001 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 3.822.430 261 0 3.725 50.865 3.877.2815.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 117.260 0 0 0 0 117.2605.03.01 Subscrição de Ações 117.260 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 5.616 5.6165.07 Destinações 0 0 0 281 (5.616) (5.335)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 281 (281) 05.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (5.335) (5.335)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 3.939.690 261 0 4.006 50.865 3.994.82205.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2000 A31/12/2000 (Reais Mil)Lucros/ TotalCapital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 1.906.554 0 0 0 (453.577) 1.452.9775.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 1.915.876 0 0 0 453.577 2.369.4535.03.01 Subscrição de Ações 2.369.453 0 0 0 0 2.369.4535.03.02 Redução de Capital (453.577) 0 0 0 453.577 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 74.490 74.4905.07 Destinações 0 0 0 3.725 (23.625) (19.900)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 3.725 (3.725) 05.07.02 JCP Provisionados 0 0 0 0 (17.600) (17.600)5.07.03 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (2.300) (2.300)5.08 Outros 0 261 0 0 0 2615.08.01 Prêmio de Emissão de Debêntures Cosern 0 261 0 0 0 2615.09 Saldo Final 3.822.430 261 0 3.725 50.865 3.877.281688

06.01 - BALANÇO PATRIMONIALATIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20001 Ativo Total 11.112.425 8.833.717 7.080.4621.01 Ativo Circulante 2.083.948 1.407.206 1.058.3751.01.01 Disponibilidades 270.498 101.245 152.3451.01.01.01 Numerário Disponível 165.002 91.222 54.5391.01.01.02 Aplicações Financeiras 105.496 10.023 97.8061.01.02 Créditos 1.639.428 1.261.370 892.0561.01.02.01 Consumidores e Revendedores 881.901 698.113 650.4161.01.02.02 Devedores Diversos 63.411 209 33.2141.01.02.03 Títulos a Receber 104.015 86.574 66.2171.01.02.04 Títulos e Valores Mobiliários 0 0 1621.01.02.05 Serviços em Curso 23.686 27.072 19.1411.01.02.06 Financiamentos Repassados 8.107 7.793 6.5671.01.02.07 Impostos a Compensar 224.155 111.642 71.1581.01.02.08 Imp. de Renda e Contrib. Soc. Diferido 45.390 31.306 24.7731.01.02.09 Tributos Diferidos a Recuperar 55.471 59.318 20.4081.01.02.10 Recomposição Tarifária do Racionamento 146.284 112.555 01.01.02.11 Energia Livre - Racionamento 0 43.373 01.01.02.12 Rendas a Receber 0 0 01.01.02.13 Bônus do Racionamento 15.054 55.311 01.01.02.14 Valores Tarifários Não Gerenc a Compens 40.371 28.104 01.01.02.15 Gastos Increment. com Racionam. a Recup. 31.583 0 01.01.03 Estoques 9.738 10.741 11.6611.01.03.01 Almoxarifado 9.738 10.741 11.6611.01.04 Outros 164.284 33.850 2.3131.01.04.01 Despesas Pagas Antecipadamente 0 390 4631.01.04.02 Outros 164.284 33.460 1.8501.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 2.510.131 2.058.026 932.3441.02.01 Créditos Diversos 2.477.771 2.040.667 925.2771.02.01.01 Financiamentos Repassados 8.323 8.777 10.5131.02.01.02 Títulos a Receber 79.300 81.759 98.8481.02.01.03 Depósitos Vinculados a Litígios 26.562 34.502 26.1981.02.01.04 Imp. de Renda e Contrib. Soc. Diferidos 411.708 221.241 226.4981.02.01.05 Títulos Diferidos A Recuperar 925.826 955.439 551.9141.02.01.06 Tributos a Compensar 108.146 41.302 11.3061.02.01.07 Recomposição Tarifária do Racionamento 469.222 444.865 01.02.01.08 Energia Livre - Racionamento 255.613 173.600 01.02.01.09 Valores Tarifários não Gerenc. a Compen. 68.388 47.771 01.02.01.10 Gasto Increm. com Racionamento a Recup. 10.929 31.411 01.02.01.11 Consumidores, Concession. e Permis. 113.754 0 01.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 181 1.588 1.5881.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 0 0 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 181 1.588 1.5881.02.03 Outros 32.179 15.771 5.4791.02.03.01 Adiantamento p/Futuro Aumento de Capit. 0 1.650 01.02.03.02 Outros 32.179 14.121 5.4791.03 Ativo Permanente 6.518.346 5.368.485 5.089.7431.03.01 Investimentos 2.272 3.349 11.2021.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 0 01.03.01.03 Outros Investimentos 2.272 3.349 11.2021.03.02 Imobilizado 4.444.493 3.216.572 2.471.0071.03.03 Diferido 2.071.581 2.148.564 2.607.534689

06.02 - BALANÇO PATRIMONIALPASSIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20002 Passivo Total 11.112.425 8.833.717 7.080.4622.01 Passivo Circulante 2.439.764 2.166.809 1.050.0932.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.223.525 1.149.759 431.0612.01.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.133.213 1.129.300 02.01.01.02 Entidades de Previdência Privada 17.722 20.459 02.01.01.03 Notas Promissórias 72.590 0 02.01.02 Debêntures 85.583 111.108 38.0562.01.02.01 Debêntures 78.750 97.500 18.7502.01.02.02 Encargos de Debêntures 6.833 13.608 19.3062.01.03 Fornecedores 509.463 372.615 182.6162.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 186.681 163.174 100.7922.01.04.01 Tributos e Contribuições Sociais 119.390 150.526 88.9262.01.04.02 Parcelamento de Tributos e Contribuições 14.411 12.648 11.8662.01.04.03 Imposto de Renda e Cont. Social Diferid. 52.880 0 02.01.05 Dividendos a Pagar 11.248 31.697 39.7672.01.05.01 Participação do Empregado 0 0 02.01.05.02 Dividendos e Juros s/Capital Próprio 11.248 31.697 39.7672.01.06 Provisões 181.862 176.377 129.0352.01.06.01 Encargos das Dívidas 69.784 40.638 38.7752.01.06.02 Obrigações Estimadas 0 0 02.01.06.03 Provisão para Contingências 64.800 60.028 61.3522.01.06.04 Encargos Regulamentares 47.278 33.865 28.9082.01.06.05 Energia Livre - Racionamento 0 41.846 02.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 11.537 44.451 16.8262.01.08 Outros 229.865 117.628 111.9402.01.08.01 Folha de Pagamento 21.008 40.734 46.2982.01.08.02 Valores Tarifários não Gerenc. a Compens. 44.103 0 02.01.08.03 Consum Baixa Renda - Tarifa Soc. Devolve. 68.394 0 02.01.08.04 Outros 96.360 76.894 65.6422.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 3.843.737 2.321.162 1.816.6012.02.01 Empréstimos e Financiamentos 3.126.498 1.832.669 1.358.4062.02.02 Debêntures 0 78.750 176.2502.02.03 Provisões 441.317 205.304 225.5612.02.03.01 Provisões para Contingências 94.105 58.446 61.1212.02.03.02 Entidades de Previdência Privada 122.542 121.666 128.9902.02.03.03 Tributos e Contribuições Sociais 26.500 23.243 17.2792.02.03.04 Imposto de Renda e Cont. Social Diferid. 188.105 1.949 18.1712.02.03.05 Valores Tarifários não Gerenc. a Compens. 10.065 0 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 1.961 0 4002.02.04.01 Empresas Ligadas 1.961 0 4002.02.05 Outros 273.961 204.439 55.9842.02.05.01 Adiantam. para Futuro Aumento de Capital 3.397 4.932 5.5042.02.05.02 Parcelam. de Tributos e Contribuições 17.385 28.735 37.7402.02.05.03 Obrigações Especiais 0 0 02.02.05.04 Outros 6.567 3.285 12.7402.02.05.05 Energia Livre - Racionamento 246.612 167.487 02.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.04 Participações Minoritárias 415.505 350.924 336.4872.05 Patrimônio Líquido 4.413.419 3.994.822 3.877.2812.05.01 Capital Social Realizado 4.425.025 3.939.690 3.822.4302.05.02 Reservas de Capital 2.288 261 2612.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 0 54.871 3.7252.05.04.01 Legal 0 54.871 3.7252.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 0 02.05.04.06 Especial p/Dividendos não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados (13.894) 0 50.865690

07.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO CONSOLIDADO (Reais Mil)01/01/2002 a 01/01/2001 a 01/01/2000 aCódigo Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20003.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 3.846.017 3.802.031 2.136.5783.02 Deduções da Receita Bruta (960.783) (728.404) (493.722)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 2.885.234 3.073.627 1.642.8563.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos 0 0 03.05 Resultado Bruto 2.885.234 3.073.627 1.642.8563.06 Despesas/Receitas Operacionais (2.914.779) (2.944.587) (1.569.429)3.06.01 Com Vendas 0 0 03.06.02 Gerais e Administrativas (2.470.638) (2.330.663) (1.238.028)3.06.03 Financeiras (333.372) (535.102) (280.283)3.06.03.01 Receitas Financeiras 1.012.883 34.413 39.7093.06.03.02 Despesas Financeiras (1.346.255) (569.515) (319.992)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais (110.769) (78.822) (51.118)3.06.05.01 Amortização de Ágio (110.292) (107.115) (60.393)3.06.05.02 Variação Cambial - Garter (477) 28.293 9.2753.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 03.07 Resultado Operacional (29.545) 129.040 73.4273.08 Resultado não Operacional (7.137) (9.550) (8.742)3.08.01 Receitas 12.440 6.013 14.3533.08.02 Despesas (19.577) (15.563) (23.095)3.09 Resultado antes Tributação/Participações (36.682) 119.490 64.6853.10 Provisão para IR e Contribuição Social (9.234) (34.844) (13.679)3.11 IR Diferido (28.483) (51.630) 16.5023.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 24.608 37.2023.14 Participações Minoritárias (18.600) (52.008) (40.897)3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício (92.999) 5.616 63.813NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 5.457.829 4.858.738 4.717.960LUCRO POR AÇÃO 0,00116 0,01353PREJUÍZO POR AÇÃO (0,01704)691

08.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS CONSOLIDADAS (Reais Mil)01/01/2002 a 01/01/2001 a 01/01/2000 aCódigo Descrição 31/12/2002 31/12/2001 31/12/20004.01 Origens 3.301.556 1.478.746 3.433.6324.01.01 Das Operações 688.971 264.882 443.1064.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício (92.999) 5.616 63.8134.01.01.02 Vls. que não Repr. Mov. Cap. Circulante 781.970 259.266 379.2934.01.01.02.01 Amortização do Ágio 110.292 107.115 60.3934.01.01.02.02 Depreciação e Amortização 230.381 198.549 149.8704.01.01.02.03 Variações Monetárias Líquidas 408.174 362.087 99.0114.01.01.02.04 Juros Líquidos 0 0 5.0264.01.01.02.05 Valor Residual de Ativo Baixado 20.516 39.893 31.6314.01.01.02.06 Participações Minoritárias 18.600 52.008 40.8974.01.01.02.07 Imp. de Renda e Contrib. Soc. Diferidos 28.483 (21.802) (16.502)4.01.01.02.08 Provisão p/Perdas com Investimentos 0 0 04.01.01.02.09 Baixa do Ativo Diferido 0 0 04.01.01.02.10 Ajuste de Exercícios Anteriores 0 0 (63)4.01.01.02.11 Reversão de Provisão 2.547 (1.590) (245)4.01.01.02.12 Variação Cambial 477 (28.293) 9.2754.01.01.02.13 Energia Livre - Racionamento 0 (3.836) 04.01.01.02.14 Recomposição Tarifária do Racionamento (37.500) (444.865) 04.01.02 Dos Acionistas 638.472 383.482 2.383.7574.01.02.01 Subscrição de Capital 585.068 383.482 2.489.0324.01.02.02 Recursos Destinados a Aumento de Capital 0 0 2134.01.02.03 Remuneração de Bens e Direitos 0 0 04.01.02.04 Efeito de Incorporação de Controladora 0 0 224.01.02.05 Prêmio de Emissão de Debêntures de Cont. 0 0 3754.01.02.06 Empresas Ligadas 0 0 1644.01.02.07 Resgate e Capitaliz. com Rec. Debêntures 0 0 (106.049)4.01.02.08 Cessão de Crédito 53.404 0 04.01.03 De Terceiros 1.974.113 830.382 606.7694.01.03.01 Transf. do RLP p/Ativo Circulante 247.316 252.650 84.2494.01.03.02 Aumento do Exigível a Longo Prazo 1.724.960 447.890 237.8864.01.03.03 Efeito da Variação Cambial s/Controlad. 0 0 04.01.03.04 Emissão de Debêntures 0 0 176.2504.01.03.05 Capital Circul. Líquido Inicial de Cont. 0 0 108.3844.01.03.06 Dividendos e Juros s/Capital Próprio 0 0 04.01.03.07 Reduçaõ de Capital na Controlada 0 129.842 04.01.03.08 Baixa do Imobilizado 1.837 0 04.02 Aplicações 2.896.773 2.246.631 3.026.8194.02.01 Realizável a Longo Prazo 500.420 107.005 49.2434.02.02 Investimentos 0 342.673 2.069.5234.02.03 Imobilizado 1.489.909 1.031.768 464.1454.02.04 Diferido 104.881 97.894 20.9814.02.05 Transferência para Passivo Circulante 713.405 447.697 355.7824.02.06 Dividendos Declarados 8.841 30.943 48.8414.02.07 Empresas Ligadas 0 5.454 1.1174.02.08 Adiantamento para Aumento de Capital 0 0 17.1874.02.09 Amortização Impostos Parcelas a LP 0 6.515 04.02.10 Valores Tarifários não Ger. a Compensar 68.388 47.771 04.02.11 Gastos Incrementasi c/Racion. a Recuper. 10.929 31.411 04.02.12 Debêntures 0 97.500 04.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante 404.783 (767.885) 406.8134.04 Variação do Ativo Circulante 676.835 368.810 656.2634.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 1.407.206 1.038.396 382.1334.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 2.084.041 1.407.206 1.038.3964.05 Variação do Passivo Circulante 272.052 1.136.695 249.4504.05.01 Passivo Circulante no Início do Exercício 2.166.809 1.030.114 780.6644.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 2.438.861 2.166.809 1.030.114692

09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVAPARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTESSrs. Acionistas, Conselheiros e Diretores daGUARANIANA S.A.Rio de Janeiro - RJ1. Examinamos os balanços patrimoniais da GUARANIANA S.A. (controladora e consolidado) levantados em 31 dedezembro de 2002, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido (controladora) edas origens e aplicações de recursos correspondentes ao exercício findo naquela data, elaborados sob a responsabilidadede sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis.2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas brasileiras de auditoria e compreenderam: (a) oplanejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e decontroles internos da Companhia e controladas; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registrosque suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativascontábeis mais representativas adotadas pela Companhia e controladas, bem como da apresentação das demonstraçõescontábeis tomadas em conjunto.3. Em nossa opinião as demonstrações contábeis referidas no parágrafo 1 representam adequadamente, em todos osaspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da GUARANIANA S.A. (controladora e consolidado) em 31 dedezembro de 2002, o resultado de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido (controladora) e as origens eaplicações de seus recursos correspondentes ao exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeisadotadas no Brasil.4. Conforme detalhado na nota explicativa nº 7 às demonstrações contábeis, em 31 de dezembro de 2002, as controladasCOMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA - COELBA, COMPANHIA ENERGÉTICA DEPERNAMBUCO - CELPE, COMPANHIA ENERGÉTICA DO RIO GRANDE DO NORTE - COSERN eGUARANIANA COMERCIO E SERVIÇO S.A. - GCS têm registrado, no ativo circulante e no realizável a longoprazo, valores a receber no montante de R$ 381.493 mil e, no passivo circulante, valores a pagar no montante de R$19.744 mil, relativos às transações de venda e compra de energia realizadas no âmbito do Mercado Atacadista deEnergia Elétrica – MAE, com base em cálculos preparados e divulgados pelo MAE e/ou em estimativa preparada pelaAdministração quando da falta de disponibilização dessas informações pelo MAE. Esses valores podem estar sujeitosa modificações dependendo de decisão de processos judiciais em andamento movidos por empresas do setor, relativosa interpretação das regras do mercado em vigor.A liquidação financeira desses valores, programada para 22 de novembro de 2002, foi postergada em razão de novoacordo realizado entre as empresas do setor e o governo. Até a data de emissão deste parecer, as controladasCOMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA – COELBA, COMPANHIA ENERGÉTICA DORIO GRANDE DO NORTE – COSERN, COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO – CELPE eGUARANIANA COMERCIO E SERVIÇO S.A. - GCS receberam aproximadamente R$ 62.733 mil. O sucessodessa negociação e liquidação depende da capacidade financeira das empresas do setor em honrar seus compromissos.5. Em 21 de dezembro de 2001, foi editada a Medida Provisória nº 14, convertida na Lei nº 10.438, de 26 de abrilde 2002, disciplinando, entre outros assuntos, a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro das empresasdistribuidoras de energia elétrica, garantido nos contratos de concessão. As informações detalhadas do Acordo Geral doSetor Elétrico e os impactos sobre a situação patrimonial e financeira e no resultado das operações estão divulgados nanota explicativa nº 10 às demonstrações contábeis.693

6. As demonstrações contábeis correspondentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2001, apresentados para fins decomparação, foram auditadas por outros auditores independentes, os quais, emitiram parecer, datado de 15 de janeirode 2002 (exceto em relação aos efeitos mencionados nas notas explicativas 3, 7, 10, 22 e 37 às demonstrações contábeispara os quais a data foi 15 de março de 2002) contendo comentários que as companhias controladas registraram em suasdemonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2001, ativos e passivos relacionados à comercialização de energia livre,com base em dados preliminares fornecidos pela Administradora do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE.Adicionalmente, registraram contas a receber relacionadas a recomposição tarifária e compensação de variação decustos da parcela A (CVA) decorrentes da aplicação da Medida Provisória 14 (à época ainda sujeita à aprovação doCongresso Nacional) e Resolução 91 da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, a serem realizadas através deaumentos tarifários extraordinários aprovados pelo Poder Concedente, bem como créditos e débitos relativos avariações de custos de itens que compõem o cálculo dos reajustes de suas tarifas, ambos pendentes de revisão ehomologação pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e mencionando que as demonstrações contábeiscorrespondentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2001 das controladas IBERDROLAEMPREENDIMENTOS DO BRASIL S.A., TELEVIAS SERVIÇOS EM TELECOMUNICAÇÕES S.A., dascontroladas indiretas COMPANHIA ENERGÉTICA DO RIO GRANDE DO NORTE - COSERN e GARTERPROPERTIES INC. e da controlada em conjunto ITAPEBI GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. foram auditadas poroutros auditores independentes.Salvador, 17 de janeiro de 2003 (Exceto pelos efeitos mencionados na nota explicativa nº 29 às demonstrações contábeispara os quais a data é 24 de janeiro de 2003)DELOITTE TOUCHE TOHMATSUAuditores IndependentesCRC – nº 2SP 011.609/O-8-F “RJ”José Othon Tavares de AlmeidaSócioCRC – BA nº 013.212/O-8-S “RJ”10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃOCARTA AOS ACIONISTASSenhores Acionistas,Atendendo às disposições legais e estatutárias, a Administração da GUARANIANA S.A. submete à apreciação dosSenhores Acionistas, o Relatório da Administração e as Demonstrações Contábeis da Companhia, individuais econsolidadas, com Parecer dos Auditores Independentes, referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2002.Cumpre ressaltar que, pelo Artigo 27 do Estatuto Social da Companhia, o Conselho Fiscal da Sociedade somentefuncionará nos exercícios sociais em que for instalado, a pedido dos acionistas, o que não ocorreu no exercício de 2002.O resultado consolidado da GUARANIANA foi um prejuízo de R$ 93 milhões, principalmente pela menor receitaoperacional líquida em 6%, reflexo da lenta recuperação do consumo após o fim do racionamento de energia. O EBITDA(sigla em inglês para Lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização) foi de R$ 646 milhões, sendo 31%inferior ao realizado em 2001. O resultado financeiro por sua vez, foi 34% melhor que o realizado no exercício anterior(melhor em R$ 175 milhões), apesar do incremento da alavancagem, principalmente em decorrência da estratégia adotadapela administração da Companhia em contratar operações para proteção econômica e financeira de praticamente 100% dopassivo bancário em moeda estrangeira.A condição de restrição de consumo, com impacto no resultado das distribuidoras foi uma realidade presente em todo osetor elétrico em 2002. Nesse cenário, é importante destacar que as distribuidoras do Grupo GUARANIANA estão entreas que apresentaram os melhores resultados no país.A confiança dos acionistas na GUARANIANA se fortaleceu com os novos aportes de capital realizados em 2002, sendoR$ 480 milhões integralizados em espécie e R$ 5,3 milhões decorrentes da capitalização de dividendos declarados em2001, tendo, ao final de 2002, um patrimônio líquido de R$ 4,4 bilhões. Adicionalmente, em janeiro de 2003 foi realizadacapitalização de R$ 74 milhões, com recursos oriundos das Notas Promissórias emitidas pela GUARANIANA,integralmente adquiridas pelos acionistas.694

Concluímos, dentro do prazo previsto, a construção da Usina Hidrelétrica de ITAPEBI ao final do exercício 2002, tendosua entrada em operação programada para o primeiro trimestre de 2003. Ainda em 2002 investimos aproximadamenteR$ 1 bilhão em geração, por meio dos três projetos de geração do Grupo GUARANIANA, com destaque para a conclusãodos aportes de capital próprio na TERMOPERNAMBUCO e TERMOAÇU e a obtenção do financiamento do BancoInteramericano de Desenvolvimento – BID para a TERMOPERNAMBUCO. Em todos esses projetos, sempre reafirmamosnosso compromisso com o desenvolvimento sustentado do Brasil e com a preservação do meio ambiente.Guaraniana segue ocupando posição de liderança no setor de distribuição de energia elétrica quanto ao volume deinvestimentos em sua atividade-fim. Nossas distribuidoras (COELBA, CELPE E COSERN) atuaram e investiramfortemente na modernização, eficientização e automação de suas subestações. Esses investimentos permitiram oposicionamento dessas empresas no rol das melhores do País e dentre as distribuidoras de energia elétrica com melhoresresultados e indicadores operacionais.Por outra parte, queremos destacar o segundo ano de funcionamento de nossa comercializadora de energia, a GuaranianaComércio e Serviços S/A (GCS), que consolidou sua atuação no mercado brasileiro, alcançando resultados promissores elucro de R$ 13,8 milhões.Nossos desafios para 2003 estão baseados, principalmente, no compromisso de manter o fornecimento e suprimento deenergia elétrica para nossos mais de 6 milhões de consumidores, com continuidade, qualidade e segurança, investindoconstantemente na melhoria dos serviços, geração e manutenção de empregos para nossos mais de 6 mil colaboradores eno desenvolvimento da Região Nordeste do Brasil. Especificamente no aspecto financeiro, os principais desafios estãorelacionados com as captações estruturadas para a conclusão dos projetos de geração (“project finance”), destacadamentea emissão de debêntures da ITAPEBI e as captações no sistema BNDES para as termoelétricas.AAdministração da GUARANIANA destaca ainda a colaboração e dedicação de todos os empregados, sem o que não teriasido possível atravessar com serenidade um ano particularmente difícil e ainda alcançar resultados tão expressivos. É nossodesejo que esse espírito de colaboração permaneça com o tempo e seja a força propulsora para permitir que o GrupoGUARANIANA continue sendo um dos destaques no cenário energético nacional.A AdministraçãoDESEMPENHO ECONÔMICO E FINANCEIRO CONSOLIDADO*EBITDA = Earnings before interest, tax, depreciation and amortization** LAJIDA = Lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização695

Os efeitos das alterações de hábitos de consumo após o racionamento, com impacto direto no faturamento e,conseqüentemente, na arrecadação e na geração de caixa, representaram o principal desafio encontrado pelo GrupoGUARNIANA em 2002, tendo que conciliar esses aspectos restritivos com a forte política do Grupo de investir emdistribuição e geração. Com isso, a Receita Operacional Bruta foi de R$ 3,85 bilhões (1% superior a 2001) e a geração decaixa operacional (EBITDA) foi de R$ 646 milhões (31% inferior a 2001).Em 2002 o Governo Federal implementou o subsídio da Tarifa Social para Consumidores de Baixa Renda, estabelecendonovos critérios de enquadramento nessa classe de consumidores, o que representou significativa migração de consumidoresnas distribuidoras de nosso Grupo, com conseqüente impacto no faturamento. Por meio da Lei 10.604, de 17 de dezembrode 2002, foram determinadas, em caráter definitivo, as fontes do subsídio governamental, tendo o Grupo GUARANIANAreconhecido ativo referente ao subsídio a receber de R$ 123,3 milhões.O resultado financeiro consolidado apresentou melhoria significativa em relação ao exercício anterior, principalmente emfunção da estratégia de incrementar as posições de coberturas contra riscos cambiais desde setembro de 2001. Com isso,os impactos negativos das variações cambiais (que do dólar norte americano, por exemplo, foi de 52%) sobre o passivo emmoeda estrangeira foram eficientemente compensados.Em 2002, o Grupo manteve sua política de controle de riscos financeiros e incrementou suas posições de coberturas àexposição de seu passivo em moeda estrangeira, mantendo ao final do exercício praticamente 100% do endividamento emmoeda estrangeira e cesta de moedas protegidos por operações de SWAP (exceto o empréstimo em dólar do BID para oinvestimento na TERMOPERNAMBUCO, que possui proteção contra risco cambial por meio da tarifa).696

