bb copel debentures suplemento · garantia, com valor nominal unitário de r$ 10.000,00 (dez mil...

Suplemento Definitivo ao Prospecto do Primeiro Programa de Distribuição de DebênturesQuarta Emissão Pública de Debêntures Simples da

R$ 600.000.000,00

A data deste Suplemento é 4 de outubro de 2006.

Classificação de Risco: Fitch Ratings: A+(bra)

Distribuição pública de 60.000 (sessenta mil) debêntures simples, não conversíveis em ações, da quarta emissão da Companhia Paranaense deEnergia - COPEL (a “Emissão“ e a “COPEL”, “Companhia” ou “Emissora”), todas nominativas e escriturais, em série única, da espécie semgarantia, com valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais) (as “Debêntures”), perfazendo o montante de R$ 600.000.000,00(seiscentos milhões de reais) na data de Emissão, qual seja, 1º de setembro de 2006 (a “Oferta” e a “Data de Emissão”, respectivamente), sujeitoà elevação em virtude da possibilidade de exercício da Opção das Debêntures Adicionais, conforme definidas neste Suplemento.

A Emissão foi aprovada conforme deliberação do Conselho de Administração da Emissora em reunião realizada em 18 de agosto de 2006, cujaata foi publicada no Diário Oficial do Estado do Paraná e nos Jornais O Estado do Paraná e Diário Comércio e Indústria - DCI e arquivada na JuntaComercial do Estado do Paraná – JUCEPAR (“JUCEPAR”), sob o nº 20063253062, em 30 de agosto de 2006.

Adicionalmente, o Conselho de Administração da Emissora, reunido em 21 de setembro de 2006, aprovou a taxa de remuneração das Debêntures, sendoque a respectiva ata foi publicada no Diário Oficial do Estado do Paraná e nos Jornais O Estado do Paraná e Diário Comércio e Indústria – DCI, e arquivada naJUCEPAR sob o nº 20063482789, em 21 de setembro de 2006.

As Debêntures serão objeto de distribuição pública, sob regime de garantia firme, com intermediação de instituições financeiras integrantes do sistema dedistribuição de valores mobiliários, para colocação no mercado primário por meio do SDT – Sistema de Distribuição de Títulos, nos termos da InstruçãoCVM nº 400, de 29 de dezembro de 2003 . As Debêntures serão registradas para negociação no mercado secundário no SND – Sistema Nacional deDebêntures, sendo a liquidação financeira da negociação das Debêntures, bem como sua custódia processadas na CETIP – Câmara de Custódia eLiquidação e no Sistema de Negociação BOVESPA FIX, da Bolsa de Valores de São Paulo - BOVESPA. As Debêntures Adicionais, caso emitidas, serãodistribuídas em regime de melhores esforços.

A Oferta é realizada no âmbito do Primeiro Programa de Distribuição de Debêntures da Companhia (o “Programa de Distribuição”), arquivado na Comissãode Valores Mobiliários (“CVM”) em 25 de abril de 2005, sob o n° CVM/SRE/PRO/2005/005, tendo sido o Prospecto do Programa atualizado em 5 de maiode 2006. A Oferta foi registrada perante a Comissão de Valores Mobiliários (a “CVM”) sob nº CVM/SRE/DEB/2006/037, em 4 de outubro de 2006.

Antes de tomar decisão de investimento nas Debêntures, a Emissora, o Coordenador Líder e as Instituições Intermediárias Contratadasrecomendam aos potenciais investidores a leitura deste Suplemento em conjunto com o Prospecto do Programa de Distribuição. Para avaliaçãodos riscos associados à Oferta, os investidores devem ler a Seção “Fatores de Risco Relativos à Oferta”, nas páginas 47 a 59 deste Suplemento,bem como os demais fatores de risco descritos na Seção “Fatores de Risco” do Prospecto do Programa de Distribuição.

O registro da Oferta não implica, por parte da CVM, garantia de veracidade das informações prestadas ou em julgamento sobre a qualidade daEmissora, bem como sobre as Debêntures ofertadas.

“A presente oferta pública foi elaborada de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para as Ofertas Públicas deDistribuição e Aquisição de Valores Mobiliários, aprovado em Assembléia Geral da ANBID, e parte integrante da ata registrada no 4º Ofíciode Registro de Pessoas Jurídicas da Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, sob o nº 4890254, atendendo, assim, a presente ofertapública, aos padrões mínimos de informação contidos no código, não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelas referidasinformações, pela qualidade da emissora, das instituições participantes e das debêntures objeto da oferta pública.”

Código ISIN: BRCPLEDBS091

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA - COPELCompanhia Aberta

Rua Coronel Dulcídio nº 800 – 80420-170 – Curitiba – PRCNPJ/MF nº 76.483.817/0001-20

Coordenador Líder

Instituições Intermediárias Contratadas

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ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO ........................................................................................................................................................................................... 3Definições...................................................................................................................................................................................................... 5Resumo das Características da Oferta........................................................................................................................................................... 7

2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES .............................................................. 13Administradores da Emissora ....................................................................................................................................................................... 15Coordenador Líder ........................................................................................................................................................................................ 15Instituições Intermediárias Contratadas........................................................................................................................................................ 16Banco Mandatário ......................................................................................................................................................................................... 16Agente Fiduciário .......................................................................................................................................................................................... 16Assessores Legais.......................................................................................................................................................................................... 17Auditores Independentes ............................................................................................................................................................................... 17Declaração dos Administradores da Emissora e do Coordenador Líder ...................................................................................................... 18

3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA ............................................................................................................................................ 19Características da Oferta ............................................................................................................................................................................... 21Contrato de Distribuição ............................................................................................................................................................................... 37Destinação dos Recursos............................................................................................................................................................................... 44Capitalização ................................................................................................................................................................................................. 45Fatores de Risco ............................................................................................................................................................................................ 47

Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos ............................................................................................................................... 47Riscos Relacionados ao Setor Elétrico ................................................................................................................................................. 49Riscos Relativos à Emissora ................................................................................................................................................................. 54Riscos Relacionados às Debêntures...................................................................................................................................................... 57

4. INFORMAÇÕES RELATIVAS À EMISSORA....................................................................................................................................... 61Informações Financeiras Selecionadas ......................................................................................................................................................... 63Análise e Discussão da Administração sobre as Demonstrações Financeiras e Resultados Operacionais da Emissora ............................. 68Atualização das Informações Constantes do Prospecto do Programa de Distribuição ................................................................................ 86

Negócios da Emissora........................................................................................................................................................................... 86Dividendos e Política de Dividendos .................................................................................................................................................... 101Administração ....................................................................................................................................................................................... 101Principais Acionistas ............................................................................................................................................................................ 116Informações sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos ................................................................................................................. 118Pendências Judiciais ............................................................................................................................................................................. 123

5. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ..................................................................................................................................................... 135ITR – Informações Trimestrais Relativas ao Período Encerrado em 30 de Junho de 2006, com Respectivo Relatório da Revisão Especial ....... 137

6. ANEXOS ...................................................................................................................................................................................................... 235

ANEXO I Ata de Reunião do Conselho de Administração da Emissora Realizada em 18 de Agosto de 2006 .................................... 237

ANEXO II Ata de Reunião do Conselho de Administração da Emissora Realizada em 21 de Setembro de 2006 ................................ 249

ANEXO III Escritura Particular da Quarta Emissão de Debêntures Simples, Não-Conversíveis em Ações, em Série Única,da Espécie Quirografária, para Distribuição Pública, da Companhia Paranaense de Energia - COPEL............................ 253

ANEXO IV Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da Quarta Emissão de Debêntures Simples,Não-Conversíveis em Ações, em Série Única, da Espécie Quirografária, para Distribuição Pública,da Companhia Paranaense de Energia - COPEL................................................................................................................. 285

ANEXO V Súmula da Classificação de Risco ......................................................................................................................................... 293

ANEXO VI Declarações, nos Termos do Artigo 56 da Instrução CVM nº 400........................................................................................ 299

1. INTRODUÇÃO

• Definições

• Resumo das Características da Oferta

3

DEFINIÇÕES

Agente Fiduciário Pentágono S.A. DTVM

ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

ANDIMA Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro

Anúncio de Encerramento Anúncio de encerramento da distribuição pública das Debêntures

Anúncio de Início Anúncio de início da distribuição pública das Debêntures

Banco Mandatário Banco Itaú S.A.

BOVESPA Bolsa de Valores de São Paulo

BOVESPA FIX Sistema de Negociação BOVESPA FIX, da BOVESPA

CBLC Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia

CCEAR Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR, firmados entre a Copel Geração e as Distribuidoras, juntamente com os seus anexos, suplementos e respectivos instrumentos de garantia outorgadas à Copel Geração.

CETIP Câmara de Custódia e Liquidação

Compagás Companhia Paranaense de Gás - Compagás

Companhia, Emissora ou COPEL

Companhia Paranaense de Energia – COPEL

Contrato de Distribuição Instrumento Particular de Contrato de Coordenação, Distribuição e Colocação Pública de Debêntures Simples em Regime de Garantia Firme da Quarta Emissão da Companhia Paranaense de Energia - COPEL, celebrado entre a Companhia e o BB Banco de Investimento S.A., em 14 de setembro de 2006.

COPEL-DIS COPEL Distribuição S.A.

COPEL Empreendimentos COPEL Empreendimentos Ltda.

COPEL-GER COPEL Geração S.A.

COPEL-HOL COPEL Holding S.A.

COPEL-PAR COPEL Participações S.A.

COPEL-TE COPEL Telecomunicações S.A.

5

COPEL-TRA COPEL Transmissão S.A.

CVM Comissão de Valores Mobiliários

Debêntures Debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, nominativas, escriturais, da 4ª Emissão da Companhia

Elejor Elejor – Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A.

El Paso Empreendimentos El Paso Empreendimentos e Pariticipações Ltda

Escritura de Emissão Escritura Particular da Quarta Emissão de Debêntures Simples, Não Conversíveis em Ações, em Série Única, da Espécie Quirografária, para Distribuição Pública, da Companhia Paranaense de Energia - COPEL, celebrada entre a Companhia e o Agente Fiduciário em 14 de setembro de 2006, conforme aditada em 21 de setembro de 2006.

IGP-M Índice Geral de Preços - Mercado, conforme divulgado pela Fundação Getúlio Vargas

Coordenador Líder BB Banco de Investimento S.A.


Banco ABN AMRO Real S.A. e Banif Primus Banco de Investimento S.A.

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

Lei das Sociedades por Ações Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976, alterada pela Lei nº 9.457, de 05 de maio de 1997, e Lei nº 10.303, de 31 de outubro de 2001

Programa de Distribuição Primeiro Programa de Distribuição de Debêntures da Companhia, com limite de R$ 1.000.000.000,00 (um bilhão de reais), registrado na CVM sob n.º CVM/SRE/PRO/2005/005, em 25 de abril de 2005

SDT Sistema de Distribuição de Títulos, sendo a custódia e liquidação financeira das Debêntures processadas na CETIP

SND Sistema Nacional de Debêntures, sendo a custódia e liquidação financeira das Debêntures processadas na CETIP

Suplemento Suplemento ao Prospecto do Primeiro Programa de Distribuição de Debêntures da Companhia Paranaense de Energia – COPEL

Taxa DI Taxa média dos Depósitos Interfinanceiros DI de um dia, “extra grupo”, expressa na forma percentual ao ano, base 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias úteis, calculada e divulgada pela CETIP, no Informativo Diário, disponível em sua página na Internet (http://www.cetip.com.br)

UEG Araucária UEG Araucária Ltda.

6

RESUMO DAS CARACTERÍSTICAS DA OFERTA

Emissora: Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Valor Mobiliário: Debêntures simples, não conversíveis em ações

Data de Emissão das Debêntures: 1º de setembro de 2006 (“Data de Emissão”)

Agente Fiduciário: Pentágono S.A. DTVM

Banco Mandatário: Banco Itaú S.A.

Coordenador Líder: BB Banco de Investimento S.A.

Instituições Intermediárias

Contratadas

Banco ABN AMRO Real S.A. e Banif Primus Banco de Investimento S.A.

Valor Total da Emissão: R$ 600.000.000,00 (seiscentos milhões de reais), observada a

possibilidade de exercício da Opção das Debêntures Adicionais,

conforme definida abaixo.

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

Quantidade de Debêntures: 60.000 (sessenta mil) Debêntures, sujeita à elevação em virtude da

possibilidade de exercício da Opção das Debêntures Adicionais,

conforme definida abaixo.

Opção das Debêntures Adicionais Nos termos do §2º do artigo 14 da Instrução CVM 400, a quantidade

de Debêntures a serem distribuídas nos termos da Escritura de

Emissão poderá, a critério da Emissora e sem a necessidade de novo

pedido ou de modificação dos termos da Oferta, ser aumentada, até

20% (vinte por cento) com relação à quantidade inicialmente

requerida.

Valor Nominal Unitário das

Debêntures:

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

mil reais), na Data de Emissão.

7

Espécie: As Debêntures serão da espécie quirografária.

Forma e Conversibilidade: As Debêntures serão da forma nominativa, escritural e não

conversíveis em ações.

Prazo e Data de Vencimento: As Debêntures terão prazo de vencimento de 5 (cinco) anos a contar

da Data de Emissão, com vencimento final em 1º de setembro de

2011.

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

Nominal Unitário, acrescido da Remuneração, calculada pro rata

temporis desde a Data de Emissão até a data da sua efetiva

integralização.

Remuneração: A remuneração final das Debêntures, conforme definida em

procedimento de bookbuilding, foi de 104% (cento e quatro por

cento) da Taxa DI.

Data de Pagamento da

Remuneração:

A Remuneração será paga ao final de cada Período de Capitalização,

que é o intervalo de tempo que se inicia na Data de Emissão, inclusive,

no caso do primeiro Período de Capitalização, ou na data prevista

para o pagamento dos juros imediatamente anterior, inclusive, no

caso dos demais Períodos de Capitalização, e termina na data prevista

do pagamento de juros correspondente ao período, exclusive

(“Período de Capitalização”). Cada Período de Capitalização sucede o

anterior sem solução de continuidade. Os juros correspondentes aos

Períodos de Capitalização serão devidos e pagos semestralmente,

sendo o primeiro vencimento em 1º de março de 2007 e, o último,

em 1º de setembro de 2011.

Prazo e Forma de Integralização: Observado o § 3.º do artigo 59 da Lei das Sociedades por Ações e os

artigos 17 e 18 da Instrução CVM 400, o prazo máximo para

colocação pública das Debêntures sob regime de garantia firme será

de até 2 (dois) dias úteis contados a partir da data de publicação do

anúncio de início da Oferta (“Prazo de Colocação”). A integralização

será à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional.

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

utilizando-se, conforme o caso: (i) os procedimentos adotados pela

CBLC, para as Debêntures registradas no BOVESPA FIX; ou (ii) os

procedimentos adotados pela CETIP, para as debêntures registradas

no SND; ou (iii) para os Debenturistas que não estejam vinculados a

esses sistemas, por meio do Banco Mandatário da presente Emissão.

Amortização: A amortização das Debêntures será efetuada na data de vencimento

final das Debêntures, ou seja 1º de setembro de 2011.

Resgate Antecipado: Não será facultado resgate antecipado das Debêntures.

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

garantia firme, com intermediação de instituições financeiras

integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, por meio

do SDT, sendo a liquidação financeira da distribuição processada na

CETIP. As Debêntures Adicionais, se emitidas, serão distribuídas em

regime de melhores esforços

Imunidade de Debenturistas: Caso qualquer Debenturista goze de algum tipo de imunidade ou

isenção tributária, este deverá encaminhar ao Banco Mandatário, no

prazo mínimo de 10 (dez) Dias Úteis antes da data prevista para

recebimento de valores relativos às Debêntures, documentação

comprobatória dessa imunidade ou isenção tributária.

9

Quoruns Mínimos de Deliberação

em Assembléia Geral de

Debenturistas:

Em regra geral as deliberações da Assembléia Geral de Debenturistas

serão tomadas por Debenturistas que representem, pelo menos, 75%

(setenta e cinco por cento) das Debêntures em Circulação, inclusive

autorizar o Agente Fiduciário a não declarar antecipadamente

vencidas as Debêntures, a se abster de tomar qualquer providência

necessária para a realização dos créditos dos Debenturistas e a se

abster de requerer falência.

A decisão quanto ao novo parâmetro de remuneração no caso de

extinção ou proibição de utilização da Taxa DI por imposição legal,

dependerá da deliberação positiva de Debenturistas representando

2/3 (dois terços) do total das Debêntures em circulação.

As seguintes alterações dependerão da deliberação positiva de

Debenturistas representando, no mínimo, 90% (noventa por cento)

do total das Debêntures em Circulação:

(a) alterar as condições (i) de Remuneração, (ii) de Amortização, (iii)

de Prazo de Vencimento das Debêntures, (iv) dos Eventos de

Vencimento Antecipado das Debêntures,

(b) alterar os quoruns qualificados estabelecidos na Escritura de

Emissão.

A representação dos titulares das Debêntures, pelo Agente Fiduciário,

em processo de falência, recuperação judicial ou extrajudicial,

intervenção ou liquidação extrajudicial da Emissora ou em processo

similar aplicável à Emissora, será dispensada por deliberação de

maioria simples das Debêntures em Circulação.

Nas deliberações da assembléia, a cada Debênture em Circulação,

caberá um voto. Para efeitos das deliberações, consideram-se como

Debêntures em circulação todas as Debêntures subscritas, excluídas

aquelas mantidas em tesouraria pela Emissora e as de titularidade de

(i) controladas; (ii) controladoras (ou grupo de controle da Emissora

ou controladas); (iii) administradores da Emissora, das controladas

ou das controladoras; (iv) funcionários da Emissora, das controladas

ou das controladoras; (v) parentes de segundo grau das pessoas

mencionadas nos itens (ii) a (iv) acima; e (vi) de qualquer forma

indiretamente detida por qualquer dos agentes descritos em (i), (ii),

(iii), (iv) e (v) acima.

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Negociação: As Debêntures serão registradas para negociação no mercado

secundário (i) no Sistema Nacional de Debêntures, onde a liquidação

financeira da negociação das Debêntures, bem como sua custódia,

serão processadas na CETIP; e (ii) no Sistema de Negociação BOVESPA

FIX, da Bolsa de Valores de São Paulo – BOVESPA, submetendo-se aos

controles de compensação e liquidação da Companhia Brasileira de

Liquidação e Custódia, sendo os negócios liquidados e as Debêntures

custodiadas na CBLC.

Público Alvo: O público alvo da distribuição pública das Debêntures é composto por

investidores institucionais ou qualificados, conforme definido na Instrução

CVM nº 409, de 18 de agosto de 2004, podendo, entretanto, ser

atendidos, prioritariamente e nesta ordem, os clientes investidores

qualificados do Coordenador e das Instituições Intermediárias Contratadas

que desejarem investir nas Debêntures, tendo em vista a relação dos

Coordenador e das Instituições Intermediárias Contratadas com esses

clientes, bem como outros fundos de investimento (ainda que não sejam

investidores qualificados).

Inadequação do Investimento: A Oferta não é destinada aos investidores que: (i) necessitem de ampla

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

negociação de debêntures é restrito; (ii) não estejam dispostos a correr

risco de crédito de sociedades controladas pelo Poder Público e/ou com

atuação no setor elétrico brasileiro. O potencial investidor deve ler todo o

conteúdo do Prospecto do Programa de Distribuição e do Suplemento

para fazer sua avaliação do investimento nas Debêntures da Emissora, em

especial o capítulo referente a Fatores de Risco. Em relação a tal assunto

os investidores devem ler a Seção "Fatores de Risco" do Prospecto do

Programa de Distribuição e deste Suplemento.

Destinação dos Recursos: Os recursos obtidos pela Emissora por meio desta Emissão serão destinados

ao alongamento do perfil da dívida da Emissora, por meio de pagamento

de suas obrigações financeiras, bem como ao reforço de seu caixa.

Informações Adicionais: Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Companhia,

a Oferta e o Programa de Distribuição poderão ser obtidas junto à

Emissora, ao Coordenador Líder, às Instituições Intermediárias

Contratadas e à CVM.

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2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

• Administradores da Emissora

• Coordenador Líder

• Instituições Intermediárias Contratadas

• Banco Mandatário

• Agente Fiduciário

• Assessores Legais

• Auditores Independentes

• Declaração dos Administradores da Emissora e do Coordenador Líder

13

INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, ASSESSORES E AUDITORES

Administradores da Emissora

Quaisquer outras informações sobre a Emissora, a Oferta, este Suplemento e o Programa de Distribuição

poderão ser obtidas junto à Emissora, no seguinte endereço:

Emissora

Companhia Paranaense de Energia – COPEL

Rua Coronel Dulcídio, n.º 800

80420-170 – Curitiba – PR

At.: Sr. Paulo Roberto Trompczynski

Diretor Financeiro e de Relações com Investidores Telefone: (41) 3331-5110 Fac-símile: (41) 3331-3136

Correio Eletrônico: [email protected]

Quaisquer outras informações sobre a Oferta, este Suplemento e o Programa de Distribuição poderão ser

obtidas junto ao Coordenador Líder e às Instituições Intermediárias Contratadas, nos seguintes endereços:

Coordenador Líder

BB Banco de Investimento S.A.

Rua Senador Dantas, n.º 105 - 36º andar

20031-080 – Rio de Janeiro – RJ

At.: Sra. Marília de Oliveira Carmo(*)

Cargo: Gerente de Divisão

Telefone: (21) 3808-3556

Fac-símile: (21) 3808-3239

Correio Eletrônico: [email protected] / [email protected]

(*) A Sra. Marília de Oliveira Carmo foi designada pelo Coordenador Líder como responsável por prestar os

esclarecimentos nos termos do inciso III do parágrafo 3º do artigo 33 da Instrução CVM 400.

15


Banco ABN AMRO Real S.A.

Av. Paulista, 1374, 3º andar - Cerqueira César

01310-916– São Paulo - SP

At.: Sr. Ciro Mauro Giannini

Telefone: (11) 3174-6830

Fac-símile: (11) 3174-6809

Correio eletrônico: [email protected]

Banif Primus Banco de Investimento S.A.

Rua Minas de Prata, 30, 15º andar

04552-080 - São Paulo, SP

At.: Sr Atila Noaldo Serejo Alves Silva

Telefone: (11) 3074-8000

Fac-símile: (11) 3074-8140


Banco Mandatário e Instituição Depositária

O Banco Mandatário e a instituição depositária podem ser contatados no seguinte endereço:

Banco Itaú S.A. Praça Alfredo Egydio de Souza Aranha nº 100 - Torre ITAUSAAt.: Sr. Luiz Loureiro Telefone: (11) 5029-1905 Fac-símile: (11) 5029-1917 Correio eletrônico: [email protected]

Agente Fiduciário

O Agente Fiduciário pode ser contatado no seguinte endereço:

Pentágono S.A. DTVM

Avenida das Américas, nº. 4200; bloco 04, sala 514

22640-102 – Rio de Janeiro - RJ

At.: Sr. Maurício da Costa Ribeiro

Telefone: (21) 3385-4565

Fac-símile: (21) 3385-4046


16

Assessores Legais

Os assessores legais da Companhia podem ser contatados no seguinte endereço:

Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados

Alameda Joaquim Eugênio de Lima, n.º 447

01403-001 - São Paulo – SP

At.: Sr. Eduardo Soares

Telefone: (11) 3147-7600

Fac-símile: (11) 3147-7770


Os assessores legais do Coordenador Líder podem ser contatados no seguinte endereço:

Souza, Cescon Avedissian, Barrieu e Flesch Advogados

Praia de Botafogo, nº. 228 – 11º andar, salas 1101

22250-040 – Rio de Janeiro – RJ

At.: Sr. Maurício Teixeira dos Santos

Telefone: (21) 2196-9200

Fac-símilie: (21) 2551-5898


Auditores Independentes

Os auditores responsáveis por revisar as demonstrações financeiras da Emissora, no período encerrado em 30 de

junho de 2006, constantes deste Suplemento, podem ser contatados no seguinte endereço:

Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes

Rua Pasteur, nº. 463 – 5º andar

80250-080 - Curitiba - PR

At.: Sr. José Écio Pereira da Costa Junior

Telefone: (41) 3312-1400

Fac-símile:(41) 3312-1471


Os auditores responsáveis por auditar as demonstrações financeiras da Companhia, nos exercícios sociais

encerrados em 31 de dezembro de 2005, 2004 e 2003, constantes do Prospecto do Programa de Distribuição,

podem ser contatados no seguinte endereço:

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PricewaterhouseCoopers Auditores IndependentesAlameda Dr. Carlos de Carvalho, 417 – 10º andar80410-180 – Curitiba - PRAt.: Sr. Valdir CoscodaiTelefone: (41) 3322-7911Fac-símile: (41) 3222-6514Correio eletrônico: [email protected]

Declaração dos Administradores da Emissora e do Coordenador Líder

Declaração nos termos do artigo 56 da Instrução CVM 400:

A Emissora declara que o presente Suplemento contém as informações relevantes necessárias ao conhecimento pelos investidores da Oferta e das Debêntures, sendo tais informações verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, tendo sido elaborado de acordo com as normas pertinentes.