MERCADO DE ENERGIAO mercado de energia das três distribuidoras de energia controladas no Nordeste do Brasil cresceu, de forma consolidada,apenas 1% em 2002, em virtude, principalmente, da retração do consumo após o programa de racionamento estabelecidopelo Governo Federal que perdurou desde junho de 2001 até fevereiro de 2002. A classe de consumo residencial, querepresenta 86,1% do total de consumidores do Grupo, 31,5% da demanda em GWh e é responsável por 40,8% da receitabruta consolidada, apresentou desvio negativo em 2002 de 2% em relação ao exercício anterior, demonstrando que essaclasse de consumo, tão relevante para o resultado do Grupo, ainda não recuperou os hábitos de consumo do período anteriorao racionamento. A classe de consumo industrial, por sua vez, apresentou ligeira recuperação, apresentando crescimentode 2% em relação a 2001. O principal destaque de evolução de mercado ocorreu por conta da classe rural, que apresentouconsumo 7% superior ao de 2001, principalmente em decorrência dos investimentos realizados para levar luz ao campo,por meio dos programas de eletrificação rural.A seguir está demonstrada a evolução combinada das vendas (em GWh) das distribuidoras COELBA, CELPE e COSERNdesde 1997.A composição dos clientes por classe, da estrutura de consumo e da estrutura da receita está assim composta, de formaconsolidada em 2002:697

Em 2002, as três distribuidoras de energia do Grupo GUARANIANA foram responsáveis por 47 % da energia distribuídano Nordeste e por 6 % de toda a energia distribuída no país.* Demais empresas do Nordeste (exceto COELBA, CELPE e COSERN)** Regiões Norte, Centro Oeste, Sudeste e Sul.QUALIDADE DO FORNECIMENTOEm 2002, a Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor - DEC das distribuidoras do Grupo GUARANIANAapresentou redução média de 6 %, com destaque para a COELBA que apresentou redução de 20%.A Freqüência Equivalente de Interrupção por Consumidor – FEC apresentou um decréscimo médio de 3%, com destaquepara a CELPE que apresentou melhoria de 6% no índice.698

INVESTIMENTOSEm 2002, o Grupo GUARANIANA investiu aproximadamente R$ 1,5 bilhão. Com isso, acumula investimentos noNordeste do Brasil distribuídos entre aquisições de empresas em leilões de privatizações, compras de ações, aumentos decapital em controladas, investimentos em distribuição e geração, desde 1997 da ordem de R$ 8,8 bilhões.Em 2002, os principais destaques foram o significativo avanço dos investimentos em geração, com aplicações de recursossuperiores a R$ 1 bilhão, tendo ocorrido significativo avanço nas obras de construção das usinas termoelétricas emPernambuco (TERMOPERNAMBUCO) e no Rio Grande do Norte (TERMOAÇU), com previsão de entrada em operaçãoem dezembro de 2003 e primeiro semestre de 2004, respectivamente. As obras da usina hidrelétrica de ITAPEBI, na Bahia,foram concluídas no final do exercício 2002 e o início da atividade operacional da geradora ocorrerá no primeiro trimestrede 2003.AUDITORES INDEPENDENTESNos termos da Instrução CVM n o . 381, de 14 de janeiro de 2003, e em atenção ao Ofício Circular/CVM/SEP/SNC/n o . 02de 20 de março de 2003, destacamos que a Companhia e suas controladas contrataram a Deloitte Touche TohmatsuAuditores Independentes, em junho de 2002, para prestação de serviços de auditoria de suas demonstrações contábeis, bemcomo a revisão de informativos contábeis e de contratos para financiamentos, em atendimento às exigências do ÓrgãoRegulador, ANEEL, para suas controladas, para um período de 3 (três) anos. A Deloitte Touche Tohmatsu desde então nãoprestou serviços não-relacionados à auditoria independente que superassem 5% (cinco por cento) do valor do contrato.A política de atuação da Companhia, bem como das demais empresas do Grupo GUARANIANA, quanto à contratação deserviços não-relacionados à auditoria junto à empresa de auditoria, se fundamenta nos princípios que preservam aindependência do auditor independente.COMPROMISSO SOCIALO Grupo GUARANIANA, por meio de suas empresas controladas, atua ativamente nas localidades onde essas estãoestabelecidas, mantendo seu compromisso de contribuir para a melhoria da qualidade de vida da população, por meio deconvênios, ações filantrópicas, realização de obras, doações, programas de meio ambiente, além da realização de diversospatrocínios culturais.699

11.01 - NOTAS EXPLICATIVASGUARANIANA S.A.NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DEDEZEMBRO DE 2002 E DE 2001(Em milhares de reais)1. CONTEXTO OPERACIONALA GUARANIANA S.A. (“GUARANIANA” ou “Companhia”) é uma sociedade por ações de capital aberto, constituídaem 14 de fevereiro de 1996, e tem por objeto social a participação em outras sociedades, a intermediação e assessoriade negócios, no país ou no exterior, a importação de bens e serviços, a realização de estudos e projetos comerciais,industriais e de serviços, bem como a sua implantação.A Companhia é controladora da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (“COELBA”), da CompanhiaEnergética de Pernambuco (“CELPE”) e controladora em conjunto da Companhia Energética do Rio Grande do Norte(“COSERN”), todas autorizadas a operar como concessionárias de serviços públicos de energia elétrica nos Estados daBahia, de Pernambuco e do Rio Grande do Norte, respectivamente, e que têm as suas atividades reguladas e fiscalizadaspela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”).As distribuidoras de energia elétrica controladas têm por objeto social estudar, projetar, construir, explorar e administraros sistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comercialização de energia elétrica e serviçoscorrelatos que lhes venham a ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito.A Companhia é controladora indireta, por meio da COELBA, da ITAPEBI Geração de Energia S.A. (“ITAPEBI”) e daGarter Properties Inc. (“GARTER”). É também controladora indireta da TERMOPERNAMBUCO S.A.(“TERMOPERNAMBUCO”) e TERMOAÇÚ S.A. (“TERMOAÇÚ”) e TERMO GCS Ltda. (“TERMO GCS”) pormeio da CELPE, COSERN e GUARANIANA Comércio e Serviços S.A. (“GCS”), respectivamente. Adicionalmente,possui participação direta na Iberdrola Empreendimentos do Brasil S.A. (“IBENBRASIL”), GUARANIANA Comércioe Serviços S.A. (“GCS”) e TRACOL Serviços Elétricos S.A. (“TRACOL”), e TELEVIAS Serviços emTelecomunicações S.A. (“TELEVIAS”).2. DAS CONCESSÕESAs controladas detêm junto a ANEEL, as seguintes concessões:Localidade/CapacidadeCapacidadeInstalada utilizada Data da Data deGeração Rio (MW) (MW) Concessão VencimentoCOELBAUsinas Hidrelétricas - UHEAlto Fêmeas Rio das Fêmeas São Desidério-Ba - 13 MW 10 MW 08/08/1997 07/08/2027Presidente Goulart Rio Correntina Correntina-Ba - 10 MW 8 MW 08/08/1997 07/08/2027Usina Termelétrica – UTEIlha Grande (Sistema Isolado) Camamu-Ba - 1,7 MW 1,2 MW 08/08/1997 07/08/2027TERMOPERNAMBUCOUsina Termelétrica – UTESuape - PETERMOPERNAMBUCO 530 MW 18/12/2000 18/12/2030TERMOAÇÚUTE Termoaçú Alto do Rodrigues-RN - 325 MW 09/07/2001 08/07/2031ITAPEBIUHE Itapebi Jequitinhonha Itapebi-Ba - 450 MW 28/05/1999 27/05/2034Distribuição Municípios Localidades Data da Concessão Data de VencimentoCOELBA 415 Estado da Bahia 08/08/1997 07/08/2027CELPE 187 Estado de Pernambuco e Paraíba 30/03/2000 30/03/2030COSERN 168 Estado do Rio Grande do Norte 31/12/1997 30/12/2027700

3. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISAs demonstrações contábeis estão sendo apresentadas de acordo com as disposições da Lei das Sociedades por Ações,conjugada com a legislação específica emanada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e regulamentaçõesda Comissão de Valores Mobiliários - CVM.Algumas informações estão sendo apresentadas em notas explicativas e quadros suplementares em atendimento àsinstruções contidas no Ofício Circular nº 155/2003 - SFF/ANEEL de 24 de janeiro de 2003 e OfícioCircular/CVM/SEP/SNC nºº 01/2003 de 16 de janeiro de 2003.AAgência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL promoveu a revisão das normas e procedimentos contidos no Planode Contas do Serviço Público de Energia Elétrica, instituindo um documento denominado Manual de Contabilidade doServiço Público de Energia Elétrica, contendo o Plano de Contas, instruções contábeis e roteiro para divulgação deinformações econômicas e financeiras resultando em importantes alterações nas práticas contábeis e de divulgação, atéentão aplicáveis, às empresas do setor. As normas contidas no referido Manual são de aplicação compulsória para asdistribuidoras de energia elétrica controladas, desde 1º de janeiro de 2002. As demonstrações contábeis individuais(controladora) e consolidadas, para o exercício findo em 31 de dezembro de 2001, foram reclassificadas, quandoaplicável, para comparabilidade.4. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEISAplicações no mercado aberto e títulos e valores mobiliáriosEstão demonstradas ao custo, acrescido das remunerações contratadas, reconhecidas proporcionalmente até as datas deencerramento das demonstrações contábeis e não excedem o seu valor de mercado.Consumidores, concessionárias e permissionáriasEngloba o fornecimento e suprimento de energia faturada e não faturada por estimativa, até o encerramento do balanço,contabilizado com base no regime de competência.Provisão para créditos de liquidação duvidosaEstá reconhecida em valor considerado suficiente para cobrir as perdas de contas a receber de consumidores e títulos areceber cuja recuperação é considerada improvável.Estoques (inclusive do ativo imobilizado)Os materiais em estoque, classificados no ativo circulante e aqueles destinados a investimentos, classificados no ativoimobilizado, estão registrados ao custo médio de aquisição e não excedem os seus custos de reposição ou valores derealização, deduzidos de provisões para perdas, quando aplicável.InvestimentosAs participações societárias em controladas são avaliadas pelo método da equivalência patrimonial. Os outrosinvestimentos estão registrados pelo custo de aquisição, líquidos de provisão para perdas, quando aplicável.ImobilizadoRegistrado ao custo de aquisição ou construção deduzido da depreciação acumulada.A depreciação é calculada pelo método linear, tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas respectivasUnidades de Cadastro – UC, conforme determina a Portaria DNAEE nº 815, de 30 de novembro de 1994,complementada pela Resolução ANEEL nº 015 de 24 de dezembro de 1997. As taxas anuais de depreciação estãodeterminadas nas tabelas anexas às Resoluções ANEEL nº 02 de 24 de dezembro de 1997 e nº 44, de 17 de março de1999 e estão apresentadas na nota explicativa nº 17.Os gastos de administração geral são apropriados, mensalmente, às imobilizações e demais ordens em curso, em até10% dos dispêndios diretos com pessoal mais serviços de terceiros a estas atribuíveis.701

Em função do disposto na Instrução Contábil nº 6.3.10 do Manual de Contabilidade do Serviço Público de EnergiaElétrica, instituído pela Resolução ANEEL nº 444, de 26 de outubro de 2001, os juros, variações monetárias e encargosfinanceiros, relativos aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no imobilizado em curso, estãoregistrados neste subgrupo como custo.Em atendimento à Instrução Contábil 6.3.23 do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, asObrigações Vinculadas à Concessão, registradas em grupo específico no Passivo Exigível a Longo Prazo, estãoapresentadas como dedução do Ativo Imobilizado, dadas suas características de aporte financeiro de consumidores, daUnião e de outras fontes, com fins específicos de financiamento para obras.DiferidoComposto por despesas pré-operacionais relacionadas à implantação dos projetos das unidades termoelétricas(TERMOPERNAMBUCO e TERMOAÇÚ), contemplando estudos e projetos de viabilidade econômico-financeira e deimpacto ambiental e custo financeiro associado ao projeto. O saldo será amortizado em até dez anos a partir do iníciodas operações das Companhias.Imposto de renda e contribuição social diferidosÉ calculado com base nas alíquotas efetivas de imposto de renda e contribuição social e reconhecido o diferimento emfunção das diferenças intertemporais. Suas controladas COELBA, COSERN e CELPE tem direito a redução do Impostode Renda calculada com base no lucro de exploração (vide nota explicativa nº 30).Plano de complementação de aposentadoria e pensãoOs custos associados ao plano de aposentadoria e pensão são reconhecidos pelo regime de competência.Apuração do resultadoAs receitas e despesas são reconhecidas pelo regime de competência.Valores especiais estimadosA preparação de demonstrações contábeis de acordo com as práticas de contabilidade adotadas no Brasil, requer que aAdministração da Companhia se baseie em estimativas para o registro de certas transações que afetam os ativos epassivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas demonstrações contábeis.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 contábeis referem-se aoregistro dos efeitos decorrentes da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa e Provisão para Contingências.Outros direitos e obrigaçõesDemais ativos e passivos circulantes e de longo prazo estão atualizados até a data do balanço, quando legal oucontratualmente exigidos.702

5. PROCEDIMENTOS DE CONSOLIDAÇÃOAs demonstrações contábeis consolidadas foram preparadas de acordo com as normas estabelecidas pela Instrução n°247/96 da Comissão de Valores Mobiliários – CVM e incluem a Companhia e suas controladas:Percentual de participação (%)2002 2001Direta Indireta Direta IndiretaCOELBA 87,84 87,84CELPE 89,17 89,17COSERN (a) 25,24 59,20 25,24 59,20GARTER (a) 87,84 87,84TRACOL (a) 100,00 87,84ITAPEBI (a) 36,89 36,89IBENBRASIL 100,00 100,00TELEVIAS 83,30 83,30TERMOAÇÚ (c) 12,06 48,92 1,31 58,00TERMOPERNAMBUCO (b) 27,43 64,71 1,22 88,08GCS 100,00 - 100,00Termo GCS (d) 1,00 99,00(a) Participação indireta por meio da participação direta na COELBA.(b) Participação indireta por meio da participação direta na CELPE.(c) Participação indireta por meio da participação direta e indireta na COSERN.(d) Participação indireta por meio da participação direta na GCS.Para fins de apresentação das demonstrações consolidadas, o ágio pago pelas controladas na aquisição de investimentoslíquido, é reclassificado para o ativo diferido.Reconciliação do resultado da controladora com o consolidado2002Prejuízo do exercício da controladora (68.765)Equivalência patrimonial sobre valores registrados diretamente no patrimônio líquido de controladas (24.234)Prejuízo do exercício consolidado (92.999)Os balanços patrimoniais, em 31 de dezembro de 2002 e 2001, e as demonstrações do resultado para os exercíciosfindos naquelas datas, das controladas diretas e indiretas, estão assim compostos, de forma condensada:Balanço PatrimonialCOELBA COSERN CELPE TRACOL ITAPEBI GCS2002 2001 2002 2001 2002 2001 2002 2001 2002 2001 2002 2001Ativo 4.202.435 3.575.691 1.322.655 1.062.168 2.726.459 2.160.807 8.404 10.013 667.421 443.542 90.346 58.153Ativo circulante 900.381 576.846 349.178 288.503 698.237 414.422 4.375 6.141 23.537 5.405 85.380 55.336Realizável a longo prazo 1.134.697 864.522 489.461 413.911 914.146 762.906 235 5 5 2.293 13Permanente 2.167.357 2.134.323 484.016 359.754 1.114.076 983.479 3.794 3.872 643.879 438.132 2.673 2.804Passivo 4.202.435 3.575.691 1.322.655 1.062.168 2.726.459 2.160.807 8.404 10.013 667.421 443.542 90.346 58.153Circulante 907.421 742.131 369.585 344.522 576.915 756516 5.139 3.570 242.623 123.067 73.782 50.387Exigível a longo prazo 1.623.326 1.225.135 457.057 247.593 1.048.972 326.514 431 423 274.798 170.475Patrimônio líquido 1.671.688 1.608.425 496.013 470.053 1.100.572 1.077.177 2.834 6.020 150.000 150.000 16.564 7.766703

Balanço PatrimonialIBENBRASIL Termo GCS GARTER TERMOAÇÚ TERMOPERNAMBUCO2002 2001 2002 2002 2001 2002 2001 2002 2001Ativo 10.961 10.365 6.473 1.067.382 730.395 380.228 104.632 845.783 266.141Ativo circulante 7.571 5.562 2.592 7.392 34.275 13.282 15.778 23.766 217Realizável a longo prazo 53 1.059.990 696.120 6.018 259 260Permanente 3.337 4.803 3.881 360.928 88.854 821.758 265.664Passivo 10.961 10.365 6.473 1.067.382 730.395 380.228 104.632 845.783 266.141Circulante 4.679 4.205 1.913 1.082 481 120.228 27.706 54.067 76.353Exigível a longo prazo 2.293 1.059.990 696.121 360 511.695 1.964Patrimônio líquido 6.282 6.160 2.267 6.310 33.793 260.000 76.566 280.021 187.824Demonstração de ResultadoCOELBA COSERN CELPE TRACOL2002 2001 2002 2001 2002 2001 2002 2001Receita operacional líquida 1.443.692 1.516.697 441.677 475.270 959.843 1.002.675 22.496 17.374Custo de bens e serviços vendidos (957.470) (899.760) (305.323) (270.445) (725.988) (647.908) (21.707) (10.530)Resultado bruto 486.222 616.937 136.354 204.825 233.855 354.767 789 6.844Receitas (despesas) operacionais (240.815) (238.428) (65.844) (61.541) (135.877) (151.626) (4.018) (4.188)Resultado do serviço 245.408 378.509 70.510 143.284 97.978 203.141 (3.229) 2.656Receita (despesas) financeiras, inclui JSCP (180.740) (202.867) (21.485) (44.980) (73.889) (77.290) (441) (289)Resultado operacional 64.668 175.642 49.025 98.304 24.089 125.851 (3.670) 2.367Resultado não operacional (3.226) (6.407) (816) (1.016) (3.150) (2.520) (648)Resultado antes do IR e CSSL 61.442 169.235 48.209 97.288 20.939 123.331 (4.318) 2.367IR/CSSL (8.494) (19.495) (17.504) (32.884) (8.056) (30.219) (585)Lucro (prejuízo) antes reversão juros capital próprio 52.948 149.740 30.705 64.404 12.883 93.112 (4.318) 1.782Reversão dos juros sobre capital próprio 70.000 89.051 38.528 42.515 235Lucro líquido do exercício 122.948 238.791 30.705 102.932 12.883 135.627 (4.318) 2.017Demonstração de ResultadoGCS IBENBRASIL TERMO GCS GARTER2002 2001 2002 2001 2002 2002 2001Receita operacional líquida 40.115 53.646 29.579 19.513 12.570Custo de bens e serviços vendidos (19.051) (31.023) (15.826) (11.313)Resultado bruto 21.064 22.623 13.753 8.200 12.570Receitas (despesas) operacionais (5.557) (1.273) (8.134) (4.877) (9.024) 67.091 80.323Resultado do serviço 15.507 21.350 5.619 3.323 3.546 67.091 80.323Receita (despesas) financeiras, inclui JSCP 640 39 (348) (425) (142) (55.883) (53.898)Resultado operacional 16.147 21.389 5.271 2.898 3.404 11.208 26.425Resultado não operacional (2.447) 25 2Resultado antes do IR e CSSL 16.147 21.389 2.824 2.923 3.406 11.208 26.425IR/CSSL (2.310) (2.243) (967) (1.031) (387)Lucro antes reversão juros capital próprio 13.837 19.146 1.857 1.892 3.019 11.208 26.425Reversão dos juros sobre capital próprio 589 353Lucro líquido do exercício 13.837 19.146 2.446 2.245 3.019 11.208 26.4256. APLICAÇÕES NO MERCADO ABERTOTipo de Controladora Consolidadoaplicação Vencimento 2002 2001 2002 2001FAC exclusivo BB TOP Disponível 14 14Fundo DI Disponível 42.767 8.001Selic Disponível 57.797Aplicação BOX Disponível 579 579Fundo de renda fixa Disponível 507 507CDB Disponível 1.500 1.500Diversos Disponível 2.346 2.008Total 2.586 14 105.496 10.023704

7. CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIASConsolidadoSaldos Saldos vencidos TotalVincendos Até 90 dias Mais 90 dias 2002 2001Residencial 45.552 47.934 31.148 124.634 135.987Industrial 43.997 17.390 22.248 83.635 68.629Comercial, serviços e outras atividades 52.993 49.602 38.676 141.271 115.123Poder público e iluminação pública 27.998 60.977 80.925 169.900 145.347Subtotal – Consumidores 170.540 175.903 172.997 519.440 465.086Fornecimento não faturado 139.290 92.584MAE - Mercado Atacadista de Energia 381.493 213.879Outras créditos 36.530 10.267Provisão para crédito de liquidação duvidosas (81.098) (83.703)Total 995.655 698.113Ativo Circulante (881.901) (698.113)Ativo Realizável a Longo Prazo 113.754As administrações das controladas entendem que a provisão para créditos de liquidação duvidosa é suficiente para fazerface a eventuais perdas.Os valores correspondentes às operações junto ao Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, foram registradoslevando-se em consideração informações preliminares do MAE para o período entre setembro de 2000 e novembro de2002, e estimativas internas para dezembro de 2002. As vendas no âmbito do MAE para o exercício de 2002 foramvalorizadas com base na tarifa definida no “Acordo Geral do Setor Elétrico”. No exercício de 2002 foramdisponibilizados ao Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, o excedente de 1.645.068 Mwh, consolidado(2001, 685.769 Mwh, consolidado).A liquidação financeira do valor homologado pelo MAE, referente ao período de setembro de 2000 a setembro de 2002,R$ 343.089 - ativo consolidado e R$ 19.852 - passivo consolidado, estava programada para 22 de novembro de 2002,mas foi postergada em razão de novo acordo realizado entre as empresas do setor e o Governo. De acordo com oestabelecido nesse novo acordo, 50% do saldo líquido a receber deveria ser liquidado até 31 de dezembro de 2002 e osaldo remanescente liquidado após a conclusão dos trabalhos de auditoria a ser contratada para essa finalidade. Até adata de emissão desse relatório, as controladas COELBA, COSERN, CELPE e GCS receberam o montante aproximadode R$ 62.733, correspondente a 19,4% do saldo líquido a receber. De acordo com as regras desse mercado, o saldo areceber da primeira parcela não liquidado no montante de R$ 98.885 refere-se ao efeito de liminares, depósitos judiciaise faturas a serem negociadas bilateralmente entre empresas do setor.Os valores da energia no curto prazo podem estar sujeitos a modificação dependendo de decisão dos processos judiciaisem andamento, movido por determinadas empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercado em vigor.Em grande parte, essas empresas obtiveram liminar que torna sem efeito o Despacho nº 288 da Aneel, de 16 de maiode 2002, que teve como objetivo o esclarecimento às empresas do setor sobre o tratamento e a forma de aplicação dedeterminadas regras de contabilização do MAE, incluídas no Acordo Geral do Setor Elétrico. O pleito dessas empresasenvolve o direito de alocação de parcela de suas energias em submercados sob racionamento durante o período de 2001a 2002, quando havia discrepância significativa de preços na energia de curto prazo entre os submercados.8. TÍTULOS A RECEBERRefere-se a parcelamento de débitos de contas de fornecimento de energia em atraso e parcelamento de orçamento deprestação de serviços.ConsolidadoSaldos Vencidos TotalVincendos Até 90 dias Mais 90 dias 2002 2001Setor público 103.468 5.285 20.179 128.932 128.098Setor privado 40.363 2.672 11.348 54.383 40.235Total 143.831 7.957 31.527 183.315 168.333Ativo Circulante (104.015) (86.574)Ativo Realizável a longo prazo 79.300 81.759705

9. PROGRAMA EMERGENCIAL DE REDUÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICAACâmara de Gestão da Crise de Energia, divulgou em 18 de maio de 2001 um plano de racionamento de energiaelétrica, a partir de 1º de junho de 2001, e determinou através da Resolução nº 117, de 19 de fevereiro de 2002, o términodeste programa em 01 de março de 2002.Em cumprimento a Resolução Aneel nº 299 de 27 de julho de 2001, as controladas COELBA, COSERN e CELPE vemreconhecendo os valores decorrentes deste programa, conforme demonstramos a seguir:2002COELBA CELPE COSERN TotalBônus do racionamento 108.432 42.140 22.211 172.783Fundo de valores do acréscimo à tarifa Aneel (Sobretaxa) (95.148) (41.860) (20.721) (157.729)Bônus do racionamento líquido do acréscimo à tarifa Aneel 13.284 280 1.490 15.054Gastos incrementais com racionamento a recuperar 19.663 17.736 5.113 42.512Efeito líquido do racionamento 32.947 18.016 6.603 57.5662001COELBA CELPE COSERN TotalBônus do racionamento 59.933 25.165 13.415 98.513Fundo de valores do acréscimo à tarifa Aneel (Sobretaxa) (18.607) (18.703) (5.892) (43.202)Bônus do racionamento líquido do acréscimo à tarifa Aneel 41.326 6.462 7.523 55.311Gastos incrementais com racionamento a recuperar 15.029 12.337 4.045 31.411Efeito líquido do racionamento 56.355 18.799 11.568 86.722Em 2002, parte do saldo de gastos incrementais foi reclassificado para o curto prazo devido a definição da recuperaçãodos valores através da revisão tarifária de 2003.A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, determina que os custos, inclusive de natureza operacional, tributária eadministrativa, relativos à aquisição de energia elétrica (KWh), e a contratação de capacidade de geração ou potência(KW) pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, serão rateados entre todas as classes deconsumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico Nacional Interligado, proporcionalmente ao consumo individualverificado, constituindo adicional tarifário específico. O encargo tarifário cobrado atualmente dos consumidores, atítulo de encargo de capacidade emergencial, é de R$ 0,0057 KWh, (Resolução Aneel nº 351/02) e no período de 06 demaio de 2002 a 27 de junho de 2002 foi de R$ 0,0049 KWh (Resolução Aneel nº 249/02).Nesse sentido, os valores contabilizados e repassados à CBEE, como encargo tarifário tem a seguinte composição:2002COELBA CELPE COSERN TOTALFaturado Repassado Faturado Repassado Faturado Repassado Faturado RepassadoEncargo de capacidade emergencial 42.970 26.425 36.103 19.575 13.105 7.418 92.178 53.41810.ACORDO GERAL DO SETOR ELÉTRICOA Resolução da Câmara de Gestão da Crise – GCE nº 91, de 21 de dezembro de 2001, Resoluções ANEEL nº 31, de24 de janeiro de 2002 e nº 72, de 07 de fevereiro de 2002, regulamentaram o denominado “Acordo Geral do SetorElétrico”, estabelecendo que a recomposição tarifária dar-se-á através de incremento nas contas faturadas, sendo, 2,9%nas contas faturadas aos consumidores da classe residencial (exceto subclasse residencial baixa renda) e rural e de 7,9%para as demais classes consumidoras.A ANEEL homologou, em 29 de agosto de 2002, os respectivos valores da recomposição tarifária através dasResoluções nº 480 (para o período de 01 de junho de 2001 a 31 de dezembro de 2001) e nº 481 (para o período de 01de janeiro de 2002 a 28 de fevereiro de 2002). E, através da Resolução nº 484, de 29 de agosto de 2002, fixou os prazosmáximos de permanência do adicional tarifário para a Recomposição Tarifária Extraordinária nas tarifas defornecimento que é de 83 meses para COELBA, 105 meses para a COSERN e 78 meses para a CELPE, contados apartir de dezembro de 2001. Estes prazos são suficientes para as realizações destes valores.706