O Coordenador Líder declara que tomou todas as cautelas e agiu com elevado padrão de diligência para

assegurar que as informações prestadas neste Suplemento sejam verdadeiras, consistentes, corretas e

suficientes, tendo sido elaborado de acordo com as normas pertinentes.

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3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

• Características da Oferta

• Contrato de Distribuição

• Destinação dos Recursos

• Capitalização• Fatores de Risco Relacionados às Debêntures e às Ofertas Públicas Realizadas no Âmbito do Programa

• Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos

• Riscos Relacionados ao Setor Elétrico

• Riscos Relativos à Emissora

• Riscos Relacionados às Ofertas Públicas Realizadas no Âmbito do Programa

• Riscos Relacionados às Debêntures

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CARACTERÍSTICAS DA OFERTA

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

Serão emitidas 60.000 (sessenta mil) Debêntures não conversíveis em ações, em série única, da espécie

quirografária, as quais terão valor nominal unitário de R$ R$10.000,00 (dez mil reais) ("Valor Nominal

Unitário"), perfazendo o montante total de R$ 600.000.000,00 (seiscentos milhões de reais) (“Valor Total da

Emissão”), sujeitas à elevação em virtude da possibilidade de exercício da Opção das Debêntures Adicionais.

Para todos os efeitos legais, a Data de Emissão das Debêntures é de 1º de setembro de 2006.

Número de Séries

A Emissão será realizada em série única.

Tipo e Forma e Conversibilidade

As Debêntures serão simples, da forma nominativa, escritural e não conversíveis em ações da Companhia.

Colocação

As Debêntures serão objeto de distribuição pública sob o regime de garantia firme, com intermediação de

instituições financeiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, por meio do SDT,

administrado pela ANDIMA, e operacionalizado pela CETIP.

Opção de Debêntures Adicionais

Nos termos do §2º do artigo 14 da Instrução CVM 400, a quantidade de Debêntures a serem distribuídas nos

termos da Escritura de Emissão poderá, a critério da Emissora e sem a necessidade de novo pedido ou de

modificação dos termos da Oferta, ser aumentada, até 20% (vinte por cento) com relação à quantidade

inicialmente requerida (“Debêntures Adicionais” e “Opção das Debêntures Adicionais”). As Debêntures

Adicionais, se emitidas, serão distribuídas sob o regime de melhores esforços.

Espécie

As Debêntures serão da espécie quirografária.

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Prazo e Data de Vencimento

As Debêntures terão prazo de vencimento de 5 (cinco) anos a contar da Data de Emissão, com vencimento final

em 1º de setembro de 2011.

Distribuição e Negociação

As Debêntures serão distribuídas no mercado primário, por meio do Sistema de Distribuição de Títulos, sendo a

liquidação financeira da distribuição processada na CETIP, observando as normas e procedimentos de

negociação de tal sistema.

As Debêntures serão registradas para negociação no mercado secundário (i) no Sistema Nacional de Debêntures,

onde a liquidação financeira da negociação das Debêntures, bem como sua custódia, serão processadas na

CETIP; e (ii) no Sistema de Negociação BOVESPA FIX, da BOVESPA, submetendo-se aos controles de

compensação e liquidação da Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia, sendo os negócios liquidados e as

Debêntures custodiadas na CBLC.

Prazo e Forma de Subscrição e Integralização

Observado o § 3.º do artigo 59 da Lei das Sociedades por Ações e os artigos 17 e 18 da Instrução CVM 400, o

prazo máximo para colocação pública das Debêntures sob regime de garantia firme será de até 2 (dois) dias úteis

contados a partir da data de publicação do anúncio de início da Oferta (“Prazo de Colocação”). A integralização

será à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional.

Preço de Subscrição

O preço de subscrição das Debêntures será o seu Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração das

Debêntures, conforme taxa de juros apurada por meio do processo de bookbuilding, com base em preço

apurado em coleta de intenções de investimento realizado conforme a Instrução CVM 400, observado o

disposto na Escritura da Emissão e no Contrato de Colocação, acumulada desde a Data de Emissão das

Debêntures, até a data da sua efetiva integralização, que será à vista, em moeda corrente nacional, no ato da

subscrição, de acordo com as normas aplicáveis pela CETIP.

Certificados de Debêntures

A Emissora não emitirá certificados de Debêntures. Para todos os fins de direito, a titularidade das Debêntures

será comprovada pelo extrato emitido pelo Banco Mandatário. Adicionalmente, será expedido pelo SND o

"Relatório de Posição de Ativos", acompanhado de extrato, em nome do Debenturista, emitido pela instituição

financeira responsável pela custódia desses títulos quando depositados no SND, e, para as Debêntures

depositadas na CBLC, extrato de custódia em nome do Debenturista emitido pela CBLC.

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Remuneração das Debêntures

As Debêntures farão jus a uma remuneração que contemplará juros remuneratórios incidentes sobre seu o Valor

Nominal Unitário a partir da Data de Emissão, a serem pagos ao final de cada Período de Capitalização

(conforme definido abaixo) de acordo com a fórmula abaixo. A taxa de juros aplicável às Debêntures será de

104% (cento e quatro por cento) da acumulação das taxas médias diárias dos Depósitos Interfinanceiros – DI de

um dia, Extra Grupo (“Taxa DI”), expressa na forma percentual ao ano, base 252 dias, calculada e divulgada

diariamente pela CETIP (“Remuneração”), conforme definida em procedimento de bookbuilding. O Valor

Nominal Unitário não será atualizado.

Define-se Período de Capitalização como sendo o intervalo de tempo que se inicia na Data de Emissão, inclusive, no

caso do primeiro Período de Capitalização, ou na data prevista para o pagamento dos juros imediatamente anterior,

inclusive, no caso dos demais Períodos de Capitalização, e termina na data prevista do pagamento de juros

correspondente ao período, exclusive (“Período de Capitalização”). Cada Período de Capitalização sucede o anterior

sem solução de continuidade. Os juros correspondentes aos Períodos de Capitalização serão devidos e pagos

semestralmente, sendo o primeiro vencimento em 1º de março de 2007 e, o último, em 1º de setembro de 2011.

A Remuneração das Debêntures será calculada de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias

úteis decorridos, incidentes sobre o seu Valor Nominal Unitário, a partir da Data de Emissão, ou da data de

vencimento do Período de Capitalização anterior, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento, de

acordo com a fórmula abaixo.

O cálculo dos juros obedecerá à seguinte fórmula:

( )1FatorJurosVNJ −×= :

onde:

J valor da Remuneração devida no fim de cada Período de Capitalização, conforme definido no

item 4.2.3 da Escritura de Emissão, calculado com 6 (seis) casas decimais sem arredondamento;

VN Valor Nominal Unitário da Debênture no início do Período de Capitalização, com 6 (seis) casas

decimais, sem arredondamento;

Fator Juros produtório da Taxa DI da data de início do Período de Capitalização, inclusive, até a data de

término do Período de Capitalização, exclusive, calculado com 8 (oito) casas decimais, com

arredondamento, apurado da seguinte forma:

∏=

×+=n

1kk )

100p

TDI(1FatorJurosonde:

23

n número total de Taxa DI, sendo "n" um número inteiro;

p percentual aplicado sobre a Taxa DI, informado com 2 (duas) casas decimais

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

11100

DITDI

252

1

kk −

+=

onde:

k 1, 2, ..., n;

DIk Taxa DI divulgada pela CETIP, expressa na forma percentual ao ano;

A Taxa DI deverá ser utilizada considerando idêntico número de casas decimais divulgado pela CETIP.

O fator resultante da expressão

×+ )100

pTDI(1 k

é considerado com 16 (dezesseis) casas decimais sem

arredondamento.

Efetua-se o produtório dos fatores diários

×+ )100

pTDI(1 k

, sendo que a cada fator diário acumulado, trunca-se

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

último considerado.

Uma vez os fatores estando acumulados, considera-se o fator resultante “Fator DI” com 8 (oito) casas decimais,

com arredondamento.

No caso de indisponibilidade temporária da Taxa DI quando do pagamento de qualquer obrigação pecuniária

prevista neste item, por prazo inferior a 10 (dez) dias corridos, inclusive, será utilizada, em sua substituição, para

apuração de TDIk a última Taxa DI divulgada até a data do cálculo, não sendo devidas quaisquer compensações

financeiras, tanto por parte da Emissora quanto pelos Debenturistas, quando da divulgação posterior da Taxa DI

respectiva.

24

Na ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI por prazo superior a 10 (dez) dias corridos, ou, ainda, no

caso de sua extinção ou impossibilidade de sua utilização, por imposição legal ou por determinação judicial, o

Agente Fiduciário deverá, no prazo máximo de 5 (cinco) Dias Úteis contados do evento ou do término do prazo

de 10 (dez) dias corridos, conforme o caso, convocar Assembléia Geral dos Debenturistas (no modo e prazos

previstos no artigo 124 da Lei das Sociedades por Ações) para deliberação, de comum acordo com a Emissora,

observada a Decisão Conjunta BACEN/CVM nº 13, de 14 de março de 2003, e/ou regulamentação aplicável, do

novo parâmetro a ser aplicado. Até a deliberação desse parâmetro ou até a data do resgate definido na alínea

(a) abaixo serão utilizadas, para o cálculo do valor de quaisquer obrigações previstas nesta Cláusula, as fórmulas

definidas no item 4.2.5 da Escritura de Emissão, sendo que para a apuração de TDIk será utilizado o valor da

última Taxa DI divulgada.

Em referida Assembléia Geral de Debenturistas, titulares de Debêntures representando pelo menos 2/3 (dois

terços) do total das Debêntures em Circulação e a Emissora, decidirão o novo parâmetro de remuneração,

aplicando-se a faculdade da Emissora, definida no item abaixo a seguir ou, em não havendo acordo sobre o

novo parâmetro (ainda que em decorrência da falta de quorum para deliberar sobre a matéria), a Emissora

estará obrigada a proceder nos termos da alínea (a) abaixo.

Após ser definido o novo parâmetro, a Emissora optará, a seu exclusivo critério, por uma das alternativas

estabelecidas nas alíneas (a) a (c) abaixo, obrigando-se a comunicar por escrito ao Agente Fiduciário, no prazo de

15 (quinze) dias contados a partir da data da realização da respectiva Assembléia Geral de Debenturistas, qual a

alternativa escolhida:

(a) a Emissora deverá resgatar a totalidade das Debêntures em circulação, no prazo de 30 (trinta) dias,

contados da data da realização da respectiva Assembléia Geral de Debenturistas, pelo saldo de seu

Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração devida até a data do efetivo resgate, calculada pro

rata temporis, a partir da Data de Emissão ou da data de pagamento da Remuneração anterior,

conforme o caso. Nesta alternativa, para cálculo da Remuneração aplicável às Debêntures a serem

resgatadas, serão utilizadas as fórmulas definidas no item 4.2.5 da Escritura de Emissão, sendo que para

a apuração de TDIk será utilizado o valor da última Taxa DI divulgada. O resgate ao qual se refere este

item não será acrescido de prêmio de qualquer natureza, mas será acrescido de quaisquer outros valores

eventualmente devidos pela Emissora nos termos da Escritura de Emissão. As Debêntures adquiridas

pela Emissora nos termos deste item serão canceladas e, portanto, extintas; ou

25

(b) a Emissora deverá propor novo cronograma de pagamento do Valor Nominal Unitário e da

Remuneração das Debêntures, nos termos da Escritura de Emissão, o qual não excederá a data de

repactuação, se houver, ou a Data de Vencimento. Nesta alternativa, durante o cronograma de

pagamento do Valor Nominal Unitário das Debêntures, a periodicidade do pagamento da Remuneração

continuará sendo aquela estabelecida originalmente, observado que, até a amortização integral das

Debêntures, será utilizado o parâmetro de remuneração definido pelos Debenturistas e apresentado à

Emissora na referida Assembléia Geral de Debenturistas, ficando desde já estabelecido que será vedado

à Emissora amortizar as Debêntures em outra data que não aquela estabelecida no cronograma

apresentado aos Debenturistas, ficando a Emissora obrigada a celebrar com o Agente Fiduciário o

respectivo aditamento à Escritura de Emissão; ou

(c) a Emissora deverá manifestar sua aceitação ao novo parâmetro de remuneração e celebrar com o

Agente Fiduciário o respectivo aditamento à Escritura de Emissão, restando inalterados os demais

termos e condições da Emissão constantes da Escritura de Emissão.

Amortização

A amortização das Debêntures será efetuada na data de vencimento final das Debêntures, ou seja 1º de

setembro de 2011.

Pagamento da Remuneração

A Remuneração será paga semestralmente, devendo o primeiro pagamento ocorrer em 1º de março de 2007.

Aquisição Facultativa

A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir Debêntures em circulação no mercado, observado o disposto no

parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures adquiridas conforme o aqui disposto

poderão ser canceladas, permanecer em tesouraria da Emissora, ou ser colocadas novamente no mercado,

sendo que as Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em tesouraria, se e quando colocadas no

mercado, farão jus à mesma Remuneração e demais condições das demais Debêntures então em circulação.

Resgate Antecipado

Não será facultado resgate antecipado das Debêntures.

Repactuação

Não haverá repactuação das Debêntures.

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Encargos Moratórios

Ocorrendo impontualidade no pagamento de qualquer quantia devida aos titulares das Debêntures, os débitos

em atraso ficarão sujeitos, além da Remuneração, à multa moratória de 2% (dois por cento) sobre o valor devido

e juros de mora calculados desde a data de inadimplemento, independente de qualquer comunicação pelo

Agente Fiduciário, até a data do efetivo pagamento, à taxa de 1% (um por cento) ao mês, calculada pro rata

temporis e linearmente, sobre o montante assim devido, acrescido da multa, independentemente de aviso,

notificação ou interpelação judicial ou extrajudicial, além das despesas incorridas para cobrança.

Decadência do Direito a Acréscimos

Sem prejuízo do disposto no item “Encargos Moratórios”. acima, o não comparecimento do Debenturista para

receber o valor correspondente a quaisquer das obrigações pecuniárias da Emissora, nas datas previstas na

Escritura de Emissão, ou em comunicado publicado pela Emissora, não lhe dará direito ao recebimento de

nenhum rendimento e/ou encargos moratórios no período relativo ao atraso no recebimento, sendo-lhe,

todavia, assegurados os direitos adquiridos até a data do respectivo vencimento.

Aquisição Obrigatória pela Emissora

A Emissora obriga-se a adquirir a totalidade das Debêntures em circulação, pelo Valor Nominal Unitário de cada

Debênture, acrescido da Remuneração e encargos, calculada pro rata temporis, a partir da Data de Emissão ou

do último Período de Capitalização até a data da efetiva aquisição, dos Debenturistas que, individualmente,

manifestarem, no prazo de 30 (trinta) dias contados da publicação efetuada pelo Agente Fiduciário conforme

abaixo especificado, interesse em vender todas ou parte das Debêntures de que sejam titulares, devendo o

respectivo pagamento pela Emissora ser efetuado em até 60 (sessenta) dias contados da data do recebimento da

comunicação por escrito do Debenturista, na ocorrência dos seguintes eventos:

(a) alienação, perda ou compartilhamento, a qualquer título, do controle acionário, direto ou indireto, da

Emissora pelo atual controlador, Estado do Paraná; ou

(b) reestruturações societárias (fusão, cisão ou incorporação) que (i) alterem o controle acionário da

Emissora, e (ii) reduzam a capacidade financeira da Emissora de honrar os compromissos assumidos na

Escritura de Emissão.

A Emissora deverá informar ao Agente Fiduciário a ocorrência dos eventos indicados nos subitens (a) ou (b) acima,

em até 2 (dois) Dias Úteis a partir da data que tomar ciência.

O Agente Fiduciário deverá comunicar aos Debenturistas, através de publicação da ocorrência do evento que

ensejou a aquisição obrigatória em até 5 (cinco) Dias Úteis contados da data em que tiver conhecimento do

evento, por informação da Emissora ou não.

27

As Debêntures adquiridas de acordo com este item serão canceladas.

Vencimento Antecipado

São consideradas hipóteses de vencimento antecipado das Debêntures e, sujeito ao disposto nos itens abaixo, de

imediata exigibilidade do pagamento aos Debenturistas, por parte da Emissora, do Valor Nominal Unitário de

cada Debênture, acrescido da Remuneração e encargos, calculada pro rata temporis, a partir da Data de Emissão

ou do último Período de Capitalização, até a data do seu efetivo pagamento, quaisquer dos seguintes eventos:

(a) (i) decretação de falência da Emissora ou de qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora; (ii)

pedido de autofalência da Emissora ou de qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora; e/ou (iii)

pedido de recuperação judicial ou extrajudicial ou medida de mesma natureza que afete os credores em

geral, para a Emissora ou para qualquer controlada, direta ou indireta da Emissora e/ou (iv)

transformação da Emissora;

(b) não cumprimento de quaisquer obrigações pecuniárias assumidas junto aos Debenturistas, nas datas

previstas na Escritura de Emissão;

(c) decretação de intervenção na concessão ou extinção da concessão para a exploração dos serviços de

distribuição, transmissão ou geração de energia pela Emissora ou pelas controladas da Emissora;

(d) sem prejuízo do item (b) acima, o descumprimento pela Emissora de qualquer obrigação não financeira

estipulada ou inveracidade de qualquer declaração prestada na Escritura de Emissão, não remediado no

prazo de 10 (dez) Dias Úteis contados da data de inadimplência ou da constatação da inveracidade,

sendo que esse prazo de 10 (dez) Dias Úteis não se aplica às obrigações para as quais tenha sido

estipulado prazo específico;

(e) protesto(s) legítimo(s) de título(s) contra a Emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da

Emissora cujo valor unitário ou agregado seja igual ou superior a R$25.000.000,00 (vinte e cinco

milhões de reais), valor esse que deverá ser reajustado anualmente pela variação do IGP-M - Índice Geral

de Preços - Mercado (“IGP-M”), apurado e divulgado pela Fundação Getúlio Vargas, salvo se o protesto

tiver sido efetuado por erro, má-fé de terceiros, ou venha a ser cancelado, todas as hipóteses

validamente comprovadas pela Emissora ou pela controlada, direta ou indireta, da Emissora, conforme o

caso, no prazo de 30 (trinta) dias contados de sua ocorrência;

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(f) decisão(ões) judicial(ais) transitada(s) em julgado ou arbitral(ais) definitiva(s), de natureza condenatória,

contra a Emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora, por valor agregado que

ultrapasse R$ 40.000.000,00 (quarenta milhões de reais), valor esse que deverá ser reajustado

anualmente pela variação do IGP-M, desde que a Emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta,

da Emissora, não comprove o pagamento, ao Agente Fiduciário, no prazo de 10 (dez) Dias Úteis a partir

do referido pagamento, do referido valor agregado, nos prazos e termos estabelecidos em referida

decisão judicial transitada em julgado ou decisão arbitral definitiva;

(g) vencimento antecipado de quaisquer dívidas da Emissora ou de qualquer controlada, direta ou indireta,

da Emissora, em montante unitário ou agregado igual ou superior a R$ 25.000.000,00 (vinte e cinco

milhões de reais), valor esse que deverá ser reajustado anualmente pela variação do IGP-M;

(h) falta de pagamento pela Emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora de quaisquer

dívidas financeiras em valor agregado igual ou superior a R$25.000.000,00 (vinte e cinco milhões de

reais), valor esse que deverá ser reajustado anualmente pela variação do IGP-M;

(i) falta de cumprimento por parte da Emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora,

durante a vigência da Escritura de Emissão, das leis, normas e regulamentos, inclusive ambientais, que

afetem ou possam afetar a capacidade da Emissora de cumprir fiel e integralmente com suas obrigações

previstas na Escritura de Emissão, desde que não sanadas no prazo de 30 (trinta) Dias Úteis contado da

data do descumprimento pela Emissora;

(j) qualquer alteração no objeto social previsto no Estatuto Social da Emissora que altere a atividade social

preponderante da Emissora;

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(k) inobservância dos seguintes índices financeiros, a serem apurados e verificados semestralmente

(relativos aos meses de março e setembro) no 12º (décimo segundo) Dia Útil contado da data do

encaminhamento à CVM das informações financeiras trimestrais consolidadas, relativas aos meses de

março e setembro, revisadas ou auditadas da Emissora, conforme o caso, sendo que (i) a Emissora

enviará ao Agente Fiduciário, até o 7º (sétimo) Dia Útil contado da data do encaminhamento à CVM das

informações financeiras acima mencionadas, relatório demonstrativo do cumprimento de cada um dos

índices financeiros, com respectiva memória de cálculo e contas constantes das informações financeiras

utilizadas; (ii) o Agente Fiduciário aprovará ou não aprovará os referidos índices financeiros calculados

pela Emissora, no prazo de 5 (cinco) Dias Úteis, e a manifestação do Agente Fiduciário quanto ao

cumprimento dos índices financeiros ora estipulados será definitiva e vinculará todas as partes;

entretanto, caso o entendimento e a conseqüente manifestação do Agente Fiduciário seja no sentido de

que os índices financeiros não foram cumpridos, deverá o Agente Fiduciário se reunir com a Emissora

entre o 6º (sexto) e o 12º (décimo segundo) Dia Útil, inclusive, para discussão, verificação e revisão dos

cálculos pertinentes para que possa, o Agente Fiduciário, emitir uma nova manifestação que, de

qualquer modo, deverá ocorrer no prazo de até 10 (dez) Dias Úteis inicialmente mencionado, sendo que

essa segunda manifestação vinculará a Emissora; e (iii) a primeira verificação ocorrerá no 12º (décimo

segundo) Dia Útil depois do encaminhamento à CVM das informações financeiras revisadas da Emissora

relativas ao terceiro trimestre deste exercício social:

(i) EBITDA Consolidado/Despesas Financeiras Consolidadas igual ou superior a 2,0 (dois inteiros);

(ii) Dívida Líquida Consolidada/EBITDA Consolidado de, no máximo, 4,0 (quatro inteiros); e

(iii) Dívida Líquida Consolidada/(Dívida Líquida Consolidada + Patrimônio Líquido + Participações

Minoritárias) de, no máximo, 0,42 (quarenta e dois décimos);

Sendo:

(a) “EBITDA Consolidado”, em relação aos 12 (doze) meses anteriores à data de apuração do índice, o

somatório (1) do resultado antes de deduzidos os impostos, tributos, contribuições e participações; (2)

das despesas de depreciação e Amortização ocorridas no período; (3) das despesas financeiras

consolidadas deduzidas das receitas financeiras; e (4) das despesas não operacionais deduzidas das

receitas não operacionais; excluindo-se os valores não desembolsados referentes à UTE Araucária, até

junho de 2007;

30

(b) “Despesas Financeiras Consolidadas” em relação aos 12 (doze) meses anteriores à data de

apuração do índice, o somatório: (1) dos custos de emissão de dívida, juros pagos a pessoas físicas ou

jurídicas, incluindo instituições financeiras; (2) dos valores mobiliários, comissões, descontos e outras

taxas para empréstimos bancários ou cartas de crédito; (3) das despesas deduzidas das receitas de

operações de proteção contra variação cambial (hedge); e (4) das despesas com avais, fianças, penhores

ou garantias prestadas a outras obrigações, excluindo-se os juros sobre capital próprio ou qualquer

outra forma de remuneração aos acionistas, contabilizada como despesa financeira; e a atualização

monetária e variações cambiais incidentes no período sobre os financiamentos;

(c) “Dívida Líquida Consolidada” na data de apuração do índice, o resultado de (A) + (B) – (C), sendo

(A) os saldos das dívidas onerosas consolidadas da Emissora junto a pessoas físicas e/ou jurídicas,

incluindo empréstimos e financiamentos com terceiros, emissão de títulos de renda fixa, conversíveis ou

não, no mercado de capitais local e/ou internacional, excluindo-se o valor referente ao passivo atuarial

com a Fundação Copel, contabilizado segundo a Deliberação CVM nº 371, de 13 de dezembro de 2000,

enquanto não se tratar de desembolso efetivo de caixa; (B) os saldos dos avais, fianças, penhores ou

garantias prestadas pela Emissora, sendo certo, ainda, que a venda ou a cessão de recebíveis futuros

serão considerados como dívida, desde que contabilizados como obrigações nas Demonstrações

Financeiras da Emissora; e (C) o valor das disponibilidades.

A ocorrência de quaisquer dos eventos indicados nos subitens (a) a (c) e (e) a (g) acima acarretará o vencimento

antecipado das Debêntures, independentemente de qualquer consulta aos Debenturistas, ficando o vencimento

condicionado à entrega de notificação, pelo Agente Fiduciário à Emissora nesse sentido, observado o parágrafo

único do artigo 13 da Instrução CVM nº 28, de 23 de novembro de 1983 (“Instrução CVM 28”).

Quando da ocorrência dos eventos indicados nos subitens (d) e (h) a (k) acima, o Agente Fiduciário deverá

convocar, dentro de, no máximo 48 (quarenta e oito) horas da data em que tomar conhecimento da ocorrência

de qualquer dos referidos eventos, Assembléia Geral de Debenturistas para deliberar sobre a declaração do

vencimento antecipado das Debêntures, observado o procedimento de convocação previsto abaixo e o quorum

específico estabelecido no item “Assembléia Geral de Debenturistas” imediatamente abaixo. A Assembléia Geral

de Debenturistas prevista neste item poderá, também, ser convocada pela Emissora, por Debenturistas que

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

A Assembléia Geral de Debenturistas de que trata este poderá optar, por deliberação de Debenturistas que

representem no mínimo 75% (setenta e cinco por cento) das Debêntures em Circulação, por não declarar

vencidas antecipadamente as Debêntures.

31

Na hipótese (i) de não instalação da Assembléia Geral de Debenturistas, mencionada no item acima, por falta de

quorum de instalação, ou (ii) de não ser aprovado o exercício da faculdade prevista acima. pelo quorum mínimo

de deliberação, o Agente Fiduciário deverá declarar o vencimento antecipado das Debêntures nos termos

indicados acima, ficando o vencimento condicionado à entrega de notificação, pelo Agente Fiduciário à Emissora

nesse sentido, observado o parágrafo único do artigo 13 da Instrução CVM 28.

Na hipótese do evento indicado nas alíneas (d) e (l), o Agente Fiduciário e a Emissora envidarão seus melhores

esforços para, até que seja realizada a Assembléia Geral de Debenturistas, viabilizar a discussão de propostas

apresentadas pela Emissora de cura do evento que ensejou a convocação da Assembléia Geral de Debenturistas,

sendo certo que essa discussão não afetará o prazo de realização de referida assembléia.

As Debêntures resgatadas em razão do disposto neste item serão canceladas.

Assembléia Geral de Debenturistas

À Assembléia Geral de Debenturistas aplicar-se-á ao disposto no artigo 71 da Lei das Sociedades por Ações.

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

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

A Assembléia de Debenturistas deverá ser realizada no prazo máximo de 15 (quinze) dias, contados da primeira

convocação, e no prazo máximo de 8 (oito) dias contados da segunda convocação.

A assembléia se instalará, em primeira convocação, com a presença de Debenturistas que representem a

metade, no mínimo, das Debêntures em Circulação e, em segunda convocação, com qualquer quorum.

Para efeito da constituição de todo e qualquer quorum de instalação e/ou de deliberação de Assembléia Geral

de Debenturistas previstos na Escritura de Emissão ou na legislação aplicável, consideram-se como Debêntures

em circulação todas as Debêntures subscritas, excluídas aquelas mantidas em tesouraria pela Emissora e as de

titularidade de (i) controladas; (ii) controladoras (ou grupo de controle da Emissora ou controladas); (iii)

administradores da Emissora, das controladas ou das controladoras; (iv) funcionários da Emissora, das

controladas ou das controladoras; (v) parentes de segundo grau das pessoas mencionadas nos itens (ii) a (iv)

acima; e (vi) de qualquer forma indiretamente detida por qualquer dos agentes descritos em (i), (ii), (iii), (iv) e (v)

acima (“Debêntures em Circulação”).

A presidência da assembléia caberá ao Debenturista eleito pelos titulares das Debêntures ou àquele que for

designado pela CVM.

32

Nas deliberações da assembléia, a cada Debênture em Circulação caberá um voto, admitida a constituição de

mandatário, Debenturista ou não. As Debêntures não consideradas “Debêntures em Circulação” não terão

direito a voto.

Conforme o disposto na Escritura de Emissão, as deliberações serão tomadas por Debenturistas representando,

pelo menos, 75% (setenta e cinco por cento) do total das Debêntures em Circulação, salvo nos casos em que for

estabelecido quorum específico, nos termos da Escritura de Emissão ou da legislação em vigor.

As alterações da Remuneração, da Amortização, dos prazos de vencimento das Debêntures, das garantias

prestadas e/ou dos eventos de vencimento antecipado previstos na Escritura de Emissão, deverão ser aprovadas,

seja em primeira convocação da Assembléia Geral de Debenturistas ou em qualquer convocação subseqüente,

por Debenturistas que representem pelo menos 90% (noventa por cento) das Debêntures em Circulação.

As alterações dos quoruns qualificados estabelecidos na Escritura de Emissão e/ou das disposições do parágrafo

anterior, deverão ser aprovadas, seja em primeira convocação da Assembléia Geral de Debenturistas ou em

qualquer convocação subseqüente, por Debenturistas que representem 90% (noventa por cento) das

Debêntures em Circulação.

Prorrogação dos Prazos

Considerar-se-ão prorrogados os prazos referentes ao pagamento de qualquer obrigação por quaisquer das

partes, inclusive pelos Debenturistas, no que se refere ao pagamento do preço de subscrição, até o 1º (primeiro)

Dia Útil subseqüente, se o vencimento coincidir com dia em que não houver expediente comercial ou bancário

na Cidade de Curitiba, Estado do Paraná, sem nenhum acréscimo aos valores a serem pagos, ressalvados os

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

prorrogação quando a data de pagamento coincidir com feriado nacional, sábado ou domingo]. Para os fins da

Escritura de Emissão serão Dias Úteis todos aqueles que não sejam considerados, nos termos deste item, dias

sujeitos à prorrogação dos prazos (“Dias Úteis”).

Local de Pagamento

Os pagamentos a que fizerem jus as Debêntures serão efetuados no mesmo dia do respectivo vencimento

utilizando-se, conforme o caso: (i) os procedimentos adotados pela CBLC, para as Debêntures registradas no

BovespaFix; e/ou (ii) os procedimentos adotados pela CETIP, para as Debêntures registradas no SND; e/ou (iii)

para os titulares de Debêntures que não estejam vinculados a esses sistemas, por meio do Banco Mandatário.

33

No caso da Aquisição Obrigatória (conforme abaixo definida) o pagamento deverá ser realizado (i) para as

Debêntures registradas no SND, conforme procedimentos adotados pela CETIP, através de “operação de compra

e de venda definitiva”, ficando definido que, caso a CETIP venha a implementar outra funcionalidade para

operacionalizar o pagamento, não haverá a necessidade de ajuste à Escritura de Emissão ou qualquer outra

formalidade, ou (ii) conforme os procedimentos adotados pela CBLC, ou ainda, (iii) por meio do Banco

Mandatário, no caso do Debenturista não estar vinculado à CETIP ou à CBLC.

Imunidade de Debenturistas

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

Banco Mandatário, no prazo mínimo de 10 (dez) Dias Úteis antes da data prevista para recebimento de valores

relativos às Debêntures, documentação comprobatória dessa imunidade ou isenção tributária.

Limite da Emissão

A Emissão atende aos limites previstos no caput e no parágrafo 1º do artigo 60 da Lei das Sociedades por Ações,

uma vez que (a) as Debêntures são da espécie quirografária (sem garantia), (b) o capital social da Emissora, em

30 de junho de 2006, é de R$ 3.875,0 milhões, e (c) o valor total da Emissão, acrescido do montante

correspondente a debêntures de outras emissões da Emissora em circulação, em 30 de junho de 2006, é de

R$ 1.623,3 milhões.

O valor total da Emissão encontra-se dentro do valor-limite do Programa.

Autorizações Societárias

A Emissão foi deliberada em Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 18 de agosto de

2006, cuja ata foi publicada no Diário Oficial do Estado do Paraná e nos jornais O Estado do Paraná e Diário

Comércio e Indústria - CDI, e registrada na JUCEPAR sob o n.º 20063253062, em 30 de agosto de 2006.

Adicionalmente, o Conselho de Administração da Emissora, reunido em 21 de setembro de 2006, aprovou a

taxa de remuneração das Debêntures, sendo que a respectiva ata foi publicada no Diário Oficial do Estado do

Paraná e nos jornais o Estado do Paraná e Diário Comércio e Indústria – DCI, e registrada na JUCEPAR sob o

nº 20063482789, em 21 de setembro de 2006.

34

Publicidade

Todos os atos e decisões a serem tomados decorrentes desta Emissão que, de qualquer forma, vierem a envolver

interesses dos Debenturistas, deverão ser obrigatoriamente comunicados na forma de avisos, no jornal Valor

Econômico, edição nacional, sempre com antecedência mínima de 10 (dez) Dias Úteis, devendo a Emissora

avisar, tempestivamente, o Agente Fiduciário, da realização de qualquer publicação.

Classificação de Risco

A Emissora contratou a Fitch Ratings para a elaboração de relatório de classificação de risco para esta Emissão.

Este relatório encontra-se no anexo a este Suplemento.

Locais onde as Debêntures Podem ser Adquiridas

Os interessados em adquirir Debêntures poderão contatar o Coordenador Líder e as Instituições Intermediárias

Contratadas nos endereços abaixo indicados:

BB Banco de Investimento S.A.

At.: Sra. Marília de Oliveira Carmo

Cargo: Gerente de Divisão

Rua Senador Dantas, 105, 36º andar

20031-080 – Rio de Janeiro, RJ

Tel.: (21) 3808-3556

Fax: (21) 3808-3239

E-mail: [email protected]/[email protected]

Banco ABN AMRO Real S.A.

Av. Paulista, 1374, 3º andar - Cerqueira César

01310-916– São Paulo - SP At.: Sr. Ciro Mauro Giannini Telefone: (11) 3174-6830Fac-símile: (11) 3174-6809Correio eletrônico: [email protected]

Banif Primus Banco de Investimento S.A.

Rua Minas de Prata, 30, 15º andar

04552-080 - São Paulo, SP

At.: Sr Atila Noaldo Serejo Alves Silva

Telefone: (11) 3074-8000

Fac-símile: (11) 3074-8140


35

Informações Complementares

Quaisquer informações complementares sobre a Emissora e a Emissão poderão ser obtidas na CVM ou na sede

do Coordenador Líder ou das Instituições Intermediárias Contratadas, nos endereços constantes acima.

Público Alvo

O público alvo da distribuição pública das Debêntures é composto por investidores institucionais ou qualificados,

conforme definido na Instrução CVM nº 409, de 18 de agosto de 2004, podendo, entretanto, ser atendidos,

prioritariamente e nesta ordem, os clientes investidores qualificados do Coordenador e das Instituições

Intermediárias Contratadas que desejarem investir nas Debêntures, tendo em vista a relação dos Coordenador e

das Instituições Intermediárias Contratadas com esses clientes, bem como outros fundos de investimento (ainda

que não sejam investidores qualificados).

Declaração de Inadequação do Investimento

A Oferta não é destinada aos investidores que: (i) necessitem de ampla liquidez em seus títulos, uma vez que o

mercado secundário para negociação de debêntures é restrito; (ii) não estejam dispostos a correr risco de crédito

de sociedades controladas pelo Poder Público e/ou com atuação no setor elétrico brasileiro. O potencial

investidor deve ler todo o conteúdo do Prospecto do Programa de Distribuição e do Suplemento para fazer sua

avaliação do investimento nas Debêntures da Emissora, em especial o capítulo referente a Fatores de Risco. Em

relação a tal assunto os investidores devem ler a Seção "Fatores de Risco" do Prospecto do Programa de

Distribuição e deste Suplemento.

36

CONTRATO DE DISTRIBUIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

Nos termos da Lei n.º 6.385, de 7 de dezembro de 1976, e da Instrução CVM 400, foi celebrado, em 14 de

setembro de 2006, o “Instrumento Particular de Contrato de Coordenação, Distribuição e Colocação Pública de

Debêntures Simples em Regime de Garantia Firme da Quarta Emissão da Companhia Paranaense de Energia –

COPEL”, por meio do qual a Emissora contratou o Coordenador Líder para ser o responsável pela colocação das

Debêntures junto ao público.

De acordo com o Contrato de Distribuição, a distribuição pública das Debêntures será realizada conforme as

condições descritas a seguir.

Plano de Distribuição das Debêntures

Observadas as disposições da regulamentação aplicável, o Coordenador Líder e as Instituições Intermediárias

Contratadas deverão realizar a distribuição pública das Debêntures conforme plano de distribuição adotado em

consonância com o disposto no §3º do artigo 33 da Instrução CVM 400, de forma a assegurar: (i) que o

tratamento conferido aos investidores seja justo e eqüitativo, (ii) a adequação do investimento ao perfil de risco

dos respectivos clientes do Coordenador Líder e das Instituições Intermediárias Contratadas, e (iii) que os

representantes de venda do Coordenador Líder e das Instituições Intermediárias Contratadas recebam

previamente exemplares do Prospecto do Programa de Distribuição e do Suplemento para leitura obrigatória e

que suas dúvidas possam ser esclarecidas por pessoas designadas pelo Coordenador Líder. O plano de

distribuição será fixado nos seguintes termos:

(a) a distribuição das Debêntures será pública, em regime de garantia firme;

(b) após o protocolo do pedido de registro da Oferta na CVM, mas anteriormente ao registro da

distribuição das Debêntures, será realizada apresentação para potenciais investidores

(“Roadshow”), conforme determinado pelo Coordenador Líder de comum acordo com a

Emissora, durante o qual serão distribuídas versões do Prospecto do Programa de Distribuição e

do Suplemento Preliminar;

(c) na Oferta, poderá ser utilizado material publicitário, desde que obtida a prévia aprovação da

Emissora, do Coordenador Líder e da CVM;

(d) após a realização do Roadshow, e conforme determinado pelo Coordenador Líder de comum

acordo com a Emissora, o Coordenador Líder dará início ao processo de bookbuilding,

respeitados os procedimentos previstos no Contrato de Colocação;

37

(e) encerrado o processo de bookbuilding, o Coordenador Líder consolidará as propostas dos

investidores para subscrição das Debêntures;

(f) uma vez determinada a Remuneração final das Debêntures e sendo a mesma devidamente

referendada pelo Conselho de Administração da Emissora, a Escritura de Emissão deverá

refletir essa remuneração final, sendo apresentada definitiva ou novamente, conforme o caso,

para registro na CVM e arquivamento na JUCEPAR;

(g) a colocação pública das Debêntures somente terá início após (i) a publicação do anúncio de

disponibilidade do Suplemento Preliminar, se for utilizado; (ii) a satisfação ou renúncia à

satisfação das condições precedentes estipuladas na Cláusula III do Contrato de Colocação, nos

termos ali previstos; (iii) a expedição do registro da Oferta pela CVM; (iv) a colocação do

Suplemento Definitivo à disposição dos investidores; e (v) a publicação do anúncio de início de

distribuição pública das Debêntures;

(h) a partir da data de disponibilização do Suplemento Preliminar, poderá ser utilizado

procedimento de coleta de intenção de investimento, sem reservas de subscrição;

(i) caso venha a ser utilizado (i) material publicitário ou (ii) documentos de suporte a

apresentações oferecidas a investidores, os mesmos serão submetidos à aprovação da CVM,

nos termos do artigo 50 da Instrução CVM 400, ou encaminhados à CVM previamente à sua

utilização, nos termos do §5º do artigo 50 da Instrução CVM 400, respectivamente;

(j) observado o disposto nos artigos 17 e 18 da Instrução CVM 400, o prazo máximo para colocação

pública das Debêntures sob regime de garantia firme será de até 2 (dois) dias úteis contados a partir

da data de publicação do anúncio de início da Oferta (“Prazo de Colocação”);

(k) os pagamentos referentes à integralização das Debêntures serão feitos adotando-se os

procedimentos estabelecidos pela CETIP;

(l) serão atendidos, prioritariamente e nesta ordem, os clientes investidores qualificados

(conforme definição do artigo 109 da Instrução CVM nº 409, de 18 de agosto de 2004) do

Coordenador Líder e das Instituições Intermediárias Contratadas que desejarem investir nas

Debêntures, tendo em vista a relação do Coordenador Líder e das Instituições Intermediárias

Contratadas com esses clientes, bem como outros fundos de investimento, mesmo que não se

enquadrem na definição de investidores qualificados da referida instrução; e

(m) não haverá fundo de manutenção de liquidez nem contrato de estabilização de preços com

relação às Debêntures.

38

Cronograma de Etapas da Oferta

A Oferta seguirá o cronograma tentativo abaixo:

Eventos Datas Previstas

Protocolo do Suplemento Preliminar 22 de agosto de 2006

Disponibilização do Suplemento Preliminar 25 de agosto de 2006

Reunião com os Investidores 28 de agosto a1º de setembro de 2006

Obtenção do Registro da Distribuição 29 de setembro de 2006

Publicação do Anúncio de Início 02 de outubro de 2006

Disponibilização do Suplemento Definitivo 02 de outubro de 2006

Liquidação Financeira 02 de outubro de 2006

Início da negociação das Debêntures 02 de outubro de 2006

Publicação do Anúncio de Encerramento 09 de outubro de 2006

As datas previstas no cronograma são meramente indicativas e estão sujeitas a alterações e adiamentos.

A divulgação da Oferta ocorreu através da publicação de Aviso ao Mercado, em 23 de agosto de 2006, no jornal

Valor Econômico, edição nacional, nos termos do artigo 53 da Instrução CVM 400.

Manifestação de Aceitação à Oferta

A partir da data de publicação do Anúncio de Início e enquanto não tiver sido publicado o Anúncio de

Encerramento, o que deve ocorrer no prazo máximo de 6 (seis) meses contados da publicação do Anúncio de

Início, os investidores poderão aceitar a Oferta das Debêntures e subscrevê-las por meio dos procedimentos do

SDT.

Prazo para o Exercício da Garantia Firme

O prazo máximo para colocação pública das Debêntures sob regime de garantia firme será de até 2 (dois) dias

úteis contados a partir da data de publicação do anúncio de início da Oferta (“Prazo de Colocação”);

Até às 16 horas do último dia do Prazo de Colocação, o Coordenador Líder e as Instituições Intermediárias

Contratadas deverão, de forma não solidária, exercer a garantia firme de subscrição sobre o saldo das

Debêntures que não foram efetivamente colocadas, isto é, subscritas e integralizadas, procedendo-se

posteriormente, então, à publicação do anúncio de encerramento de distribuição pública das Debêntures.

39

Posterior Alienação das Debêntures Adquiridas em Decorrência da Garantia Firme

O Coordenador Líder e as demais instituições financeiras que eventualmente aderirem a este Contrato na qualidade

de instituições consorciadas, poderão revender as Debêntures adquiridas em virtude do exercício da garantia firme

previsto no item 6.2.1 do Contrato de Colocação, até a data de publicação do respectivo anúncio de encerramento de

distribuição das Debêntures, por preço a ser determinado com base na análise (i) de seu valor nominal unitário desde

a Data de Emissão até a data da efetiva integralização das Debêntures, (ii) da taxa de juros praticada pelo mercado à

época da efetiva integralização; (iii) do preço de negociação e colocação dos títulos públicos federais que possuem

prazos de vencimento semelhantes; e (iv) da percepção de risco de crédito da Emissora por preço não superior ao

Valor Nominal Unitário, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis. A revenda das Debêntures, conforme

aqui mencionada, deverá ser efetuada respeitada a regulamentação aplicável. Após a data de publicação do

respectivo anúncio de encerramento de distribuição das Debêntures, as Debêntures poderão ser vendidas por preço

de mercado a exclusivo critério do Coordenador Líder e das demais instituições financeiras que eventualmente

aderirem a este Contrato na qualidade de instituições consorciadas.

Pagamento e Financiamento

O pagamento das Debêntures deverá ser feito à vista, em moeda corrente nacional, no ato da subscrição. Não

são previstas ou oferecidas condições de financiamento para a subscrição das Debêntures.

Devolução e Reembolso aos Investidores

Caso a Oferta não seja finalizada, por qualquer motivo, os recursos eventualmente depositados por investidores

com relação às Debêntures deverão ser devolvidos aos respectivos depositantes, na forma e condições

estabelecidas no Suplemento, ficando, porém, desde já estabelecido que esses recursos serão devolvidos aos

investidores sem adição de juros ou correção monetária e deduzida a quantia relativa à Contribuição Provisória

sobre Movimentação ou Transmissão de Valores e de Créditos e Direitos de Natureza Financeira - CPMF. O aqui

disposto se aplica, também, se for o caso, aos investidores que condicionarem sua adesão à Oferta quando da

assinatura dos respectivos boletins de subscrição, caso essa condição não seja satisfeita quando do

encerramento da Oferta. Nessa hipótese, qualquer custo ou despesa incorrida pelo Coordenador Líder e pelas

demais instituições financeiras que eventualmente aderirem a este Contrato na qualidade de instituições

consorciadas será de responsabilidade da Emissora.

Revogação e Modificação da Oferta

É permitida a modificação da Oferta para melhorá-la em favor dos Debenturistas. Havendo, a juízo da CVM,

alteração substancial, posterior e imprevisível nas circunstâncias de fato existentes quando da apresentação do

pedido de registro de distribuição, ou que o fundamentem, acarretando aumento relevante dos riscos assumidos

pela Emissora e inerentes à própria Oferta, a Emissora e o Coordenador Líder poderão solicitar à CVM

modificação ou revogação da Oferta.

40

A revogação torna ineficazes a oferta e os atos de aceitação anteriores ou posteriores, devendo o valor dado em

contrapartida às Debêntures ser restituído integralmente aos aceitantes, na forma estabelecida acima.

A alteração ou revogação será divulgada imediatamente através dos mesmos meios utilizados para divulgação

do Anúncio de Início.

No caso de modificação da Oferta, o Coordenador Líder e as Instituições Intermediárias Contratadas irão

comunicar-se diretamente com os investidores que já tiverem aderido à Oferta para que os mesmos confirmem,

no prazo de 5 (cinco) dias úteis do recebimento da comunicação, o interesse em manter a declaração de

aceitação, presumida a manutenção em caso de silêncio.

No caso de modificação da Oferta, o Coordenador Líder e as Instituições Intermediárias Contratadas irão se

certificar, no momento do recebimento das aceitações da Oferta, de que o manifestante está ciente de que a

Oferta original foi alterada e das modificações implementadas.

Em caso de revogação da Oferta, os aceitantes desta deverão ser restituídos, e no caso de modificação da

Oferta, os investidores que não aceitarem as novas condições da Oferta serão restituídos, no prazo máximo de 3

(três) dias úteis contados da comunicação de desistência ou revogação, das importâncias pagas, sem qualquer

remuneração ou atualização monetária e deduzida a quantia relativa à Contribuição Provisória sobre

Movimentação ou Transmissão de Valores e de Créditos e Direitos de Natureza Financeira – CPMF.

Comissões

Pelo desempenho e execução dos serviços objeto do Contrato de Colocação, a Emissora pagará ao

Coordenador Líder a remuneração a seguir especificada:

(a) Comissão de Estruturação e Coordenação: deverá ser paga na data da primeira subscrição e

integralização de Debêntures e corresponderá a 0,20% (vinte centésimos por cento), incidente sobre o

valor apurado mediante a multiplicação do número total de Debêntures emitidas pelo preço de

subscrição das mesmas;

(b) Comissão de Colocação: 0,20% (vinte centésimos por cento) calculados sobre o valor apurado

mediante a multiplicação do preço de subscrição das Debêntures pelo número total de Debêntures

emitidas e efetivamente colocadas, devendo referida comissão ser paga ao Coordenador pela Emissora

da data da subscrição e integralização das Debêntures;

41

(c) Prêmio de Garantia Firme: pelo compromisso de subscrição das Debêntures, a Emissora pagará

ao Coordenador um prêmio de 0,25% (vinte e cinco centésimos por cento) do valor apurado mediante

a multiplicação do preço de subscrição pelo número total de Debêntures objeto da garantia firme

prestada pelo Coordenador em conformidade com o item 6.2. do Contrato de Colocação. O prêmio

será devido mesmo que a garantia firme não seja exercida em função de existência de demanda

suficiente para aquisição de volume de 60.000 Debêntures; e

(d) Comissão de Sucesso: adicionalmente às comissões descritas nos sub-itens (a) a (c) acima, a

Emissora pagará ao Coordenador uma comissão de sucesso de colocação equivalente a 25% (vinte e

cinco por cento) do valor presente dos ganhos da Emissora durante o prazo das Debêntures, caso a

taxa de remuneração da Emissão seja inferior a 104% (cento e quatro por cento) do CDI.

Nenhuma outra remuneração será contratada ou paga pela Emissora ao Coordenador Líder, direta ou

indiretamente, relativa à oferta das Debêntures, sem prévia manifestação da CVM.

Relacionamento da Companhia com o Coordenador Líder

Além da Emissão, o relacionamento direto do Banco do Brasil com a Emissora decorre de sua participação em

2005 na distribuição pública de debêntures da 3ª emissão da Emissora, no montante total de R$

400.000.000,00 (quatrocentos milhões de reais).

Adicionalmente, o relacionamento da COPEL com o Coordenador Líder decorre de transações comerciais usuais no

mercado financeiro. O Banco do Brasil é o centralizador do caixa do Grupo Copel e é responsável por todos os

pagamentos de sua responsabilidade, tais como fornecedores, tributos e folha de pagamento. Também presta

serviços de gestão de garantias, arrecadação de conta de consumo e a COPEL tem, ainda, operações compromissadas

e aplicações financeiras em CDB do Banco do Brasil. O Banco do Brasil é o terceiro banco arrecadador da COPEL em

termos de volume arrecadado, com participação aproximada de 15% sobre o total arrecadado.