Os principais itens constantes do Acordo Geral do Setor Elétrico estão demonstrados a seguir:a) - Recomposição tarifária das perdas com faturamento no período de vigência do Programa Emergencial de Redução doconsumo de Energia Elétrica2002 2001Recomposição tarifária do racionamento COELBA COSERN CELPE Total TotalPerda da receita 314.980 130.237 184.542 629.759 557.422(-) Reversão da recomposição tarifária (60.628) (19.335) (41.756) (121.719)Remuneração financeira da perda da receita 60.766 25.730 34.621 121.117(-) Reversão da remuneração da recomposição tarifária (7.063) (2.139) (4.449) (13.651)Total 308.055 134.493 172.958 615.506 557.422Ativo Circulante (68.296) (23.522) (54.466) (146.284) (112.555)Ativo Realizável a longo prazo 239.759 110.971 118.492 469.222 444.8652002COELBA COSERN CELPE TotalConciliação do resultadoPerda da receita 2002 12.779 25.861 42.735 81.375(-) Reversão da recomposição tarifária (67.690) (21.474) (46.204) (135.368)Ajustes referentes ao exercício de 2001 29.064 (26.648) 2.416Efeito no resultado de 2002 (25.847) 4.387 (30.117) (51.577)b) – Energia livre - racionamentoA Energia Livre é a energia injetada no sistema elétrico, não prevista nos contratos iniciais ou equivalentes e noscontratos bilaterais.A Resolução ANEEL nº 72, de 07 de fevereiro de 2002, estabeleceu os procedimentos para registro contábil dos efeitosdecorrentes da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, no que concerne a Energia Livre. Os registros contábeis devemser feitos simultaneamente nos ativos e passivos circulantes e longo prazo, tendo como contrapartida, respectivamente,as contas de Receita de Fornecimento e Despesa de Energia Comprada.Como o Acordo do Setor Elétrico não prevê qualquer custo adicional para as concessionárias distribuidoras de energiaelétrica, advindo do reconhecimento contábil da energia livre, as empresas registraram, no ativo realizável à longoprazo, o montante do PIS/COFINS reconhecido, na expectativa da sua recuperação via tarifa de energia elétrica.Nesse sentido, os valores contabilizados em 31 de dezembro de 2002 e 2001 como energia livre, homologados pelaAneel através da Resolução nº 483, têm a seguinte composição:ConsolidadoAtivo Passivo ResultadoLongoLongoCirculante Prazo Circulante Prazo Receita DespesaEnergia Livre 246.612 246.612 37.277 (37.277)PIS/COFINS 9.001 1.363Total em 31 de dezembro de 2002 255.613 246.612 38.640 37.277Total em 31 de dezembro de 2001 43.373 173.600 41.846 167.487Em dezembro de 2002, os saldos foram reclassificados para o longo prazo, atendendo a prioridade de recuperação,conforme Ofício Circular nº 155/2003 – SFF/ ANEEL de 24 de janeiro de 2003.c) – Valores tarifários não gerenciáveis da Parcela AA Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia nº 25, de 24 de janeiro de 2002,estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” – CVA, com o propósito deregistrar as variações de custos, negativas ou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativosaos itens previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica.707

A Resolução ANEEL nº 90, de 18 de fevereiro de 2002, definiu os itens da “Parcela A”, referente ao períodocompreendido entre 1º de janeiro e 25 de outubro de 2001, bem como a forma de remuneração econômica, mediante aincorporação dos efeitos financeiros, e o período para a recuperação tarifária. Estes valores foram homologados atravésda Resolução nº 482, de 29 de agosto de 2002, os quais serão recuperados através de adicional tarifário nas contasfaturadas, sendo 2,9% para consumidores da classe residencial (exceto subclasse baixa renda) e rural e de 7,9% para asdemais classes consumidoras, contados a partir de 27 de dezembro de 2001, após a conclusão da RecomposiçãoTarifária Extraordinária – RTE.Para a Coelba e a Cosern, os valores correspondentes ao período de 26 de outubro de 2001 a 22 de março de 2002 jáestá sendo recuperado através do último reajuste tarifário de 22 de abril de 2002, e ao período de 23 de março de 2002a 22 de março de 2003 será recuperado no próximo reajuste tarifário. Enquanto que, na Celpe, o valor correspondenteao período de 26 de outubro de 2001 a 28 de fevereiro de 2002 já está sendo recuperado através do último reajustetarifário de 30 de março de 2002, e ao período de 01 de março de 2002 a 28 de fevereiro de 2003 será recuperado nopróximo reajuste tarifário.ConsolidadoAtivoPassivoLongoLongoCirculante Prazo Total Circulante Prazo TotalSubvenção para conta de consumo de combustível – CCC 7.373 3.441 10.814 43.441 7.186 50.627Reserva global de reversão – RGR 255 1.950 2.205 73 1.720 1.793Taxa de fiscalização do serviço de energia elétrica – TFSEE 380 380 107 107Encargos de conexão no sistema de transmissão 245 507 752 941 941Transporte de energia elétrica 18.224 7.709 25.933 482 218 700Tarifa de utilização do sistema de transmissão - TUST 14.274 14.266 28.540Energia comprada para revenda 40.135 40.135Total em 31 de dezembro de 2002 40.371 68.388 108.759 44.103 10.065 54.168Total em 31 de dezembro de 2001 28.104 47.771 75.875d) - Empréstimos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social e Governo Federal aos Concessionários deEnergia ElétricaO Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, no âmbito do Programa Emergencial eExcepcional de Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica, concedeufinanciamentos nos valores de R$ 307.195 mil, R$ 115.998 e R$ 180.914, para a COELBA, COSERN e CELPE,respectivamente, visando suprir parte das insuficiências de recursos, decorrentes de redução de receita ocorrida durantea vigência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica com destinação prioritária aoadimplemento de obrigações assumidas junto a agentes do setor elétrico. Sobre o principal da dívida incide encargos àtaxa SELIC + 1% a.a., sendo essa a mesma condição de remuneração do ativo regulatório reconhecido.11.TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOSTipo deControladora e Consolidadoaplicação Vencimento Taxas (%) 2002 2001RDB/CDI 13/10/2003 98,5% CDI 8.906RDB/CDI 27/10/2003 98,5% CDI 20.497RDB/CDI 13/10/2003 98,5% CDI 5.201RDB/CDI 13/10/2003 100,5% CDI 5.204RDB/CDI 26/08/2004 101,0% CDI 2.974RDB/CDI 13/10/2003 101,0% CDI 5.206RDB/CDI 27/10/2003 100,0% CDI 10.337RDB/CDI 16/11/2004 101,0% CDI 5.086DIVERSOS 209Total 63.411 209708

12.TRIBUTOS A COMPENSARPor força de determinações legais, a Companhia e suas controladas procedem as retenções e/ou antecipações, paraposterior compensação, de tributos e contribuições. Os saldos finais de curto e longo prazos estão assim constituídos:Controladora2002 2001Circulante Longo Prazo CirculanteIR sobre aplicação financeira 888 960IRRF a compensar 2.495 48.761 29.588Outros 18Total 3.401 48.761 30.548Consolidado2002 2001Circulante Longo Prazo Circulante Longo PrazoIR sobre aplicação financeira 50.267 24.335IR antecipado a compensar / IRRF 61.694 48.814 59.535CSLL antecipada 12.391 9.225ICMS a recuperar 34.756 56.648 11.823 41.302COFINS e PIS antecipado 37.366 2.527Outros 27.684 2.684 4.197Total 224.158 108.146 111.642 41.302O imposto de renda (IR) e a contribuição social sobre o lucro líquido (CSLL) antecipados correspondem aos montanterecolhidos, quando das apurações tributárias mensais , nos termos do artigo 2º da Lei 9.430, de 27 de dezembro de 1996.Em 31 de dezembro de 2001 por conta do Acordo Geral do Setor Elétrico as controladas COELBA, COSERN e CELPEreconheceram em seus ativos os montantes de receitas a recuperar visando restabelecer o equilíbrio econômicofinanceiro dos contratos de concessão de energia elétrica, mediante Recomposição Tarifaria Extraordinária –RTE, emconseqüência da redução da demanda e pela intervenção do Governo Federal cujos valores estão detalhados à nota nº10. Concomitantemente estas receitas foram oferecidas à tributação para IRPJ, CSLL, PIS, COFINS e ICMS peloregime de competência de acordo com a legislação fiscal. Em 2002 a Receita Federal através do Parecer COSIT nº 26de setembro de 2002, reconheceu que a receita gerada pela aplicação da sobretarifa, de que trata o Parágrafo primeirodo artigo. 4 o da então Medida Provisória nº 14, de 2001, convertida na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, deverácompor a apuração das bases de cálculos dos tributos federais mencionados acima, quando ocorrer o efetivo consumode energia sobre o qual incidiu a respectiva cobrança da sobretarifa, à medida e na proporção de sua efetivação, sendoos tributos apurados de acordo com a lei vigente em cada um desses períodos.Desta forma, os valores de tributos devidos em 2001 e 2002, recolhidos por conta da Recomposição TarifariaExtraordinária RTE pelas controladas COELBA, COSERN e CELPE tornaram-se indevidos e foram reconhecidos noativo de cada empresa como tributos e contribuições a recuperar pela seguinte espécie e valores:COELBA CELPE COSERNIRPJ e CSSL 21.314 18.685PIS e COFINS 14.495 12.010 7.750Total 35.809 12.010 26.435709

13.IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOSAs controladas COELBA, CELPE e COSERN mantêm imposto de renda diferido ativo calculado à alíquota de 15%,considerando o adicional de 10%, e Contribuição Social diferida ativa constituída às alíquotas de 9% (2001, entre 8%e 9%), conforme demonstrado abaixo:Consolidado2002 2001TributoTributoBase de Diferido Base de DiferidoCálculo Ativo Cálculo AtivoImposto de Renda 1.428.752 357.164 827.150 206.236Prejuízos Fiscais 986.207 246.532 459.097 114.948Diferenças Temporárias 442.545 110.632 368.053 91.288Contribuição Social 1.107.406 99.934 540.164 46.311Base Negativa 695.226 62.570 199.517 17.133Diferenças Temporárias 412.180 37.364 340.647 29.178Total 457.098 252.547Ativo circulanteCurto Prazo (45.390) (31.306)Ativo Realizável Longo Prazo 411.708 221.241Em cumprimento a Instrução CVM nº 371, de 27 de junho de 2002, a expectativa de realização dos créditos fiscais, combase em estudos submetidos à apreciação dos órgãos da administração, está apresentada abaixo:Consolidado2003 2004 2005 2006 2007-2011 TotalImposto de Renda 33.558 63.537 77.288 129.875 65.990 370.248Contribuição Social 11.832 22.499 34.220 13.010 5.289 86.850457.098A seguir é apresentada uma reconciliação da (receita) despesa dos tributos sobre a renda divulgados e os montantescalculados pela aplicação das alíquotas oficiais combinadas a uma taxa de 34 % em 2002 e 2001.Controladora2002 2001IR CSLL IR/CSLLLucro (prejuízo) contábil antes do imposto de renda e contribuição social (68.765) (68.765) 154.776Alíquota combinada do imposto de renda e contribuição social 25% 9% 34%Imposto de renda e contribuição social às alíquotas da legislação (17.191) (6.189) 52.624Ajustes ao lucro líquido que afetam o resultado fiscal do período:AdiçõesAmortização de ágio 24.360 23.345Despesas indedutíveis 753 271Juros sobre o capital próprio a receber 15.501 5.580ExclusõesEquivalência Patrimonial (40.761) (14.674) (128.257)Outras exclusões (adições) 7.437 2.677Compensação de prejuízo fiscal e base negativa de contribuição socialnão reconhecida como ativo fiscal diferido 9.901 12.335 52.288Imposto de renda e contribuição social no resultado14.BENEFÍCIO FISCAL - ÁGIO INCORPORADOCom o objetivo de evitar que a amortização do ágio afete de forma negativa o fluxo de dividendos aos acionistas dasdistribuidoras controladas, foi constituída uma provisão para manutenção da integridade do patrimônio líquido de suaincorporadora (PMIPL), de acordo com o estabelecido na Instrução CVM nº 349/01.710

Tendo em vista que o fundamento econômico do ágio foi a aquisição do direito de concessão delegado pelo PoderPúblico, nos termos da alínea b, do § 2º, do artigo 14 da Instrução CVM nº 247/96, as controladas mantém o registrocontábil (líquido da provisão entre o valor do ágio e o benefício fiscal respectivo) no ativo imobilizado. Os registroscontábeis mantidos para fins societários e fiscais da Sociedade apresentam contas específicas relacionadas com ágioincorporado, provisão para manutenção do patrimônio líquido e amortização, reversão e crédito fiscal correspondentes,cujos saldos em 31 de dezembro de 2002 e 2001 são como segue:2002 2001Balanço COELBA CELPE COSERN TOTAL COELBA CELPE COSERN TOTALÁgio - incorporado 1.031.522 1.494.454 638.018 3.163.994 372.820 495.143 216.926 1.084.889Provisão (680.805) (1.053.426) (448.466) (2.182.697) (19.882) (32.299) (17.951) (70.132)Líquido correspondente ao crédito fiscal incorporado 350.717 441.028 189.552 981.297 352.938 462.844 198.975 1.014.757Ativo Circulante (11.110) (34.237) (10.124) (55.471) (16.818) (33.077) (9.423) (59.318)Ativo Realizável a Longo Prazo 339.607 406.791 179.428 925.826 336.120 429.767 189.552 955.4392002 2001COELBA CELPE COSERN TOTAL COELBA CELPE COSERN TOTALResultadoAmortização do ágio 35.248 99.829 27.715 162.792 31.169 97.483 29.693 158.345Reversão da provisão (22.714) (65.042) (18.292) (106.048) (20.856) (65.184) (19.597) (105.637)Crédito Fiscal (12.534) (24.787) (9.423) (56.744) (10.313) (32.299) (10.096) (52.708)Efeito líquido no resultadoComo demonstrado, a amortização do ágio, líquida da reversão da provisão e do crédito fiscal correspondente, resultaem efeito nulo no resultado do exercício e, consequentemente, na base de cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios.Os ágios têm como fundamento econômico a perspectiva de resultados durante o prazo de exploração da concessão eestão sendo amortizados pelos períodos remanescentes da concessão.As curvas autorizadas por meio das Resoluções ANEEL nº 195 de 7 de junho de 2000, nº 474 de 30 de novembro de2000 e nº 192 de 31 de maio de 2001, para a amortização do ágio na COELBA, na COSERN e na CELPE,respectivamente, estão assim compostas:Curvas de Amortização de ÁgioAno COELBA COSERN CELPE Ano COELBA COSERN CELPE Ano COELBA COSERN CELPE2001 0,02766 0,04654 0,06523 2011 0,03466 0,03983 0,04033 2021 0,04430 0,02784 0,022382002 0,03128 0,04344 0,06680 2012 0,03552 0,03842 0,03641 2022 0,04540 0,02666 0,021402003 0,02900 0,04667 0,06738 2013 0,03640 0,03705 0,03480 2023 0,04653 0,02551 0,020452004 0,02704 0,04707 0,05464 2014 0,03731 0,03741 0,03342 2024 0,04769 0,02442 0,018602005 0,02851 0,04656 0,05480 2015 0,03823 0,03575 0,03202 2025 0,04887 0,02336 0,017732006 0,02958 0,04547 0,05162 2016 0,03918 0,03430 0,02918 2026 0,05009 0,02235 0,016902007 0,03135 0,04455 0,05038 2017 0,04016 0,03289 0,02798 2027 0,02138 0,016092008 0,03220 0,04297 0,04501 2018 0,04116 0,03153 0,02682 2028 0,014762009 0,03300 0,04118 0,04397 2019 0,04218 0,03022 0,025732010 0,03382 0,04133 0,04184 2020 0,04323 0,02907 0,02335Objetivando uma melhor apresentação da situação financeira e patrimonial das controladas nas demonstraçõescontábeis, o valor do ágio, líquido da provisão, no montante consolidado de R$ 981.298 (2001, R$ 1.014.757), que, emessência, representa o benefício fiscal incorporado, foi classificado no balanço patrimonial nos ativos circulante erealizável a longo prazo, com base na expectativa de realização do benefício fiscal.Em decorrência da Medida Provisória nº 66, de 29 de agosto de 2002, em seu artigo nº 40, convertida na Lei nº 10.637,de 30 de dezembro de 2002, que mantém a alíquota de 9% a partir de 1º de janeiro de 2003, o valor relativo ao benefíciofiscal foi ajustado nas controladas com incremento líquido na reserva de capital de R$ 23.286, consolidado.711

15.OUTROS CRÉDITOSControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001Despesas antecipadas 18.403 7.276Reserva global de reversão 3.866 4.221Participação financeira consumidor 2.247 2.598Subvenção - consumidores - baixa renda (vide nota explicativa nº 27) 123.290Devedores diversos 10.339 11.342Adiantamento a empregados 3.683 5.174Outros 56 797 2.549 19.010Total 56 797 164.377 49.621Ativo Circulante (56) (797) (164.377) (33.850)Ativo Realizável a Longo Prazo 15.77116.INVESTIMENTOSInformações sobre as investidasAções ou quotas possuída(em milhares) Participação direta LucroOrdinárias ou no capital Capital Patrimônio (prejuízo) doData-base Quotas Preferenciais Integralizado % social Líquido exercícioCOELBA 31/12/2002 9.812.209 6.717.881 87,84 1.068.297 1.671.688 122.94831/12/2001 9.812.072 6.717.881 87,84 1.068.297 1.608.425 238.791CELPE 31/12/2002 63.105.541 499.090 89,17 372.616 1.100.572 12.88331/12/2001 63.105.541 499.090 89,17 372.616 1.077.777 135.627COSERN 31/12/2002 39.678 2.748 25,24 140.413 496.013 30.70531/12/2001 39.678 2.748 25,24 140.413 470.053 102.932IBENBRASIL 31/12/2002 4.165 100,00 4.165 6.282 2.44631/12/2001 2.695 100,00 4.165 6.160 2.245TERMOAÇU (2) 31/12/2002 31.359 12,06 260.000 260.00031/12/2001 1.000 1,31 76.566 76.566TERMOPERNAMBUCO (3) 31/12/2002 76.818 27,43 280.021 280.02131/12/2001 2.290 1,22 187.824 187.824TELEVIAS 31/12/2002 24.901 83,00 2.205 2.20531/12/2001 24.901 83,00 2.205 2.205GCS 31/12/2002 7.100 100,00 13.600 16.564 13.83831/12/2001 6.822 100,00 6.809 7.766 19.146TERMOGCS 31/12/2002 100 1,00 3 2.267 3.109TRACOL (1) 31/12/2002 534 100,00 6.403 2.186 (4.318)(1)Em reunião dos Conselhos de Administração da GUARANIANA e da COELBA, aprovaram em consonância com oOfício nº 656/2000 – SFF/ANEEL/99 com base no Laudo de Avaliação do Patrimônio Líquido, a valor de mercado,emitido pela AUDICONT – Auditores e Consultores S/C em 30 de junho de 2002, a alienação das ações da TRACOLde propriedade da COELBA para a controladora - GUARANIANA, conforme instrumento particular de compra e vendade ações da TRACOL Serviços Elétricos S/A., assinado em 26 de agosto de 2002.712

(2)A TERMOAÇU é um projeto do grupo GUARANIANA e da Petrobras, para a instalação de uma usina termelétrica noEstado de Rio Grande do Norte. O projeto consiste em uma planta de co-geração com uma potência instalada de 325MW e uma produção de vapor de 610 t/h, que está sendo construída no município de Alto do Rodrigues -RN. A energiaelétrica se destinará a suprir as distribuidoras de energia elétrica do Grupo GUARANIANA e o vapor será usado pelaPetrobrás para injeção contínua nos seus poços de petróleo, aumentando sua produção na região. O investimento totalprevisto é de US$ 300 milhões, dos quais US$ 85 milhões correspondem às turbinas de gás. Em 2002, foram realizadosaportes ao projeto da ordem de R$ 183 milhões, sendo R$ 98.044 do acionista COSERN, R$ 30.000 do acionistaGUARANIANA e R$ 55.030 do acionista PETROBRAS. O capital social da TERMOAÇU ao final do exercício 2002era de R$ 260.000 dividido em 260.000 mil ações ordinárias, dos quais 70% pertencentes ao grupo GUARANIANA(GUARANIANA e COSERN) e 30% da PETROBRAS.(3)A TERMOPERNAMBUCO é uma central termoelétrica de ciclo combinado com três geradores. Esta tecnologia deciclo combinado apresenta uma grande eficiência – 55%, na geração de energia, além de ser menos agressiva ao meioambiente, reduzindo a emissão de poluentes.A TERMOPERNAMBUCO entrará em funcionamento em dezembro de2003, tendo uma potência geral instalada de 530 MW. O controle acionário da TERMOPERNAMBUCO é exercido emconjunto pela CELPE (72,57%) e pela GUARANIANA (27,43%).Em 30 de julho de 2002, ocorreu a integralização pela CELPE da subscrição realizada em dezembro de 2001, com osaportes realizados entre janeiro e julho de 2002, que importou em R$ 112.420. Com esta integralização a CELPE passoua ser detentora de 99,24% do capital social da TERMOPERNAMBUCO. Em 31 de julho de 2002, o acionistaGUARANIANA realizou aumento de capital por meio de subscrição de novas ações ordinárias no valor de R$ 137.000(R$1,00 por ação), com cessão do direito de subscrição do acionista CELPE. Após essa subscrição, o capital socialsubscrito da controlada estava dividido entre 74,06% para a CELPE e 25,94% para a GUARANIANA. Nessa data, foiintegralizado o equivalente a R$ 78.667 com recursos oriundos de adiantamentos para futuro aumento de capitalrealizados até então. Em agosto de 2002, a GUARANIANA integralizou R$ 45.090 adicionais.Para adequar-se ao previsto na cláusula 2.2 do contrato de contribuição de Capital, assinado entre aTERMOPERNAMBUCO e o Banco Internamericano de Desenvolvimento – BID, o capital social daTERMOPERNAMBUCO foi reduzido, proporcionalmente à participação detida por cada acionista sobre o capitalsubscrito, conforme ata de 22 de agosto de 2002. Após essa redução de capital, o capital social integralizado daTERMOPERNAMBUCO era de R$ 280.021 representado por 280.020.680 ações ordinárias, dividido entre 72,57%para a CELPE e 27,43% para a GUARANIANA.Movimentação do investimento713

17.IMOBILIZADOA composição dos saldos e taxas anuais médias de depreciação é como segue:Taxas anuais médiasde depreciação Consolidado% 2002 2001Imobilizado em serviço:Geração 3,3 96.854 92.609Transmissão 3,2 65.530 20.390Distribuição 4,3 4.299.069 3.390.464Comercialização 4,5 111.610 544.931Administração 10,9 192.840 235.1494.765.903 4.283.543Depreciação acumulada:Geração (31.509) (27.954)Transmissão (11.816) (6.364)Distribuição (1.618.568) (1.250.884)Comercialização (38.314) (201.874)Administração (91.591) (86.843)(1.791.798) (1.573.919)Imobilizado em curso:Geração 1.678.415 664.982Transmissão 705 8.529Distribuição 173.377 228.307Comercialização 14.095 7.345Administração 106.329 12.3331.972.921 921.4964.947.026 3.631.120Obrigações especiais vinculadas à concessão dos serviço públicode energia elétrica (502.533) (414.548)4.444.493 3.216.572De acordo com os artigos nº 63 e nº 64 do Decreto n° 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizadosna produção, transmissão e distribuição 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 do PoderConcedente, ANEEL.18.DIFERIDOControladoraConsolidado2002 2002 2001Ágio na aquisição de investimentos 2.175.100 2.174.739(-) Amortização ágio (252.983) (142.691)(143.052)Subtotal 1.922.116 2.032.048Despesas diferidas 152.976 114.058Despesas financeiras associadas a construções de usinas em andamento 10.306Amortização acumulada (3.511) (2.458)Total 10.306 2.071.581 2.148.564As despesas pré-operacionais das controladas TERMOPERNAMBUCO S.A. e TERMOAÇÚ S.A., são decorrentes doestágio pré-operacional da construção daquelas usinas térmicas, que tem suas entradas em operação prevista paradezembro de 2003. Os custos de construção estão consolidados no imobilizado em curso, na atividade de geração. Aamortização do empreendimento desses custos se dará a partir do momento de suas entradas em operação nos termos eprazos a serem definidos pelo órgão regulador do setor elétrico brasileiro, a ANEEL.Em 31 de dezembro de 2002, a controladora registrou no ativo diferido os encargos incorridos relacionados com osrecursos repassados ou aportados nas controladas TERMOPERNAMBUCO e TERMOAÇÚ, com o propósito daconstrução de suas Usinas Termoelétricas. O montante de R$ 10.306 capitalizado foi incorporado ao ativo imobilizadoquando da consolidação das demonstrações contábeis.714