Relacionamento da Companhia com as Instiuições |ntermediárias Contratadas

Banco ABN AMRO Real

Além da Emissão, o Banco ABN AMRO Real é prestador de serviços para a Emissora e suas coligadas, tanto na

área de cobrança e demais serviços da rede bancária, quanto de assessoria financeira em projetos, sem, no

entanto, ter operações de crédito e/ou financiamento com a Emissora e suas coligadas.

Banif Primus Banco de Investimento

Além da Emissão, não há outro relacionamento direto entre o Banif Primus Banco de Investimento S.A., ou de

outra instituição do Grupo com a Emissora e suas coligadas.

42

Demonstrativo do Custo da Distribuição

Custos para a Emissora Montante R$ % sobre o total da Oferta na

Data da Emissão e sem Considerar as Debêntures

AdicionaisComissão de Estruturação/Coordenação 1.200.000,00 0,20% Comissão de Colocação(1) 1.200.000,00 0,20% Prêmio de Prestação de Garantia Firme 1.500.000,00 0,25% Despesas Gerais(2) 550.000,00 0,0917% Taxa para registro na CVM 82.870,00 0,0138% Total dos custos (3) 4.532.870,00 0,755% Montante líquido para a Emissora 595.467.130,00 99,244%

(1) A Comissão de Colocação varia de acordo com o número total de Debêntures efetivamente colocadas, ou seja, varia de acordo com a quantidade de Debêntures colocada em regime de melhores esforços. (2) Inclui despesas gerais de estruturação, tais como despesas com agências de rating, escritórios de advocacia, impressão de prospectos e suplementos, taxa da ANBID, publicidade e apresentações a investidores. (3) A soma total dos custos não inclui o prêmio de sucesso.

Preço por Debênture (R$) Custo por Debênture (R$)*1 Montante líquido para a Emissora (R$) 10.000,00 75,55 9.924,45

(1) Assumindo-se a colocação integral das Debêntures objeto de melhores esforços.

Os custos incorridos pela Emissora com a Oferta representam 0,1259% da receita bruta de vendas e/ ou serviços

em junho de 2006 da Emissora, a qual corresponde a R$ 3,6 bilhões de reais. Dessa forma, não haverá qualquer

impacto relevante na condição financeira ou nos resultados da Companhia em decorrência dos custos incorridos

com a Oferta.

Contrato de Garantia de Liquidez e Contrato de Estabilização de Preço

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

estabilização de preço para as Debêntures.

Não há e nem será firmado contrato de estabilização de preços das Debêntures.

43

DESTINAÇÃO DOS RECURSOS

Os recursos captados com a distribuição pública das Debêntures serão destinados ao alongamento do perfil da

dívida da Emissora, por meio de pagamento de suas obrigações financeiras, bem como ao reforço do seu caixa.

Parte dos recursos provenientes da Emissão será utilizado na liquidação financeira dos seguintes compromissos

da Companhia:

(i) 1/3 do valor principal das debêntures da 3ª emissão da COPEL, no montante aproximado de R$ 133,0

milhões, com vencimento em 1º de fevereiro de 2007. As debêntures da 3ª emissão foram emitidas em

série única e a sua distribuição pública foi concluída em 9 de maio de 2005, tendo havido subscrição

integral dos títulos no valor de R$ 400 milhões. Sobre as debêntures em referência, incidem juros

remuneratórios correspondentes a 115% da Taxa DI a.a. Para mais informações a respeito das

debêntures da 3ª emissão da Companhia, ver Seção "Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela

Emissora";

(ii) valor do principal das debêntures da 2ª emissão da COPEL, no montante aproximado de R$ 600,0

milhões, com vencimento em 1º de março de 2007. As debêntures da 2ª emissão foram emitidas em

três séries e a sua distribuição pública, no valor total de R$ 500,0 milhões, foi concluída em 9 de maio

de 2002. As debêntures da primeira série foram readquiridas pela Emissora em 27 de fevereiro de

2004. A remuneração das debêntures da 2ª série da 2ª emissão é devida com base na variação da Taxa

DI, acrescida de 1,5% a.a. e a remuneração das debêntures da 3ª série é devida com base na variação

do IGP-M + 13,25% aa. Para maiores informações a respeito das debêntures da 2ª série, ver Seção

"Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Emissora"; e

(iii) despesas com a Emissão, no valor aproximado de R$ 550.000,00 (cinquentos e cinqüenta mil reais).

Os recursos porventura necessários à complementação dos recursos descritos nesta Seção serão obtidos por

meio de empréstimos bancários ou outros financiamentos a serem avaliados e contratados pela Companhia.

Para maiores informações sobre o impacto da destinação dos recursos na situação patrimonial da Companhia,

ver seção “Capitalização”.

44

CAPITALIZAÇÃO

A tabela a seguir descreve o endividamento de curto e longo prazos e estrutura de capital da COPEL, para o

período encerrado em 30 de junho de 2006. As informações descritas abaixo foram extraídas das informações

financeiras consolidadas da Emissora para o período findo em 30 de junho de 2006. O investidor deve ler essa

tabela em conjunto com a Seção “Informações Financeiras Selecionadas” e as informações financeiras

consolidadas da Companhia, constantes deste Suplemento.

30 de junho de 2006

(em milhões de reais)

% sobre a Capitalização

Total

Pro-Forma com a Emissão


% sobre a Capitalização

Total

Empréstimos e Financiamentos – Curto Prazo (1) 990,6 11,34 990,6 10,61 Empréstimos e Financiamentos – Longo Prazo (1) 1.552,7 17,78 2.152,7 23,06 Endividamento Total 2.543,3 29,12 3.143,3 33,68 Patrimônio Líquido 6.190,6 70,88 6.190,6 66,32 Capitalização Total (2) 8.733,9 100 9.333,9 100

(1) Inclui as obrigações atuariais da Companhia para com a Fundação Copel, as debêntures e os empréstimos e financiamentos (2) Soma do endividamento total e patrimônio líquido

45

A tabela a seguir mostra, para cada uma das atuais Subsidiárias, como se comportaram as mesmas contas

apresentadas na tabela acima, em 30 de junho de 2006:

ELIMINAÇÃO(1)

COPEL

HOL

COPEL-GER

COPEL-TRA

COPEL-DIS

COPEL-TE

COPEL-PAR

Elejor Copel

Empreendimento

UEGAraucária

Compa

Gás

30 de junho de 2006


Empréstimos e Financiamentos– Curto Prazo (2)

( 603,7) 765,9 74,6 38,7 687,1 5,6 0,1 15,9 0,0 0,0 6,4

Empréstimos e Financiamentos– Longo Prazo(2)

(97,8) 364,5 414,7 151,0 376,5 16,5 0,7 296,9 0,0 0,0 29,7

EndividamentoTotal

(701,5) 1.130,4 489,3 189,7 1.063,6 22,1 0,8 312,8 0,0 0,0 36,1

Patrimôniolíquido

( 7.195,4) 6.190,6 2.983,5 989,4 1.659,1 185,0 633,6 134,9 266,5 215,0 128,4

CapitalizaçãoTotal (3) (7.896,9) 7.321,0 3.472,8 1.179,1 2.722,7 207,1 634,4 447,7 266,5 215,0 164,5

Previsão da CapitalizaçãoTotal após a Oferta

(7.896,9) 7.921,0 3.472,8 1.179,1 2.722,7 207,1 634,4 447,7 266,5 215,0 164,5

_______________________________(1) Na consolidação, foram eliminados os investimentos da Companhia nos patrimônios líquidos das controladas, bem como os saldos de ativos, passivos, receitas, custos e despesas decorrentes de operações entre as companhias. (2) Inclui a dívida da Companhia com a entidade de previdência privada e com as debêntures (3) Soma do endividamento total e patrimônio líquido

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FATORES DE RISCO

Antes de tomar uma decisão de investimento nas Debêntures, os potenciais investidores devem analisar

cuidadosamente, à luz de suas próprias situações financeiras e objetivos de investimento, todas as informações

disponíveis neste Suplemento e no Prospecto do Programa de Distribuição e, em particular, avaliar os fatores de

risco descritos nesta Seção.

Os fatores de risco relativos à Oferta deverão ser avaliados em conjunto com os fatores de risco descritos nas

páginas 26 a 39 do Prospecto do Programa de Distribuição.

Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos

As condições políticas e econômicas brasileiras poderão afetar adversamente a condição financeira e os

resultados operacionais da Companhia.

A Companhia atua no mercado brasileiro, estando sujeita, portanto, aos efeitos da política econômica praticada

pelo Governo Federal. Freqüentemente, o governo brasileiro intervém na economia do país, realizando mudanças

repentinas nas suas políticas. As medidas do governo brasileiro para controlar a inflação e implementar as políticas

econômica e monetária têm envolvido alterações nas taxas de juros, desvalorização da moeda, controle de câmbio,

tarifas e limites à importação, controles no consumo de eletricidade, aumento de carga tributária, entre outras

medidas. Essas políticas, bem como algumas condições macroeconômicas, causaram efeitos significativos na

economia brasileira, assim como no mercado de capitais brasileiro.

A adoção de medidas que possam resultar em eventuais flutuações da moeda, indexação da economia,

instabilidade de preços, elevação de taxas de juros ou influenciar a política fiscal poderão impactar negativamente

os negócios, as condições financeiras, a capacidade de geração de caixa e os resultados da Companhia.

A inflação e medidas do governo para contê-la podem ter efeitos adversos sobre a economia brasileira,

o mercado mobiliário brasileiro e/ou os negócios e operações da Companhia.

O Brasil experimentou, no passado, taxas de inflação bastante elevadas, que foram reduzidas com a

implementação do Plano Real, em 1994. A adoção de política de câmbio flutuante e a respectiva desvalorização do

real em relação ao dólar norte-americano, iniciada com a crise cambial ocorrida no início de 1999, podem criar

pressões inflacionárias adicionais no Brasil, criando a necessidade de adoção de políticas recessivas pelo Governo

Federal, que podem afetar a economia como um todo, inclusive a Companhia.

47

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

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

Em junho de 1999, o CMN fixou os valores de 6,0% e 4,0% como metas de inflação para os anos 2000 e 2001,

respectivamente. No ano 2000, a meta foi cumprida, com a inflação situando-se em 5,97%, mas em 2001, a meta

de inflação não foi cumprida, tendo a inflação atingido 7,67%. Para os anos de 2002 e 2003, foram fixadas metas

de 3,5% e 4,0%, respectivamente. Nos anos de 2002 e 2003, as metas não foram cumpridas, tendo a inflação

atingido 12,53% em 2002, e 9,30% em 2003.

Em 24 de junho de 2002, o CMN definiu a meta de inflação para o ano de 2004 em 3,75%, e, posteriormente,

alterou tal meta para 5,5%. Para 2005, a meta de inflação foi fixada em 4,5%. Nos anos de 2004 e 2005, as

metas não foram cumpridas, tendo a inflação atingido 7,6% em 2004, e 5,69% em 2005. Para os anos de 2006 e

2007 a meta estabelecida foi a mesma de 2005, ou seja, 4,5%. Não existem garantias de que as metas

estabelecidas para 2006 serão alcançadas.

Caso as taxas de inflação venham a aumentar, não há como garantir que esses aumentos serão repassados aos preços

dos serviços prestados pela Companhia. Na hipótese desses aumentos não serem integralmente repassados, os custos e

despesas operacionais da Companhia poderão aumentar e, eventualmente, causar redução da margem de lucro o que

poderá afetar negativamente as condições financeiras, a capacidade de geração de caixa e os resultados da Companhia.

Oscilações do valor do real frente ao valor do dólar norte-americano e outras moedas podem afetar

negativamente a capacidade de pagamento da Companhia.

A moeda brasileira, historicamente, apresentou desvalorizações freqüentes. O real desvalorizou 18,7% em relação

ao dólar norte-americano em 2001 e 52,3% em 2002. Em 2003 e 2004, entretanto, houve valorização do real

frente ao dólar norte-americano correspondente a 18,2% e 8,85%, respectivamente, sendo que em 31 de

dezembro de 2005 um dólar correspondia a R$ 2,3407.

Em 30 de junho de 2006, a Companhia possuía uma dívida total consolidada de R$ 1.938,7 milhões, não incluída a

dívida com entidades de previdência privada, sendo R$ 229,2 milhões em moeda estrangeira, enquanto sua receita

é obtida em reais.

Dessa forma, uma diminuição do valor do real em relação ao dólar norte-americano e outras moedas estrangeiras

resultará em um aumento do serviço de dívida da Companhia, com um conseqüente efeito adverso sobre seus

resultados e condição financeira.

A deterioração das condições econômicas e de mercado em outros países, principalmente nos emergentes, pode

afetar negativamente a economia brasileira e os negócios da Companhia.

48

A economia brasileira e as companhias brasileiras têm sido, em diferentes intensidades, impactadas pelas condições

econômicas e de mercado de outros países emergentes, bem como pelas reações dos investidores com relação a

essas condições. A oferta de crédito a empresas brasileiras é influenciada pelas condições econômicas e de

mercado no Brasil e, em graus variáveis, pelas condições de mercado de outros países emergentes, principalmente

países da América Latina.

Acontecimentos ou condições de outros países emergentes já afetaram significativamente a disponibilidade de

crédito na economia brasileira e resultaram em consideráveis saídas de recursos e queda no volume de

investimentos estrangeiros no Brasil.

Não há como garantir que futuros acontecimentos em países emergentes, bem como as medidas a serem adotadas

pelos governos desses países, não afetarão a oferta de crédito no mercado local e internacional de modo adverso

causando efeitos negativos na economia brasileira e nos resultados da Companhia.

Considerando-se que a Companhia atua em setor que exige investimentos significativos, caso o acesso da Companhia

ao mercado de capitais e de crédito seja limitado, a Emissora poderá enfrentar dificuldades para cumprir seu plano de

investimentos e refinanciar suas obrigações, afetando de forma negativa seus resultados e condição financeira.

O Governo Federal realizou e poderá realizar alterações na legislação fiscal que poderá acarretar

aumento da carga tributária para as empresas brasileiras.

O Governo Federal freqüentemente realiza alterações na legislação fiscal que podem acarretar aumento nas

alíquotas de alguns tributos incidentes sobre as empresas brasileiras. Caso ocorra um aumento significativo da

carga tributária imposta à Companhia, esta poderá não conseguir repassar integralmente esse aumento aos seus

consumidores, de modo que seus resultados e condição financeira poderão ser negativamente afetados.

Riscos Relacionados ao Setor Elétrico

A Companhia atua no setor elétrico brasileiro, o qual foi reestruturado pelo Governo Federal. Os efeitos

do novo modelo do setor elétrico para as empresas sujeitas às suas regras, como a Companhia, ainda

são incertos.

Em 15 de março de 2004, foi promulgada a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico que promoveu profundas

modificações na atual estrutura do setor elétrico, dentre as quais (i) a alteração das regras sobre a compra e venda

de energia elétrica entre as empresas geradoras de energia e as concessionárias, permissionárias e autorizadas de

serviço público de distribuição de energia elétrica; (ii) novas regras para licitação de empreendimentos de geração;

(iii) a extinção do MAE e a criação da CCEE; (iv) a criação de novos órgãos setoriais; e (v) a alteração nas

competências do Ministério de Minas e Energia e da ANEEL. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, atualmente,

tem sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal,por meio das ADINs.

49

O Governo Federal recorreu, argüindo que, no decorrer do processo legislativo, as ADINs haviam perdido o objeto e

solicitou o arquivamento das ADINs. No entanto, a votação no Supremo Tribunal Federal, de 4 de agosto de 2004,

confirmou a decisão de dar prosseguimento ao julgamento do mérito das ações.

No dia 08 de abril de 2005 o julgamento das ADINs foi suspenso em virtude do pedido de vista por um dos Ministros,

contudo, nesse julgamento houve 5 votos em favor da Nova Lei e 2 desfavoráveis. Não existe ainda uma decisão sobre

este mérito. Na data deste Suplemento, não é possível prever os eventuais possíveis efeitos adversos da regulamentação

da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e do resultado do julgamento das ADINs no setor em que a Companhia atua.

Tais potenciais efeitos adversos poderão afetar negativamente a situação econômica da Companhia.

As tarifas que a COPEL-DIS cobra pela venda de energia a consumidores cativos são determinadas de acordo com o

Contrato de Concessão de Distribuição firmado com o Governo Federal, por meio da ANEEL. A receita operacional da

Emissora pode ser afetada adversamente se a ANEEL tomar decisões desfavoráveis quanto às tarifas da Emissora.

A ANEEL possui substancial poder discricionário para estabelecer as tarifas que a COPEL-DIS cobra de

seus consumidores. As tarifas são determinadas de acordo com o Contrato de Concessão de Distribuição

e estão sujeitas ao poder regulador dessa Agência.

O Contrato de Concessão de Distribuição e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de preço máximo,

que permite três tipos de ajuste tarifário: (1) o reajuste anual, (2) a revisão periódica e (3) a revisão

extraordinária. A Emissora tem o direito de requerer o reajuste anual, que é concebido para compensar certos

efeitos da inflação sobre as tarifas e para repassar aos consumidores certos encargos de sua estrutura de custos

não gerenciáveis pela Emissora, como o custo de aquisição de energia e encargos setoriais, incluindo encargos

pelo uso de instalações de transmissão e distribuição. Além disso, a ANEEL conduz uma revisão periódica a cada

quatro ou cinco anos para identificar variações nos custos da Emissora e definir um índice baseado na sua

eficiência operacional que será aplicado sobre o índice dos reajustes anuais da Emissora, e cujo efeito é premiar

a boa administração dos seus custos e compartilhar quaisquer ganhos com os consumidores da Emissora.

A Emissora também tem o direito de requerer uma revisão extraordinária das suas tarifas se custos imprevisíveis

vierem a alterar significativamente sua estrutura de custos.

Porém, em maio de 2004, o Tribunal de Contas da União - TCU divulgou relatório técnico crítico à metodologia

utilizada pela ANEEL nas revisões tarifárias das concessionárias Light e Eletropaulo. Neste relatório, o TCU

determinava que a ANEEL considerasse o benefício fiscal dos juros sobre capital próprio no processo de revisão

tarifária. Essa posição foi revertida com a vitória do parecer do ministro Benjamim Zymler, que defendeu que a

determinação do TCU fosse transformada em recomendação. Nas revisões tarifárias subseqüentes, a ANEEL

manteve a metodologia de cálculo utilizada. Se a recomendação for acatada o impacto em eventual revisão

tarifária da COPEL-DIS será de aproximadamente 0,5% em sua receita líquida.

50

A Emissora não pode assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que lhe sejam favoráveis. Além disso, se quaisquer

desses reajustes não forem concedidos pela ANEEL no prazo apropriado, a condição financeira e os resultados das

operações da Emissora podem ser adversamente afetados.

A Emissora pode enfrentar crescente concorrência que pode afetar adversamente sua participação de

mercado, em virtude da perda de consumidores e, conseqüentemente, sua receita

A Distribuidora detém concessão para distribuir eletricidade em 392 municípios no Estado do Paraná e 1 município

do Estado de Santa Catarina. Em vista de legislação aprovada em 1995, 1998 e 2004, entretanto, outros

fornecedores podem oferecer eletricidade a certos consumidores de grande porte, que atendam às exigências

legais para qualificar-se como Consumidores Livres. Consumidores Livres, caso ligados antes de julho de 1995, são

aqueles cuja demanda é igual ou maior que 3 MW em níveis de tensão iguais ou superiores a 69 kV. Para os

consumidores ligados após essa data, o critério é apenas de possuir demanda contratada maior ou igual a 3,0 MW.

Os eventuais concorrentes da Emissora podem vir a oferecer a esses consumidores eletricidade a preços menores

do que os cobrados atualmente pela Companhia.

Esses consumidores, principalmente consumidores industriais, operam em diversos segmentos, incluindo os

químicos, minerais não ferrosos, alimentos, bebidas e papéis. Até junho de 2006, a Distribuidora forneceu energia

a 34 consumidores caracterizados como potencialmente livres, o que representou 8,3% do mercado de

fornecimento.

Atualmente a Distribuidora não possui nenhum consumidor livre, mas existem 34 consumidores potencialmente

livres que representam cerca de 8,4% do mercado total da COPEL de 2006.

Além disso, a Emissora pode perder consumidores na faixa de demanda entre 500 kW e 3000 kW.

Esses consumidores podem optar por obter suprimento de fontes alternativas tais como energia eólica, Pequenas

Centrais Hidrelétricas e biomassa, com direito a descontos nas tarifas de transmissão e distribuição de pelo menos 50%.

A perda de clientes para outros fornecedores que atendam a Consumidores Livres na área de concessão da

Emissora pode afetar adversamente sua participação de mercado, e, conseqüentemente, sua situação econômico-

financeira.

51

Períodos de escassez de eletricidade podem afetar o custo da energia elétrica e os preços que a

Emissora pode cobrar dos seus clientes

Devido à dependência do setor de energia elétrica de variáveis naturais e sazonais, como os níveis de chuva e de

água, a deterioração dessas condições pode afetar severamente a geração de energia elétrica.

Em 2001, o Brasil sofreu severa redução de capacidade de gerar energia elétrica. A crise deveu-se em grande parte

à falta de investimento em geração de energia e à situação de seca na maior parte do país, que fizeram com que os

níveis de água nas usinas hidrelétricas caíssem para menos de um terço da sua capacidade.

A fim de evitar a possibilidade de blecautes, em 2001 o Governo Federal baixou medidas destinadas à redução do

consumo de eletricidade nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil em 20% em média e instituiu

sobretaxas para os que não atingissem suas quotas de redução e recompensas para os que o fizessem. O Estado do

Paraná não esteve sujeito a essas medidas porque não enfrentou situações críticas de seca, o que permitiu que seus

reservatórios mantivessem sua capacidade normal de operação. O governo brasileiro também determinou que as

empresas de distribuição de energia localizadas nas regiões afetadas do país reduzissem o fornecimento de energia

a seus consumidores. As restrições perduraram até 28 de fevereiro de 2002.

No futuro, o governo brasileiro pode adotar medidas adicionais para reduzir o consumo de energia em outras regiões do

país, incluindo o Estado do Paraná, se a capacidade de geração no Brasil não aumentar para suprir o crescimento da

demanda. Tais medidas, se adotadas no futuro, incluindo redução do consumo de eletricidade dos clientes da Emissora e

limitações à sua capacidade de gerar, transmitir ou distribuir energia, podem ter efeito adverso relevante sobre as

condições financeiras e os resultados de operações da Emissora. Além disso, tal escassez pode levar à geração de energia

mediante alternativas de maior custo. Nessas situações, de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, todos os

contratos de energia, que são contratos de compra de eletricidade, em que o gerador se compromete a suprir uma dada

quantidade de energia e assume os riscos associados à escassez do suprimento (“Contratos de Energia”), terão seus

montantes reduzidos na mesma proporção da redução do consumo. Tal redução causará uma diminuição das receitas

da Emissora sem a correspondente redução nas suas despesas, reduzindo, em conseqüência, os lucros da Emissora.

Ademais, nessas situações, todos os contratos de capacidade, que são contratos de compra de capacidade, em que o

gerador se compromete a fornecer um dado montante de capacidade e o distribuidor assume os riscos associados à

escassez do suprimento (“Contratos de Capacidade”), serão afetados por uma redução compulsória no consumo sem

redução correspondente nos montantes pagos pelos distribuidores aos geradores, o que também pode afetar

negativamente os resultados da Emissora.

52

A Emissora pode ser forçada a comprar energia no mercado de curto prazo para atender a demanda dos

consumidores e o preço de compra de energia no mercado de curto prazo pode ser substancialmente

maior que o preço da energia sob os contratos de compra de energia de longo prazo da Emissora

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras de eletricidade, incluindo a Companhia, devem

contratar, por meio de licitações públicas conduzidas pela ANEEL, a totalidade de sua demanda de eletricidade projetada

para as respectivas áreas de concessão, em um período de cinco anos antes do efetivo fornecimento dessa energia.

Sempre que as projeções iniciais ficarem aquém da demanda efetiva de eletricidade, a Emissora poderá ser obrigada a

cobrir a diferença com contratos de compra de eletricidade de curto prazo. A Emissora não pode assegurar que suas

projeções iniciais da demanda de energia em sua área de concessão de distribuição serão precisas e exatas e, se não o

forem, poderá pagar preços significativamente mais altos no mercado de curto prazo para satisfazer suas obrigações de

distribuição de energia elétrica e sofrer certas penalidades impostas pela ANEEL. Tal situação poderá impactar

negativamente a situação econômico-financeira da Companhia.

Os equipamentos, instalações e operações da Emissora estão sujeitos a vários regulamentos ambientais

e de saúde que podem se tornar mais rígidos no futuro e resultar em maiores obrigações e maiores

investimentos de capital

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

supervisão pelas agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas ambientais

e de saúde. Essas agências podem tomar medidas coercitivas contra a Companhia por inobservância de seus

regulamentos. Tais medidas podem incluir, entre outras, a imposição de multas e revogação de licenças.