19.EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E ENCARGOS DA DÍVIDAControladoraPrincipalTotalEncargosda dívida Circulante Longo Prazo 2002 2001Moeda estrangeiraBanco do Brasil 62.546Total moeda estrangeira 62.546Moeda nacionalBanco do Brasil 172 84.500 84.500 4.740BNDES (cesta de moedas) 25.523 227.226 227.226 454.452 436.879BBVA 702ITAU 15.715 15.715Total moeda nacional 25.695 327.441 227.226 554.667 442.321Subtotal 25.695 327.441 227.226 554.667 504.867Ajuste Swap (cesta de moedas) (29.297) (32.437) (61.734) 94.678Total 25.695 298.144 194.789 492.933 599.545ConsolidadoPrincipalTotalEncargosdívida Circulante Longo Prazo 2002 2001Moeda estrangeiraBanco Interamericano Desenvolvimento – BID 7.601 38.185 541.504 579.689 124.058Kreditanstalt fur Wiederaufbau – KfW 2 3.270 34.356 37.626 23.711Boston 1.032 1.059.990 1.059.990 774.251Banco Real 1.604 64.916 64.916 37.201BBVA 3.139 102.053 102.053 38.277Banco Itaú 430 70.666 70.666 124.454Banco do Brasil 351 112.890 112.890 169.766Westlb 2.578 14.133 77.733 91.866 50.516Citibank 6.931 353.330 353.330 55.931Banco Santander 3.878 79.310 79.310 9.201Banco Lloyds 811 35.099 35.099 12.521Bradesco 1.304 29.205 29.205 62.482HSBC 215 8.787 8.787Banco Safra 60 4.960 4.960 46.661Unibanco 69.612ABN 832 35.333 35.333Alfa 7.216Deutsche 1.553 35.333 35.333 23.204Votorantim 1.715 46.006 46.006Outros 113 728 2.642 3.370Total moeda estrangeira 34.149 574.875 2.175.554 2.750.429 1.629.062Moeda nacionalBanco do Brasil 482 88.517 31.886 120.403 47.771Eletrobrás 464 76.812 265.659 342.471 252.800BANKBOSTON 51.192 51.192BANDERN 9.854ALFA 114 20.000 20.000BMC 6 1.615 1.615 3.427Banco Itaú 1.975 68.716 68.716 17.563BNDES 31.682 324.401 1.045.775 1.370.176 781.188SAFRA 229 248 477BBV 38 3.252 1.897 5.149 7.226Mercantil do Brasil 18 5.051 5.051Bradesco 20.643 22.708 43.351Unibanco 16.608 18.269 34.877Consumidores 1.629 776 2.405 2.418Outros 856 5.580 16.819 22.399 3.801Total moeda nacional 35.635 684.245 1.404.037 2.088.282 1.126.048Subtotal 69.784 1.259.120 3.579.591 4.838.711 2.755.110Ajuste Swap (125.907) (453.093) (579.000) 206.859Total 69.784 1.133.213 3.126.498 4.259.711 2.961.969715

Condições contratuais dos empréstimos da controladora e consolidado em 31 de dezembro de 2002:716

Para os empréstimos foram dados garantias de receita, aval do Governo do Estado e Federal, notas promissórias, avalpessoal dos diretores e aval da Guaraniana.As principais moedas e indexadores utilizados para atualização dos empréstimos e financiamentos tiveram as seguintesvariações nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2002 e 2001:Variação %Moeda / Indexador 2002 2001Iene 68,18 3,66Dólar norte-americano 52,27 18,66EURO 79,35 12,05UMBNDES (cesta de moedas – BNDES) 56,03 15,31Índice Geral de Preços – Mercado – IGP – M 25,31 10,37FINEL 4,68 2,00TJLP 9,87 9,50CDI 19,11 17,29SELIC 21,39 19,38Taxa de Referência – TR 2,80 2,29Os vencimentos das parcelas a longo prazo são os seguintes:Controladora ConsolidadoTotalTotal2002 2001 2002 20012003 174.605 393.9652004 194.789 174.385 1.897.473 1.038.3762005 172.764 109.8852006 181.746 68.781Após 2006 874.515 221.662Total 194.789 348.990 3.126.498 1.832.669A controlada COELBA mantém contrato de empréstimo (Intercompany Notes) com sua controlada Garter PropertiesInc., no valor de US$ 300 milhões, equivalentes a R$ 1.059.990 referente ao principal e R$ 1.032 referente a juros (R$696.120 e R$ 2.913 em 31 de dezembro de 2001), obtido com vistas a aquisição de investimento na CompanhiaEnergética do Rio Grande do Norte – COSERN Sobre o saldo devedor incide variação cambial acrescido de juros de11,5% a.a ou libor mais spread 2,625% a.a (libor 1,87% a.a em junho de 2002) dos dois o menor.Em 2001 a controlada Garter Properties Inc., renegociou sua dívida e obteve US$ 300 milhões, com vencimento para28 de junho de 2004. A COELBA é garantidora dessa operação junto ao sindicato de bancos liderado pelo Bank Bostonno valor de US$ 300 milhões, classificado no exigível a longo prazo, cujo contrato prevê a manutenção de diversosíndices de endividamento, capitalização e cobertura da dívida. Nas demonstrações findas em 31 de Dezembro de 2002,a controlada COELBA atingiu adequadamente os índices débito total consolidado, “ebitda” consolidado (sigla eminglês para lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização), total débito e patrimônio líquido consolidadorequeridos contratualmente, exceção feita ao índice de endividamento consolidado, que se situou acima do requerido,face ao incremento do endividamento da controlada COELBA e suas controladas (subsidiáriais).O aumento do endividamento está diretamente relacionado à situação geral do setor de distribuição de energia elétricano país, que ainda está sofrendo os efeitos do período de racionamento, especialmente na região Nordeste onde oconsumo residencial tem um maior peso no “mix” de vendas das distribuidoras e onde o consumo registrado em 2002situa-se nos mesmos níveis de 1999.AAdministração da controlada COELBA atualmente está negociando com as instituições financeiras credoras a revisãodos índices pactuados e está convencida da manifestação favorável por parte dessas instituições, tanto quanto aodescumprimento desse índice, em função do motivo estritamente conjuntural e da comprovação histórica da capacidadeoperacional e financeira das distribuidoras de energia.717

20.DEBÊNTURES E NOTAS PROMISSÓRIASDebênturesConsolidadoPrincipal 2002 Principal 2001LongoEncargos Circulante Total Encargos Circulante Prazo Total6.833 78.750 78.750 13.608 97.500 78.750 176.250CaracterísticasDEBÊNTURES COELBAForma e Espécie:Nominativa/Garantia flutuanteQuantidade de títulos: 12.000 debêntures simples, referentes a 2ª emissão, única sérieValor nominal:R$10.000,00Data de emissão: 01 de julho de 2000Vencimento final: 01 de julho de 2003Remuneração:102,5 % da variação da taxa média do CDIPeriodicidade pagamento: Semestral, a partir de janeiro 2001Amortização programada: Em 4 parcelas semestrais e consecutivas de R$ 2.500,00 a partir de janeiro/2002CaracterísticasDEBÊNTURES COSERNForma e Espécie:Nominativas simplesQuantidade de títulos: 7.500 debêntures simplesValor nominal:R$10.000,00Data da emissão: 01 de abril de 2000Vencimento final: 01 de abril de 2003Remuneração:104,5 % da variação da taxa média do CDIPeriodicidade pagamento: Semestral, a partir de outubro de 2001Amortização programada: Em 4 parcelas semestrais e consecutivas de R$ 2.500,00 a partir de outubro/2001Notas PromissóriasEm reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em 21 de agosto de 2002, foi aprovada a emissão,por parte da GUARANIANA S/A, de Notas Promissórias Comerciais no valor de até R$ 180.000 pelo prazo de 90 dias.Em 24 de setembro de 2002, a Comissão de Valores Mobiliários – CVM concedeu o registro para a operação sob onúmero (CVM/SER/RNP/2002/013). O saldo a pagar referente às notas promissórias emitidas registrado em31/12/2002 montava em R$ 72.590.CaracterísticasNOTAS PROMISSÓRIAS GUARANIANAForma e Espécie:Nominativa / Sem garantia / Série únicaQuantidade de títulos: Até 360 Notas Promissórias (NP), tendo sido subscritas e integralizadas 148 NP’sValor nominal: R$ 500.000,00Data de emissão: 29/10/2002Vencimento final: 27/01/2003Remuneração:Aplicado deságio de 116% do CDI sobre o valor nominal das notasPeriodicidade pagamento: No vencimento21.INSTRUMENTOS FINANCEIROS• Considerações geraisA utilização de instrumentos e de operações com derivativos envolvendo indexadores tem por objetivo a proteção doresultado das operações ativas e passivas da Companhia.A administração avalia que os riscos são mínimos, pois não existe concentração de parte contrária, e as operações sãorealizadas com bancos de reconhecia solidez dentro de limites aprovados.718

• Valor de mercado dos instrumentos financeirosOs valores contábeis, registrados em aplicações financeiras de renda fixa, operação com empresas ligadas eempréstimos e financiamentos, referentes aos instrumentos financeiros constantes no balanço patrimonial, quandocomparado com os valores que poderiam ser obtidos na sua negociação em um mercado ativo ou, na ausência destescom o valor presente líquido ajustado com base na taxa vigente de juros no mercado, se aproximam, substancialmente,de seus correspondentes valores de mercado.As contas a receber de poderes públicos, federal, estadual e municipais (administração direta), e de empresascontroladas por essas esferas de governo, estão registradas em contas patrimoniais no montante de R$ 166.900 (2001,R$ 145.347) no consolidado. Não foi possível estimar os valores de mercado dos créditos vencidos, devido aimpossibilidade de previsão dos prazos de recebimento.Os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos de longo prazo, vinculados aos projetos específicos de infraestruturabásica, obtidos em moeda estrangeira, junto a instituições internacionais de desenvolvimento, assim como osvalores contábeis dos empréstimos e financiamentos vinculados a projetos de eletrificação, obtidos em moeda nacional,junto à Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS e aos consumidores, estão compatíveis com o valor de taisoperações, não disponíveis no mercado financeiro.Os contratos de mútuo obtidos junto a FAELBA pela COELBA, FASERN pela COSERN e CELPOS pela CELPE, deconformidade com as normas estabelecidas para as entidades de previdência privada fechada, equivalem ao valor demercado para esse tipo de operação.• Fatores de riscoRisco de créditoO risco surge da possibilidade de as Companhias virem a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimentode valores faturados a seus consumidores, concessionárias e permissionárias. Para reduzir esse tipo de risco e paraauxiliar no gerenciamento do risco de inadimplência, a Sociedade monitora as contas a receber de consumidores,cortando o fornecimento, caso o consumidor deixe de realizar seus pagamentos. No caso de consumidores o risco decrédito é mínimo devido à grande pulverização da carteira.Moeda estrangeiraEsse risco decorre da possibilidade da perda por conta de aumento nas taxas de câmbio, que aumentem os saldos depassivo de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira captados no mercado. A Companhia, visando assegurarque oscilações significativas nas cotações das moedas a que está sujeito seu passivo em moeda estrangeira não afetemseu resultado e fluxo de caixa, possui em 31 de dezembro de 2002, operações de “swap” cambial representandoaproximadamente 100% do endividamento em moeda estrangeira, exceção feita ao empréstimo do BID com acontrolada TERMOPERNAMBUCO.No exercício findo em 31 de dezembro de 2002 a Companhia apurou um resultado positvo nas operações de “hedge”cambial no montante de R$ 158.264, controladora e R$ 958.700 consolidado (2001, negativo de R$ 104.881,controladora e R$ 158.674, consolidado).Risco de Taxa de JurosEste risco é oriundo da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros,que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados no mercado. A Companhianão tem pactuado contratos de derivativos para fazer “hedge” contra este risco. Porém, a Companhia monitoracontinuamente as taxas de juros de mercado com o objetivo de avaliar a eventual necessidade de contratação dederivativos para se proteger contra o risco de volatilidade dessas taxas.719

22.TAXAS REGULAMENTARESConsolidado2002 2001Quota de reserva global de reversão – RGR 9.282 5.552Quota de consumo de combustível – CCC 5.269 16.761Encargo de Capacidade Emergencial - ECE 23.892Taxa de fiscalização – ANEEL 513 375Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - FNDCT 8.322 11.177Total 47.278 33.86523. PLANO PREVIDENCIÁRIO E OUTROS BENEFÍCIOS AOS EMPREGADOSAs controladas COELBA, CELPE e COSERN são patrocinadoras da Fundação COELBA de Assistência e SeguridadeSocial – FAELBA (“FAELBA”), Fundação CELPE de Seguridade Social – CELPOS (“CELPOS”), e FundaçãoAssistencial e Seguridade Social dos Empregados da COSERN – FASERN (“FASERN”), respectivamente, pessoasjurídicas de direito privado, sem fins lucrativos, que tem por finalidade principal propiciar aos seus associadosparticipantes, e aos seus beneficiários, uma renda pecuniária de suplementação de aposentadoria e pensão, emconformidade com o Plano de Benefícios Previdenciários a que estiverem vinculados.Plano de aposentadoria e pensãoAs contribuições correntes (das patrocinadoras e dos participantes) destinam-se à cobertura dos benefícios a serempagos aos participantes, acumulados desde a sua admissão no plano. Nos planos previdenciários de Benefício Definido,eventuais insuficiência serão de responsabilidade das patrocinadoras.A contribuição das Patrocinadoras COELBA, CELPE e COSERN para os planos de Benefício Definido da FAELBA,CELPOS e FASERN, corresponde a 10,09%, 10,45% e 5,76%, respectivamente, do total da folha de pagamento brutamensal (Salário Base Real de Contribuição) dos participantes ativos, acrescida de 2,29%, e 1,87% para cobertura dasdespesas administrativas da FAELBA e FASERN, respectivamente.A partir de outubro de 1998, a FAELBA, e de março de 1999, a FASERN, passaram a adotar novos planos de benefíciosprevidenciários de Contribuição Definida, cuja adesão foi superior a 98 % dos participantes ativos.O plano contempla benefícios de risco com cobertura para invalidez e morte totalmente custeados pelas patrocinadoras,aos empregados ativos participantes do plano. Esses benefícios são pagos sob a forma de pecúlio, pagamento único. Porsuas características o plano previdenciário de contribuição definida não apresenta déficit ou superávit, já que o resultadodos investimentos é integralmente repassado para os participantes.A contribuição das Patrocinadoras COELBA e COSERN para os planos de Contribuição Definida da FAELBA eFASERN, corresponde a igual contribuição dos participantes, e mais 9,44% na COELBA e 9,39% na COSERN,respectivamente, do total mensal do salário real de contribuição dos participantes ativos, para benefícios de risco(invalidez/morte), e outros.As contribuições pagas ou provisionadas durante o exercício foram as seguintes:FAELBA CELPOS FASERN2002 2001 2002 2001 2002 2001Contribuições 5.633 5.014 2.378 5.058 1.308 1.057Operações com as FundaçõesAs Companhias mantêm contrato de mútuo com as respectivas Fundações, para controle das dívidas, dentro dos limitesestabelecidos pela Secretaria de Segurança Suplementar, e estabelecimento das condições para remuneração eamortização da dívida, compatíveis com as práticas de mercado.720

Na avaliação atuarial do plano de beneficio definido da CELPOS em 31 de dezembro de 2001 foi adotado o método docrédito unitário projetado, conforme definido pela Interpretação Técnica do IBRACON nº 01/01, referenciada pelaCVM através do Oficio Circular CVM/SEP/SNC/nº 01/2002. A Celpe optou por registrar o ajuste dos passivosreferentes ao complemento do serviço passado do plano em bases prospectivas diretamente no resultado em até 5 anos,cujo efeito será uma despesa adicional de R$ 27.284. A Companhia conservadoramente apropriou 4 anos, no total deR$ 119.989, e apropriará a parcela final no exercício de 2006.Com o propósito de anular o passivo atuarial correspondente a parcela apropriada ao resultado, equivalente a 4/5, aCompanhia firmou com a Fundação, no exercício de 2001, um instrumento contratual previsto para ser amortizado atéo ano de 2022 de valores referentes as reservas a amortizar e a outros passivos atuariais a amortizar existentes.FAELBA CELPOS FASERN2002 2001 2002 2001 2002 2001Crédito de curto prazo 6.433 6.412 9.425 10.926 1.864 3.121Crédito de longo prazo 9.934 16.767 111.148 101.681 1.460 3.218Total 16.367 23.179 120.573 112.607 3.324 6.339Deliberação CVM nº 371 – Contabilização dos Planos de PensãoOs pareceres atuariais da FAELBA, FASERN e CELPOS, emitidos por atuários independentes, considerando assituações econômico-financeiras das fundações, em 31 de dezembro de 2002 e 2001 estão resumidos a seguir, bemcomo as demais informações requeridas pela Deliberação CVM nº 371/00:2002 2001Planos de Benefícios Definido FAELBA CELPOS FASERN FAELBA CELPOS FASERNValor justo dos ativos do Plano 180.055 222.657 44.713 167.038 197.911 36.181Valor presente da obrigação atuarialcom direitos já vencidos (142.949) (277.733) (37.422) (127.174) (241.881) (34.153)Valor presente da obrigação atuarialcom direitos a vencer (8.615) (92.197) (38) (8.561) (93.177) (78)Valor presente da obrigação atuarialcom diretios já vencidose a vencer 5.936Perda (ganho) atuarial não reconhecido 27.284 (4.692) 25.035Ativo (Passivo) Líquido 34.427 (119.989) 2.561 31.303 (112.112) 1.950Conservadoramente, as Administrações das Controladas decidiram pelo não reconhecimento destes ativos nasdemonstrações contábeis findas em 31 de dezembro de 2002 e 2001.2003 2002Custo esperado do Plano Previdenciáriode Benefício Definido FAELBA CELPOS FASERN FAELBA CELPOS FASERNCusto do serviço corrente 218 3.857 218 4.081Amortização do serviço passado 5.007 5.007Custo dos juros 14.893 45.485 3.660 13.324 41.034 3.340Retorno dos investimentos (17.809) (27.520) (4.424) (16.565) (24.462) (3.558)Contribuição esperada dos empregados (72) (2.726) (91) (2.152)Ativo Líquido (2.770) 24.102 (764) (3.114) 23.508 (218)2002 2001Principais premissas atuariais FAELBA CELPOS FASERN FAELBA CELPOS FASERNTaxa de desconto para valor presenteda obrigação atuarial 10,24% 12,36% 10,24% 10,24% 12,36% 10,24%Taxa de rendimento esperada sobre os ativos do plano10,24% 12,36% 10,24% 10,24% 12,36% 10,24%Índice estimado de aumentos salariais futuros 7,12% 7,35% 6,08% 7,12% 7,35% 6,08%Índice de reajuste de benefícios concedidosde prestação continuada 4,00% 6,00% 4,00% 4,00% 6,00% 4,00%Fator de capacidade do benefício/salário 100,00% 97,00% 100,00% 100,00% 97,00% 100,00%721

24.TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAISControladoraConsolidado2002 2001 2002 2001ICMS 71.091 48.945ICMS diferido 26.500 23.243IR de distribuição de lucros 7.781 24.261Imposto de renda - Pessoas física e jurídica 25 217 16.379INSS 126 60 2.974 3.755FGTS 37 13 1.701 970COFINS 1.954 3.703 13.545 31.416PIS 1.075 802 4.792 6.808Outros 17.289 17.992Total 3.217 4.578 145.890 173.769Passivo Circulante (3.217) (4.578) (119.390) (150.526)Passivo Exigível a Longo Prazo 26.500 23.24325.TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS DIFERIDOSAs controladas registraram os tributos e contribuições sociais a recolher calculados sobre a receita de recomposiçãotarifária extraordinária bem como o valor da contribuição social sobre o lucro calculado sobre o saldo da correçãomonetária complementar Lei nº 8.200/91, a ser depreciado. Os efeitos financeiros desses tributos e contribuições, serãoverificados no momento da realização da RTE (Receita Tarifária Extraordinária) e pela depreciação ou baixa do saldoda CMC (Correção Monetária Complementar).Composição dos tributos e contribuições sociais diferidos.Consolidado2002 2001Imposto de Renda 154.380Contribuição Social 52.197 1.949PIS 11.172COFINS 23.236Total 240.985 1.949Passivo Circulante (52.880)Passivo Exigível a Longo Prazo 188.105 1.94926.PROVISÕES PARA CONTIGÊNCIASAs provisões constituídas para contingências e respectivos depósitos judiciais são compostos como segue:Consolidado2002 2001Valor da Provisão Depósitos Valor da Provisão DepósitosContingências No exercício Acumulada Judiciais (1) No exercício Acumulada Judiciais (1)Trabalhistas 6.502 41.518 12.310 5.847 35.671 10.362Cíveis 17.075 80.877 7.193 6.985 63.804 6.089Clientes – Plano Cruzado 5.534 35.729 5.471 2.544 30.195 5.610Outros 11.541 45.148 1.722 4.441 33.609 479Fiscais 11.397 36.510 7.059 (6.371) 18.999 18.051ICMS 2.592ISS 1.001 6.517 (34) 4.331INSS 74 836 (609) 4.461COFINS 13.160 13.160 (6.470) 1.665IRPJ 1.668 1.668Outros (2.838) 3.695 7.059 1.708 6.874 18.051Ambientais 8.042Total 34.974 158.905 26.562 5.233 118.474 34.502Passivo Circulante (64.800) (60.028)Passivo Exigível a Longo Prazo 94.105 58.446(1)Valores inclusos na conta de outros ativos realizáveis a longo prazo.722

TrabalhistasReferem-se a diversas ações trabalhistas movidas contra as empresas, envolvendo horas extras, periculosidade,equiparação/reenquadramento salarial e outras.ClientesTarifas Plano CruzadoAs Companhias COELBA, CELPE e COSERN são rés em demandas judiciais nas quais alguns consumidoresindustriais questionam a legalidade da majoração da tarifa de energia elétrica ocorrida na vigência do Plano Cruzado,conforme portarias nº 38 e nº 45 do DNAEE, de 27 de janeiro e de 4 de março, ambas de 1986, e pleiteiam a restituiçãode valores envolvidos. Não é possível prever o resultado final das ações, tendo diversas outras companhias obtido êxitoparcial nos pleitos dos consumidores. Para fazer face a eventuais contingências advindas desses pleitos, as controladaspossuem provisões constituídas nos montantes de R$ 35.729 (2001, R$ 30.195) respectivamente, relacionado com odiferencial de alíquota cobrado no período de março a novembro de 1986 dos consumidores industriais, acrescido dosencargos moratórios, cujos montantes são considerados suficientes.Outras cíveisReferem-se a diversas ações cíveis e comerciais, de pessoas físicas e jurídicas, nas quais as Controladas são rés,envolvendo danos morais e materiais.Outros FiscaisReferem-se a autuações de IPTU e LTF contestadas pela COELBA.ISSRefere-se a conflito de tributação com o ICMS em relação a atividade acessória a venda de energia.INSSRefere-se a autuações da COELBA e COSERN na condição de contribuinte solidário na contratação de serviços deempreiteira. As Controladas vem acionando as empreiteiras para comprovação do recolhimento e conseguinte baixar osautos. Não existem riscos à integridade do REFIS.As administrações das Controladas, consubstanciadas na opinião de seus consultores legais quanto a possibilidade deêxito nas diversas demandas judiciais, entendem que as provisões constituídas registradas no balanço são suficientespara cobrir possíveis perdas com tais causas.Questões Ambientais ItapebiEm setembro de 2000, através da ação popular requerida por Mário de Lacerda Weneck Neto, impetrada contra oInstituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA em curso na 22ª Vara Federal deBelo Horizonte, foi dada entrada no pedido de anulação da Licença de Instalação nº 78/99, concedida à Itapebi para aexecução das obras do Aproveitamento Hidroelétrico Itapebi.No entanto, antes da decisão do juiz sobre esse pedido e enquanto os consultores jurídicos diligenciavam junto àANEEL e à Advocacia Geral da União para formulação de pedido ao presidente do Tribunal Federal para suspensão daliminar deferida pelo juiz de Belo Horizonte, a administração da Companhia firmou, em 21 de novembro de 2002,acordo com o autor e com o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais renováveis – IBAMA paradefinir a compensação adicional de impacto sócio-ambientais decorrentes da implantação do empreendimentodenominado Usina Hidroelétrica de Itapebi.a) As deliberações contidas no acordo, compreendem, dentre outras: elaboração de estudos, regularização fundiária dasunidades, elaboração de plano de manejo e proteção. Esse acordo foi valorizado em R$ 8.792 e provisionado no balançode 31 de dezembro de 2002.723