Regulamentos ambientais e de saúde mais rigorosos podem forçar a Emissora a destinar investimentos de capital

para o seu atendimento e, em conseqüência, alterar a destinação de recursos de investimentos planejados.

Tais alterações poderiam ter efeito adverso relevante sobre a condição financeira e sobre os resultados das

operações da Emissora.

53

Riscos Relativos à Emissora

Na qualidade de acionista controlador da Emissora, o Estado do Paraná exerce substancial influência

sobre a administração e orientação dos negócios da Emissora.

O Estado do Paraná, por meio da titularidade de ações ordinárias da COPEL, tem capacidade para controlar a eleição da

maioria dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria da Emissora e, deste modo, controlar as operações e

a estratégia da Companhia. O Estado do Paraná pode utilizar sua condição de acionista controlador para determinar que

a COPEL se dedique à atividades e faça investimentos destinados a atingir objetivos políticos, econômicos e sociais.

Ademais, na qualidade de prestadora de serviço público essencial, como é o fornecimento de energia elétrica, poderá a

COPEL, por vezes, ter suas atividades direcionadas pelo Governo do Estado do Paraná para o atendimento de

necessidades sociais, em detrimento de políticas exclusivamente voltadas para a obtenção de resultados financeiros.

Além disso, a eleição dos administradores da Emissora esteve sempre vinculada à situação política corrente do

Estado do Paraná. Uma eventual alteração no Governo do Estado do Paraná pode acarretar mudanças na

administração, nos negócios e nas estratégias da Emissora.

Dessa forma, não existem garantias de que a sucessão de diferentes governos não causará instabilidade na COPEL

nem de que a interferência do Governo do Estado do Paraná estará sempre em consonância com os interesses e

objetivos prioritários da Emissora, o que poderá gerar reflexos negativos nas atividades desenvolvidas pela Emissora,

afetando negativamente sua situação econômico-financeira.

A Emissora é altamente dependente da economia do Estado do Paraná

O mercado de atuação da Emissora concentra-se, principalmente, no Estado do Paraná. Apesar da possibilidade de

desenvolvimento de um mercado mais atrativo à Emissora em outras localidades, suas receitas e operações são

altamente dependentes da economia do Estado do Paraná. Não há garantias de que as condições econômicas do Estado

do Paraná sejam favoráveis no futuro. Caso a economia no Estado do Paraná não se desenvolva satisfatoriamente, as

operações e receitas da Companhia poderão sofrer impactos adversos no futuro e comprometer sua situação

econômico-financeira de dívidas, inclusive de Debêntures emitidas no âmbito do Programa de Distribuição.

54

A Emissora é parte em diversos processos administrativos e judiciais que, caso decididos contrariamente

à Emissora, podem ter um impacto negativo em seus resultados e condição financeira.

Atualmente, a Emissora é parte em diversos processos administrativos e judiciais, de natureza cível, ambiental,

trabalhista e fiscal, decorrentes do curso regular de seus negócios. Em 30 de junho de 2006, as provisões da

Emissora para tais contingências totalizavam cerca de R$ 549,2 milhões. Caso o valor total dessas provisões não

seja suficiente para fazer frente às contingências que se tornem exigíveis, os resultados da Emissora podem ser

adversamente afetados negativamente e, além de poder resultar em impacto material adverso nos negócios e na

capacidade de geração de caixa da Emissora.

O desenvolvimento de projetos de geração de energia está sujeito a riscos substanciais

Para o desenvolvimento de um projeto de geração, normalmente a Emissora precisa obter estudos de viabilidade,

licenças e aprovações governamentais, acordos de desapropriação, contratos de fornecimento de equipamentos,

participações e financiamentos suficientes, acordos quanto à localização e contratos de construção, cada um dos

quais envolve terceiros sobre os quais a Emissora não tem controle. Além disso, o desenvolvimento do projeto está

sujeito a riscos ambientais, de engenharia e de construção que podem implicar custos adicionais, atrasos e outros

impedimentos à conclusão no prazo e dentro do orçamento do projeto. A Emissora não pode assegurar que todas

as licenças e aprovações exigidas para seus projetos serão obtidas, que conseguirá sócios do setor privado para

qualquer de seus projetos, que a Emissora ou qualquer de seus sócios serão capazes de obter financiamento

adequado para os projetos da Emissora ou que haverá financiamento disponível para a Emissora. Se a Emissora não

puder concluir um projeto, quer em sua fase de desenvolvimento inicial quer após a construção ter começado, a

Emissora poderá não ter condições de recuperar seu investimento, o qual pode ser significativo, e,

conseqüentemente, sua condição financeira e os seus resultados poderão ser adversamente afetados.

O não atendimento do padrão de serviços estabelecido pela ANEEL poderá sujeitar a Emissora a penalidades.

Os indicadores técnicos relativos a padrões de serviços e atendimento que devem ser observados pela Emissora

constantes dos Contratos de Concessão são objeto de constante aperfeiçoamento, nos períodos de adaptação, transição

e finalmente aplicação desses indicadores. Caso a Emissora não atenda aos padrões estabelecidos, estará sujeita a

penalidades que vão desde advertência ou multa pecuniária até caducidade da respectiva concessão, nos casos de

reincidência continuada no descumprimento dos indicadores. Ademais, o completo atendimento desses padrões de

serviços é requisito essencial para a renovação das concessões nos termos da Lei de Concessões. Caso Companhia venha

a sofrer penalidades, ou não obtenha a renovação das concessões em decorrência do descumprimento desses

indicadores, a sua condição financeira e os seus resultados poderão ser adversamente afetados.

55

Nem todos os bens e ativos da Emissora poderão ser objeto de execução para satisfazer as obrigações

relativas às Debêntures emitidas no âmbito do Programa de Distribuição

Na qualidade de concessionária de serviços públicos, por meio de suas subsidiárias, todos os bens da Emissora

essenciais à prestação de serviços públicos de energia elétrica que devem ser revertidos para o poder concedente

ao final dos Contratos de Concessão, não estão sujeitos à penhora ou à execução judicial. Além disso, alteração na

Lei das Sociedades Anônimas revogou o artigo 242 da referida Lei, de forma a excluir o acionista controlador de

sociedade de economia mista, como a COPEL, da responsabilidade subsidiária perante credores. Dessa forma, na

hipótese de inadimplemento da Emissora com relação ao cumprimento de obrigações relativas a pagamentos

decorrentes das Debêntures emitidas no âmbito do Programa de Distribuição, nem todos os bens e ativos da

Emissora poderão ser objeto de execução para satisfazer as referidas obrigações.

Não há como garantir se, e em que bases, as concessões atuais das Subsidiárias serão renovadas

As Subsidiárias conduzem suas atividades de geração, transmissão e distribuição de acordo com Contratos de

Concessão celebrados com o Governo Federal. A Constituição Federal exige que todas as concessões de serviços

públicos devem ser realizadas mediante licitação. Em 1995, foi aprovada a Lei de Concessões, que rege os

procedimentos de licitação. De acordo com a Lei de Concessões, mediante solicitação da concessionária, as

concessões existentes poderão ser renovadas pelo Governo Federal por períodos adicionais de até 20 anos,

mediante requerimento efetuado pela concessionária, independentemente de sujeição ao processo de licitação,

contanto que a concessionária tenha atendido aos padrões mínimos de desempenho e que a proposta seja

aceitável ao Governo Federal.

Devido ao grau de discricionariedade conferido ao Governo Federal pela Lei de Concessões no que diz respeito à

renovação de concessões existentes e dada a ausência de precedentes quanto ao exercício pelo Governo Federal de

seu poder discricionário, interpretação e aplicação da Lei de Concessões, não há como garantir que as concessões

das Subsidiárias não serão renovadas em termos que sejam menos favoráveis do que aqueles atualmente em vigor.

Caso tais concessões não sejam renovadas, ou sejam renovadas em condições menos favoráveis que as atuais, a

condição econômico-financeira da Companhia será negativamente impactada.

56

A Emissora está sujeita às regras e limites para contingenciamento de crédito do setor público e às

restrições para captações externas, o que poderá dificultar a obtenção de financiamentos.

Como uma sociedade de economia mista controlada pelo Estado do Paraná, a Emissora está sujeita às regras e

limites para contingenciamento de crédito ao setor público editadas pelo Conselho Monetário Nacional e pelo

BACEN. Essas regras estabelecem determinados parâmetros e condições para que as instituições do Sistema

Financeiro Nacional possam oferecer crédito a entidades do setor público, incluindo-se a condição financeira dos

controladores de sociedades de economia mista. A legislação brasileira estabelece que uma empresa estatal, de

modo geral, somente poderá utilizar os recursos de operações de crédito externo (empréstimos em moeda

estrangeira) para refinanciar obrigações financeiras já contratadas, desde que, até que sejam utilizados, os

respectivos recursos sejam depositados conforme determinação do BACEN. A exigência de depósito não se aplica

no caso de financiamento de importações e operações de financiamento que envolvam organizações multilaterais,

tais como o Banco Internacional para Reconstrução e Desenvolvimento, o Banco Mundial, e o Banco

Interamericano de Desenvolvimento. Essas limitações à obtenção de crédito podem afetar adversamente o

desenvolvimento das atividades da Emissora, a sua capacidade de cumprir obrigações e de continuar o seu

programa de investimentos, bem como os fluxos de caixa, resultados operacionais e condições financeiras.

Dependência das receitas geradas pelas Subsidiárias

A Emissora é uma holding, não tendo operações ou fontes de receita próprias sendo que sua única fonte de

recursos é o recebimento de dividendos e juros sobre o capital próprio pelas Subsidiárias. Assim, o pagamento dos

valores relativos às Debêntures emitidas no âmbito do Programa de Distribuição e a qualquer outra dívida da

Emissora dependerá da capacidade de geração de receita e da realização de distribuição de dividendos ou juros

sobre o capital próprio pelas Subsidiárias. Caso tais distribuições não sejam realizadas pelas Subsidiárias, a Emissora

não terá recursos próprios disponíveis para a realização dos pagamentos devidos aos debenturistas.

Riscos Relacionados às Debêntures

As obrigações da Emissora, constantes da Escritura de Emissão, estão sujeitas a hipóteses de

vencimento antecipado

A Escritura de Emissão estabelece hipóteses que ensejam o vencimento antecipado (automático ou não) das

obrigações da Emissora com relação às Debêntures, tais como pedido de recuperação judicial ou falência pela

Emissora, não cumprimento de obrigações previstas na Escritura de Emissão, extinção de concessões e vencimento

antecipado de outras dívidas. Não há garantias de que a Emissora disporá de recursos suficientes em caixa para

fazer face ao pagamento das Debêntures da presente Emissão na hipótese de ocorrência de eventual vencimento

antecipado de suas obrigações, hipótese em que a Companhia poderá sofrer um impacto negativo relevante nos

seus resultados e operações. Para maiores informações, veja a Escritura de Emissão constante desse Suplemento.

57

Eventual Rebaixamento na Classificação de Risco da Emissão

A classificação de risco atribuída à presente Emissão baseou-se na atual condição da Emissora e nas informações

presentes neste Suplemento e no Prospecto do Programa de Distribuição. Não existe garantia de que a

classificação de risco permanecerá inalterada durante a vigência das Debêntures. Caso a classificação de risco

seja rebaixada, a Emissora poderá encontrar dificuldades em realizar outras emissões de títulos e valores

mobiliários, assim como os debenturistas poderão ter prejuízo caso optem pela venda das Debêntures no

mercado secundário.

Eventual rebaixamento na classificação de risco das ofertas públicas realizadas no âmbito do

Programa poderá acarretar redução de liquidez dos valores mobiliários emitidos por meio dessas

ofertas para negociação no mercado secundário

Para se realizar uma classificação de risco, certos fatores relativos à Emissora são levados em consideração, tais

como sua condição financeira, administração e desempenho. São analisadas, também, características das

próprias emissões e dos valores mobiliários, assim como as obrigações assumidas pela Emissora e os fatores

político-econômicos que podem afetar a condição financeira da Emissora. Dessa forma, as avaliações

representam uma opinião quanto às condições da Emissora de honrar seus compromissos financeiros, tais como

pagamento do principal e juros no prazo estipulado. Um eventual rebaixamento em classificações de risco

obtidas com relação às ofertas públicas realizadas no âmbito do Programa durante a vigência de qualquer dos

respectivos valores mobiliários poderá afetar negativamente o preço desses valores mobiliários e sua negociação

no mercado secundário.

Adicionalmente, alguns dos principais investidores que adquirem valores mobiliários por meio de ofertas públicas

no Brasil (tais como entidades de previdência complementar) estão sujeitos a regulamentações específicas que

condicionam seus investimentos em valores mobiliários a determinadas classificações de risco. Assim, o

rebaixamento de classificações de risco obtidas com relação aos valores mobiliários emitidos no âmbito do

Programa pode obrigar esses investidores a alienar seus valores mobiliários no mercado secundário.

Baixa Liquidez do Mercado Secundário Brasileiro de Valores Mobiliários

O mercado secundário existente no Brasil para negociação dos valores mobiliários a serem emitidos no âmbito

do Programa apresenta historicamente baixa liquidez, e não há nenhuma garantia de que existirá no futuro um

mercado para negociação desses valores mobiliários que possibilite aos subscritores desses títulos sua alienação

caso estes assim decidam. Dessa forma, os titulares de valores mobiliários emitidos no âmbito do Programa

podem ter dificuldade em realizar a venda desses títulos no mercado secundário.

58

Validade da Estipulação da Taxa DI, divulgada pela CETIP

A Súmula nº 176 editada pelo Superior Tribunal de Justiça enuncia que é nula a cláusula que sujeita o devedor

ao pagamento de juros de acordo com a taxa divulgada pela ANBID/CETIP. A referida Súmula não vincula as

decisões do Poder Judiciário e decorreu do julgamento de ações judiciais em que se discutia a validade da

aplicação da taxa divulgada pela ANBID/CETIP em contratos utilizados em operações bancárias ativas. Há, no

entanto a possibilidade de, numa eventual disputa judicial, a Súmula 176 vir a ser aplicada pelo Poder Judiciário

para considerar que a Taxa DI não é válida como fator de remuneração das Debêntures. Em se concretizando

esta hipótese, o índice que vier a ser indicado pelo Poder Judiciário para substituir a Taxa DI poderá conceder aos

titulares das Debêntures uma remuneração inferior à atual remuneração das Debêntures.

Informações Acerca do Futuro da Companhia

Este Suplemento contém informações acerca das perspectivas do futuro da Companhia que refletem as opiniões da

Companhia em relação ao desenvolvimento futuro e que, como em qualquer atividade econômica, envolvem riscos

e incertezas. Não há garantias de que o desempenho futuro da Companhia seja consistente com essas

informações. Os eventos futuros poderão diferir sensivelmente das tendências aqui indicadas, dependendo de

vários fatores discutidos nesta Seção “Fatores de Risco” e em outras seções deste Suplemento. As expressões

“acredita que”, “espera que” e “antecipa que”, bem como outras expressões similares identificam informações

acerca das perspectivas do futuro da Companhia. Os potenciais investidores são advertidos a examinar com toda a

cautela e diligência as informações contidas neste Suplemento e a não tomar decisões de investimento unicamente

baseados em previsões futuras ou expectativas.

59

4. INFORMAÇÕES RELATIVAS À EMISSORA

• Informações Financeiras Selecionadas

• Análise e Discussão da Administração sobre as Informações Semestrais e Resultados Operacionais da Emissora

• Atualização das Informações Constantes do Prospecto do Programa de Distribuição

• Negócios da Emissora

• Dividendos e Política de Dividendos

• Administração

• Principais Acionistas

• Informações sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos

• Pendências Judiciais

61

INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS

Os quadros a seguir exibem informações financeiras selecionadas da Emissora. Essas informações originaram-se

das demonstrações financeiras da Emissora relacionadas aos respectivos períodos indicados, elaboradas de

acordo com legislação societária, normas complementares editadas pela CVM e regulamentação específica da

ANEEL. As demonstrações financeiras do período encerrado em 30 de junho de 2005 foram revisadas pela

PricewatershouseCoopers Auditores Independentes e as demonstrações financeiras do período findo em 30 de

junho de 2006 foram revisadas pela Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes. As informações ora

apresentadas deverão ser analisadas em conjunto com as demonstrações financeiras e respectivas notas

explicativas da Emissora constantes do Prospecto do Programa de Distribuição e deste Suplemento.

As informações financeiras consolidadas da Emissora estão sendo apresentadas em conformidade com a

Instrução CVM nº 247, de 27 de março de 1996 e deliberações posteriores e contemplam a COPEL, as

subsidiarias integrais (COPEL-GER, COPEL-TRA, COPEL-DIS, COPEL-TE e COPEL-PAR) e as sociedades controladas

indiretas (Compagás, Elejor, COPEL Empreendimentos e UEG Araucária).

A partir de 1º de junho de 2006, a consolidação das participações societárias também contempla as

demonstrações contábeis da COPEL Empreendimentos e da UEG Araucária, as quais não foram revisadas por

auditores independentes. A administração da Emissora está providenciando a contratação de auditores

independentes para essas controladas, sendo que suas demonstrações financeiras serão revisadas por referidos

auditores em base a 30 de setembro de 2006.

As demonstrações financeiras do período encerrado em 30 de junho de 2006 apresentam ajustes de exercícios

anteriores que se referem aos montantes de recursos a serem aplicados para os programas de Eficiência

Energética e para os programas de Pesquisa de Desenvolvimento, uma vez que as despesas correlatas, relativos

aos exercícios de 2002 a 2005 foram recalculadas, conforme descrito nas Notas Explicativas nº 23 e nº 37 das

demonstrações financeiras de 30 de junho de 2006.

63

Balanço Patrimonial (em R$ mil)

Semestres findos em30 de junho de

Variação

2005 2006 Jun06/Jun05

Balanço Patrimonial Ativo % % %

Ativo Total 10.338.919 100 11.072.820 100 7,10

Ativo Circulante 1.908.223 18,46 2.048.991 18,50 7,38

Disponibilidades 618.850 5,99 691.373 6,24 11,72

Créditos 1.257.267 12,16 1.318.813 11,91 4,90

Consumidores e Revendedores 964.507 9,33 989.850 8,94 2,63

Provisão para Créditos Liquidação Duvidosa (128.200) (1,24) (112.729) (1,02) (12,07)

Serviços Executados para Terceiros, Líquidos 3.395 0,03 9.389 0,08 176,55

Dividendos a Receber 2.152 0,02 1.436 0,01 (33,27)

Serviços em Curso 6.863 0,07 14.716 0,13 114,43

Repasse CRC ao Governo Estado do Paraná 30.659 0,30 33.057 0,30 7,82

Impostos e Contrib. Sociais a Compensar 96.768 0,94 148.790 1,34 53,76

Conta de Compensação da "Parcela A" 204.621 1,98 139.427 1,26 (31,86)

Ativo Regulatório - Pasep/Cofins - - 13.102 0,12 -

Cauções e Depósitos Vinculados 35.291 0,34 21.267 0,19 (39,74)

Outros Créditos 41.211 0,40 60.508 0,55 46,82

Estoques 32.106 0,31 38.805 0,35 20,87

Ativo Realizável a Longo Prazo 2.173.134 21,02 1.985.386 17,93 (8,64)

Créditos Diversos 2.138.661 20,69 1.949.346 17,60 (8,85)

Consumidores e Revendedores 105.883 1,02 104.023 0,94 (1,76)

Repasse CRC ao Governo Estado do Paraná 1.170.108 11,32 1.148.281 10,37 (1,87)

Impostos e Contrib. Sociais a Compensar 539.852 5,22 472.968 4,27 (12,39)

Depósitos Judiciais 158.737 1,54 151.525 1,37 (4,54)

Conta de Compensação da "Parcela A" 1.659 0,02 9.211 0,08 455,21

Ativo Regulatório - Pasep/Cofins 111.925 1,08 20.361 0,18 (81,81)


Outros Créditos 22.667 0,22 20.263 0,18 (10,61)

Créditos com Pessoas Ligadas 34.473 0,33 36.040 0,33 4,55

Com Coligadas 34.473 0,33 36.040 0,33 4,55

Ativo Permanente 6.257.562 60,52 7.038.443 63,57 12,48

Investimentos 412.362 3,99 436.970 3,95 5,97

Participações em Coligadas 234.516 2,27 234.104 2,11 (0,18)

Participações em Controladas 164.715 1,59 189.877 1,71 15,28

Outros Investimentos 13.131 0,13 12.989 0,12 (1,08)

Imobilizado 5.839.891 56,48 6.567.808 59,31 12,46

Diferido 5.309 0,05 33.665 0,30 534,11

64

65

Balanço Patrimonial

(em R$ mil)

Semestres findos em 30 de junho de

Variação

2005 2006 Jun06/ Jun05

Balanço Patrimonial Passivo

% % %

Passivo Total 10.338.919 100% 11.072.820 100 7,10

Passivo Circulante 1.822.744 17,63 2.152.335 19,44 18,08

Empréstimos e Financiamentos 99.016 0,96 89.868 0,81 (9,24)

Debêntures 61.055 0,59 772.528 6,98 1165,30

Fornecedores 1.061.096 10,26 443.723 4,01 (58,18)

Impostos, Taxas e Contribuições 230.177 2,23 238.726 2,16 3,71

Dividendos a Pagar 27.050 0,26 40.429 0,37 49,46

Folha de Pagamento e Provisões Trabalhistas 81.792 0,79 93.830 0,85 14,72

Outros 262.558 2,54 473.231 4,27 80,24

Benefícios Pós-Emprego 127.587 1,23 128.420 1,16 0,65


Taxas Regulamentares 68.731 0,66 42.666 0,39 (37,92)

Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética - - 147.908 1,34 -

Outras Contas a Pagar 19.369 0,19 37.348 0,34 92,82

Passivo Exigível a Longo Prazo 3.046.228 29,46 2.531.940 22,87 (16,88)


Debêntures 1.142.601 11,05 523.079 4,72 (54,22)

Provisões para Contingências 498.660 4,82 549.214 4,96 10,14

Dívidas com Pessoas Ligadas - - 50.333 0,45 -

Outros 790.206 7,64 856.133 7,73 8,34

Fornecedores 206.372 2,00 325.393 2,94 57,67

Impostos e Contribuições Sociais 61.196 0,59 42.534 0,38 (30,50)

Benefícios Pós-Emprego 514.991 4,98 476.504 4,30 (7,47)


Participações Minoritárias 136.970 1,32 197.971 1,79 44,54

Patrimônio Líquido 5.332.977 51,58 6.190.574 55,91 16,08

Capital Social Realizado 3.480.000 33,66 3.875.000 35,00 11,35

Reservas de Capital 817.293 7,91 817.293 7,38 0,00

Reservas de Lucro 839.024 8,12 794.890 7,18 (5,26)

Legal 184.702 1,79 209.821 1,89 13,60

Retenção de Lucros 654.322 6,33 585.069 5,28 (10,58)

Lucros/Prejuízos Acumulados 196.660 1,90 703.391 6,35 257,67

Demonstração do Resultado (Em R$ mil)


Variação

2005 % 2006 % Jun06/Jun05

Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 3.271.103 138,82 3.641.372 139,76 11,32

Fornecimento de Energia Elétrica 2.523.847 107,11 2.764.752 106,12 9,55

Suprimento de Energia Elétrica 464.720 19,72 570.781 21,91 22,82

Disponibilidade da Rede Elétrica 130.828 5,55 143.306 5,50 9,54

Receita de Telecomunicações 25.596 1,09 26.690 1,02 4,27

Distribuição de Gás Canalizado 84.479 3,59 105.799 4,06 25,24

Outras Receitas Operacionais 41.633 1,77 30.044 1,15 (27,84)

Deduções da Receita Bruta (914.764) (38,82) (1.035.951) (39,76) 13,25

Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 2.356.339 100 2.605.421 100 10,57

Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (2.029.828) (86,14) (1.744.514) (66,96) (14,06)

Energia Elétrica Comprada para Revenda (784.619) (33,30) (687.166) (26,37) (12,42)

Encargos de Uso da Rede Elétrica (222.969) (9,46) (280.561) (10,77) 25,83

Pessoal (254.024) (10,78) (269.753) (10,35) 6,19

Planos Previdenciário e Assistencial (49.029) (2,08) (60.988) (2,34) 24,39

Material (30.724) (1,30) (33.306) (1,28) 8,40

Matéria-prima e Insumos para Prod. Energia Eletrica (9.332) (0,40) 288.693 11,08 (3193,58)

Gás Natural e Insumos para Operação de Gás (140.720) (5,97) (51.289) (1,97) (63,55)

Serviços de Terceiros (93.465) (3,97) (102.957) (3,95) 10,16

Depreciação e Amortização (161.546) (6,86) (175.694) (6,74) 8,76

Taxas Regulamentares (217.949) (9,25) (221.640) (8,51) 1,69

Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética (5.382) (0,23) (28.997) (1,11) 438,78

Tributos (9.470) (0,40) (5.243) (0,20) (44,67)

Recuperação de Despesas 13.298 0,56 22.809 0,88 71,52

Outras Despesas Operacionais (63.897) (2,71) (138.422) (5,31) 116,63

Resultado Bruto 326.511 13,86 860.907 33,04 163,67

66

Despesas/Receitas Operacionais (4.775) (0,20) 351.307 13,48 (7457,21)

Financeiras (10.945) (0,46) 352.585 13,53 (3321,43)

Receitas Financeiras 189.462 8,04 529.731 20,33 179,60

Despesas Financeiras (200.407) (8,51) (177.146) (6,80) (11,61)

Resultado da Equivalência Patrimonial 6.170 0,26 (1.278) (0,05) (120,71)

Equivalência Patrimonial 8.383 0,36 1.165 0,04 (86,10)

Participação em Outras Sociedades (2.213) (0,09) (2.443) (0,09) 10,39

Resultado Operacional 321.736 13,65 1.212.214 46,53 276,77

Resultado Não Operacional (5.230) (0,22) (44.886) (1,72) 758,24

Receitas 4.601 0,20 3.206 0,12 (30,32)

Despesas (9.831) (0,42) (48.092) (1,85) 389,19

Resultado Antes Tributação/Participações 316.506 13,43 1.167.328 44,80 268,82

Provisão para IR e Contribuição Social (148.528) (6,30) (424.381) (16,29) 185,72

Imposto de Renda (109.119) (4,63) (311.719) (11,96) 185,67

Contribuição Social (39.409) (1,67) (112.662) (4,32) 185,88

IR Diferido 38.255 1,62 4.495 0,17 (88,25)

Imposto de Renda 28.020 1,19 3.305 0,13 (88,20)

Contribuição Social 10.235 0,43 1.190 0,05 (88,37)

Participações Minoritárias (9.573) (0,41) (7.041) (0,27) (26,45)

Lucro/Prejuízo do Período 196.660 8,35 740.401 28,42 276,49

Outras Informações Financeiras (Em R$ mil)

Levantadas em 30 de junho de

2005 2006

Depreciação e Amortização Diferido 161.546 175.694

Endividamento Total (1) 2.560.011 2.543.580

Disponibilidades 618.850 691.373

Capitalização (2) 7.274.138 8.042.781

Razão Endividamento Total/Capitalização 0,35 0,32

Razão Ativo Circulante/Passivo Circulante 1,05 0,95

(1) Inclui as obrigações da Companhia para com a Fundação COPEL, as debêntures e os empréstimos e financiamentos.