27.TARIFA SOCIAL BAIXA RENDAO Governo Federal, por meio da Lei nº 10.438 de 26 de abril de 2002, determinou a aplicação da tarifa social de baixarenda, o que causou um significativo impacto na receita operacional das distribuidoras de energia elétrica controladas.O Decreto Presidencial nº 4.336, de 15 de agosto de 2002, autorizou a ELETROBRÁS a utilizar recursos da ReservaGlobal de Reversão – RGR, para financiamento às concessionárias da perda de receita com aplicação da tarifa socialaos consumidores de baixa renda, decorrentes dos novos critérios estabelecidos na Lei nº 10.438/02 de 26 de abril de2002 e na Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002, até a definição das fontes definitivas para custeio do subsídio.A ANEEL divulgou através da Resolução nº 491, de 30 de agosto de 2002, os procedimentos, condições e prazos paraa homologação dos valores que serviram de base à contratação dos financiamentos junto à ELETROBRÁS.As controladas iniciaram, a partir de setembro, o faturamento do fornecimento de energia elétrica aplicando a tarifasocial com base nos novos critérios de enquadramento das unidades consumidoras de baixa renda.Conforme a Resolução nº 491, os valores faturados em desacordo com a tarifa social, no período de maio a agosto de2002, registrados no passivo circulante, R$ 68.394 consolidado, estão sendo devolvidos aos consumidores em conta deenergia.A ANEEL, através do Ofício Circular nº 155/2003 – SFF/ANEEL de 24 de janeiro de 2003, divulgou os procedimentoscontábeis para registro do ativo, R$ 123.290 consolidado, decorrente do reconhecimento da receita no que diz respeitoà redução dos valores faturados em relação a aplicação dos critérios de classificação de unidades consumidoras nasubclasse residencial Baixa Renda.28.OUTRAS CONTAS A PAGARConsolidado2002 2001Taxa de iluminação pública 8.097 8.479Plano de Saúde 28.686 22.364Adiantamento Estado 4.570 2.052FGTS não optante 1.760 1.200Consumidores 2.034 2.472FNDCT 722 393Eletrobrás – juros empréstimo compulsório 852 3.651Outros 46.015 24.918Total 92.736 65.529Passivo Circulante (85.864) (62.244)Passivo Exigível a Longo Prazo 6.567 3.28529.CAPITAL SOCIALO capital social subscrito e integralizado em 31 de dezembro de 2002 é de R$ 4.425.025 (2001, R$3.939.690), divididoem 5.457.829 ações subscritas e integralizadas (2001, 4.858.738 ações), ordinárias, nominativas, sem valor nominal.Foi aprovado em Assembléia Geral Ordinária – AGO, realizada em 30 de abril de 2002, o aumento do capital social daCompanhia, mediante capitalização dos dividendos relativos ao exercício findo em 31 de dezembro de 2001, nomontante de R$ 5.336, nos termos da proposta da administração, mediante emissão de 6.492.199 ações ordinárias,nominativas, sem valor nominal. Os acionistas subscreveram e integralizaram, no ato, a totalidade do aumento decapital.Em reunião do Conselho de Administração realizada em 14 de maio de 2002, foi aprovado o aumento de capital socialda Companhia no valor de R$ 330.000, mediante emissão de 403.096.267 ações, ordinárias, nominativas, sem valornominal, tendo sido autorizada a integralização nas seguintes datas: em 15 de maio de 2002 a parcela inicial deR$150.000, em 09 de julho de 2002 a parcela intermediária de R$60.000 e em 15 de julho de 2002 a parcela final deR$120.000.A integralização da parcela de R$60.000 se deu no dia 27 de junho de 2002, a qual foi antecipada, mediante aprovaçãoem reunião do Conselho de Administração realizada no dia 20 de junho de 2002.724

Em reunião do Conselho de Administração realizada em 16 de outubro de 2002, foi aprovado o aumento de capitalsocial da Companhia no valor de R$ 224.000, dentro do limite do capital autorizado, mediante a subscrição de282.990.502 ações, ordinárias, nominativas, sem valor nominal, tendo sido autorizada a integralização nas seguintesdatas: em 29 de novembro de 2002 a parcela inicial de R$ 70.000, em 16 de dezembro de 2002 a parcela intermediáriade R$ 80.000 e em 27 de janeiro de 2003 a parcela final de R$ 74.000.30.INCENTIVO FISCAL IMPOSTO DE RENDA – ADENE - consolidadoA legislação do imposto de renda possibilita que as empresas situadas na região Nordeste do Brasil e que atuam no setorde infra-estrutura reduzam o valor do imposto de renda devido para fins de investimentos em projetos de ampliação dasua capacidade instalada, conforme determina o artigo 551, § 3º, do Decreto nº 3.000/99.Por conta disso, as controladas COELBA, COSERN e CELPE formalizaram pleito à antiga SUDENE e obtiveram odeferimento da redução do imposto de renda e adicionais, através dos Laudos Constitutivos nº 0037/2002 – ADENE,emitido em 03 de julho de 2002, nº 0039/2002 – ADENE, emitido em 03 de julho de 2002 e nº 038 – ADENE, emitidoem 02 de julho de 2002, respectivamente. Em 15 de agosto de 2002, COELBA e COSERN protocolaram na Delegaciada Receita Federal/BA e RN e dia 27 de agosto de 2002, CELPE na Delegacia da Receita Federal/PE, Termo de Opçãopara formalizar o aproveitamento do crédito retroativo a 06 de dezembro de 2001.Sendo assim, a COELBA calculou em 2002 o incentivo fiscal ADENE, com base no Lucro da Exploração, apurandoresultado negativo, não se beneficiando da redução do imposto de renda e adicionais. A COSERN apurou o valor de R$2.547, aplicando a redução de 37,50% do imposto de renda apurado pelo Lucro Real. O valor correspondente darespectiva redução foi contabilizado como Reserva de Capital em seu montante integral, devendo somente ser utilizadopara aumento de capital social ou para eventual absorção de prejuízo contábil conforme previsto no artigo 545 doRegulamento de Imposto de Renda. A CELPE neste exercício não calculou tal redução em virtude de não apresentarlucro real e, por conseguinte, não ter imposto de renda a pagar.31.RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDAConsolidadoNº de consumidores (1) MWh (1) R$2002 2001 2002 2001 2002 2001Consumidores:Residencial 5.385.682 5.198.807 5.789.875 5.915.365 1.334.765 1.228.303Industrial 33.369 33.001 4.911.126 4.829.140 657.797 516.322Comercial 466.664 456.181 3.446.848 3.405.223 783.454 615.541Rural 288.259 226.948 1.349.453 1.264.950 138.820 110.469Poder Público 59.809 56.855 846.430 803.397 169.069 129.896Iluminação Pública 18.986 16.891 965.824 970.595 115.753 95.113Serviço Público 4.633 4.319 1.074.698 1.028.638 137.029 104.008Subtotal 6.257.402 5.993.002 18.384.254 18.217.308 3.336.687 2.799.652Encargo de capacidade emergencial - ECE 35.310Suprimento 253 265 11.994 10.005 19.556 5.701Fornecimento não faturado 35 36 128.411 117.033 46.709 7.727Subtotal 6.257.690 5.993.303 18.524.659 18.344.346 3.438.262 2.813.080Recomposição tarifária - RTE (51.577) 557.420Energia livre 37.277 209.333Mercado Atacadista de Energia - MAE 1.645.074 696.634 217.993 140.014Tarifa social baixa renda 123.290Outras receitas 80.772 82.184Total 20.169.733 19.040.980 3.846.017 3.802.031(1)Informações não examinadas pelos auditores independentes.725

32.SALDOS E TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADASA GUARANIANA efetuou transações com partes relacionadas:(1)Refere-se à cessão e transferência de crédito fiscal pela Companhia para a compensação de débito fiscal pelascontroladas COELBA, CELPE e COSERN, no REFIS, financiada nas mesmas condições do parcelamento desseprograma e renegociado no exercício atual para recebimento à vista.(2)Refere-se à alienação de ações da ITAPEBI celebrada através de contrato de compra e venda entre a Companhia e ascompanhias controladoras.(3)O investimento que a CELPE possui na controlada TERMOPERNAMBUCO foi autorizado por meio do despachoANEEL n o 444 de 11 de julho de 2001, com a condição de que antes da entrada em operação da usina de geraçãotérmica, prevista para dezembro de 2003, haja um processo de reestruturação para que a CELPE deixe de ser acionistada TERMOPERNAMBUCO.726

Dessa forma, estão sendo realizados estudos sobre o melhor modelo de desverticalização a ser adotado, sendo mantidoscontatos com o órgão regulador afim de corroborar as alternativas mais favoráveis à concessão. Dentro desse processoe objetivando neutralizar qualquer impacto patrimonial ou financeiro na controlada CELPE, em função do processo aser escolhido, a GUARANIANA realizou aporte na CELPE no montante de R$ 120.241 a título de adiantamento a serutilizado para viabilizar o processo de desverticalização entre distribuição e geração, conforme aprovado em reunião deConselho de Administração da GUARANIANA realizada em 16 de outubro de 2002. Adicionalmente, a CELPEmantém créditos a pagar para a GUARANIANA da ordem de R$ 89.187, referentes aos juros sobre o capital próprio(R$12.260) e dividendos declarados (R$ 76.927) em 2001 que também deverão ser utilizados no processo dedesverticalização. Os montantes da remuneração declarada em 2001 para os acionistas não controladores foiintegralmente paga no exercício 2002.(4)Refere-se à operação de mútuo com a controlada TERMOPERNAMBUCO para cobertura de necessidades depagamentos em moeda nacional realizados para a construção da usina térmica, até a liberação do financimento internopara o projeto. Essa operação está suportada por contrato firmado entre a GUARANIANA e aTERMOPERNAMBUCO, com interveniência do Banco Interamericado de Desenvolvimento – BID (credor externo daTERMOPERNAMBUCO). As taxas pactuadas nessa operação são idênticas às taxas previstas para contratação dofinanciamento em moeda nacional para o projeto (TJLP + 4,5% ao ano).(5)Em reunião dos Conselhos de Administração da GUARANIANA e da COELBA, foi aprovada, em consonância com oOfício nº 656/2000 – SFF/ANEEL/99 e com base no Laudo de Avaliação do Patrimônio Líquido, a valor de mercado,emitido pela AUDICONT – Auditores e Consultores S/C em 30 de junho de 2002, a alienação das ações da TRACOLde propriedade da controlada COELBA, conforme instrumento particular de compra e venda de ações da TracolServiços Elétricos S/A., assinado em 26 de agosto de 2002.(6)A remuneração devida à operadora Iberdrola Energia S.A., conforme contrato de assistência técnica e transferência de“know-how”, é determinada de forma diferenciada a cada ano, a partir da margem operacional bruta (lucro antes dosjuros, impostos e depreciação e amortização - “EBITDA”, sobre as receitas operacionais líquidas), alcançada em cadaperíodo, em função do sucesso (“performance fee”). É calculada aplicando-se uma percentagem da margem alcançadaque exceder a percentagem mínima para o ano, e limitada a um percentual máximo sobre o valor do EBITDA do ano.12.01 - DESCRIÇÃO DAS INFORMAÇÕES ALTERADASA reapresentação é decorrente da alteração na destinação do resultado da controlada CELPE, conforme ata da AssembléiaGeral Ordinária - AGO, realizada em 29 de abril de 2003 na CELPE.A nova destinação gerou um aumento, na GUARANIANA, de R$ 8.277 mil de dividendos a receber da CELPE.727

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ANEXO X.14.ITR - Informações Trimestrais da Guaraniana relativas ao primeiro trimestre findo em 31 de março de 2004729

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERALDivulgação ExternaCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSLegislação SocietáriaITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAISEMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS DATA-BASE - 31/03/2004O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01553-9 GUARANIANA S.A. 01.083.200/0001-18 2930002358201.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRua da Candelária, 65 - 16º andar Centro 20091-020 Rio de Janeiro RJ6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex21 2506-3200 – – –11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail21 2516-9486 – – guaraniana@guaraniana.com.br01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoMarcelo Maia de Azevedo Corrêa Rua da Candelária, 65 - 16º andar Centro4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone20091-020 Rio de Janeiro RJ 21 2506-3200 – –11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail– 21 2516-9486 – – marcelo.correa@guaraniana.com.br01.04 - REFERÊNCIA/AUDITORExercício Social em Curso Trimestre Atual Trimestre Anterior1 - Início 2 - Término 3 - Número 4 - Início 5 - Término 6 - Número 7 - Início 8 - Término01/01/2004 31/12/2004 1 01/01/2004 31/03/2004 4 01/10/2003 31/12/20039 - Nome/Razão Social do Auditor 10 - Código CVM 11 - Nome do Responsável Técnico 12 - CPF do Responsável TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes 00385-9 José Othon Tavares de Almeida 182.774.975-0401.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALNúmero de Ações (Mil) 1 - Trimestre Atual 31/03/2004 2 - Trimestre Anterior 31/12/2003 3 - Igual Trimestre Ex. Anterior 31/03/2003Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 5.850.636 5.850.636 5.739.2622 - Preferenciais 0 0 03 - Total 5.850.636 5.850.636 5.739.262Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 001.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 134 - Emp. Adm. Participações5 - Atividade Principal 6 - Tipo de Consolidado 7 -Tipo do Relatório dos AuditoresParticipação em Outras Sociedades Total Sem Ressalva01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO DELIBERADOS E/OU PAGOS DURANTE E APÓS O TRIMESTRE1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/ Ação01.09 - CAPITAL SOCIAL SUBSCRITO E ALTERAÇÕES NO EXERCÍCIO SOCIAL EM CURSO1 - Item 2 - Data da 3 - Valor do Capital 4 - Valor da Alteração 5 - Origem da Alteração 7 - Quantidade de 8 -Preço da Ação naAlteração Social (Reais Mil) (Reais Mil) Ações Emitidas (Mil) Emissão (Reais)01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura31/03/2004731

02.01 - BALANÇO PATRIMONIALATIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/03/2004 31/12/20031 Ativo Total 5.221.528 5.381.8211.01 Ativo Circulante 161.271 283.9851.01.01 Disponibilidades 5.822 8.4011.01.02 Créditos 147.975 270.9811.01.02.01 Títulos a Receber 909 01.01.02.02 Dividendos e Juros sobre Capital Próprio 147.066 270.9811.01.03 Estoques 0 01.01.04 Outros 7.474 4.6031.01.04.01 Tributos a Compensar 6.218 3.4631.01.04.03 Outros 1.256 1.1401.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 213.949 204.3551.02.01 Créditos Diversos 43.710 50.5771.02.01.01 Tributos a Compensar 43.710 50.5771.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 170.239 153.7781.02.02.01 Com Coligadas 0 01.02.02.02 Com Controladas 0 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 170.239 153.7781.02.03 Outros 0 01.03 Ativo Permanente 4.846.308 4.893.4811.03.01 Investimentos 4.812.997 4.864.1281.03.01.01 Participações em Coligadas 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 4.812.997 4.864.0951.03.01.03 Outros Investimentos 0 331.03.02 Imobilizado 695 7041.03.03 Diferido 32.616 28.64902.02 - BALANÇO PATRIMONIALPASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/03/2004 31/12/20032 Passivo Total 5.221.528 5.381.8212.01 Passivo Circulante 448.731 638.7052.01.01 Empréstimos e Financiamentos 340.491 370.5792.01.01.01 Empréstimos e Financiamentos 335.710 360.3352.01.01.03 Encargos de Dívida 4.781 10.2442.01.02 Debêntures 0 02.01.03 Fornecedores 457 4902.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 450 5.3402.01.05 Dividendos a Pagar 34.746 34.7462.01.06 Provisões 0 02.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 72.329 227.3772.01.08 Outros 258 1732.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 0 02.02.01 Empréstimos e Financiamentos 0 02.02.02 Debêntures 0 02.02.03 Provisões 0 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.02.05 Outros 0 02.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.05 Patrimônio Líquido 4.772.797 4.743.1162.05.01 Capital Social Realizado 4.739.025 4.739.0252.05.02 Reservas de Capital 2.288 2.2882.05.03 Reservas de Reavaliação 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 02.05.04 Reservas de Lucro 1.803 1.8032.05.04.01 Legal 1.803 1.8032.05.04.02 Estatutária 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 02.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 29.681 0732

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/01/2004 a 01/01/2004 a 01/01/2003 a 01/01/2003 aCódigo Descrição 31/03/2004 31/03/2004 31/03/2003 31/03/20033.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 0 0 0 03.02 Deduções da Receita Bruta 0 0 0 03.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 0 0 0 03.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos 0 0 0 03.05 Resultado Bruto 0 0 0 03.06 Despesas/Receitas Operacionais 29.681 29.681 (43.473) (43.473)3.06.01 Com Vendas 0 0 0 03.06.02 Gerais e Administrativas (4.189) (4.189) (3.601) (3.601)3.06.02.01 Pessoal e Honorários (1.118) (1.118) (1.397) (1.397)3.06.02.02 Material (18) (18) (14) (14)3.06.02.04 Serviços de Terceiros (705) (705) (698) (698)3.06.02.05 Depreciação e Amortização (505) (505) (24) (24)3.06.02.08 Arrendamentos e Aluguéis (124) (124) (153) (153)3.06.02.09 Outras Despesas (1.719) (1.719) (1.315) (1.315)3.06.03 Financeiras (14.552) (14.552) (7.700) (7.700)3.06.03.01 Receitas Financeiras 6.309 6.309 50.527 50.5273.06.03.01.01 Renda de Aplicação Financeira 167 167 80 803.06.03.01.05 Variação Cambial e Monetária Líquida 554 554 46.184 46.1843.06.03.01.09 Outras Receitas Financeiras 5.588 5.588 4.263 4.2633.06.03.02 Despesas Financeiras (20.861) (20.861) (58.227) (58.227)3.06.03.02.01 Encargos de Dívida (4.967) (4.967) (14.727) (14.727)3.06.03.02.02 Variação Cambial e Monetária Líquida (10.012) (10.012) (8.204) (8.204)3.06.03.02.03 Operação de Swap (5.143) (5.143) (34.345) (34.345)3.06.03.02.09 Outras Despesas Financeiras (739) (739) (951) (951)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 48.422 48.422 (32.172) (32.172)3.06.06.01 Equivalência Patrimonial 69.015 69.015 (8.018) (8.018)3.06.06.03 Amortização do Ágio (20.593) (20.593) (24.154) (24.154)3.07 Resultado Operacional 29.681 29.681 (43.473) (43.473)3.08 Resultado Não Operacional 0 0 0 03.08.01 Receitas 0 0 0 03.08.02 Despesas 0 0 0 03.09 Resultado Antes Tributação/Participações 29.681 29.681 (43.473) (43.473)3.10 Provisão para IR e Contribuição Social 0 0 0 03.11 IR Diferido 0 0 0 03.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 0 03.12.01 Participações 0 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 03.15 Lucro/Prejuízo do Período 29.681 29.681 (43.473) (43.473)NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 5.850.636 5.850.636 5.739.262 5.739.262LUCRO POR AÇÃO 0,00507 0,00507PREJUÍZO POR AÇÃO (0,00757) (0,00757)733

04.01 - NOTAS EXPLICATIVAS (Em milhares de reais)1. CONTEXTO OPERACIONALA Companhia é controladora da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (“COELBA”), da Companhia Energéticade Pernambuco (“CELPE”) e controladora em conjunto da Companhia Energética do Rio Grande do Norte (“COSERN”),todas autorizadas a operar como concessionárias de serviços públicos de energia elétrica nos Estados da Bahia, dePernambuco e do Rio Grande do Norte, respectivamente, e que têm as suas atividades reguladas e fiscalizadas pela AgênciaNacional de Energia Elétrica (“ANEEL”).As distribuidoras de energia elétrica controladas têm por objeto social estudar, projetar, construir, explorar e administrar ossistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comercialização de energia elétrica e serviços correlatosque lhes venham a ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito.A Companhia possui participação direta, também, na Iberdrola Empreendimentos do Brasil S.A. (“IBENBRASIL”),GUARANIANA Comércio e Serviços S.A. (“GCS”), TERMOPERNAMBUCO S.A. (“TERMOPERNAMBUCO” ou“TERMOPE”) e TERMOAÇU S.A (“TERMOAÇU”). O principal objeto social destas empresas é: Assessoria econsultoria, preparação e redação de estudos, supervisão de construção e montagem no âmbito energético em geral;Comercialização de energia e gás, sendo concebida para operar no MAE (Mercado Atacadista de Energia Elétrica);Geração de energia termelétrica; Elaborar estudos, projetos, construir e explorar sistemas de produção, transmissão,transformação e comercialização de energia elétrica ou termelétrica, de gás, e vapor, respectivamente.A Companhia é controladora indireta, por meio da COELBA, da ITAPEBI Geração de Energia S.A. (“ITAPEBI”), daGarter Properties Inc. (“GARTER”), e da TERMO GCS Ltda. (“TERMO GCS”) por meio da GUARANIANA Comércioe Serviços S.A. (“GCS”). O principal objeto social destas empresas é: Construção e exploração da Usina Hidrelétrica deItapebi; Recebimento e repasse de empréstimos; Comercialização de energia e gás, sendo concebida para operar no MAE(Mercado Atacadista de Energia Elétrica), respectivamente.2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISAs demonstrações contábeis estão sendo apresentadas de acordo com as disposições da Lei das Sociedades por Ações,conjugada com a legislação específica emanada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e regulamentações daComissão de Valores Mobiliários - CVM.3. PROCEDIMENTOS DE CONSOLIDAÇÃOAs demonstrações contábeis consolidadas foram preparadas de acordo com as normas estabelecidas pela Instrução n° 247de 27 de março de 1996 da Comissão de Valores Mobiliários – CVM e incluem a Guaraniana e suas controladas, conformenota explicativa nº 15.Reconciliação do resultado da controladora com o consolidado:31/03/2004 31/03/2003Lucro líquido (prejuízo) da controladora 29.681 (43.473)Equivalência patrimonial sobre valores registrados no patrimônio líquido de controladas (4.291) (1.823)Ajuste referente a dividendos proporcionais (459)Lucro líquido (prejuízo) consolidado 24.931 (45.296)734

Os balanços patrimoniais das controladas em 31 de março de 2004 e em 31 de dezembro de 2003, e as respectivasdemonstrações do resultado para os trimestres findos em 31 de março de 2004 e de 2003, estão assim compostos, de formacondensada:Balanços PatrimoniaisCOELBA COSERN CELPE31/03/2004 31/12/2003 31/03/2004 31/12/2003 31/03/2004 31/12/2003Ativo 4.170.764 4.137.830 1.090.560 1.232.706 2.742.312 2.620.422Ativo circulante 882.217 811.928 188.611 253.474 668.930 615.222Realizável a longo prazo 1.224.416 1.198.370 583.577 662.184 1.150.933 1.087.658Permanente 2.064.131 2.127.532 318.372 317.048 922.449 917.542Passivo 4.170.764 4.137.830 1.090.560 1.232.706 2.742.312 2.620.422Circulante 1.694.977 1.705.498 377.628 447.924 776.504 1.009.088Exigível a longo prazo 817.571 747.757 281.616 283.773 861.156 515.047Patrimônio líquido 1.658.216 1.684.575 431.316 501.009 1.104.652 1.096.287Balanços PatrimoniaisGCS IBENBRASIL GARTER ITAPEBI31/03/2004 31/12/2003 31/03/2004 31/12/2003 31/03/2004 31/12/2003 31/03/2004 31/12/2003Ativo 100.779 47.438 7.735 8.529 874.141 868.692 746.716 684.075Ativo circulante 77.895 27.375 3.933 4.991 874.141 868.692 78.290 30.533Realizável a longo prazo 18.874 18.874 1.019 588 47.186 27.018Permanente 4.010 1.189 2.783 2.950 621.240 626.524Passivo 100.779 47.438 7.735 8.529 874.141 868.692 746.716 684.075Circulante 74.820 24.689 2.441 2.775 873.486 867.150 123.961 87.254Exigível a longo prazo 6.857 6.857 450.172 446.504Patrimônio líquido 19.102 15.892 5.294 5.754 655 1.542 172.583 150.317Balanços PatrimoniaisTERMOAÇU TERMOPERNAMBUCO TERMO GCS31/03/2004 31/12/2003 31/03/2004 31/12/2003 31/03/2004 31/12/2003Ativo 460.218 443.048 1.157.859 1.040.313 7.867 9.573Ativo circulante 14.192 6.484 49.423 19.447 3.845 5.590Realizável a longo prazo 43.481 44.809Permanente 446.026 436.564 1.064.955 976.057 4.022 3.983Passivo 460.218 443.048 1.157.859 1.040.313 7.867 9.573Circulante 167.724 164.331 164.648 69.684 4.981 9.561Exigível a longo prazo 32.494 18.717 659.212 636.630Patrimônio líquido 260.000 260.000 333.999 333.999 2.886 12Demonstrações do resultadoCOELBA COSERN CELPE31/03/2004 31/03/2003 31/03/2004 31/03/2003 31/03/2004 31/03/2003Receita operacional líquida 481.508 338.284 117.649 101.886 313.907 243.673Custo de bens e serviços vendidos (303.585) (259.421) (86.395) (70.096) (220.657) (175.974)Resultado bruto 177.923 78.863 31.254 31.790 93.250 67.699Receitas (despesas) operacionais (56.950) (61.106) (14.641) (14.009) (70.293) (34.233)Resultado do serviço 120.973 17.757 16.613 17.781 22.957 33.466Receitas (despesas) financeiras (42.366) (58.663) 2.936 (9.433) (9.913) (9.474)Resultado operacional 78.607 (40.906) 19.549 8.348 13.044 23.992Resultado não operacional 277 (1.133) (722) 249 (343) 31Resultado antes do IR e CSSL 78.884 (42.039) 18.827 8.597 12.701 24.023Imposto de renda e contribuição social (19.595) 14.055 (6.393) (3.107) (4.336) (8.246)Lucro líquido (prejuízo) do trimestre 59.289 (27.984) 12.434 5.490 8.365 15.777735