(2) Endividamento total e Patrimônio Líquido - Disponibilidades

67

ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE AS INFORMAÇÕES SEMESTRAIS E

RESULTADOS OPERACIONAIS DA EMISSORA

A análise e discussão da administração sobre a situação financeira e o resultado das operações a seguir deve ser

lida em conjunto com as demonstrações financeiras e respectivas notas explicativas incluídas neste Suplemento.

As informações semestrais constantes deste Suplemento foram elaboradas em conformidade com as práticas

contábeis emanadas da legislação societária brasileira e normas complementares editadas pela CVM, que não

prevêem o reconhecimento dos efeitos inflacionários a partir de 1º de janeiro de 1996. As informações

financeiras consolidadas relativas ao período encerrado em 30 de junho de 2006 foram revisadas pela Deloitte

Touche Tohmatsu Auditores Independentes, e as informações financeiras consolidadas relativas ao período

encerrado em 30 de junho de 2005 foram revisadas pela Pricewaterhouse Coopers Auditores Independentes

As informações financeiras consolidadas da Emissora estão sendo apresentadas em conformidade com a

Instrução CVM nº. 247, de 27 de março de 1996 e deliberações posteriores e contemplam a COPEL, as

subsidiarias integrais (COPEL-GER, COPEL-TRA, COPEL-DIS, COPEL-TE e COPEL-PAR) e as sociedades controladas

indiretas (Compagás, Elejor, COPEL Empreendimentos e UEG Araucária).

Na consolidação foram eliminados os investimentos da Emissora nos patrimônios líquidos das controladas, bem

como os saldos de operações entre as companhias, tendo sido destacadas a participação dos acionistas

minoritários, de forma que as demonstrações contábeis consolidadas representem efetivamente os saldos de

transações com terceiros.

A consolidação das participações societárias contempla, a partir do exercício encerrado em 31 de dezembro de

2005, a inclusão das demonstrações contábeis da Elejor. Visando possibilitar a comparabilidade das informações,

tal procedimento foi igualmente adotado nas demonstrações contábeis consolidadas de 30 de junho de 2005.

A partir de 1º de junho de 2006, a consolidação das participações societárias também contempla as

demonstrações contábeis da COPEL Empreendimentos e da UEG Araucária, as quais não foram revisadas por

auditores independentes. A administração da Emissora está providenciando a contratação de auditores

independentes para essas controladas, sendo que suas demonstrações financeiras serão revisadas por referidos

auditores em base a 30 de setembro de 2006.

As informações semestrais do período encerrado em 30 de junho de 2006 apresentam ajustes de exercícios

anteriores que se referem aos montantes de recursos a serem aplicados para os programas de Eficiência

Energética e para os programas de Pesquisa de Desenvolvimento, uma vez que as despesas correlatas, relativos

aos exercícios de 2002 a 2005 foram recalculadas, conforme descrito nas Notas Explicativas nº 23 e nº 37 das

demonstrações financeiras de 30 de junho de 2006.

68

As informações semestrais refletem impacto significativo tanto na posição patrimonial de 30 de junho de 2006

como no resultado do semestre findo naquela data resultante da contabilização do acordo firmado entre a

COPEL, a COPEL-GER, a Petrobras e a Compagás referente ao gás natural para a UEG Araucária no montante de

R$ 423,8 milhões (líquido de efeitos fiscais), conforme descrito na nota exlplicativa nº 19 das informações

semestrais de 30 de junho de 2006.

Ambiente Econômico Brasileiro

O ano de 2005 e o primeiro semestre de 2006 foram caracterizados pela estabilidade dos principais indicadores

macroeconômicos brasileiros. Em relação às contas externas, o Brasil continuou a apresentar um cenário

positivo, com superávit comercial recorde de US$ 44,8 bilhões e saldo de transações correntes de US$ 14,2

bilhões. Além disso, a manutenção do quadro de alta liquidez no mercado internacional e o aumento de

confiança dos investidores no país, entre outros fatores, explicam a apreciação do real em relação ao Dólar. Em

30 de junho de 2005 e 2006, o dólar estava cotado a R$ 2,35 e R$ 2,16, respectivamente.

A taxa de inflação, medida pelo IPCA, atingiu 5,7% em 2005, mantendo a trajetória de queda apresentada

desde 2003. O Banco Central do Brasil retomou a política de redução gradual da taxa de juros a partir de

setembro de 2005, encerrando, em dezembro de 2005, em 18,0% ao ano.

O crescimento do PIB, em 2005, situou-se em torno de 2,3%, ante 4,9% no ano anterior. Esse arrefecimento na

atividade econômica pode ser creditado ao aperto monetário aplicado durante o ano – com elevadas taxas de

juros -, à deterioração da atividade do setor agrícola e a um crescimento líquido das exportações menor do que

em 2004. A taxa de desemprego reduziu-se de 10,0%, em dezembro de 2004, para 8,3% em dezembro de

2005. A atividade agrícola foi afetada pela queda de preços de alguns produtos, pela quebra de safra devido a

fatores climáticos e pela redução da taxa de câmbio. Esses fatores explicam um crescimento estimado inferior a

2,0% do PIB agropecuário.

A produção industrial geral cresceu 3,1% no acumulado do ano, até novembro de 2005, concentrada no

segmento de bens duráveis, beneficiada pelo aumento de crédito aos consumidores, especialmente na

modalidade de crédito consignado. Além disso, o setor automobilístico produziu 10,7% mais que em 2004 e as

exportações evoluíram 25,9%, em razão, principalmente, dos mercados mexicano e argentino.

O desempenho da economia brasileira afeta a demanda por energia elétrica e a inflação afeta as receitas, os

custos e as margens da Emissora. O ambiente econômico brasileiro caracteriza-se por flutuações significativas

das taxas de crescimento.

As atividades da Emissora são influenciadas por diversos fatores, como por exemplo, a política econômica do governo

federal, inflação, flutuações nas taxas de câmbio e das taxas de juros, assim como a deterioração das condições

econômicas no mercado nacional e em outros países, que podem afetar a economia nacional e os negócios da Emissora.

69

Informações Semestrais em 30 de junho de 2006 comparadas com o semestre findo em 30 de junho de

2005

Principais Alterações nas Contas Patrimoniais

Balanço Patrimonial (em R$ mil)


Variação

2005 2006 Jun06/Jun05

Balanço Patrimonial Ativo % % %

Ativo Total 10.338.919 100 11.072.820 100 7,10

Ativo Circulante 1.908.223 18,46 2.048.991 18,50 7,38

Disponibilidades 618.850 5,99 691.373 6,24 11,72

Créditos 1.257.267 12,16 1.318.813 11,91 4,90

Consumidores e Revendedores 964.507 9,33 989.850 8,94 2,63

Provisão para Créditos Liquidação Duvidosa (128.200) (1,24) (112.729) (1,02) (12,07)

Serviços Executados para Terceiros, Líquidos 3.395 0,03 9.389 0,08 176,55

Dividendos a Receber 2.152 0,02 1.436 0,01 (33,27)

Serviços em Curso 6.863 0,07 14.716 0,13 114,43

Repasse CRC ao Governo Estado do Paraná 30.659 0,30 33.057 0,30 7,82

Impostos e Contrib. Sociais a Compensar 96.768 0,94 148.790 1,34 53,76

Conta de Compensação da "Parcela A" 204.621 1,98 139.427 1,26 (31,86)

Ativo Regulatório - Pasep/Cofins - - 13.102 0,12 -


Outros Créditos 41.211 0,40 60.508 0,55 46,82

Estoques 32.106 0,31 38.805 0,35 20,87

Ativo Realizável a Longo Prazo 2.173.134 21,02 1.985.386 17,93 (8,64)

Créditos Diversos 2.138.661 20,69 1.949.346 17,60 (8,85)

Consumidores e Revendedores 105.883 1,02 104.023 0,94 (1,76)

Repasse CRC ao Governo Estado do Paraná 1.170.108 11,32 1.148.281 10,37 1,87

Impostos e Contrib. Sociais a Compensar 539.852 5,22 472.968 4,27 (12,39)

Depósitos Judiciais 158.737 1,54 151.525 1,37 (4,54)


Ativo Regulatório - Pasep/Cofins 111.925 1,08 20.361 0,18 (81,81)


Outros Créditos 22.667 0,22 20.263 0,18 (10,61)

Créditos com Pessoas Ligadas 34.473 0,33 36.040 0,33 4,55

Com Coligadas 34.473 0,33 36.040 0,33 4,55

Ativo Permanente 6.257.562 60,52 7.038.443 63,57 12,48

Investimentos 412.362 3,99 436.970 3,95 5,97

Participações em Coligadas 234.516 2,27 234.104 2,11 (0,18)

Participações em Controladas 164.715 1,59 189.877 1,71 15,28

Outros Investimentos 13.131 0,13 12.989 0,12 (1,08)

Imobilizado 5.839.891 56,48 6.567.808 59,31 12,46

Diferido 5.309 0,05 33.665 0,30 534,11

70

Passivo Total 10.338.919 100% 11.072.820 100% 7,10

Passivo Circulante 1.822.744 17,63 2.152.335 19,44 18,08


Debêntures 61.055 0,59 772.528 6,98 1165,30

Fornecedores 1.061.096 10,26 443.723 4,01 (58,18)

Impostos, Taxas e Contribuições 230.177 2,23 238.726 2,16 3,71

Dividendos a Pagar 27.050 0,26 40.429 0,37 49,46

Folha de Pagamento e Provisões Trabalhistas 81.792 0,79 93.830 0,85 14,72

Outros 262.558 2,54 473.231 4,27 80,24

Benefícios Pós-Emprego 127.587 1,23 128.420 1,16 0,65


Taxas Regulamentares 68.731 0,66 42.666 0,39 (37,92)

Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética - - 147.908 1,34 -

Outras Contas a Pagar 19.369 0,19 37.348 0,34 92,82

Passivo Exigível a Longo Prazo 3.046.228 29,46 2.531.940 22,87 (16,88)


Debêntures 1.142.601 11,05 523.079 4,72 (54,22)

Provisões para Contingências 498.660 4,82 549.214 4,96 10,14

Dívidas com Pessoas Ligadas - - 50.333 0,45 -

Outros 790.206 7,64 856.133 7,73 8,34

Fornecedores 206.372 2,00 325.393 2,94 57,67

Impostos e Contribuições Sociais 61.196 0,59 42.534 0,38 (30,50)

Benefícios Pós-Emprego 514.991 4,98 476.504 4,30 (7,47)


Participações Minoritárias 136.970 1,32 197.971 1,79 44,54

Patrimônio Líquido 5.332.977 51,58 6.190.574 55,91 16,08

Capital Social Realizado 3.480.000 33,66 3.875.000 35,00 11,35

Reservas de Capital 817.293 7,91 817.293 7,38 0,00

Reservas de Lucro 839.024 8,12 794.890 7,18 (5,26)

Legal 184.702 1,79 209.821 1,89 13,60

Retenção de Lucros 654.322 6,33 585.069 5,28 (10,58)

Lucros/Prejuízos Acumulados 196.660 1,90 703.391 6,35 257,67

Ativo

Ativo Circulante

Disponibilidades

A conta de Disponibilidades atingiu R$ 691,4 milhões no primeiro semestre de 2006, apresentando um

acréscimo no caixa da COPEL de R$ 72,5 milhões em relação ao mesmo período de 2005.

71

Consumidores e Revendedores

A conta de Consumidores e Revendedores atingiu R$ 989,8 milhões no primeiro semestre de 2006,

apresentando um acréscimo de R$ 25,3 milhões em relação ao mesmo período de 2005. Tal acréscimo foi

causado pelo aumento médio de 4,8% das tarifas de fornecimento de energia, bem como ao crescimento, no

primeiro semestre de 2006, de 2,6% da classe residencial, que responde por 25,6% do mercado de energia

elétrica faturada. Esse crescimento decorre, principalmente, do aumento nas vendas de eletrodomésticos. A

classe comercial, que representa 18,3% do mercado, apresentou melhor desempenho dentre as principais

classes de consumo, com crescimento de 4,1%. Esse bom desempenho resultou do cenário positivo vivenciado

pelo setor terciário, aliado ao aumento no número de consumidores (1,8% superior ao apresentado em junho

de 2005). O crescimento de 2,4% verificado na classe rural se deve, principalmente, pelo prolongado período de

estiagem que demandou maior uso de irrigação. Em junho de 2006, o número total de clientes da COPEL

atingiu 3.297.163, crescimento de 2,3% se comparado a junho de 2005, representado 74.350 novos

consumidores faturados.

Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa – PCLD

A provisão para créditos de liquidação duvidosa no primeiro semestre de 2006 apresentou uma diminuição de

R$ 15,5 milhões, comparado com o mesmo período de 2005. O motivo principal de tal decréscimo foi a

reversão da provisão para perdas referente a faturas de aluguel de equipamentos e estruturas que estavam

sendo discutidas judicialmente pela COPEL contra a Brasil Telecom S.A. Com a decisão favorável à Companhia, o

montante do crédito foi arrecadado no referido semestre.

Repasse da CRC ao Governo do Estado do Paraná

A conta Repasse da CRC (Conta de Resultados a Compensar) ao Governo do Estado do Paraná atingiu R$ 33,0

milhões no primeiro semestre de 2006, apresentando um acréscimo de R$ 2,4 milhões em relação ao mesmo

período de 2005. A elevação foi motivada pela quarta renegociação do contrato firmado em 4 de agosto de

1994. No valor renegociado, além das parcelas vincendas, foram incluídos o saldo da parcela vencida em

fevereiro de 2003 e as parcelas vencidas de março de 2003 a dezembro de 2004, corrigidos pelo IGP-DI e

acrescidos de juros de 1% ao mês. As demais cláusulas do contrato original foram mantidas.

O Governo do Estado vem cumprindo o pagamento das parcelas renegociadas conforme estabelecido no quarto

termo aditivo. As amortizações são garantidas com recursos oriundos de dividendos. Ver Nota Explicativa nº 8

das demonstrações financeiras da Emissora relativas ao período findo em 30 de junho de 2006.

72

Impostos e Contribuições Sociais a Compensar

A conta Impostos e Contribuições Sociais a Compensar atingiu R$ 148,8 milhões no primeiro semestre de 2006,

apresentando um acréscimo de R$ 52,0 milhões em relação ao mesmo período de 2005, devido ao

recolhimento a maior de imposto de renda e contribuição social por estimativa a ser compensado.

Ativo Regulatório

A conta de Ativo Regulatório atingiu R$ 152,5 milhões no primeiro semestre de 2006, apresentado um

decréscimo de R$ 52,1 milhões em relação ao mesmo período de 2005. Atribui-se tal decréscimo à

amortização de valores considerados no reajuste de 2005, compensados pela constituição de ativo regulatório

considerado no reajuste de 2006, o qual será realizado nos próximos doze meses.

Cauções e Depósitos Vinculados

A conta Cauções e Depósitos Vinculados atingiu R$ 21,3 milhões no primeiro semestre de 2006, apresentando

um decréscimo de R$ 14,0 milhões em relação ao mesmo período de 2005, decorrente do vencimento e

consequente resgate de depósitos em garantia às operações realizadas na Câmara de Comercialização de

Energia Elétrica – CCEE.

Almoxarifado

A conta Almoxarifado atingiu R$ 38,8 milhões no primeiro semestre de 2006, apresentando acréscimo de R$ 6,7

milhões em relação ao mesmo período de 2005, decorrente de maior estoque de materiais do setor elétrico no

valor de R$ 2,9 milhões, do setor de telecomunicações no valor de R$ 3,7 milhões e de distribuição de gás no

valor de R$ 0,1 milhões.

Outros Créditos

A conta Outros Créditos atingiu R$ 60,5 milhões no primeiro semestre de 2006, apresentando acréscimo de R$

19,3 milhões, em relação ao mesmo período de 2005, devido, principalmente, a apropriação de R$ 16,1 milhões

referentes ao valor recuperado de excedente de energia, conforme reconhecido e autorizado no reajuste

tarifário de junho de 2006.

Ativo Realizável ao Longo Prazo

Consumidores e Revendedores

O saldo na conta consumidores e revendedores no primeiro semestre de 2006 é de R$ 104,0 milhões,

apresentando um decréscimo de R$ 1,9 milhões em relação ao mesmo período de 2005. Os valores registrados

nesta rubrica refletem as renegociações de débitos vencidos com consumidores, que vencerão a partir de julho

de 2007.

73

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná

A conta Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná atingiu R$ 1.148,3 milhões no primeiro semestre de

2006, apresentado um decréscimo de R$ 21,8 milhões em relação ao mesmo período de 2005. Tal redução

decorreu principalmente das transferências de valores do longo para o curto prazo.

Impostos e Contribuições Sociais

A conta de Impostos e Contribuições Sociais apresentou saldo no primeiro semestre de 2006 de R$ 473,0 milhões,

registrando queda de R$ 66,9 milhões em relação ao mesmo período de 2005, principalmente pela realização de IRPJ e

CSLL calculados sobre prejuízo fiscal e base de cálculo negativa, conforme melhor resultado apresentado em 2006.

Depósitos Judiciais

O saldo do primeiro semestre de 2006, de R$ 151,5 milhões, apresentou decréscimo de R$ 7,2 milhões em

relação ao mesmo período de 2005 devido ao levantamento de parte do depósito vinculado às ações referentes

ao Pasep e Tesouro Nacional, no valor de R$ 22,3 milhões, compensado pelo acréscimo nos depósitos vinculados

às ações trabalhistas e cíveis.

Ativo Regulatório

O saldo da conta Ativo Regulatório no primeiro semestre de 2006 foi de R$ 29,6 milhões, o que representou

um decréscimo de R$ 84,0 milhões em relação ao mesmo período de 2005. Tal fato decorreu principalmente

dos lançamentos de estorno no valor de R$ 25,8 milhões, conforme valores reconhecidos no reajuste de junho

de 2006 da COPEL-DIS e transferência para o ativo circulante de R$ 54,2 milhões.

Ativo permanente

Investimento

O saldo no primeiro semestre de 2006, de R$ 437,0 milhões, apresentou acréscimo de R$ 24,6 milhões em

relação ao mesmo período de 2005, decorrente da operação de compra da COPEL Empreendimentos, detentora

de 60% do capital social de participação acionária adicional na UEG Araucária. Para maiores informações a

respeito do acordo sobre a UEG Araucária entre COPEL e Petrobrás, ver Seção “Atualização das Informações

Constantes do Prospecto do Programa de Distribuição – UEG Araucária – Aquisição de Quotas da El Paso

Empreendimentos” e “Atualização das Informações Constantes do Prospecto do Programa de Distribuição –

UEG Araucária – Forncecimento de Gás para a UEG Araucária” deste Suplemento.

74

Imobilizado

O ativo imobilizado líquido atingiu R$ 6.567,8 milhões no primeiro semestre de 2006, apresentando um

crescimento de R$ 727,9 milhões em relação ao mesmo período de 2005. Tal variação decorreu principalmente do

programa de investimentos no valor de R$ 671,4 milhões, sendo R$ 3,7 milhões em projetos de geração de

energia, R$ 73,8 milhões em projetos de transmissão, R$ 144,7 milhões em obras de distribuição, R$ 12,6 milhões

em telecomunicações e R$ 436,6 milhões relativos ao imobilizado consolidado da UEG Araucária. Este último

decorre da aquisição do controle indireto da UEG Araucária pela Copel. Para maiores informações a respeito do

acordo sobre a UEG Araucária entre COPEL e Petrobrás, ver Seção “Atualização das Informações Constantes do

Prospecto do Programa de Distribuição – UEG Araucária – Aquisição de Quotas da El Paso Empreendimentos” e

“Atualização das Informações Constantes do Prospecto do Programa de Distribuição – UEG Araucária –

Forncecimento de Gás para a UEG Araucária” deste Suplemento.

Passivo

Passivo circulante

Empréstimos e Debêntures

A dívida da Emissora com empréstimos e debêntures atingiu R$ 862,4 milhões no primeiro semestre de 2006,

apresentando um acréscimo de R$ 702,3 milhões em relação ao mesmo período de 2005. O aumento decorreu

principalmente devido à transferência para o curto prazo do montante de R$ 716,3 de debêntures vencíveis em

março de 2007, além da apropriação dos encargos sobre a dívida e aos pagamentos efetuados no período.

Fornecedores

A conta de Fornecedores atingiu R$ 443,7 milhões no primeiro semestre de 2006, apresentando um decréscimo de

R$ 617,4 milhões em relação ao mesmo período de 2005. O decréscimo resulta da quitação do acordo entre COPEL

e Petrobrás, o qual renegociou a dívida de aquisição de gás revertendo em despesas com matéria prima e insumos

para a produção de energia no valor de R$ 328,5 milhões, obtendo desconto no valor de R$ 283,2 milhões referente

multas de exercícios anteriores, estorno de multas e penalizações apropriadas no exercício no valor de R$ 72,7 milhões

e transferência para o longo prazo o valor de R$ 150,0 milhões que será quitado a partir de 2010 conforme clausula

de acordo citado. Para maiores informações a respeito do acordo sobre a UEG Araucária entre COPEL e Petrobrás, ver

Seção “Atualização das Informações Constantes do Prospecto do Programa de Distribuição – UEG Araucária –

Aquisição de Quotas da El Paso Empreendimentos” e “Atualização das Informações Constantes do Prospecto do

Programa de Distribuição – UEG Araucária – Forncecimento de Gás para a UEG Araucária” deste Suplemento.

Impostos e Contribuições Sociais

A conta Impostos e Contribuições Sociais atingiu R$ 238,7 milhões no primeiro semestre de 2006, um acréscimo

de R$ 8,5 milhões comparados com o mesmo período de 2005. Atribui-se o acréscimo parcialmente ao

aumento de PASEP/COFINS, no valor de R$ 30,4 milhões decorrente do acordo sobre a UEG Araucária entre

COPEL e Petrobrás

75

Dividendos a Pagar

A conta Dividendos a Pagar atingiu R$ 40,4 milhões no primeiro semestre de 2006, um acréscimo de R$ 13,4

milhões comparado com o mesmo período de 2005. Esse acréscimo reflete os juros a serem pagos ao acionista

majoritário, devido ao melhor resultado apresentado no final do exercício de 2005

Folha de Pagamento e Encargos Trabalhistas

A conta folha de pagamento e encargos trabalhistas teve um acréscimo de R$ 12,0 milhões no primeiro

semestre de 2006 em relação ao mesmo período de 2005, devido ao reajuste salarial de 5,9% ocorrido a partir

de outubro de 2005, bem como pelo aumento no quadro de pessoal.

Conta de Compensação da Parcela “A”

A conta de Compensação da Parcela “A” atingiu R$ 116,9 milhões no primeiro semestre de 2006, comparado

com o mesmo período de 2005, devendo-se o acréscimo à constituição de CVA passiva do excedente ao custo

médio de aquisição de energia, conforme definido no reajuste tarifário de junho de 2006, a ser compensado em

parcelas mensais conforme o valor correspondente na receita arrecadada.

Taxas Regulamentares

Houve um decréscimo na conta Taxas Regulamentares no valor de R$ 26,1 milhões no primeiro semestre de

2006, comparado com o mesmo período de 2005. Essa redução reflete a menor apropriação da quota Conta

de Consumo de Combustível – CCC, na compensação financeira pela utilização de recursos hídricos e de

encargos de capacidade emergencial.

Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética

A conta Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética atingiu R$ 147,9 milhões no primeiro semestre de

2006. O principal motivo foi a contabilização de provisão de custos referente a recursos a serem aplicados no

Programa de Eficiência Energética conforme Resolução ANEEL 176, de 28 de novembro de 2005.

Passivo exigível ao longo prazo

Empréstimos e Debêntures

A dívida da Emissora com empréstimos e debêntures atingiu R$ 1.076,3 milhões no semestre de 2006,

apresentado um decréscimo de R$ 681,1 milhões em relação ao ano de 2005. Tal redução foi motivada

principalmente pela transferência de valores para o curto prazo e da apropriação de variações cambiais

decorrentes da queda do dólar.

Coligadas e Controladas

A conta Coligadas e Controladas atingiu no primeiro semestre de 2006 R$ 50,3 milhões, o valor contabilizado

refere-se a dívida da UEG Araucária com a acionista minoritária desta, Petrobras.

76

Provisões para Contingências

A conta de Provisões para Contingências atingiu R$ 549,2 milhões no primeiro semestre de 2006, apresentado

um acréscimo de R$ 50,6 milhões em relação ao mesmo período de 2005, em virtude principalmente da

provisão para contingências com fornecedores com relação à execução movida pela Energética Rio Pedrinho, no

valor de R$ 25,0 milhões, e do Consórcio Salto Natal Energética, no valor de R$ 24,0 milhões. Para informações

adicionais a respeito da referida execução, ver Seção “Pendências Judiciais” e Nota Explicativa nº 19 (g) das

demonstrações contábeis da Companhia relativas ao período findo em 30 de junho de 2006.

Fornecedores

A conta Fornecedores atingiu R$ 325,4 milhões no primeiro semestre de 2006, apresentando um acréscimo de

R$ 119,0 milhões em relação ao mesmo período de 2005. O acréscimo nessa rubrica decorre (i) da provisão de

gás natural utilizado na UEG Araucária que, conforme acordo assinado entre a COPEL e Petrobras, será pago a

partir de 2010, sendo corrigidos mensalmente pela taxa Selic; (ii) das obrigações no balanço da UEG Araucária

junto a El Paso Empreendimentos, no valor de R$ 39,4 milhões, que passaram a ser demonstradas a partir de

junho de 2006 devido à consolidação de seu balanço; e (iii) compensados pelas transferências de parcelas para o

passivo circulante referente à contratação de energia firme de CIEN, no valor de R$ 27,3 milhões.

Benefícios pós-emprego

A conta benefícios pós-emprego teve um decréscimo de R$ 38,5 milhões no primeiro semestre de 2006

comparado ao mesmo período de 2005 devido à transferência para o circulante, conforme cronograma de

pagamentos a serem efetuados à Fundação Copel.

Patrimônio Líquido

O patrimônio líquido da Emissora atingiu R$ 6.190,6 milhões em 2006, montante superior em 16,1% ao

registrado em 2005 e equivalente a R$ 22,62 por lote de mil ações.

77

Informações das Demonstrações do Resultado

Resultados das Operações

A tabela abaixo apresenta, para os períodos indicados, determinados itens do demonstrativo de resultado da

Emissora, bem como a sua variação de um período para o outro (certos algarismos na tabela foram

arredondados):

Demonstração do Resultado (Em R$ mil)


Variação

2005 % 2006 % Jun06/ Jun05

Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 3.271.103 138,82 3.641.372 139,76 11,32

Fornecimento de Energia Elétrica 2.523.847 107,11 2.764.752 106,12 9,55

Suprimento de Energia Elétrica 464.720 19,72 570.781 21,91 22,82

Disponibilidade da Rede Elétrica 130.828 5,55 143.306 5,50 9,54

Receita de Telecomunicações 25.596 1,09 26.690 1,02 4,27

Distribuição de Gás Canalizado 84.479 3,59 105.799 4,06 25,24

Outras Receitas Operacionais 41.633 1,77 30.044 1,15 (27,84)

Deduções da Receita Bruta (914.764) (38,82) (1.035.951) (39,76) 13,25

Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 2.356.339 100 2.605.421 100 10,57

Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (2.029.828) (86,14) (1.744.514) (66,96) (14,06)

Energia Elétrica Comprada para Revenda (784.619) (33,30) (687.166) (26,37) (12,42)

Encargos de Uso da Rede Elétrica (222.969) (9,46) (280.561) (10,77) 25,83

Pessoal (254.024) (10,78) (269.753) (10,35) 6,19

Planos Previdenciário e Assistencial (49.029) (2,08) (60.988) (2,34) 24,39

Material (30.724) (1,30) (33.306) (1,28) 8,40

Matéria-prima e Insumos para Prod. Energia Eletrica (9.332) (0,40) 288.693 11,08 (3193,58)

Gás Natural e Insumos para Operação de Gás (140.720) (5,97) (51.289) (1,97) (63,55)

Serviços de Terceiros (93.465) (3,97) (102.957) (3,95) 10,16

Depreciação e Amortização (161.546) (6,86) (175.694) (6,74) 8,76

Taxas Regulamentares (217.949) (9,25) (221.640) (8,51) 1,69

Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética (5.382) (0,23) (28.997) (1,11) 438,78

Tributos (9.470) (0,40) (5.243) (0,20) (44,64)

Recuperação de Despesas 13.298 0,56 22.809 0,88 71,52

Outras Despesas Operacionais (63.897) (2,71) (138.422) (5,31) 116,63

Resultado Bruto 326.511 13,86 860.907 33,04 163,67

78

Despesas/Receitas Operacionais (4.775) (0,20) 351.307 13,48 (7457,21)

Financeiras (10.945) (0,46) 352.585 13,53 (3321,43)

Receitas Financeiras 189.462 8,04 529.731 20,33 179,60

Despesas Financeiras (200.407) (8,51) (177.146) (6,80) (11,61)

Resultado da Equivalência Patrimonial 6.170 0,26 (1.278) (0,05) (120,71)

Equivalência Patrimonial 8.383 0,36 1.165 0,04 (86,10)

Participação em Outras Sociedades (2.213) (0,09) (2.443) (0,09) 10,39

Resultado Operacional 321.736 13,65 1.212.214 46,53 276,77

Resultado Não Operacional (5.230) (0,22) (44.886) (1,72) 758,24

Receitas 4.601 0,20 3.206 0,12 (30,32)

Despesas (9.831) (0,42) (48.092) (1,85) 389,19

Resultado Antes Tributação/Participações 316.506 13,43 1.167.328 44,80 268,82

Provisão para IR e Contribuição Social (148.528) (6,30) (424.381) (16,29) 185,72

Imposto de Renda (109.119) (4,63) (311.719) (11,96) 185,67

Contribuição Social (39.409) (1,67) (112.662) (4,32) 185,88

IR Diferido 38.255 1,62 4.495 0,17 (88,25)

Imposto de Renda 28.020 1,19 3.305 0,13 (88,20)

Contribuição Social 10.235 0,43 1.190 0,05 (88,37)

Participações Minoritárias (9.573) (0,41) (7.041) (0,27) (26,45)

Lucro/Prejuízo do Período 196.660 8,35 740.401 28,42 276,49

Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços

A Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços aumentou 11,3%, indo de R$ 3.271,1 milhões no primeiro semestre de

2005, para R$ 3.641,4 milhões no mesmo período em 2006. Esse aumento reflete principalmente a redução do

desconto aos consumidores adimplentes, com repasse médio de 5% na tarifa de fornecimento a partir de

fevereiro de 2005 e de 4,4 % em média a partir de agosto do mesmo ano. A elevação na receita de suprimento

de energia elétrica deveu-se (i) ao término do contrato inicial entre a Copel-GER e Copel-DIS e conseqüente

venda de energia da Copel-GER no primeiro leilão de energia de empreendimentos existentes para o período

2006-2013; (ii) aumento na disponibilidade da rede em razão do reajuste de 9,1% homologado pela Resolução

ANEEL 150, de 1º de julho de 2005; e (iii) elevação na receita de venda de gás decorrente do aumento das

operações de distribuição de gás a terceiros.

Deduções da Receita Bruta

O acréscimo de 13,2% verificado nas Deduções da Receita Bruta deve-se, basicamente, à elevação nos tributos

PASEP/COFINS em razão da amortização de valores autorizados pela ANEEL no reajuste tarifário de 24 de junho

de 2005, conforme receita auferida.

79

Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos

No primeiro semestre de 2006, o total de despesas operacionais atingiu R$ 1.744,5 milhões, valor inferior em

14,1% aos R$ 2.029,8 milhões registrados no mesmo período de 2005. As principais variações ocorridas foram

nas rubricas “Energia Elétrica Comprada para Revenda”, que decresceu 12,4% em função, principalmente, de

alterações na metodologia de cálculo da CVA sobre a energia, autorizadas pela ANEEL na Nota Técnica 175 de

junho de 2006. Os principais montantes contabilizados são: R$ 135,5 milhões de Itaipu, R$ 109,7 milhões de

CIEN, R$ 43,4 milhões de Itiquira e R$ 300,3 milhões do leilão de energia. Foi também apropriada CVA passiva

de energia no montante de R$ 58,6 milhões.

O crescimento de 25,9% na rubrica “Encargos de Uso da Rede Elétrica” decorre do reajuste de 9,1%

homologado pela Resolução ANEEL 150, de 1º de julho de 2005, bem como da remuneração de novos ativos de

transmissão e dos efeitos líquidos da CVA, no montante de R$ 58,0 milhões.

Os valores contabilizados em “Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética” atendem aos critérios para

aplicações de recursos em tais programas, conforme definido pela Resolução ANEEL 176, de 28 de novembro de

2005.

A rubrica “Pessoal” aumentou 6,2% devido ao reajuste salarial de 5,9% ocorrido a partir de outubro de 2005,

bem como pelo aumento no quadro funcional.

Variação de 24,3% ocorrida em “Planos Previdenciário e Assistêncial” reflete a apropriação dos custos estimados

para 2006, segundo critérios atuariais, conforme Deliberação CVM 371/2000.

A rubrica “Recuperação de Despesas” apresentou acréscimo de 71,4% devido, principalmente, à reclassificação

da Subvenção CCC da conta “Outras Receitas Operacionais”, conforme determinado pela Resolução ANEEL

473, de 6 de março de 2006.

O saldo credor da rubrica “Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia Elétrica” reflete a contabilização

do acordo firmado entre a COPEL, a Petrobrás e a Compagás referente ao gás natural para a UEG Araucária.

Foram revertidos nesta conta R$ 298,1 milhões, devido a esse acordo.

A rubrica “Gás Natural e Insumos para Operação de Gás” reflete os montantes de gás natural adquiridos pela

Compagás da Petrobrás. A queda verificada deve-se à rescisão do contrato de compra de gás para a UEG

Araucária.

Em “Serviços de Terceiros”, o acréscimo verificado decorre, principalmente, da elevação nos custos com

correios, consultoria técnica e viagens.

80

O acréscimo verificado em “Depreciação e Amortização” deve-se ao ingresso de novos ativos no imobilizado em

serviço referente à Elejor e UEG Araucária.

O acréscimo em “Taxas Regulamentares” deve-se, basicamente, a maior apropriação referente à Conta de

Desenvolvimento Energético – CDE. Foram contabilizados, neste semestre, R$ 115,9 milhões como Conta de

Consumo de Combustível – CCC, R$ 22,8 milhões como Compensação Financeira pela Utilização de Recursos

Hídricos, R$ 75,4 milhões como Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e R$ 7,5 milhões como Taxas de

Fiscalização da ANEEL.

A elevação em “Outras Despesas Operacionais” decorre, principalmente, da provisão para contingências

referente à Energética Rio Pedrinho (R$ 25,0 milhões) e ao Consórcio Salto Natal Energética (R$ 23,8 milhões).

Receita Financeira

As Receitas Financeiras apresentaram crescimento de 179,7% em relação ao primeiro semestre de 2005 ou seja

R$ 340,3 milhões, devido, principalmente, à contabilização de R$ 283,3 milhões referente aos descontos obtidos

na negociação entre a COPEL, Petrobrás e Compagás. Também contribuíram para o acréscimo: o ganho em

operações com derivativos de R$ 22,4 milhões, referente a operação de compra da UEG Araucária, além do

aumento de R$ 41,2 milhões em rendas e aplicações financeiras decorrentes das disponibilidades de caixa no

período.

Despesa Financeira

O decréscimo de 11,6% apresentado neste período foi motivado pelos encargos de operação com derivativos de

R$ 41,9 milhões, quitado em abril de 2005. Também vale ressaltar a menor absorção da variação cambial sobre

empréstimos em moeda estrangeira de R$ 55,5 milhões em virtude de menor queda do real perante o dólar

11,5% em 2005 e 7,55% em 2006, bem como a quitação em abril de 2005 de US$ 150.000 do Eurobônus.

Houve também acréscimo de R$ 14,9 milhões em 2006 de remuneração Selic sobre CVA passiva.

Resultado Operacional

A COPEL apresentou, no primeiro semestre de 2006, lucro operacional de R$ 1.212,2 milhões, montante

superior em R$ 890,5 milhões, ou 276,8%, apresentado no mesmo período de 2005. Esse resultado foi

diretamente influenciado pela reversão dos valores provisionados referentes ao contrato de gás para a UEG

Araucária. No entanto, mesmo desconsiderando-se esse efeito, a COPEL apresenta um resultado operacional

73,5% superior ao apresentado no primeiro semestre do ano anterior.

Resultado não Operacional

O acréscimo de 763,5% apresentado no saldo em junho de 2006 em relação ao de junho de 2005 reflete a

contabilização das perdas na desativação de bens e também a equivalência patrimonial da Copel-PAR nos

prejuízos acumulados da UEG Araucária no valor de R$ 41,0 milhões.

81

Resultado Líquido do Exercício

A COPEL registrou, no primeiro semestre de 2006, lucro líquido de R$ 740,4 milhões, o que representa um acréscimo

de 276,4% se comparado ao mesmo período em 2005. Nesse montante estão considerados os efeitos líquidos do

acordo sobre o gás para a UEG Araucária (R$ 423,8 milhões). Retirando-se tais efeitos, o resultado seria de R$ 316,6

milhões, valor 61,0% superior ao apresentado no mesmo período do ano anterior (196,7 milhões).

Considerações sobre liquidez e endividamento da Emissora

O quadro abaixo contém informações a respeito do endividamento da Emissora em 30 de junho de 2005 e 30

de junho de 2006, respectivamente:

Endividamento (R$ milhões) 30 de junho de

2005 2006 Curto prazo 160,0 862,4 Longo prazo 1.757,3 1.076,3 Dívida bancária e debêntures (1) 1.917,3 1.938,7 (-) Disponibilidades 618,9 691,4 (=) Dívida bancária líquida 1.298,4 1.247,3 (-) Ativo regulatório líquido(2) 111,9 33,5 (=) Dívida líquida 1.186,5 1.213,8

(1) Empréstimos, financiamentos e debêntures, incluindo encargos e operações de hedge.

(2) Direito da Companhia em ser ressarcida dos custos adicionais com Pasep e Cofins (majoração das alíquotas e

alteração das bases de cálculo)

Em 30 de junho de 2006, a Emissora apresentou um endividamento bancário de R$ 643,0 milhões, um

decréscimo de 9,9% em relação a 30 de junho de 2005, cujo saldo era de R$ 713,8 milhões. O endividamento

bancário compreende os empréstimos e financiamentos, seus respectivos encargos, e as operações de hedge,

excluído o saldo de debêntures.Os financiamentos obtidos com o Banco Interamericano de Desenvolvimento –

BID, Secretaria do Tesouro Nacional – STN e Eletrobrás representavam 91,8% do endividamento bancário total

da Emissora em 30 de junho de 2006. Além disso, em 30 de junho de 2006, o saldo das debêntures era de R$

1.295,6 milhões, e, em 30 de junho de 2005, o saldo era R$ 1.203,7 milhões.

A parcela da dívida em moeda estrangeira representava 35,6% do endividamento bancário em 30 de junho de 2006 e,

como parte da estratégia da Emissora, a COPEL realizou operação de hedge de moeda com o objetivo de se proteger

dos efeitos de variações das taxas de câmbio sobre a exposição de passivos indexados ao dólar norte-americano.

Em 30 de junho de 2006, a dívida total da Emissora, considerando a divida bancária e as debêntures, era de R$

1.938,7 milhões, representando um acréscimo de 1,1% com relação a 30 de junho de 2005 e um

endividamento sobre o patrimônio líquido de 31,3%. Desconsiderando-se a dívida da Elejor, o índice de

endividamento sobre o patrimônio líquido da COPEL teria ficado em 26,3%. A tabela seguinte demonstra os

saldos por período:

82

Posição da Dívida Total (em R$ milhões) 30 de junho de

2005 2006 Estrangeira 288,6 229,2 Nacional 1.628,7 1.709,5 Total 1.917,3 1.938,7

Do montante de R$ 1.938,7 milhões apresentado em 30 de junho de 2006, R$ 862,4 milhões são de curto

prazo e R$ 1.076,3 milhões são de longo prazo.

O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (“LAJIDA”) atingiu no primeiro semestre de 2006,

R$ 983,4 milhões, montante 105,1% superior ao apresentado no mesmo período do ano anterior, que

correspondeu a R$ 479,4 milhões, conforme demonstrado na tabela abaixo. Caso não tivesse ocorrido a

reversão dos valores provisionados referentes ao contrato de gás para a UEG Araucária, o LAJIDA teria resultado

em R$ 685,3 milhões no primeiro semestre de 2006.

(1) 30 de junho de 2005 30 de junho de 2006

Lucro líquido societário antes das destinações 196,7 740,4

(-) Imposto de renda e contribuição social 110,3 419,9

(-) Depreciação e amortização 161,5 175,7

(-) Resultado financeiro sem os juros sobre capital 10,9 (352,6)

= EBITDA (2) 479,4 983,4

(-) Impacto do acordo firmado entre COPEL, Compagás e Petrobras no lucro bruto 0 (298,1)

= EBITDA AJUSTADO 479,4 685,3

(1)Reconciliação do EBITDA com o lucro líquido de acordo com o Ofício-Circular CVM/SNC/SEP N.º 01/2006. (2) conforme previsto no Ofício Circular CVM nº 01/2006, é definido pela Companhia como o lucro antes das despesas financeiras líquidas, do imposto de renda, da contribuição social, da depreciação e da amortização

Com a constituição das Subsidiárias e a versão do patrimônio aprovada pela ANEEL, a dívida foi transferida de

acordo com a distribuição dos ativos e seus respectivos financiamentos, ficando da seguinte forma:

Posição da Dívida em Moeda Nacional e Estrangeira 30 de junho de 2006(em milhões de R$)

Geração Transmissão Distribuição Holding Compagás Elejor Total

Estrangeira 105,3 39,1 84,8 0,0 0,0 0,0 229,2

Nacional 269,6 47,9 615,0 429,0 35,3 312,7 1.709,5

Total 374,9 87,0 699,8 429,0 35,3 312,7 1.938,7

83

Com relação à origem dos recursos, as posições de 30 de junho de 2006, bem como 31 de dezembro de 2005,

2004 e 2003 demonstram os percentuais dos financiamentos que foram contratados em moeda estrangeira e

em moeda nacional, distribuídos conforme demonstrado na próxima tabela:

Composição de Empréstimos/Debêntures por Tipo de Moeda e Indexador (em milhões de R$)

30 de junho de2005 2006

Moeda Estrangeira 288,6 15,05% 229,3 11,83% Dólar norte-americado 127,4 6,64% 107,3 5,53% Yen japonês 24,1 1,26% 16,7 0,86% BID – Cesta de Moedas 137,1 7,15% 105,3 5,43% Moeda Nacional 1.628,7 84,95% 1.709,3 88,17% TR 0,1 0,01% 0,01 0,001% URBNDES e TJLP 220,8 11,52% 307,6 15,87% IGP-M 486,5 25,37% 530,4 27,36% UFIR 27,9 1,46% 19,4 1,00% FINEL 352,3 18,37% 317,5 16,38% TAXA DI OVER 106,7 5,57% 105,6 5,45% CDI 434,4 22,66% 428,8 22,12%

Total 1.917,3 100% 1.938,6 100%

Com relação à dívida em moeda estrangeira, em 30 de junho de 2006, 46,79% foi contratada em dólares norte-

americano e 45,92% foi contratada do BID - cesta de moedas. O financiamento do BID foi obtido visando à

construção da Usina Hidrelétrica Governador Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) e a Derivação do Rio

Jordão, liberado a partir de 15 de janeiro de 1991, com amortização final em 2011.

O valor de R$ 317,5 milhões contratado da Eletrobrás e vinculado ao índice FINEL, representando 18,57% do

total em moeda nacional em 30 de junho de 2006, considera principalmente o financiamento para a expansão

dos sistemas de geração, transmissão e distribuição, com amortização final prevista para agosto de 2021.

O índice de liquidez corrente da Emissora, que corresponde ao resultado da divisão do ativo circulante pelo

passivo circulante foi, em 30 de junho de 2006, de 0,95 e 1,05 no mesmo período de 2005, representando uma

variação de (9,5)%.

O grau de endividamento geral do patrimônio líquido da Emissora, ou seja, o seu passivo circulante, somado ao

passivo exigível a longo prazo, dividido pelo patrimônio líquido, que é um indicador de endividamento, foi de

0,76 em 30 de junho de 2006, comparado com 0,91 em 30 de junho de 2005..

84

Investimentos

Os investimentos realizados pela COPEL no primeiro semestre de 2006 totalizaram R$ 671,4 milhões, sendo R$

3,7 milhões em projetos de geração, R$ 73,8 milhões em projetos de transmissão, R$ 144,7 milhões em obras

de distribuição, R$ 12,6 milhões em telecomunicações e R$ 436,6 milhões relativos ao ativo imobilizado da UEG

Araucária. A Elejor e a Compagás, cujos balanços estão consolidados com a COPEL, investiram, no primeiro

semestre de 2006, R$ 53,2 milhões em geração de energia e R$ 6,6 milhões em canalização de gás,

respectivamente.

O programa de investimentos da COPEL é revisado anualmente, tendo em vista a necessidade de ajustes nas

projeções que servem de base para o referido programa.

Eventos Subseqüentes

Na data deste Suplemento, não havia eventos relevantes subseqüentes a 30 de junho de 2006.

Operações Não Registradas no Balanço Patrimonial

Em 30 de junho de 2006, a Companhia não era parte de operações não registradas no balanço patrimonial.

85

ATUALIZAÇÕES DAS INFORMAÇÕES CONSTANTES DO PROSPECTO DO PROGRAMA DE DISTRIBUIÇÃO

Esta Seção traduz a atualização das informações relativas aos eventos relevantes ocorridos na Emissora após a

atualização do Prospecto do Programa de Distribuição, ou seja, 05 de maio de 2006, informações essas já

tornadas disponíveis ao público e apresentadas à CVM por ocasião da entrega das informações trimestrais

relativas ao período encerrado em 30 de junho de 2006. As atualizações contidas neste Suplemento são

complementares e devem ser lidas juntamente com as informações completas constantes da atualização do

Prospecto do Programa de Distribuição, salvo se indicado expressamente de outra forma.

NEGÓCIOS DA EMISSORA

A Emissora é uma holding de energia elétrica com subsidiárias integrais, envolvida na geração, transmissão e

distribuição de energia elétrica no Estado do Paraná, conforme concessões outorgadas pela agência reguladora

do setor elétrico, a ANEEL. Em 30 de junho de 2006, a Emissora gerava eletricidade em 17 usinas hidrelétricas e

uma usina termelétrica, com capacidade total instalada de 4.550 MW, da qual aproximadamente 99,6% é

hidrelétrica. Os negócios da Emissora estão sujeitos a abrangente regulamentação pela ANEEL.

A COPEL-DIS detém concessões para distribuir eletricidade em aproximadamente 98% dos 399 municípios do

Estado do Paraná e no município de Porto União, no Estado de Santa Catarina. Em 30 de junho de 2006 a

COPEL-DIS possuía e operava 165.576 km de linhas de distribuição e a COPEL-TRA possuía e operava 7.061,8

km de linhas de transmissão. Da energia que a COPEL forneceu a consumidores finais até junho de 2006, 38,3%

foram destinados a consumidores industriais, 25,6% a consumidores residenciais, 18,3% a consumidores

comerciais e 17,8% a consumidores rurais e outros.

Negócios

Além da energia que a Emissora produz, esta é obrigada, como algumas outras concessionárias brasileiras, a

adquirir energia da Itaipu em volume determinado pelo Governo Federal com base nas vendas de energia

elétrica da Companhia. Itaipu é a maior Usina Hidrelétrica em operação no mundo, com capacidade instalada de

12.600 MW. De acordo com um Tratado entre o Brasil e o Paraguai de 1973, o Brasil adquire a maior parte da

eletricidade gerada por Itaipu. O quadro seguinte mostra as fontes e usos da eletricidade que fornecemos até

junho de 2006. Exceto com relação às percentagens, os valores estão expressos em GWh. A classificação das

vendas de energia da COPEL é baseada na estrutura normativa discutida em “Visão Geral do Setor Elétrico

Brasileiro”.