Demonstrações do resultadoGCSIBENBRASIL31/03/2004 31/03/2003 31/03/2004 31/03/2003Receita operacional líquida 46.753 6.884 3.360 5.930Custo de bens e serviços vendidos (44.981) (5.912) (2.776) (4.006)Resultado bruto 1.772 972 584 1.924Receitas (despesas) operacionais (1.306) (1.136) (1.324) (1.637)Resultado do serviço 466 (164) (740) 287Receitas (despesas) financeiras 2.923 1.703 (4) 109Resultado operacional 3.389 1.539 (744) 396Resultado não operacional (19) (4)Resultado antes do IR e CSSL 3.389 1.539 (763) 392Imposto de renda e contribuição social (179) (129)Lucro líquido (prejuízo) do trimestre 3.210 1.539 (763) 263Demonstrações do ResultadoTERMO GCS GARTER ITAPEBI31/03/2004 31/03/2003 31/03/2004 31/03/2003 31/03/2004 31/03/2003Receita operacional líquida 5.789 4.937 103.079 41.327Custo de bens e serviços vendidos (2.525) (2.884) (48.136) (10.146)Resultado bruto 3.264 2.053 54.943 31.181Receitas (despesas) operacionais (183) (77) 15.612 14.599 (2.414) (2.328)Resultado do serviço 3.081 1.976 15.612 14.599 52.529 28.853Receitas (despesas) financeiras 8 7 (16.509) (15.635) (19.756) (25.951)Resultado operacional 3.089 1.983 (897) (1.036) 32.773 2.902Resultado não operacionalResultado antes do IR e CSSL 3.089 1.983 (897) (1.036) 32.773 2.902Imposto de renda e contribuição social (214) (159) (10.507) (2.971)Lucro líquido (prejuízo) do trimestre 2.875 1.824 (897) (1.036) 22.266 (69)4. CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIASProvisão para créditosSaldos vencidos Total de liquidação duvidosaConsumidores/Concessionárias Saldos Até 90 Mais dee Permissionárias vincendos dias 90 dias 31/03/2004 31/12/2003 31/03/2004 31/12/2003Setor Privado 222.058 204.244 79.822 506.124 541.967 (48.208) (47.198)Residencial 92.784 122.466 20.130 235.380 229.383 (19.854) (17.441)Industrial 55.407 20.744 20.911 97.062 107.284 (10.989) (11.082)Comercial, serviços e outras 58.108 46.010 27.051 131.169 146.353 (15.093) (14.440)Rural 15.759 15.024 11.730 42.513 58.947 (2.272) (4.235)Setor Público 41.853 44.180 49.731 135.764 153.317 (21.181) (19.164)Poder público 17.452 25.808 18.234 61.494 68.668 (7.154) (5.696)Iluminação pública 14.207 14.762 21.391 50.360 55.680 (5.097) (4.653)Serviço público 10.194 3.610 10.106 23.910 28.969 (8.930) (8.815)PDD, confissões de dívidas e outras (36.003) (32.201)Fornecimento não faturado 187.264 187.264 185.046Reposicionamento Tarifário 49.759 49.759 35.824Subtotal - Consumidores 500.934 248.424 129.553 878.911 916.154 (105.392) (98.563)Disponibiliz/Sist Trans e Distribuição 4.519 4.296Suprimento 279 557MAE - Mercado Atacadista de Energia 81.034 76.140Outros Créditos 58.731 52.471 (3.206) (3.206)Total 1.023.474 1.049.618 (108.598) (101.769)Ativo circulante (942.162) (967.193) (108.598) (101.769)Ativo realizável a longo prazo 81.312 82.425736

Provisão para crédito de liquidação duvidosaA Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - PCLD foi constituída de acordo com as normas do Manual deContabilidade do 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 areceber, inclusive títulos a receber relativos a parcelamentos da COELBA e COSERN. As controladas COELBA, CELPEe COSERN efetuam as baixas de contas a receber de consumidores de valores inferiores a R$ 5, nos termos da Lei 9430/96.Para fins fiscais, o excesso de provisão calculado em relação aos termos dos artigos 9 e 10 da Lei nº 9.430, de 27 dedezembro de 1996, está adicionado ao lucro real e à base de cálculo da contribuição social sobre o lucro líquido – CSLL.Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAEOs valores correspondentes às operações junto ao Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, foram registradoslevando-se em consideração informações divulgadas pelo mesmo.As operações realizadas no 1º trimestre de 2004 geraram, para COELBA, um direito de crédito de R$ 19.928, dos quaisR$ 12.066 foram efetivamente recebidos. Para a CELPE, geraram um direito crédito de R$ 993, dos quais R$ 978 foramefetivamente recebidos e um débito de R$ 13.645, dos quais R$ 13.257 foram liquidados. E para a COSERN, um direitocrédito de R$ 5.559, dos quais R$ 5.293 foram efetivamente recebidos.As operações no MAE, do período de setembro de 2000 a dezembro de 2002, cujo processo de liquidação foi concluídoem julho de 2003, após conclusão dos trabalhos da auditoria, geraram um direito de crédito para as controladas COELBA,CELPE, COSERN e GCS, no valor de R$ 397.089, dos quais R$ 253.645 foram efetivamente recebidos até março de 2004,R$ 44.279 encontram-se em litígio judicial e R$ 24.144 estão sendo negociados diretamente com os agentes.Reposicionamento TarifárioA ANEEL, através da Resolução nº 202, de 16 de abril de 2003, estabeleceu os resultados da primeira revisão tarifáriaperiódica da controlada COELBA e fixou o reposicionamento tarifário provisório de 31,49%, a ser aplicado sobre as tarifasde fornecimento de energia elétrica vigentes.Para atender ao princípio de modicidade tarifária e a condição de equilíbrio econômico-financeiro, conforme disposto noContrato de Concessão nº 010/97, firmado entre a COELBA e o Poder Concedente, a ANEEL, através da referidaResolução, em seu art. 3º, item I, determinou que em 22 de abril de 2003 o reposicionamento das tarifas de fornecimentofosse de 28,61%, correspondente ao percentual resultante do cálculo do índice de reajuste tarifário anual.O diferencial de 2,24% será compensado nos reajustes tarifários anuais a serem homologados para os anos de 2004 a 2007,acrescendo-se à Parcela B de cada ano com base no consumo médio de energia.Coerentemente com o objetivo do reposicionamento das tarifas no processo de revisão tarifária periódica que visaproporcionar a receita necessária ao equilíbrio econômico-financeiro, o diferencial de 2,24% foi consideradoproporcionalmente, pela COELBA, de acordo com a competência do período tarifário de 22 de abril de 2003 a 21 de abrilde 2004, e foi reconhecido simultaneamente com custos incorridos, no primeiro trimestre de 2004, o montante de R$13.935, ainda que sua realização financeira seja postergada para atender a modicidade tarifária.5. TÍTULOS A RECEBERReferem – se aos parcelamentos de débitos de contas de fornecimento de energia em atraso e de prestação de serviços.ControladoraConsolidadoSaldos Vincendos Saldos Vencidos TotalComposição 2004 Vincendos Até 90 dias Mais 90 dias 31/03/2004 31/12/2003Setor público 205.818 16.788 32.198 254.804 219.716Setor privado 909 76.624 13.468 9.678 99.770 64.922Total 909 282.442 30.256 41.876 354.574 284.638Ativo Circulante (140.165) (130.342)Ativo Realizável a longo prazo 214.409 154.296737

A controlada COSERN concluiu em 30 de março de 2004, o processo de renegociação da dívida com o cliente Companhiade Águas e Esgotos do Rio Grande do Norte – CAERN. Como conseqüência, em 30 de março de 2004, foi reclassificadoo saldo do contas a receber no montante de R$ 22.451 referente aos fornecimentos de energia, para a conta de Títulos areceber além das reclassificações nesta rubrica, entre curto e longo prazo, considerando o alongamento da dívida em 227parcelas, conforme Instrumento Particular de Reconhecimento, Consolidação, Pagamento e Parcelamento de Débito n°2016/CCE/2004.6. ACORDO GERAL DO SETOR ELÉTRICOOs principais itens constantes do Acordo Geral do Setor Elétrico estão demonstrados a seguir:a) Recomposição tarifária das perdas com faturamento no período de vigência do Programa Emergencial de Redução doconsumo de Energia ElétricaComposiçãoConsolidadoRecomposição tarifária do racionamento (homologado) 629.759Remuneração financeira da perda da receita 278.429(-) Provisão para ajuste do valor de realização (19.083)(-) Reversão acumulada (262.545)Total em 31 de dezembro de 2003 626.560Remuneração financeira da perda da receita 33.155(-) Provisão para ajuste do valor de realização (9.960)(-) Reversão no trimestre (32.555)Total em 31 de março de 2004 617.200Ativo circulante (138.029)Ativo realizável a longo prazo 479.171A Resolução nº 001, de 12 de janeiro de 2004, alterou o prazo máximo de recuperação para 74 meses na COELBA e naCELPE e 102 meses para COSERN, excluindo deste prazo a recuperação dos valores financeiros de itens da “Parcela A”,relativos ao período de 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001. As controladas, COELBA e COSERN, constituíram provisãopara realização desses ativos nos montantes de R$ 15.313 (R$ 8.481 em 2003) e R$ 13.730 (R$ 10.602 em 2003),respectivamente.b) Energia livre - racionamentoA Energia Livre é a energia injetada no sistema elétrico, não prevista nos contratos iniciais ou equivalentes e nos contratosbilaterais.Os valores contabilizados em 31 de março de 2004 como energia livre, têm a seguinte composição:ConsolidadoAtivoPassivoLongoLongoCirculante prazo Circulante prazoTotal em 31 de dezembro de 2003 53.258 203.037 50.154 196.074Energia livre 7.676 (7.587) 12.730 (12.641)Encargos 1.536 72 (520)(-) Reversão (12.454) (11.512)Adição 71 71Ajuste valor homologado ANEEL 10 10Transferência para circulante 928 (928) 928 (928)Reclassificação de encargos (75) (4.054)Remuneração Financeira 10.833 10.833Total em 31 de março de 2004 50.944 205.508 52.225 188.845A ANEEL, através da Resolução nº 36, de 29 de janeiro de 2003, alterada pela Resolução nº 89 de 25 de fevereiro de 2003,estabeleceu os procedimentos para a recuperação e repasse aos geradores, a partir de fevereiro de 2003, dos valores deenergia livre, calculados com a aplicação dos seguintes percentuais sobre a arrecadação da Recomposição TarifáriaExtraordinária – RTE: 25,65% na COELBA, 31,62% na CELPE e 18,17% na COSERN.738

Em 12 de janeiro de 2004, a ANEEL editou a Resolução nº 001 homologando novo valor da energia livre relativa aoperíodo de 01 de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002 e através da Resolução nº 45, de 03 de março de 2004, alterouos percentuais a serem aplicados à arrecadação da RTE a título de repasse de energia livre, para 27,4637% na COELBA,33,6891% na CELPE e 19,4527% na COSERN.c) Valores tarifários não gerenciáveis da Parcela A (Vide nota explicativa nº 8)A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” – CVA, registra as variações de custos, negativasou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativos aos itens previstos nos contratos de concessãode distribuição de energia elétrica.ConsolidadoAtivo PassivoLongo LongoComposição prazo prazoSubvenção para conta de consumo de combustível – CCC 4.414Reserva global de reversão – RGR 2.538 2.311Taxa de fiscalização do serviço de energia elétrica energia elétrica – TFSEE 488Encargos de conexão no sistema de transmissão 664 1.204Tarifa de utilização do sistema de transmissão – TUST 22.180Energia comprada para revenda 52.679Total em 31 de março de 2004 82.963 3.515Total em 31 de dezembro de 2003 79.766 3.377A Resolução ANEEL n.º 90, de 18 de fevereiro de 2002, definiu os itens da “Parcela A”, referente ao período compreendidoentre 1º de janeiro e 25 de outubro de 2001, bem como a forma de remuneração econômica, mediante a incorporação dosefeitos financeiros, e o período para a recuperação tarifária. Estes valores foram homologados através da Resolução nº 482,de 29 de agosto de 2002, os quais serão recuperados através de adicional tarifário nas contas faturadas, sendo 2,9% paraconsumidores da classe residencial (exceto subclasse baixa renda) e rural, e de 7,9% para as demais classes consumidoras,contados a partir de 27 de dezembro de 2001, após a conclusão da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE. MedianteResolução nº 001, de 12 de janeiro de 2004, foi excluído o prazo máximo de recuperação dos valores financeiros da“Parcela A”.d) Empréstimos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social e Governo Federal aosConcessionários de Energia ElétricaO Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, no âmbito do Programa Emergencial e Excepcionalde Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica, concedeu financiamentos nos valores deR$ 307.195, R$ 180.914 e R$ 115.998, para a COELBA, CELPE e COSERN, respectivamente, visando suprir parte dasinsuficiências de recursos, decorrentes de redução de receita ocorrida durante a vigência do Programa Emergencial deRedução do Consumo de Energia Elétrica com destinação prioritária ao adimplemento de obrigações assumidas junto aagentes do setor elétrico. Sobre o principal da dívida incidem encargos à taxa SELIC + 1% a.a., sendo essa a mesmacondição de remuneração do ativo regulatório reconhecido.7. ENCARGOS DE CAPACIDADE EMERGENCIAL E DE AQUISIÇÃO DE ENERGIAA Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, determina que os custos, inclusive de natureza operacional, tributária eadministrativa, relativos à aquisição de energia elétrica (KWh), e a contratação de capacidade de geração ou potência (KW)pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, serão rateados entre todas as classes de consumidoresfinais atendidas pelo Sistema Elétrico Nacional Interligado, proporcionalmente ao consumo individual verificado,constituindo adicional tarifário específico.• Encargo de Capacidade Emergencial – ECEAANEEL, através da Resolução nº 496, de 26 de setembro de 2003, estabeleceu o novo valor de R$ 0,0085 KWh, referenteao encargo de capacidade emergencial, que decorre da contratação de capacidade de geração ou potência, para atender oconsumidor final do sistema elétrico interligado nacional.739

• Encargo de Aquisição de Energia Elétrica Emergencial – EAEEAANEEL, através da Resolução nº 728, de 30 de dezembro de 2003, estabeleceu o encargo de aquisição de energia elétrica, quedecorre da utilização de usinas termelétricas emergenciais, devido ao risco do baixo nível dos reservatórios das hidrelétricas, novalor de R$ 0,0046 KWh, o qual foi cobrado temporariamente dos consumidores nos meses de janeiro e fevereiro de 2004.8. VALORES TARIFÁRIOS NÃO GERENCIÁVEIS A COMPENSARA Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia n.º 25, de 24 de janeiro de 2002,estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” – CVA, com o propósito de registraras variações de custos, negativas ou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativos aos itensprevistos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica.Os montantes e variação dos itens de custo da “Parcela A” e CVA devem ser neutros, isto é, repassados integralmente paraas tarifas. As variações de custos de energia comprada, em decorrência do início da redução dos contratos iniciais (25%),foram reconhecidas no reposicionamento tarifário de 22 de abril de 2003, porém, as variações de custos de energiacomprada, ocorridos no período entre 1º de janeiro de 2003 e o reposicionamento tarifário de 22 de abril de 2003,acumularam custos não reconhecidos no reposicionamento tarifário das distribuidoras COELBA e COSERN.As controladas, COELBA e COSERN, reconheceram como custos da “Parcela A” os valores inerentes a essas variaçõesnos montantes de R$ 737 e R$ 2.860, respectivamente, referente a energia comprada.Para a COELBA e a COSERN, os valores correspondentes ao período de 26 de outubro de 2001 a 22 de março de 2002 e23 de março de 2002 a 22 de março de 2003 já estão sendo recuperados através do reajuste tarifário de 22 de abril de 2002e da revisão tarifária de 22 de abril de 2003. O valor correspondente ao período de 23 de março de 2003 a 22 de março de2004 será recuperado no próximo reajuste tarifário de 22 de abril de 2004. Na CELPE, o valor correspondente ao períodode 26 de outubro de 2001 a 28 de fevereiro de 2002 já está sendo recuperado através do último reajuste tarifário de 30 demarço de 2002, e o período de 1º de março de 2002 a 28 de fevereiro de 2003 está sendo recuperado através do últimoreajuste tarifário de 30 de março de 2003. E o período de 1º de março de 2003 a 28 de fevereiro de 2004 está sendorecuperado através do último reajuste tarifário de 30 de março de 2004 e ao período de 1º de março de 2004 a 28 defevereiro de 2005 será recuperado no próximo reajuste tarifário.ConsolidadoAtivoPassivoCirculante Longo Prazo Total Circulante Longo Prazo TotalParcela A – 01 de janeiro a 25 de outubrode 2001 (vide nota 6, letra c) - 82.963 82.963 - 3.515 3.515CVA – 26 de outubro de 2001 a 28 de fevereiro de 2002 409 - 409 - - -CVA – 26 de outubro de 2001 a 22 de março de 2002 1.156 60 1.216 - 31 31CVA – 1 de março de 2002 a 28 de fevereiro de 2003 3.753 - 3.753 4.173 - 4.173CVA – 1 de março de 2003 a 28 de fevereiro de 2004 45.016 - 45.016 - - -CVA – 23 de março de 2002 a 22 de março de 2003 10.197 2.008 12.205 12.818 - 12.818CVA – 23 de março de 2003 a 22 de março de 2004 13.526 49.135 62.661 3.912 - 3.912CVA – 1 de março de 2004 a 28 de fevereiro de 2005 8.616 - 8.616 - - -CVA – 23 de março de 2004 a 22 de março de 2005 2.995 12.060 15.055 - - -Total em 31 de março de 2004 85.668 146.226 231.894 20.903 3.546 24.449Total em 31 de dezembro de 2003 52.631 125.110 177.741 29.591 4.019 33.6109. TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOSAgente Tipo de ConsolidadoFinanceiro aplicação Taxas (%) 31/03/2004 31/12/2003Banco do Brasil BB Premium Diversas 412Banco do Brasil BB Cambial 1,97% a.a. 46.105Banco do Brasil RDB/CDI 98,5% CDI 534Bradesco CDB/CDI 98,7% CDI 5.526Bradesco CDB/CDI 98,5% CDI 1.152Bradesco CDB Diversas 5.674Bradesco Cambial 1,97% a.a. 10.008Votorantim Cambial 1,97% a.a. 28.907Total 91.228 7.090740

10. DIVIDENDOS E JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIOA formação do saldo em 31 de março de 2004 é como segue:ControladoraSaldo em 31 de dezembro de 2003 270.981Recebidos no exercício (223.449)Atualização monetária 13Apropriados no período 99.521Saldo em 31 de março de 2004 147.06611. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS A COMPENSARPor força de determinações legais, a Companhia e suas controladas procedem as retenções e/ou antecipações, para posteriorcompensação, de tributos e contribuições. Os saldos finais de curto e longo prazos estão assim constituídos:Controladora31/03/2004 31/12/2003LongoLongoComposição Circulante prazo Circulante prazoIR sobre aplicação financeira 54 50IR antecipado 5.706 43.710 3.291 50.577COFINS antecipado 367 15PIS antecipado 91 107Total 6.218 43.710 3.463 50.577Consolidado31/03/2004 31/12/2003LongoLongoComposição Circulante Prazo Circulante PrazoIR sobre aplicação financeira 978 4.063IR antecipado 31.308 43.763 65.151 50.987CSLL antecipada 8.238 17.761 128COFINS e PIS antecipado 17.666 8.434ICMS a recuperar 27.404 74.002 28.738 73.157Outros 13.090 10.941Total 98.684 117.765 135.088 124.272Com base na Lei Complementar nº 102, de 11 de julho de 2000, a Companhia vem registrando ICMS a recuperardecorrente das aquisições de bens destinados ao ativo imobilizado.O imposto de renda (IR) e a contribuição social sobre o lucro líquido (CSLL) antecipados correspondem ao montanterecolhido, quando das apurações tributárias mensais, nos termos do artigo 2º da Lei 9.430, de 27 de dezembro de 1996.O imposto de renda antecipado refere-se a retenção de juros sobre o capital próprio recebidos a serem compensados comoutros impostos federais.12. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOSAs controladas COELBA, CELPE e COSERN mantêm imposto de renda diferido ativo calculado à alíquota de 15%, considerandoo adicional de 10%, e Contribuição Social diferida ativa constituída à alíquota de 9%, conforme demonstrado abaixo:Consolidado31/03/2004 31/12/2003TributoTributoComposição Base de Diferido Base de DiferidoCálculo Ativo Cálculo AtivoImposto de renda 1.528.214 382.053 1.512.038 377.986Prejuízos fiscais 894.333 223.583 910.552 233.349Diferenças temporárias 633.881 158.470 601.486 144.637Contribuição social 1.232.166 110.895 1.104.870 108.618Base negativa 625.675 56.311 655.691 59.011Diferenças temporárias 606.491 54.584 449.179 49.607Total 492.948 486.604Ativo circulante (34.120) (22.809)Ativo realizável a longo prazo 458.828 463.795741

Estudos técnicos de viabilidade, aprovados pelo Conselho de Administração da Companhia, indicam a plenarecuperação dos valores de impostos diferidos reconhecidos como definido pela Instrução CVM nº 371, de 27 dejunho de 2002, cuja expectativa de realização dos créditos fiscais está representada a seguir:ConsolidadoExpectativa de realização 2004 2005 2006 2007 2008 2009-2012 TOTALImposto de renda 14.405 18.512 31.484 47.289 57.807 212.556 382.053Contribuição social 4.974 5.964 11.253 17.042 21.069 50.593 110.89519.379 24.476 42.737 64.331 78.876 263.149 492.948Os estudos técnicos acima mencionados, correspondem às melhores estimativas da Administração sobre a evoluçãofutura da Companhia e do mercado que a mesma opera.13. BENEFÍCIO FISCAL - ÁGIO INCORPORADOCom o objetivo de evitar que a amortização do ágio afete de forma negativa o fluxo de dividendos aos acionistas dasdistribuidoras controladas, foi constituída uma provisão para manutenção da integridade do patrimônio líquido de suaincorporadora (PMIPL), de acordo com o estabelecido na Instrução CVM nº 349/01.Tendo em vista que o fundamento econômico do ágio foi a aquisição do direito de concessão/autorização delegadopelo Poder Público, nos termos da alínea b, do § 2º, do artigo 14 da Instrução CVM nº 247/96, com as alteraçõesintroduzidas pela instrução CVM no 285, de 31 de julho de 1998, as controladas mantém o registro contábil (líquidoda provisão entre o valor do ágio e o benefício fiscal respectivo) no ativo imobilizado. Os registros contábeismantidos para fins societários e fiscais da Sociedade apresentam contas específicas relacionadas com ágioincorporado, provisão para manutenção do patrimônio líquido e amortização, reversão e crédito fiscalcorrespondentes, cujos saldos em 31 de março de 2004 e 31 de dezembro 2003 são como segue:Consolidado31/03/2004 31/12/2003Balanço COELBA CELPE COSERN TERMOPE TOTAL TOTALÁgio - incorporado 991.226 1.474.041 638.018 130.674 3.233.959 3.261.991Provisão (654.209) (1.074.190) (461.142) (86.245) (2.275.786) (2.291.736)Líquido correspondente aocrédito fiscal incorporado 337.017 399.851 176.876 44.429 958.173 970.255Ativo Circulante (10.501) (27.784) (10.183) (5.500) (53.968) (53.833)Realizável a Longo Prazo 326.516 372.067 166.693 38.929 904.205 916.422Consolidado31/03/2004 31/12/2003Resultado COELBA CELPE COSERN TOTAL TOTALAmortização do ágio 7.617 20.414 7.508 35.539 163.150Reversão da provisão (5.027) (13.473) (4.955) (23.455) (107.679)Benefício fiscal (2.590) (6.941) (2.553) (12.084) (55.471)Efeito líquido no resultado - - - - -Como demonstrado, a amortização do ágio, líquida da reversão da provisão e do crédito fiscal correspondente, resultaem efeito nulo no resultado do exercício e, conseqüentemente, na base de cálculo dos dividendos mínimosobrigatórios.Objetivando uma melhor apresentação da situação financeira e patrimonial das controladas nas demonstraçõescontábeis, o valor do ágio incorporado, líquido da provisão, no montante consolidado de R$ 958.173, em 31 de marçode 2004, que, em essência, representa o benefício fiscal incorporado, foi classificado no balanço patrimonial nosativos circulante e realizável a longo prazo, com base na expectativa de realização do benefício fiscal.742

14. OUTROS CRÉDITOSControladoraConsolidadoComposição 31/03/2004 31/12/2003 31/03/2004 31/12/2003Tarifa social – baixa renda 41.958 42.565Devedores diversos 1.032 10.056 7.001Adiantamento a fornecedor 97 80 5.079 11.447Reserva global de reversão 96 1.157Devedores – aposentados e pensionistas 3.228 3.097Despesas antecipadas 1.134 67.205 21.841Depósitos vinculados 48.072 21.843Serviços prestados a terceiros 5.560Adiantamento a empregados 3.557Outros 25 28 22.974 33.937Total 1.256 1.140 204.228 146.445Ativo circulante (1.256) (1.140) (96.970) (81.165)Realizável a longo prazo 107.258 65.28015. INVESTIMENTOSInformações sobre as investidasLucro líquidoAções possuídas Participação (Prejuízo)(em milhares) No capital Capital Patrimônio do trimestre/Data-base Ordinárias Preferenciais Integralizado Realizado Líquido exercícioCOELBA 31/03/2004 9.812.209 6.717.881 87,84% 1.068.297 1.658.216 59.28931/12/2003 9.812.209 6.717.881 87,84% 1.068.297 1.684.575 165.742CELPE 31/03/2004 63.105.541 499.090 89,17% 372.616 1.104.652 8.36531/12/2003 63.105.541 499.090 89,17% 372.616 1.096.287 97.882COSERN 31/03/2004 39.678 2.749 25,24% 140.413 431.316 12.43431/12/2003 39.678 2.749 25,24% 140.413 501.009 57.825IBENBRASIL 31/03/2004 4.165 100% 4.165 5.294 (763)31/12/2003 4.165 100% 4.165 5.754 (529)TERMOAÇÚ 31/03/2004 182.000 70% 260.000 260.00031/12/2003 182.000 70% 260.000 260.000TERMO 31/03/2004 342.594 100% 289.570 333.999PERNAMBUCO 31/12/2003 342.594 100% 289.570 333.999GCS 31/03/2004 7.100 100% 13.600 19.102 3.21031/12/2003 7.100 100% 13.600 15.892 12.854TERMO GCS 31/03/2004 100 1% 10 2.886 2.87531/12/2003 100 1% 10 12 7.215• TERMOPERNAMBUCOEm reunião do Conselho de Administração da GUARANIANA e da CELPE realizada em 16/10/2003 foi aprovada adesverticalização (processo de reestruturação societária a fim de segregar a atividade de distribuição de energia daatividade de geração de energia) da TERMOPERNAMBUCO, transferindo a participação detida até então pela CELPEpara a GUARANIANA, por meio de compra e venda, de 253.729.720 ações ordinárias de emissão da TermopernambucoS.A., das quais 50.527.036 ações foram apenas subscritas sem ter a CELPE realizado a respectiva integralização,representativas de 72,57% do capital social integralizado da Termopernambuco S.A., pelo valor de R$ 333.877, com baseem laudo de avaliação econômica preparado pelo UNIBANCO – União de Bancos Brasileiros S.A. O valor patrimonialdas ações integralizadas à época da desverticalização era de R$ 203.203 e a diferença entre esse montante e o valor daaquisição foi registrado na GUARANIANA como ágio, com fundamento econômico baseado na expectativa de resultadosfuturos dentro do período de autorização de funcionamento da central termoelétrica concedido pela ANEEL.A GUARANIANA era detentora de ações ordinárias representativas de 27,43% do capital social integralizado daTERMOPERNAMBUCO e após essa aquisição, passou a deter 100% das ações do capital social dessa empresa.743

Essa operação não altera a estrutura de controle e gestão da TERMOPERNAMBUCO, uma vez que a GUARANIANA,antes da referida operação, já era controladora indireta da TERMOPERNAMBUCO, com destaque que essa operaçãoatende à determinação da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, expressa nº Despacho no 444 de 11 de julho de2001, pendente a homologação final.Em 31 de dezembro de 2003, por meio de reunião do Conselho de Administração e de Assembléia Geral Extraordinária daTERMOPERNAMBUCO, foi aprovada a conclusão do processo de reestruturação societária com objetivo de transferirpara a TERMOPERNAMBUCO o benefício fiscal do ágio de R$ 130.674, pago na aquisição das ações daTERMOPERNAMBUCO pela GUARANIANA da CELPE, em outubro de 2003.Para tanto, em reunião do Conselho de Administração da GUARANIANA realizada em 26/12/2003 foi aprovado aumentode capital na sociedade de propósito específico (SPE) Rio Japuri Empreendimentos e Participações S/A integralizado pormeio da contribuição com as ações e o ágio referentes ao investimento da GUARANIANA na TERMOPERNAMBUCO,tendo como data base 30/11/2003. O processo foi concluído com a incorporação pela TERMOPERNAMBUCO de suaentão controladora, e respectivamente do ágio e da provisão para manutenção da integridade do patrimônio líquido, deacordo com a Instrução CVM nº 349/2001.Ao final do primeiro trimestre, a Companhia mantém registrado um contas a pagar para CELPE no montante de R$ 73.174.• TERMOAÇUA TERMOAÇU é um projeto do grupo GUARANIANA e da PETROBRÁS, para a instalação de uma usina termelétricano Estado de Rio Grande do Norte. O projeto consiste em uma planta de co-geração com uma potência instalada de 325MW e uma produção de vapor de 610 t/h, que está sendo construída no município de Alto do Rodrigues -RN. A energiaelétrica se destinará a suprir as distribuidoras de energia elétrica do Grupo GUARANIANA e o vapor será usado pelaPETROBRÁS para injeção contínua nos seus poços de petróleo, aumentando sua produção na região. O investimento totalprevisto é de US$ 300 milhões, dos quais US$ 85 milhões correspondem às turbinas de gás. O capital social daTERMOAÇU ao final do exercício 2003 era de R$ 260.000 dividido em 260.000 mil ações ordinárias, dos quais 70%pertencentes à GUARANIANA e 30% da PETROBRÁS.Visando comprovar a exigibilidade estabelecida nas Resoluções nº 488, de 21 de agosto de 2002 e nº 248, de 6 de maio de2002, referente a energia gerada pelos empreendimentos comprovadamente em implantação, foram encaminhados aANEEL, para aprovação, os contratos de venda de energia (PPA’s) celebrados entre as distribuidoras do Grupo Guaranianae a TERMOAÇU.Em março de 2003, o Órgão Regulador anunciou novo posicionamento de caráter geral, estabelecendo novos critérios parao preço de compra de energia elétrica para as distribuidoras, o que levou à paralisação das obras em abril de 2003. ATERMOAÇU e as distribuidoras COELBA e COSERN estão negociando com a ANEEL a aprovação dos contratos decompra e venda de energia e esperam obter a referida aprovação ainda no primeiro semestre de 2004.Os acionistas estão em fase de conclusão do termo de compromisso que permitirá a retomada do projeto prevista para oprimeiro semestre de 2004. Tal acordo prevê custos adicionais com empreiteiros e outros de aproximadamente R$ 32.000mil que estão registrados no balanço patrimonial em 31 de março de 2004 da controlada TERMOAÇU S.A.Em reunião dos Conselhos de Administração da GUARANIANA e da COSERN realizadas em março de 2003, foi tomadaa decisão de desverticalização (processo de reestruturação societária a fim de segregar a atividade de distribuição deenergia da atividade de geração de energia, consoante com o interesse do órgão regulador) do projeto TERMOAÇU.Conforme contrato celebrado entre as partes, firmado em 31 de março de 2003, foi realizada pela Guaraniana, a comprade 150.639.960 ações ordinárias e nominativas de propriedade da COSERN, no valor de R$ 182.378.Foi registrado, pela GUARANIANA, uma adição no investimento de R$ 150.640 referente às ações e um ágio de R$31.738 devido aos encargos financeiros relacionados com os recursos repassados ou aportados na TERMOAÇU, paraaquisição de ativo fixo pela COSERN.Conservadoramente, em 31 de dezembro de 2003, o ágio registrado foi integralmente provisionado, tendo em vista que asnegociações que garantem a continuidade do projeto estão em fase final.744

• ITAPEBIEm reunião dos Conselhos de Administração da Companhia e da controlada COELBA, realizada em 23 de outubro de2003, foi aprovada a transferência da COELBA para a GUARANIANA, por meio de compra e venda, de 63.000.000 deações ordinárias de emissão da ITAPEBI, pelo valor de R$ 126.257 com base em laudo de avaliação econômica preparadopela Ernest & Young Consultores Associados LTDA. A celebração do contrato de compra e venda, que dará efeito àoperação, está dependendo da aprovação prévia da ANEEL.IBEN- TERMO TERMOMovimentação do Investimento COELBA CELPE COSERN BRASIL TERMOAÇU PERNAMBUCO GCS GCS TOTALSaldos em 31 de dezembro de 2003 2.188.339 1.817.249 234.616 5.754 182.000 420.244 15.893 4.864.095Amortização de ágio (5.403) (13.651) (1.539) (20.593)Equivalência patrimonial 55.809 7.461 2.967 (460) 3.209 29 69.015Dividendos distribuídos (78.961) (20.559) (99.520)Saldos em 31 de março de 2004 2.159.784 1.811.059 215.485 5.294 182.000 420.244 19.102 29 4.812.99716. IMOBILIZADOPor atividade o imobilizado está constituído da seguinte forma:Consolidado31/03/2004 31/12/2003Taxas anuaismédias de Depreciação (-) Obrigaçõesdepreciação amortização vinculadas a Valor Valor(%) Custo acumulada concessão líquido líquidoEm serviçoGeração 3,37 706.352 (58.237) 648.115 653.126Transmissão 4,34 50.297 (10.822) (5.440) 34.035 34.530Distribuição 4,89 4.660.939 (1.848.107) (470.656) 2.342.176 2.380.305Comercialização 15,21 87.210 (34.715) (192) 52.303 74.545Administração 13,05 244.453 (118.580) 125.873 112.610Subtotal 5.749.251 (2.070.461) (476.288) 3.202.502 3.255.116Em cursoGeração 1.214.035 1.214.035 1.187.113Transmissão 38 38 36Distribuição 222.744 (102.925) 119.819 84.127Comercialização 2.406 2.406 1.788Administração 28.522 28.522 23.097Subtotal 1.467.745 (102.925) 1.364.820 1.296.161Total 7.216.996 (2.070.461) (579.213) 4.567.322 4.551.277Bens Vinculados à ConcessãoDe acordo com os artigos nº 63 e nº 64 do Decreto n° 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizadosna produção, transmissão e distribuição 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 ResoluçãoANEEL nº 20/99, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendoautorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando queo produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão.Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia ElétricaAs obrigações vinculadas à concessão do Serviço Público de Energia Elétrica representam os valores da União, dosEstados, dos Municípios e dos Consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor dodoador e as subvenções destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição. Oprazo de vencimento dessa obrigação é aquele estabelecido pelo órgão regulador para concessões de transmissão edistribuição e administração, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão. Estas obrigações foram corrigidasmonetariamente até 31 de dezembro de 1995.745

UniversalizaçãoA ANEEL, através da Resolução n.º 223 de 29 de abril de 2003, alterada pela Resolução Normativa nº 52 de 25 de marçode 2004, estabeleceu as condições gerais para elaboração dos Planos de Universalização de Energia Elétrica visando oatendimento de novas unidades consumidoras, ou aumento de carga, regulamentado o disposto nos Arts. 14 e 15 da Lein.º 10.438, de 26 de abril de 2002, e fixou as responsabilidades das concessionárias e permissionárias de serviço públicoe distribuição de energia elétrica. A Lei nº 10.762 de 11 de novembro de 2003 alterou a prioridade de atendimento aosmunicípios dando ênfase aos municípios com menor índice de eletrificação e limitou esses atendimentos a apenas novasunidades, ligadas em baixa tensão (inferior a 2,3 kV), com carga instalada de até 50 kW.As Companhias, COELBA, COSERN e CELPE, submeteram à ANEEL para aprovação o Plano de Universalização deEnergia Elétrica, elaborados em conformidade com o que preceitua a legislação a ser implementado no período de 1º dejaneiro até 31 de dezembro de 2004, de acordo com o art. 6º da Resolução Normativa. Os demais planos de universalizaçãodas Companhias, deverão ser entregues à ANEEL, conforme cronograma constante da referida Resolução Normativa,juntamente com as propostas de atendimentos que poderão se estender até 2010 para a CELPE, e até2013 para COELBAe COSERN.17. DIFERIDOControladoraConsolidadoComposição 31/03/2004 31/12/2003 31/03/2004 31/12/2003Ágio na aquisição de investimentos 2.251.652 2.251.092(-) Amortização ágio (391.480) (363.371)Subtotal 1.860.172 1.887.721Despesas diferidas, líquidas das amortizações 370.035 292.413Despesas Financeiras associadas aconstruções de usinas em andamento 32.616 28.649Total 32.616 28.649 2.230.207 2.180.134As despesas diferidas referem-se às despesas pré-operacionais das controladas ITAPEBI, TERMOPERNAMBUCO eTERMOAÇU, e são decorrentes do estágio pré-operacional da construção daquelas usinas de energia. A ITAPEBI entrouem operação comercial em janeiro de 2003, a TERMOPERNAMBUCO entrará em operação comercial no segundotrimestre de 2004 e a TERMOAÇU tem entrada em operação prevista para 2005. Os custos de construção estãoconsolidados no imobilizado em curso, na atividade de geração.A controladora mantém registro no ativo diferido referente aos encargos incorridos relacionados com os recursosrepassados ou aportados nos projetos de geração da TERMOPERNAMBUCO. O montante de R$ 32.616 (R$ 28.649 em2003) capitalizado foi incorporado ao ativo imobilizado quando da consolidação das demonstrações contábeis.18. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS E ENCARGOS DA DÍVIDAControladoraEncargosTotalComposição da dívida dívida Principal 2004 2003Moeda nacionalBanco do Brasil 84.500 84.500 85.878Banco Itaú 14.540 14.540 5.892BNDES 4.475 174.459 174.459 191.573Bradesco 1.993 1.993 1.958Total moeda nacional 4.475 275.492 275.492 285.301Moeda estrangeiraBanco Itaú 306 39.710 39.710 39.270Total moeda estrangeira 306 39.710 39.710 39.270Subtotal 4.781 315.202 315.202 324.571Ajuste Swap 20.508 20.508 35.764Total 4.781 335.710 335.710 360.335746

ConsolidadoEncargos Principal TotalComposição da dívida Circulante Longo prazo Circulante Longo prazo 2004 2003Moeda nacionalBanco do Brasil 2.875 147.937 47.944 198.756 195.676Eletrobrás 1.161 39.443 190.332 230.936 224.668BANKBOSTON 101 12.891 12.992 23.043Banco Itaú 8.582 82.127 90.709 45.721BNDES 14.818 52.478 310.488 654.456 1.032.240 1.078.988Bradesco 165 18.764 18.929 24.869Unibanco 4.913 12.712 17.625 23.352Santander 2.581 87.732 90.313Outros 1.149 66.262 4.493 71.904 69.879Total moeda nacional 36.345 52.478 778.356 897.225 1.764.404 1.686.196Moeda estrangeiraBanco Interamericano 11.976 45.177 425.496 482.649 490.247Desenvolvimento – BIDKreditanstalt fur 356 4.027 28.366 32.749 32.882Wiederaufbau – KfWSindicato (Líder BankBoston)(1) 856 872.580 873.436 867.101BBVA 2 20.643 20.645 21.989Banco Itaú 1.654 108.275 109.929 107.264Banco do Brasil 90 58 2.122 2.270 2.245Westlb 490 64.275 64.765 65.763Citibank 194 194.773 194.967 294.123Banco Santander 212 31.085 31.297 83.893Bradesco 359 52.655 53.014 53.091Banco Real – ABN 350 14.608 7.304 22.262 21.676Votorantim 3.517 219.488 223.005Outros 130 16.100 780 17.010 17.081Total moeda estrangeira 20.186 1.229.483 878.329 2.127.998 2.057.355Subtotal 56.531 2.007.839 1.775.554 3.892.402 3.743.551Ajuste Swap 83.603 (129) 83.474 104.612Total 56.531 52.478 2.091.442 1.775.425 3.975.876 3.848.163(1) A COELBA através de sua controlada integral GARTER PROPERTIES INC., efetuou a captação externa no valor deUS$300 milhões, equivalentes a R$ 872.580 e R$ 856 referentes a juros (Em 31 de dezembro de 2003, R$ 866.760 eR$ 341), respectivamente, sobre a qual a Companhia é garantidora. Os bancos que compõem esse sindicato são: BankBoston, Citibank, Banco do Brasil (BAMB), BBVA, JP Morgan, Societé Generalli, Cajá Madrid, Lloyds Bank e BNL.Sobre o saldo devedor incide variação cambial acrescido de libor mais spread 3,00% a.a.O empréstimo sindicalizado (líder BankBoston) foi negociado em 2001 e o vencimento programado para 28 de junhode 2004, portanto classificado no passivo circulante, cujo contrato prevê a manutenção de diversos índices deendividamento, capitalização e cobertura da dívida. Nas demonstrações findas em 31 de março de 2004, a Companhiaatingiu adequadamente todos os índices requeridos contratualmente “ebitda” consolidado (sigla em inglês para lucroantes dos juros, impostos, depreciação e amortização), total débito COELBA, débito total consolidado, patrimôniolíquido consolidado e endividamento consolidado.A Companhia e suas controladas COELBA, CELPE e COSERN estão em fase de conclusão da negociação do alongamento de suasdívidas a serem liquidadas no curto prazo. As transações em curso asseguram que tais processos chegarão com sucesso ao seu final.Os vencimentos das parcelas a longo prazo são os seguintes:ConsolidadoTotalCronograma de pagamento 31/03/2004 31/12/20032005 397.342 216.7062006 214.041 167.6872007 254.493 148.8362008 182.938 148.1142009 59.855 57.948Após 2009 719.234 701.972Total 1.827.903 1.441.263747

19. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAISControladoraConsolidadoComposição 31/03/2004 31/12/2003 31/03/2004 31/12/2003ICMS 88.714 86.717Imposto de renda sobre distribuição de lucros 5.387Imposto de renda - Pessoas física e jurídica 11 50 17.757 14.750INSS 222 131 3.722 4.225FGTS 23 23 1.366 1.654COFINS 151 3.338 38.780 18.993PIS 33 1.798 8.421 7.389Outros 10 5.749 4.250Total 450 5.340 164.509 143.36520. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS DIFERIDOSAs controladas registraram os tributos e contribuições sociais a recolher calculados sobre a receita de recomposiçãotarifária extraordinária, reposicionamento tarifário (Vide Nota Explicativa nº 6a), variação cambial líquida (empréstimos eswap) e energia livre, bem como o valor da contribuição social sobre o lucro calculado sobre o saldo da correção monetáriacomplementar, Lei nº 8.200/91, a ser depreciado. Os impactos financeiros desses tributos e contribuições, ocorrerão nomomento da realização dos eventos mencionados.Composição dos tributos e contribuições sociais diferidos:ConsolidadoComposição dos tributos 31/03/2004 31/12/2003Imposto de Renda 169.750 176.651Contribuição Social 57.281 59.895PIS 20.460 19.724COFINS 94.213 38.463ICMS diferido 29.468 28.921Total 371.172 323.654Passivo Circulante (104.220) (91.582)Passivo Exigível a Longo Prazo 266.952 232.07221. PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIASAs provisões constituídas para contingências e respectivos depósitos judiciais são compostos como segue:Consolidado31/03/2004 31/12/2003Valor da Provisão Depósitos Valor da Provisão DepósitosContingências No exercício Acumulada Judiciais No exercício Acumulada JudiciaisTrabalhistas 1.031 46.660 12.193 4.012 46.403 12.834Cíveis 7.252 84.983 11.867 (2.788) 77.732 11.241Clientes – Plano Cruzado 38.799 2.590 253 37.929 3.558Outros 7.252 46.184 9.277 (3.041) 39.803 7.683Fiscais 1.048 45.975 10.861 (8.663) 23.220 10.430ICMS 2.974 2.592ISS 9.245 193 8.357INSS 2.898 790 2.806PIS/COFINS 1.498 (13.160)IRPJ 3.209 9.247 152 3.184 1.890Outros 1.048 26.151 1.614 3.362 6.281 8.540Ambientais 12.868 20.910Total 9.331 177.618 34.921 5.429 168.265 34.505Passivo Circulante (44.850) (37.382)Passivo Exigível a Longo Prazo 132.768 130.883As administrações da Companhia e de suas controladas, consubstanciadas na opinião de seus consultores legais quanto apossibilidade de êxito nas diversas demandas judiciais, entendem que as provisões constituídas registradas no balanço sãosuficientes para cobrir possíveis perdas com tais causas.748

22. PATRIMÔNIO LÍQUIDOO capital social subscrito e integralizado em 31 de março de 2004 é de R$ 4.739.025, dividido em 5.850.636 mil açõessubscritas e integralizadas, ordinárias, nominativas, sem valor nominal.23. FORNECIMENTO E SUPRIMENTO DE ENERGIAConsolidadoNº de consumidores (1) MWh (1) R$31/03/2004 31/03/2003 31/03/2004 31/03/2003 31/03/2004 31/03/2003Consumidores:Residencial 5.765.092 5.454.797 1.734.702 1.708.575 490.064 381.920Industrial 33.279 33.514 1.107.881 1.136.308 190.986 159.499Comercial 470.039 469.262 988.915 981.123 294.588 227.222Rural 318.338 296.301 307.649 360.857 45.276 37.526Poder Público 62.180 60.341 234.644 236.726 56.052 48.250Iluminação Pública 21.011 19.377 263.099 262.706 43.741 32.048Serviço Público 4.928 4.714 282.556 281.856 44.426 35.853Consumo Próprio 756 772 9.918 9.425Fornecimento não faturado 2.218 (12.143)Reposicionamento Tarifário 12.941Suprimento 39 40 13.099 22.975 51.625 12.077Subtotal 6.675.662 6.339.118 4.942.463 5.000.551 1.231.917 922.252Encargo de capacidade emergencial - ECE 47.650 25.108Encargo de aquisição emergencial – EAE 7.019Subtotal 6.675.662 6.339.118 4.942.463 5.000.551 1.286.586 947.360Recomposição tarifária (realização) (32.555) (29.001)Energia livre (realização) (12.281) (4.302)Disponibilização sistema transmissão e distribuição 16.927 6.810Mercado Atacadista de Energia - MAE 38 54 17.315 (538)Subvenção à baixa renda (tarifa social) 62.030 40.700Outras receitas 19.277 12.266Receita Operacional 1.357.299 973.295Deduções à Receita Operacional (401.476) (279.569)Total 4.942.501 5.000.605 955.823 693.726(1) Informações não revisadas pelos auditores independentes.24. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAISControladoraConsolidado31/03/04 31/03/03 31/03/04 31/03/03Receita Operacional Líquida 955.823 693.725Despesa OperacionalPessoal (551) (740) (66.406) (58.165)Administradores (567) (657) (2.018) (2.360)Entidade de previdência privada (3.635) (3.431)Material (18) (14) (9.906) (9.241)Serviços de terceiros (705) (698) (65.739) (53.269)Combustível para produção de energia (1.324) (1.080)Energia elétrica comprada para revenda (342.559) (243.875)Energia livre (170)Encargo uso sistema transmissão (65.147) (51.092)Subvenção conta consumo de combustível - CCC (16.622) (45.561)Conta de desenvolvimento energético – CDE (5.961)Taxa de fiscalização – TFSEE (2.208) (1.601)Depreciação e amortização (505) (24) (71.511) (65.623)Provisões líquidas (38.588) (32.301)Tributos (953) (11.664) (12.405)Outras despesas (890) (1.468) (54.924) (19.057)Total (4.189) (3.601) (758.382) (599.061)Resultado do Serviço (4.189) (3.601) 197.441 94.664Resultado Financeiro (14.552) (7.700) (84.484) (111.833)Resultado equivalência patrimonial 48.422 (32.172) (24.053) (36.156)Resultado Operacional 29.681 (43.474) 88.904 (53.325)749

25. SALDOS E TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS2004Transações com partes relacionadas/ Controladora ConsolidadoNatureza da operação Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo ResultadoCOELBA (1)Dividendos e juros sobre capital próprio 61.982CELPE (2)Aquisição Termopernambuco S.A. 72.325 (2.689)Dividendos e juros sobre capital próprio 82.878TERMOPERNAMBUCO (3)Contrato de Mútuo 142.624 4.507Outros 2.873 2.873145.497TERMOAÇÚ S.A. (4)Adiantamento p/ aumento de capital 22.939Outros 1.77224.711GCS (5)Adiantamento p/ aumento de capital 31 31Dividendos e juros sobre capital próprio 2.1122.143TERMO GCS (6)Dividendos e juros sobre capital próprio 94IBERDROLA ENERGIA S. A. (7)Fornecedores 78 12.304IBERDROLA ENGENHARIAFornecedores 29 1.813IBERDROLA ENERGIA DO BRASILFornecedor 4 48IBERDROLA S/AReembolso de despesas 5IBERDROLA REDES S/AReembolso de despesas 174AMARA BRASIL (8)Reembolso de despesas (671)Subtotal 317.305 72.329 1.818 317 14.165 (671)FUNDAÇÕESFAELBA – Contrato de mútuo (9) 2.854 (189)FASERN – Contrato de mútuo (10) 1.035CELPOS – Contrato de mútuo (11) 139.367Demais obrigações 2.679Subtotal FUNDAÇÕES 145.935 (189)Total em 2004 317.305 72.329 1.818 317 160.100 (860)Total em 2003 424.759 227.377 1.876 85 177.035 3.567(1) COELBARefere-se ao valor a receber de dividendos e juros sobre capital próprio, declarado pela controlada COELBA.750

(2) CELPESaldo a pagar referente ao processo de desverticalização da TERMOPERNAMBUCO ocorrido em 2003. Esse saldo éatualizado pela variação da taxa de juros - CDI.Adicionalmente, tem-se o valor a receber de dividendos e juros sobre capital próprio, declarado pela controlada CELPE.(3) TERMOPERNAMBUCORefere-se à operação de mútuo com a controlada TERMOPERNAMBUCO para cobertura de necessidades de pagamentosem moeda nacional realizados para a construção da usina térmica, até a liberação do financiamento em moeda nacionalpara o projeto. Essa operação está suportada por contrato firmado entre a GUARANIANA e a TERMOPERNAMBUCO,com interveniência do Banco Interamericano de Desenvolvimento – BID (credor externo da TERMOPERNAMBUCO).As taxas pactuadas nessa operação são idênticas às taxas previstas para contratação do financiamento em moeda nacionalpara o projeto (TJLP + 4,5% ao ano).(4) TERMOAÇURefere-se ao adiantamento de capital efetuado pela GUARANIANA. Os adiantamentos têm finalidade de aporte de capital,porém não vem sendo efetivado devido à paralisação do projeto. Esses adiantamentos não vem sendo atualizados.(5) GCSRefere-se ao valor a receber de dividendos e juros sobre capital próprio declarado pela controlada GCS.(6) TERMOGCSRefere-se ao valor a receber de dividendos e juros sobre capital próprio declarado pela controlada TERMOGCS.(7) Iberdrola Energia S.A.Refere-se a valores a pagar por prestação de serviços de consultoria e assistência técnica de implantação da CentralTermoelétrica prestados à TERMOAÇU, conforme contrato nº 010350 de 18 de dezembro de 2000, no valor de _ 2.650.Sobre o saldo devedor incide variação cambial. Sobre o saldo em atraso, vem sendo acrescidos juros de mora equivalentesao índice IGPM e taxa de 12% ao ano, por cada dia de atraso.(8) Amara BrasilContrato nº 44113998, vigência de 16 de dezembro de 1998 até 15 de maio de 2005. O mesmo é corrigido pelo IGP-M acada 12 meses.(9) Fundação COELBAContrato FAELBA com vigência até 30 de julho de 2004, índice de correção CDI ou pela variação do INPC + 6% ao ano,dos dois o maior.(10) Fundação COSERNContrato FASERN, com vigência até setembro de 2004, índice de correção TR + 0,5% ao mês.(11) Fundação CELPEContrato CELPOS de mútuo de benefícios concedidos, benefícios a conceder e indenizações de perdas com imóveis, com vigênciaaté dezembro de 2007, dezembro de 2023 e dezembro de 2005, respectivamente, com índice de correção pelo INPC + 6% ao ano.• Funções compartilhadasAs empresas COELBA, CELPE e COSERN celebraram, entre si, em 30 de outubro de 2001, vigente até 05 de novembrode 2021, o Contrato denominado “Guaraniana Serviços Compartilhados” com o objetivo de:- implantar um sistema unificado de atividades operacionais e administrativas, nas áreas: Engenharia Básica,Suprimentos, Marketing, Informática, Riscos e Seguros e Regulação e Tarifa;751

- otimizar o aproveitamento dos recursos financeiros e humanos empregados no desenvolvimento das referidasatividades, em regime de serviços de interesse recíproco; e- atender, de maneira mais eficiente e econômica, aos interesses e necessidades de cada uma das Consorciadas.Em 1° de novembro de 2001, as concessionárias encaminharam o pedido de anuência ao referido contrato à ANEEL, ematendimento ao estabelecido na Resolução ANEEL nº 022, de 4 de fevereiro de 1999. Em decorrência da implementaçãodo Consórcio, os balanços das empresas contemplam ativos e passivos oriundos destas transações.Posteriormente, a ANEEL, através do Ofício n° 1327/2002-SFF/ANEEL, de 26 de dezembro de 2002, comunicou a nãoaprovação do Contrato de Consórcio. A administração está apresentando esclarecimentos adicionais referentes à forma deatuação e aos benefícios auferidos pelas empresas com a implementação do Consórcio, com vista a obter a anuência daANEEL para o referido contrato.26. INSTRUMENTOS FINANCEIROSConsiderações geraisA utilização de instrumentos e de operações com derivativos envolvendo indexadores tem por objetivo a proteção doresultado das operações ativas e passivas da Companhia.A administração avalia que os riscos são mínimos, pois não existe concentração de parte contrária, e as operações sãorealizadas com bancos de reconhecida solidez dentro de limites aprovados.Valor de mercado dos instrumentos financeirosOs valores contábeis, registrados em aplicações financeiras de renda fixa, operação com empresas ligadas e empréstimose financiamentos, referentes aos instrumentos financeiros constantes no balanço patrimonial, quando comparado com osvalores que poderiam ser obtidos na sua negociação em um mercado ativo ou, na ausência destes com o valor presentelíquido ajustado com base na taxa vigente de juros no mercado, se aproximam, substancialmente, de seus correspondentesvalores de mercado.As contas e títulos a receber de poderes públicos, federal, estadual e municipais (administração direta), e de empresascontroladas por essas esferas de governo, estão registradas em contas patrimoniais no montante de R$ 373.033 (2002, R$298.832) no consolidado. Não foi possível estimar os valores de mercado dos créditos vencidos, devido à impossibilidadede previsão dos prazos de recebimento.Os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos de longo prazo, vinculados aos projetos específicos de infraestruturabásica, obtidos em moeda estrangeira, junto a instituições internacionais de desenvolvimento, assim como osvalores contábeis dos empréstimos e financiamentos vinculados a projetos de eletrificação, obtidos em moeda nacional,junto à Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS e aos consumidores, estão compatíveis com o valor de taisoperações, não disponíveis no mercado financeiro.Os contratos de mútuo obtidos junto a FAELBA pela COELBA, FASERN pela COSERN e CELPOS pela CELPE, deconformidade com as normas estabelecidas para as entidades de previdência privada fechada, equivalem ao valor demercado para esse tipo de operação.Fatores de riscoRisco de créditoO risco surge da possibilidade das Companhias virem a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento devalores faturados a seus consumidores, concessionárias e permissionárias. Para reduzir esse tipo de risco e para auxiliar nogerenciamento do risco de inadimplência, a Sociedade monitora as contas a receber de consumidores, cortando ofornecimento, caso o consumidor deixe de realizar seus pagamentos. No caso de consumidores o risco de crédito é mínimodevido à grande pulverização da carteira.752

Risco de Moeda estrangeiraEsse risco decorre da possibilidade da perda por conta de aumento nas taxas de câmbio, que aumentem os saldos de passivode empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira captados no mercado. A Companhia, visando assegurar queoscilações significativas nas cotações das moedas a que está sujeito seu passivo em moeda estrangeira não afetem seuresultado e fluxo de caixa, possui em 31 de dezembro de 2003, operações de “swap” cambial representandoaproximadamente 98% do endividamento em moeda estrangeira, exceção feita ao empréstimo do BID com a controladaTERMOPERNAMBUCO, para o qual existe proteção cambial prevista por meio de fórmula de cálculo do preço da energia.No período findo em 31 de março de 2004 a Companhia apurou um resultado nas operações de “hedge” cambial nomontante negativo de R$ 4.984, controladora e negativo de R$ 24.642 consolidado (2003, negativo de R$ 34.345,controladora e negativo de R$ 193.197, consolidado).Risco de Taxa de JurosEste risco é oriundo da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros,que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados no mercado. A Companhia nãotem pactuado contratos de derivativos para fazer “hedge” contra este risco. Porém, a Companhia monitora continuamenteas taxas de juros de mercado com o objetivo de avaliar a eventual necessidade de contratação de derivativos para seproteger contra o risco de volatilidade dessas taxas.Risco de Vencimento antecipadoA COELBA, CELPE, COSERN, TERMOPERNAMBUCO e ITAPEBI possuem contratos de empréstimos, financiamentoe debêntures com cláusulas restritas que, em geral, requerem a manutenção de índices econômico-financeiro emdeterminados níveis. O descumprimento dessas restrições podem implicar em vencimento antecipado da dívida.27. PLANO PREVIDENCIÁRIO E OUTROS BENEFÍCIOS AOS EMPREGADOSAs controladas COELBA, CELPE e COSERN são patrocinadoras da Fundação COELBA de Assistência e SeguridadeSocial – FAELBA (“FAELBA”), Fundação CELPE de Seguridade Social – CELPOS (“CELPOS”), e FundaçãoAssistencial e Seguridade Social dos Empregados da COSERN – FASERN (“FASERN”), respectivamente, pessoasjurídicas de direito privado, sem fins lucrativos, que tem por finalidade principal propiciar aos seus associadosparticipantes, e aos seus beneficiários, uma renda pecuniária de suplementação de aposentadoria e pensão, emconformidade com o Plano de Benefícios Previdenciários a que estiverem vinculados.As contribuições correntes (das patrocinadoras e dos participantes) destinam-se à cobertura dos benefícios a serem pagosaos participantes, acumulados desde a sua admissão no plano. Nos planos previdenciários de Benefício Definido, eventuaisinsuficiências serão de responsabilidade das patrocinadoras.A contribuição das Patrocinadoras COELBA, CELPE e COSERN para os planos de Benefício Definido da FAELBA,CELPOS e FASERN, corresponde a 10,09%, 10,45% e 9,90%, respectivamente, do total da folha de pagamento brutamensal (Salário Base Real de Contribuição) dos participantes ativos, acrescida de 2,29%, e 2,01% para cobertura dasdespesas administrativas da FAELBA e FASERN, respectivamente.A partir de outubro de 1998, a FAELBA, e de março de 1999, a FASERN, passaram a adotar novos planos de benefíciosprevidenciários de Contribuição Definida, cuja adesão foi superior a 98% dos participantes ativos.O plano contempla benefícios de risco com cobertura para invalidez e morte totalmente custeados pelas patrocinadoras,aos empregados ativos participantes do plano. Esses benefícios são pagos sob a forma de pecúlio, pagamento único. Porsuas características o plano previdenciário de contribuição definida não apresenta déficit ou superávit, já que o resultadodos investimentos é integralmente repassado para os participantes.A contribuição das Patrocinadoras COELBA e COSERN para os planos de Contribuição Definida da FAELBA e FASERN,corresponde a igual contribuição dos participantes, e mais 9,44% na COELBA e 9,17% na COSERN, respectivamente, dototal mensal do salário real de contribuição dos participantes ativos, para benefícios de risco (invalidez/morte), e outros.753

28. EVENTOS SUBSEQUENTESReajuste tarifárioAAgência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, através da Resolução nº 109, de 20 de abril de 2004, fixou o reajustetarifário da COSERN em 15,11%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica vigentes, a partir de22 de abril de 2004, e, através da Resolução nº 116, também de 20 de abril de 2004, fixou em 12,77% o índice médio dereajuste tarifário da COELBA, para o ano de 2004.Homologação tarifa do contrato inicial CHESFAANEEL através da Resolução nº 100, de 19 de abril de 2004, homologou as novas tarifas do contrato inicial com CHESF,com vigência a partir de 22 de abril de 2004. Tais tarifas representam um reajuste médio de 5,82% na COSERN e 5,76%na COELBA, na despesa com a compra de energia elétrica, relativa a esse contrato.DebênturesEm 1º de março de 2004. O Conselho de Administração aprovou a proposição à Assembléia Geral Extraordinária daCOSERN para a realização da segunda emissão pública de 1.200 (mil e duzentas) debêntures, nominativas-escriturais, emsérie única, com garantia real, com valor nominal unitário de R$ 100.000,00 (cem mil reais), perfazendo o montante totalde R$ 120.000.000,00 (cento e vinte milhões de reais), com prazo de vencimento de 4 anos. Adicionalmente, em 20 deabril de 2004, foi publicado o edital de convocação da Assembléia Geral Extraordinária, a ser realizada em 05 de maio de2004, para deliberar sobre o assunto.A Assembléia Geral Extraordinária da CELPE, realizada em 30 de março de 2004, aprovou a proposta de emissão públicade debêntures, não conversíveis em ações, no valor de R$ 127.939.500,00 (cento e vinte e sete milhões, novecentos e trintae nove mil e quinhentos reais), com garantia fidejussória da GUARANIANA e a vinculação de receitas da CELPE. O valornominal das Debêntures será (i) atualizado pela variação da cotação de fechamento da taxa de venda de câmbio de reaispor dólares norte-americanos; (ii) remunerado a uma taxa de juros de 11,30% (onze por cento e trinta centésimos) ao ano;e (iii) resgatado no prazo de vencimento de 08 anos. A Emissão deverá ser aprovada pela Agência Nacional de EnergiaElétrica – ANEEL, previamente ao início da distribuição das Debêntures.05.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO DA COMPANHIA NO TRIMESTREComentário do desempenho da Companhia no Trimestre:O resultado líquido do trimestre findo em 31 de março de 2004 gerou um lucro de R$ 29,7 milhões, representando desviopositivo de R$ 73,2 milhões em relação a igual período de 2003, influenciado basicamente pelos seguintes fatores:- O resultado financeiro no primeiro trimestre de 2004 apresentou desvio negativo de R$ 6,9 milhões em relação ao mesmoperíodo de 2003, decorrente basicamente dos efeitos relativos aos contratos com as distribuidoras dentro do processo dedesverticalização da TERMOPERNAMBUCO E TERMOAÇU, celebrados após o primeiro trimestre de 2003.Adicionalmente, a Companhia vem adotando o procedimento de registrar no ativo diferido os encargos incorridosrelacionados com os recursos aportados na controlada TERMOPERNAMBUCO, com o propósito da construção de suaUsina Termoelétrica. Esse procedimento, no primeiro trimestre de 2004, resultou em menores despesas financeiras no valorde R$ 4,0 milhões.Maior resultado com participações em controladas de R$ 80,6 milhões no primeiro trimestre de 2004, em relação a igualperíodo do ano anterior, justificado principalmente pelo efeito dos reajustes tarifários.754

06.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)Código Descrição 31/03/2004 31/12/20031 Ativo Total 11.427.736 11.106.0061.01 Ativo Circulante 1.866.452 1.716.5241.01.01 Disponibilidades 164.445 86.5361.01.01.01 Numerário Disponível 74.079 43.4611.01.01.02 Aplicações Financeiras 90.366 43.0751.01.02 Créditos 1.597.273 1.539.0471.01.02.01 Consumidores e Revendedores - Líquido 942.162 967.1931.01.02.02 Títulos a Receber 140.165 130.3421.01.02.03 Títulos e Valores Mobiliários 91.228 7.0901.01.02.04 Recomposição Tarifária do Racionamento 138.029 148.9251.01.02.05 Energia Livre - Racionamento 50.944 53.2581.01.02.06 Bônus do Racionamento 15.015 15.0121.01.02.07 Valores Tar. Não Gerenciáveis a Compensar 85.668 52.6311.01.02.08 Gastos Incrementais com Rac. a Recuperar 13.871 13.7251.01.02.09 Rendas a Receber 411 01.01.02.10 Repasse de Empréstimos e Financiamentos 6.981 8.2501.01.02.11 Provisão para Devedores Duvidosos (108.598) (101.769)1.01.02.13 Serviços em Curso 34.625 32.6601.01.02.14 IR e CS Diferidos 34.120 22.8091.01.02.15 Tributos a Compensar 98.684 135.0881.01.02.16 Benef. Fiscal - Ágio Incorp. Controladora 53.968 53.8331.01.03 Estoques 7.764 9.7761.01.04 Outros 96.970 81.1651.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 2.755.212 2.649.3931.02.01 Créditos Diversos 2.644.764 2.584.0281.02.01.01 Consumidores, Concession. e Permis. 81.312 82.4251.02.01.02 Títulos a Receber 214.409 154.2961.02.01.03 Tributos a Compensar 117.765 124.2721.02.01.04 Imp. de Renda e Contrib. Soc. Diferidos 458.828 463.7951.02.01.05 Benef. Fiscal - Ágio Incorp. Controladora 904.205 916.4221.02.01.06 Recomposição Tarifária do Racionamento 479.171 477.6351.02.01.07 Energia Livre - Racionamento 205.508 203.0371.02.01.08 Valores Tarif. não Gerenc. a Compensar 146.226 125.1101.02.01.09 Financiamentos Repassados 2.419 2.5311.02.01.10 Depósitos Judiciais 34.921 34.5051.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 3.190 851.02.02.01 Com Coligadas 0 01.02.02.02 Com Controladas 0 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 3.190 851.02.03 Outros 107.258 65.2801.03 Ativo Permanente 6.806.072 6.740.0891.03.01 Investimentos 8.543 8.6781.03.01.01 Participações em Coligadas 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 01.03.01.03 Outros Investimentos 8.543 8.6781.03.02 Imobilizado 4.567.322 4.551.2771.03.03 Diferido 2.230.207 2.180.134755

06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)Código Descrição 31/03/2004 31/12/20032 Passivo Total 11.427.736 11.106.0062.01 Passivo Circulante 3.435.241 3.570.1552.01.01 Empréstimos e Financiamentos 2.105.710 2.357.6012.01.01.01 Empréstimos e Financiamentos 2.091.442 2.341.5222.01.01.02 Entidades de Previdência Privada 14.268 16.0792.01.02 Debêntures 13.047 6.5892.01.03 Fornecedores 492.094 457.0772.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 284.914 250.4752.01.04.01 Tributos e Contribuições Sociais 164.509 143.3652.01.04.02 Parcelamento de Tributos e Contribuições 16.185 15.5282.01.04.03 IR e CS Diferidos 104.220 91.5822.01.05 Dividendos a Pagar 80.648 75.1282.01.05.01 Participação do Empregado 4.127 5052.01.05.02 Dividendos e Juros s/ Capital Próprio 76.521 74.6232.01.06 Provisões 275.418 246.4932.01.06.01 Encargos de Dívidas 56.531 65.3782.01.06.02 Obrigações Estimadas 29.001 32.2152.01.06.03 Provisões para Contingências 44.850 37.3822.01.06.04 Encargos Regulamentares 92.811 61.3642.01.06.05 Energia - Livre Racionamento 52.225 50.1542.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 14.165 31.0282.01.08 Outros 169.245 145.7642.01.08.01 Folha de Pagamento 13.490 13.4912.01.08.02 Valores Tar. não Ger. a Compensar 20.903 29.5912.01.08.03 Consum. Baixa Renda - Tarifa Social 4.219 4.9782.01.08.04 Outros 130.633 97.7042.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 2.790.326 2.369.2632.02.01 Empréstimos e Financiamentos 1.827.903 1.441.2632.02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.775.425 1.390.2862.02.01.02 Encargos das Dívidas 52.478 50.9772.02.02 Debêntures 209.301 203.5432.02.03 Provisões 534.933 496.9022.02.03.01 Provisões para Contingências 132.768 130.8832.02.03.02 Entidade de Previdência Privada 131.667 129.9282.02.03.03 IR e CS Diferidos 266.952 232.0722.02.03.04 Valores Tar. não Ger. a Compensar 3.546 4.0192.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 100 02.02.04.01 Empresas Ligadas 100 02.02.05 Outros 218.089 227.5552.02.05.01 Adiantamento p/ Futuro Aumento de Capital 7.783 10.1472.02.05.02 Parcelamento de Tributos e Contribuições 5.388 8.9612.02.05.03 Energia - Livre Racionamento 188.845 196.0742.02.05.04 Outros 16.073 12.3732.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.04 Participações Minoritárias 429.372 423.4722.05 Patrimônio Líquido 4.772.797 4.743.1162.05.01 Capital Social Realizado 4.739.025 4.739.0252.05.02 Reservas de Capital 2.288 2.2882.05.03 Reservas de Reavaliação 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 02.05.04 Reservas de Lucro 1.803 1.8032.05.04.01 Legal 1.803 1.8032.05.04.02 Estatutária 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 02.05.04.06 Especial p/Dividendos não Distribuídos 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 29.681 0756

07.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO CONSOLIDADO (Reais Mil)01/01/2004 a 01/01/2004 a 01/01/2003 a 01/01/2003 aCódigo Descrição 31/03/2004 31/03/2004 31/03/2003 31/03/20033.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 1.357.299 1.357.299 973.295 973.2953.02 Deduções da Receita Bruta (401.476) (401.476) (279.569) (279.569)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 955.823 955.823 693.726 693.7263.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (758.382) (758.382) (599.061) (599.061)3.05 Resultado Bruto 197.441 197.441 94.665 94.6653.06 Despesas/Receitas Operacionais (108.537) (108.537) (147.989) (147.989)3.06.01 Com Vendas 0 0 0 03.06.02 Gerais e Administrativas 0 0 0 03.06.03 Financeiras (84.484) (84.484) (111.833) (111.833)3.06.03.01 Receitas Financeiras 123.423 123.423 263.029 263.0293.06.03.02 Despesas Financeiras (207.907) (207.907) (374.862) (374.862)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais (24.053) (24.053) (36.156) (36.156)3.06.05.01 Amortização do Ágio (24.064) (24.064) (36.156) (36.156)3.06.05.02 Variação Cambial - Garter 11 11 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0 03.07 Resultado Operacional 88.904 88.904 (53.324) (53.324)3.08 Resultado Não Operacional (807) (807) (1.266) (1.266)3.08.01 Receitas 364 364 1.276 1.2763.08.02 Despesas (1.171) (1.171) (2.542) (2.542)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 88.097 88.097 (54.590) (54.590)3.10 Provisão para IR e Contribuição Social (38.787) (38.787) (5.480) (5.480)3.11 IR Diferido (2.436) (2.436) 13.484 13.4843.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 0 03.12.01 Participações 0 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 03.14 Participações Minoritárias (21.943) (21.943) 1.290 1.2903.15 Lucro/Prejuízo do Período 24.931 24.931 (45.296) (45.296)NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 5.850.636 5.850.636 5.739.262 5.739.262LUCRO POR AÇÃO 0,00426 0,00426PREJUÍZO POR AÇÃO (0,00789) (0,00789)08.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO CONSOLIDADO NO TRIMESTREComentário de desempenho do Consolidado no Trimestre:O resultado bruto consolidado do trimestre, proveniente principalmente da operação de fornecimento de energia elétrica,de R$ 197.441 milhões, foi 108,56% superior ao verificado em igual período do ano anterior, devido principalmente a:- Reposicionamento tarifário das controladas COELBA e COSERN, de 28,61% e 11,49%, respectivamente, desde abrilde 2003;- Subvenção à baixa renda (tarifa social), nos valores de R$ 40,8 milhões, R$ 15,5 milhões e R$ 5,8 milhões, daCOELBA, CELPE e COSERN, respectivamente.O resultado financeiro no primeiro trimestre de 2004 apresentou um desvio positivo de 24,5% em relação ao mesmotrimestre do ano anterior, devido principalmente ao comportamento da taxa de câmbio sobre o estoque da dívida em moedaestrangeira, que fez as despesas financeiras reduzirem 44,5% em relação ao mesmo período do exercício de 2003.757

09.01 - PARTICIPAÇÕES EM SOCIEDADES CONTROLADAS E/OU COLIGADASNº de Ações Nº de Ações% Participação % Patrimônio detidas no detidas noRazão Social da no Capital Líquido da Tipo de Trim. Atual Trim. AnteriorItem Controlada/Coligada CNPJ Classificação da Investida Investidora Empresa (Mil) (Mil)01 Cia. Eletricidade do 15.139.629/0001-94 Aberta Empresa Comercial,Estado da Bahia Controlada 87,84 31,48 Industrial e Outras 16.530.090 16.530.09002 Cia. Energética do Aberta Empresa Comercial,Rio Grande do Norte 08.324.196/0001-81 Controlada 25,24 2,77 Industrial e Outras 42.427 42.42703 Cia. Energética de Aberta Empresa Comercial,Pernambuco 10.835.932/0001-08 Controlada 89,17 22,90 Industrial e Outras 63.604.631 63.604.63104 Ibenbrasil - Iberdrola Fechada Empresa Comercial,Emp do Brasil S.A. 03.222.453/0001-50 Controlada 100,00 0,14 Industrial e Outras 4.165 4.16505 Guaraniana Comércio Fechada Empresa Comercial,e Serviços S.A. 04.023.261/0001-88 Coligada 100,00 0,39 Industrial e Outras 7.100 7.10006 Termopernambuco S.A. Fechada Empresa Comercial,03.795.050/0001-09 Controlada 100,00 1,67 Industrial e Outras 342.594 342.59407 Termoaçú S.A. Fechada Empresa Comercial,03.783.964/0001-41 Controlada 70,00 3,97 Industrial e Outras 182.000 182.00008 Termo GCS Fechada Empresa Comercial,04.780.652/0001-47 Controlada 1,00 0,00 Industrial e Outras 100 10017.01 - RELATÓRIO DA REVISÃO ESPECIAL - SEM RESSALVAAosAcionistas e Administradores daGuaraniana S.A.Rio de Janeiro-RJ1. Efetuamos uma revisão especial das informações trimestrais - ITR da Guaraniana S.A. (Controladora e consolidado)referentes ao trimestre findo em 31 de março de 2004, elaboradas sob a responsabilidade de sua Administração, deacordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, compreendendo os balanços patrimoniais, individual econsolidado, as respectivas demonstrações do resultado e o relatório de desempenho.2. Nossa revisão foi efetuada de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON - Instituto dos AuditoresIndependentes do Brasil, em conjunto com o Conselho Federal de Contabilidade, e consistiu, principalmente, de: (a)indagação e discussão com os administradores responsáveis pelas áreas contábil, financeira e operacional daCompanhia e suas controladas, quanto aos principais critérios adotados na elaboração das informações trimestrais e(b) revisão das informações e dos eventos subseqüentes que tenham ou possam vir a ter efeitos relevantes sobre asituação financeira e nas operações da Companhia e suas controladas.3. Baseados em nossa revisão especial, não temos conhecimento de nenhuma modificação relevante que deva ser feitanas informações trimestrais referidas no parágrafo 1 para que estas estejam de acordo com as práticas contábeisadotadas no Brasil, aplicadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliáriosespecificamente aplicáveis à elaboração das informações trimestrais obrigatórias.4. Anteriormente, auditamos os balanços patrimoniais, levantados em 31 de dezembro de 2003, controladora econsolidado, e emitimos parecer, datado de 26 de janeiro de 2004, sem ressalvas. As demonstrações do resultadoreferentes ao trimestre findo em 31 de março de 2003, apresentadas para fins de comparação, foram revisadas, e nossorelatório de revisão especial datado de 14 de maio de 2003, continha parágrafo de ênfase quanto à liquidação financeirados valores relativos às transações de venda e compra de energia realizadas no âmbito do Mercado Atacadista deEnergia Elétrica – MAE, cujos valores poderiam estar sujeitos a diversas modificações e não haviam sido liquidadosaté 31 de março de 2003.Rio de janeiro, 30 de abril de 2004DELOITTE TOUCHE TOHMATSUAuditores IndependentesCRC Nº 2 SP 011.609/O – 8-F “RJ”José Othon Tavares de AlmeidaContadorCRC – BA nº 013.212/O-8-S “RJ”758

EmissoraCOMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA - COELBAAvenida Edgard Santos, 300, Salvador - BAwww.coelba.com.brInstituição LíderBANCO SANTANDER BRASIL S.A.Rua Amador Bueno, 474, 3º andar, Bloco C - São Paulo - SPwww.santander.com.brInstituições IntermediáriasBANCO ABN AMRO REAL S.A.Avenida Paulista, 1.374, 16º andar - São Paulo - SPwww.bancoreal.com.brBANCO BRADESCO S.A.Avenida Paulista, 1.450, 13º andar - São Paulo - SPwww.shopinvest.com.brBANCO ITAÚ-BBA S.A.Avenida Brigadeiro Faria Lima, 3.400, 3º ao 8º andares - São Paulo - SPwww.itaubba.com.brUNIBANCO - UNIÃO DE BANCOS BRASILEIROS S.A.Avenida Eusébio Matoso, 891, 18º andar - São Paulo - SPwww.unibanco.com.brInstituição Depositária e MandatáriaBANCO ITAÚ S.A.Avenida Eng. Armando de Arruda Pereira, 707, 9º andar - São Paulo - SPAgente FiduciárioPENTÁGONO S.A. DISTRIBUIDORA DE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOSAvenida das Américas, 3.333, sala 307, Barra da Tijuca - Rio de Janeiro - RJConsultor Jurídico da Emissora e da GuaranianaDEMAREST E ALMEIDA - ADVOGADOSAvenida Pedroso de Moraes, 1.201 - São Paulo - SPAvenida Rio Branco, 01, 6º andar - Rio de Janeiro - RJConsultor Jurídico das InstituiçõesSOUZA, CESCON AVEDISSIAN, BARRIEU E FLESH - ADVOGADOSPraia de Botafogo, 228, Conj. 605 - Rio de Janeiro - RJEste Prospecto está disponível no Website:www.mercadosdecapitais.com.br(11) 3259-3000