86

Geração Própria 6.082– 31,2%

Energia Adquirida 13.425 - 68,8%

Abrangendo: Itaipu – 2.310

Leilão -CCEAR–5.860 CIEN – 1.738 Itiquira – 466

Outros – 3.052

Energia Disponível

19.508

Vendida no Paraná

8.964 -46,0%

Fornecimento aos

consumidores finais

8.740 - 97,5%

Concessionárias 224 - 2,5%

Perdas/Diferenças 1.331– 6,8%

Consumidores livres

607 – 3,1%

Contratos e Intercâmbios 8.606– 44,1% Abrangendo

Contratos Iniciais e Bilaterais 2.136Leilão CCEAR – 5.545

CCEE - 925

Fonte: COPEL

A tabela seguinte mostra a energia elétrica total que a Emissora gerou, adquiriu de Itaipu e adquiriu de terceiros

nos últimos cinco anos.

Exercício encerrado em31 de dezembro de

Semestrefindo em

30 de junho de

2003 2004 2005 2006

Eletricidade gerada pela COPEL .......................................... 16.5 19.1 18.436 6.082

Eletricidade adquirida de Itaipu........................................... 5. 4. 4.683 2.310Eletricidade adquirida de terceiros (1) ................................

7.286 5.805 16.068 11.116

Total................................................................................... 29.562 29,535 39.187 19.508

Fonte: COPEL

(1) Inclui capacidade disponibilizada, mas não totalmente entregue.

87

A elevação da quantidade adquirida neste caso, ocorrida a partir de 2005, deve-se aos montantes de energia contratados pela COPEL-DIS nos leilões de energia. Com a extinção do auto-suprimento, instituído pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Copel-DIS foi obrigada a comprar a energia necessária ao suprimento de seus consumidores por meio de leilões (CCEAR).

A tabela seguinte mostra a eletricidade total que a Companhia vendeu a consumidores finais, a distribuidores, e a outras concessionárias no sul do Brasil por meio da rede de transmissão conhecida como Sistema Interligado Sul-Sudeste (o “Sistema Elétrico Interligado”), que liga os estados das regiões Sul e Sudeste do Brasil.

Exercício encerrado em31 de dezembro de

Semestrefindo em

30 de junho de

2003 2004 2005 2006

Eletricidade fornecida a clientes finais (incluindo Consumidores Livres) 18.782 18.737 18.697 9.347

Eletricidade fornecida a distribuidores no Paraná .. 468 483 450 224

Eletricidade fornecida adistribuidores de outros Estados mediante Contratos Iniciais...............

105 70 35 -

Contratos Bilaterais (5) ......................................... 2.410 4.134 3.778 2.136

Eletricidade fornecida ao CCEE (1), à CCEAR (2) e ao Sistema Elétrico Interligado (3) (4).................................................

6.199 4.101 12.958 6.470

Subtotal ............................................................... 27.964 27.525 35.918 18.177

Perdas – Sistema de Distribuição....... 1.598 2.010 3.269 1.331

Total..................................................................... 29.562 29.535 39.187 19.508

Fonte: COPEL

(1) CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

(2) CCEAR - Câmara de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.

(3) Inclui capacidade disponibilizada, mas não totalmente entregue. (4) e (5) A elevação nestes casos, ocorrida a partir de 2005, deve-se aos montantes de energia vendidos pela Copel-GER nos leilões (CCEAR). Com a extinção do auto-suprimento, instituído pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, e o término do contrato inicial entre a COPEL-GER e a COPEL-DIS, a COPEL-GER vendeu energia nos leilões ou em contratos bilaterais com terceiros.

88

Geração e Aquisições de Energia

Instalações de Geração

Em 30 de junho de 2006, a COPEL-GER operava 17 Usinas Hidrelétricas e uma usina termelétrica, com

capacidade instalada total de 4.549,6 MW. A energia assegurada da COPEL-GER, que representa a produção

potencial total mínima, totalizou 17.194 GWh até junho de 2006. A geração efetiva em cada ano difere da

energia assegurada, dependendo das condições hidrológicas e de outros fatores. A COPEL-GER gerou 6.082

GWh até junho de 2006, 18.436 GWh em 2005, 19.121 GWh de eletricidade em 2004, e 16.598 GWh em

2003. A geração de energia elétrica nas Usinas Hidrelétricas da COPEL-GER é supervisionada e coordenada pelo

centro de operação da geração em Curitiba, que é atualmente responsável pela operação de aproximadamente

98,8% de sua capacidade instalada total.

A tabela seguinte apresenta algumas informações relativas às principais usinas da COPEL-GER em operação em

30 de junho de 2006.

Tipo Usina PotênciaTotal

EnergiaAssegurada

Entrada em Operação

Término da da Concessão

(MW) (GWh/ano) Hidrelétrica Gov. Bento Munhoz

da Rocha Netto (4 UnidadesGeradoras)

1.676 5.046 1980 2023

Hidrelétrica Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (4 UnidadesGeradoras)

1.260 5.282 1992 2009

Hidrelétrica Gov. José Richa (4 UnidadesGeradoras)

1.240 5.300 1999 2010

Hidrelétrica Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza (4 UnidadesGeradoras)

260 955 1970 2015

Termelétrica Figueira (2 Unidades Geradoras) 20 123 1963 2019

Fonte: COPEL

89

Os dados abaixo são relativos às principais usinas da COPEL-GER em operação em 30 de junho de 2006:

Governador Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia). A Usina Hidrelétrica Governador Bento Munhoz da

Rocha Netto está localizada no rio Iguaçu, aproximadamente 240 km a sudoeste da cidade de Curitiba, no

Município de Pinhão. A usina começou a operar plenamente em 1981.

Governador Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo). A Usina Hidrelétrica Governador Ney Aminthas de Barros

Braga está localizada no rio Iguaçu, aproximadamente 285 km a sudoeste da cidade de Curitiba, no Município

de Mangueirinha. A usina começou a operar plenamente em 1993. Nos termos do contrato de concessão, a

concessionária deverá manifestar a intenção de renovar a concessão com três anos de antecedência de seu

término. Considerando que o término da concessão ocorrerá em 2009, tal pedido, juntamente com a respectiva

documentação, foi protocolada junto à ANEEL em 12 de julho de 2006.

Governador José Richa (Salto Caxias). A Usina Hidrelétrica Governador José Richa está localizada no rio Iguaçu,

aproximadamente 600 km a sudoeste da cidade de Curitiba, no Município de Capitão Leônidas Marques. A sua

construção começou em 1994 e a última unidade geradora entrou em operação em outubro de 1999. Nos

termos do contrato de concessão, a concessionária deverá manifestar a intenção de renovar a concessão com

três anos de antecedência de seu término. Considerando que o término da concessão ocorrerá em 2010, tal

pedido, juntamente com a respectiva documentação, foi protocolada junto à ANEEL em 12 de julho de 2006.

Governador Pedro Viriato Parigot de Souza (Capivari - Cachoeira). A Usina Hidrelétrica Governador Pedro Viriato

Parigot de Souza é a maior Usina Hidrelétrica subterrânea do Brasil. O reservatório está localizado no rio

Capivari, aproximadamente 50 km ao norte da cidade de Curitiba, no Município de Antonina, e a usina está

localizada no rio Cachoeira, aproximadamente 90 km a nordeste da cidade de Curitiba. Esta Usina começou a

operar plenamente em 1972.

As usinas de Guaricana, Chaminé e Figueira, junto com as outras 11 usinas (Marumbi, Apucaraninha, Mourão,

Derivação do Rio Jordão, São Jorge, Chopim I, Rio dos Patos, Cavernoso, Pitangui, Salto do Vau e Melissa),

possuem capacidade instalada total de 113,6 MW.

90

Expansão da Capacidade Geradora

A demanda de eletricidade no sul do Brasil continua a crescer. Até 1999, a COPEL-GER investiu pesadamente no

aumento de sua capacidade, culminando com a conclusão da usina de Salto Caxias. O projeto foi financiado com

recursos provenientes das operações da COPEL-GER e de financiamentos concluídos em 1997. Desde 2000, a COPEL-

GER tem reduzido os investimentos no aumento de sua capacidade geradora em face de restrições à tomada de

empréstimos pelas entidades controladas pelo Estado. Em 2006, a Companhia espera despender R$ 21,6 milhões em

capacidade geradora em suas instalações próprias. Além disso, a ELEJOR, cujo balanço está consolidado com a COPEL,

prevê investir, em 2006, R$ 66,0 milhões. A Companhia possui participações em vários empreendimentos de geração, e

aproximadamente 100% da energia que essas usinas gerarão estará disponível para seu uso no período estimado entre

2006 e 2010 aumentando significativamente sua disponibilidade de energia no futuro. A tabela seguinte apresenta

informações a respeito dos principais empreendimentos de geração planejados para o período de 2006 a 2010.

________________Fonte: COPEL

(1) Com opção de compra dos 15% restantes de energia disponível.

Santa Clara e Fundão – O complexo energético Elejor é composto por dois aproveitamentos hidrelétricos no rio Jordão, no

Estado do Paraná. As usinas hidrelétricas de Santa Clara e Fundão deverão ter um total de 240 MW de potência instalada

(energia total assegurada de 135,4 Mw médios). Outras duas unidades menores de geração hidrelétrica também serão

instaladas e deverão fornecer uma capacidade instalada adicional de 5,6 MW. O início da operação do complexo ocorreu em

31 de julho de 2005, quando entrou em operação comercial a Usina de Santa Clara. A Elejor assinou o contrato de concessão

para o complexo em outubro de 2001. A COPEL possui o montante de 70% das ações ordinárias da Elejor, resultado da

operação concluída em outubro de 2004, na qual a COPEL adquiriu 30% de ações ordinárias da Triunfo Participações.

A Elejor tem como acionistas ordinários a COPEL, com 70% do capital, e a Paineira Participações, com 30%. A

Eletrobrás detém a totalidade das ações preferenciais. Em dezembro de 2005, o investimento total no projeto

estava orçado em R$ 521,50 milhões. Desse valor, R$ 255,6 milhões foram obtidos junto ao BNDES, mediante

emissão de Debêntures conversíveis em ações, cujo contrato foi assinado na data de 28 de abril de 2005. A

primeira tranche foi liberada em 31 de maio de 2005, no valor de R$ 175,2 milhões e a segunda foi liberada em

28 de outubro de 2005. O início da geração comercial do primeiro grupo gerador da UHE Santa Clara ocorreu

em 31 de julho de 2005 e injetou no sistema elétrico operado pela COPEL mais 60 MW. No dia 30 de setembro

de 2005, entrou em operação o segundo grupo gerador da UH Santa Clara, completando 120MW de potência

instalada, capaz de fornecer energia para uma cidade com 300 mil habitantes.

Usina

CapacidadeInstaladaEstimada

EnergiaGarantidaEstimada

Custo de Conclusão Orçado

% de participação da

COPEL

Energiaestimada

disponívelpara a COPEL

(MW) (GWh/ano) (R$ milhões)

Santa Clara e Fundão

240 1.186 521,50 70% 85,0% (1) São Jerônimo

331 1.450 510,00 21,0% 100,0%

91

Usina de Fundão: Foi inaugurada em 28 de junho de 2006 a Usina de Fundão, localizada no rio Jordão, no

Estado do Paraná. A usina que integra o complexo energético Elejor, possui potência instalada de 120MW e os

primeiros 60MW entraram em operação comercial no dia 22 de junho. Os 60MW restantes deverão entrar em

operação ainda em agosto de 2006.

São Jerônimo - O projeto compreende o futuro aproveitamento hidrelétrico de São Jerônimo, localizado entre os

municípios de Tamarana e São Jerônimo da Serra, no rio Tibagi, Estado do Paraná. A usina terá duas unidades

geradoras com capacidade nominal de 165,5 MW cada uma, totalizando uma capacidade mínima instalada de

331 MW, com energia mínima assegurada de 165,5 MW médios. A implementação do empreendimento terá

como base a concessão de uso de bem público para exploração do aproveitamento hidrelétrico de São Jerônimo,

constante do Edital de Leilão ANEEL 002/2001. A operação comercial do aproveitamento está prevista para julho

de 2010, dependendo de reavaliações quanto à sua viabilidade econômico-político-ambiental e quanto à

redefinição da parceria.

A tabela a seguir apresenta informações sobre alguns projetos conjuntos de geração em que a Companhia

possui participação.

Tipo UsinaCapacidadeinstalada

Energiagarantida

Percentual de participação

da COPEL

Energiadisponível para

a COPEL Vencimento da

concessão (MW) (GWh/ano) (%)

TermelétricaUEG

Araucária 484,3 3.903,0 80%(1) 100 2022

Hidrelétrica Dona Francisca 125,0 700,8 23,03% 100 2034

Hidrelétrica Foz do Chopim 29,7 175,0 35,77% 100 2034

Eólica Centrais Eólicas do Paraná 2,5 4,84 30% 100 2019

Fonte: COPEL (1) Considerando a participação direta da COPEL e a participação por meio da COPEL-GER, a qual detém

100% das ações da COPEL Empreendimentos.

UEG Araucária. A UEG Araucária foi constituída em abril de 1998 para construir a Usina Termelétrica de

Araucária, no município de Araucária (localizado na região metropolitana de Curitiba). A usina foi inaugurada

em setembro de 2002, com capacidade líquida de 484,3 MW. A usina é movida a gás natural importado da

Bolívia através do gasoduto Brasil-Bolívia e é licenciada pela ANEEL para operar como produtora independente

de energia. A Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobrás, (“Petrobrás”), detém 20% e a COPEL detém, direta e

indiretamente, 80% do controle acionário da UEG Araucária.

92

Dona Francisca. A Companhia possui participação de 23,03% das ações com direito a voto da Usina Hidrelétrica de

Dona Francisca (Dona Francisca Energética S.A.) (“Dona Francisca”), que está localizada no rio Jacuí, no Estado do Rio

Grande do Sul. A construção da usina começou em agosto de 1998, e a operação comercial começou em fevereiro de

2001. A usina tem capacidade instalada de 125 MW e energia assegurada de 80MW. O investimento necessário para

construir a usina foi de R$ 218,6 milhões, sendo R$ 66,6 milhões recursos dos sócios, dos quais R$ 15,3 milhões foram

investidos pela COPEL. O restante foi financiado pelo BNDES e pelo BID. A Usina de Dona Francisca assinou um contrato

de compra de energia com a COPEL-GER, com vigência prevista até março de 2015.

Foz do Chopim. A Usina Hidrelétrica de Foz do Chopim está localizada no rio Chopim, no Estado do Paraná, e foi construída

sobre a estrutura já existente da Usina Júlio de Mesquita, que não se encontra mais em atividade. A Companhia possui

participação de 35,77% na Usina Hidrelétrica de Foz do Chopim, e a DM Planejamento, Administração e Participações Ltda.

detém os 64,23% restantes. A usina possui capacidade instalada de 29,7 MW. O investimento necessário para construir a

usina foi de R$ 51,4 milhões, dos quais R$ 28,5 milhões foram investidos pela COPEL. A primeira unidade geradora entrou

em operação em 25 de outubro de 2001 e a segunda em 8 de dezembro de 2001.

Centrais Eólicas do Paraná. A Companhia possui participação de 30% na Centrais Eólicas do Paraná Ltda.,

constituída em dezembro de 1998 para instalar e operar a primeira usina eólica no Sul do Brasil. A usina eólica

compreende cinco conversores de energia eólica de 500 KW, o que representa uma capacidade instalada de 2,5

MW. A usina gera 4,9 GWh por ano e está em operação desde fevereiro de 1999. A Companhia investiu R$1,2

milhão na construção da usina, que custou, no total, R$ 4 milhões.

UEG Araucária

Aquisição das Quotas da El Paso Empreendimentos

Em 30 de maio de 2006, as quotistas da El Paso Empreendimentos (Aquamarine Power Holdings, LLC e El Paso

Energia do Brasil Ltda.), a Copel-PAR, a COPEL, a Copel-GER e a UEG Araucária firmaram o Contrato de Cessão

de Quotas e Outras Avenças, pelo qual as quotistas da El Paso Empreendimentos transferiram (i) a totalidade de

suas quotas na El Paso Empreendimentos à Copel-PAR; (ii) todos os direitos sobre quaisquer créditos

contabilizados no balanço patrimonial da UEG Araucária levantados em 31 de dezembro de 2005 que sejam

devidos às quotistas da El Paso Empreendimentos; bem como (iii) os adiantamentos para futuro aumento de

capital feitos pelas tais quotistas para o patrimônio da UEG Araucária.

O preço da cessão foi de US$ 190,0 milhões, pagos à vista. Após a cessão, a El Paso Empreendimentos teve a

sua razão social alterada para COPEL Empreendimentos, sendo a totalidade de suas quotas detidas pela Copel-

PAR. Conseqüentemente, as quotas da UEG Araucária passaram a ser detidas pela Copel-PAR (60%), COPEL

(20%) e Petrobrás (20%). Além disso, as partes do Contrato de Cessão requereram às respectivas autoridades

judiciais e arbitrais a desistência de todos os procedimentos em curso relacionados à questão.

93

A aquisição pela COPEL do controle indireto da UEG Araucária foi aprovada pela ANEEL e pela Assembléia

Legislativa do Estado do Paraná, respectivamente, em 16 de maio de 2006 e 23 de maio de 2006.

Fornecimento de Gás para a UEG Araucária

A Petrobras, a COPEL, a Copel-GER e a Compagás celebraram, em 6 de março de 2006, o Contrato de

Transação Extrajudicial com Confissão de Dívida, visando a solução de pendências relacionadas ao Contrato de

Compra e Venda de Gás Natural, celebrado em 8 de dezembro de 2000 (e rescindido em 31 de maio de 2005)

entre a Petrobras e a Compagás, com garantia da COPEL. Por meio deste último, a Petrobras se dispôs a vender

à Compagás todo o gás natural necessário ao fornecimento à UEG Araucária, com cláusulas de “take or pay” e

“ship or pay”.

Na forma do Contrato de Transação Extrajudicial, a Compagás cedeu em favor da Petrobras créditos que a

primeira detinha contra a COPEL-GER, no montante de R$ 150 milhões (R$ 478,5 milhões em 30 de junho de

2006). A COPEL-GER, por sua vez, reconheceu a dívida a ser paga diretamente à Petrobras, sendo que a COPEL

constituiu-se fiadora solidária da dívida confessada.

A COPEL-GER e/ou a COPEL comprometeram-se a liquidar a totalidade do débito em 60 (sessenta) parcelas

mensais, consecutivas, sendo a primeira vincenda em 1º de janeiro de 2010. O reajuste da dívida será feito de

acordo com a Taxa SELIC, desde 1º de fevereiro de 2006 até o pagamento final das parcelas da dívida.

Em 30 de maio de 2006, a COPEL-GER e a Compagás assinaram um Termo de Ratificação de Quitação Mútua,

dando-se quitação mútua de todas as obrigações e direitos decorrentes do Contrato de Compra e Venda de Gás

Natural celebrado em 30 de maio de 2000, rescindido em 31 de maio de 2005. De acordo com o Termo de

Ratificação, o montante correspondente a multas contratuais de compra e transporte de gás deixou de ser

exigido, tendo sido considerado integralmente quitado.

Em decorrência da celebração do Contrato de Transação Extrajudicial e do Termo de Ratificação de Quitação Mútua, a

COPEL reconheceu no resultado do exercício a redução dos passivos transacionados, no montante de R$ 654,0 milhões,

sendo R$ 298,1 milhões classificados na rubrica “Matéria Prima e Insumos para Produção de Energia”, R$ 283,2 milhões

na rubrica “Descontos Obtidos” e R$ 72,7 milhões contabilizado como reversão de despesa financeira relativa aos

encargos apropriados no ano de 2006. Além disso, em junho de 2006, a COPEL apropriou R$ 9,3 milhões na rubrica

“Despesas Financeiras” referentes à correção contratual do saldo remanescente. Para maiores esclarecimento, ver nota

explicativa nº 19 das demonstrações financeiras anexas a este Suplemento.

94

Projetos em Estudo

A COPEL está participando de várias iniciativas privadas para o estudo da viabilidade técnica, econômica e

ambiental de alguns projetos de geração. Esses projetos de geração propostos somariam 153 MW de

capacidade instalada. A tabela a seguir apresenta informações a respeito desses projetos de geração propostos.

Tipo Projeto

Capacidade

instaladaestimada

Energiagarantidaestimada

Custo orçado (1)

Percentualde

participaçãoda COPEL

Energiaestimada

disponível para a

COPEL

(MW) (GWh/ano) (milhões de

R$) (%) (%)

HidrelétricaRio

Areia 30 149 69,00 30% 100

HidrelétricaRio

Chopim 123 598 184,00 15% 100 Fonte: COPEL

(1) Valores históricos base abril de 2002.

Transmissão e Distribuição

GERAL

A eletricidade é transferida das usinas para os clientes através de sistemas de transmissão e distribuição.

A transmissão é a transferência, em grandes volumes de eletricidade, das instalações geradoras aos sistemas de

distribuição por meio de uma rede de transmissão (a “Rede Básica”). A distribuição é a transferência de

eletricidade do sistema de transmissão aos consumidores finais. Os consumidores residenciais, que representam

25,6% do mercado de energia da COPEL-DIS, consumiram 2.392 GWh no primeiro semestre de 2006,

representando um aumento de 2,6% em relação ao consumo residencial no mesmo período de 2005. Os

consumidores industriais, que representam 38,3% do mercado de energia da COPEL-DIS, consumiram

3.584GWh no primeiro semestre de 2006, representando uma queda de 10,3% em relação ao consumo

industrial no mesmo período de 2005.

95

A tabela seguinte apresenta informações relativas aos sistemas de transmissão e distribuição da COPEL nas datas

indicadas.

Em 31 de dezembro Em 30 de Junho

2003 2004 2005 2006

Linhas de transmissão e subtransmissão (km)

230 kV e 525 kV............................................ 1.736,9 1.736,9 1.736,9 1.739

l38 kV ............................................................ 4.044,7 4.063,9 4.063,9 4.114

88 kV............................................................. 58,2 58,2 58,2 58,2

69 kV............................................................. 1.137,2 1.137,2 1.137,2 1.149

Linhas de distribuição (km)

23 kV a 44 kV................................................ 85.870,5 74.156,7 74.156,7 74.156,7

Linhas aéreas de distribuição (km) 13.8 kV a 23 kV............................................. 79.296,5 91.419,3 91.419,3 91.419,3

Capacidade de transformação (MVA)

Subestações de transmissão (1) ..................... 15.043,9 15.085,6 15.168,9 15.443,9

Subestações elevadoras de geração................ 5.004,1 5.004,1 5.004,1 (2) 5.004,1

Subestações de distribuição ........................... 1.420 1.467 1.4341.607

Transformadores de distribuição (MVA) ......... 6.629 6.651 6.651 6.651

Perdas totais de energia ........................................... 5,4% 6,8 6,6 (2) 6,6

Fonte: COPEL (1) Até junho de 2006 e em 2005, 2004 e 2003 as operações foram divididas entre as cinco subsidiárias integrais, os ativos de

transformação foram divididos entre a COPEL-GER e a COPEL-TRA, e a capacidade de transformação é apresentada separadamente para transformadores de geração e subestações de transmissão.

(2) Preliminar.

Distribuição

O sistema de distribuição da COPEL-DIS consiste em uma ampla rede de linhas aéreas e subestações com

tensões de até 34,5 kV. A eletricidade é fornecida a pequenos consumidores industriais na extremidade mais alta

da faixa de tensão e a consumidores residenciais e comerciais na extremidade mais baixa. Em 30 de junho de

2006, a COPEL-DIS fornecia eletricidade a uma área geográfica que abrangia 98% do Paraná, que atende a mais

de 3,3 milhões de consumidores.

A rede de distribuição da COPEL-DIS inclui 165.576 km de linhas de distribuição, 315.289 transformadores de

distribuição e 237 subestações de distribuição de 34,5 kV. Até junho de 2006 foram feitas 40.581 novas

ligações, incluindo consumidores ligados por meio dos programas de eletrificação rural e urbana.

96

A COPEL-DIS continua implementando redes compactas de distribuição em áreas urbanas com grande

concentração de árvores perto das redes de distribuição.

O Programa de Universalização - Luz Para Todos - foi criado pelo Governo Federal em 2004 para levar energia

elétrica à população rural que ainda não dispunha desse serviço público. Segundo o IBGE, o Paraná possuía, no

início do programa, cerca de 36.000 propriedades rurais sem energia elétrica.

O Programa de Universalização da Copel teve início em junho de 2004 e conclusão prevista para 2007. A composição

dos investimentos totais, conforme contratos firmados com a Eletrobrás prevê o seguinte arranjo financeiro:

ORIGEM VALOR PARTICIPAÇÃO

Governo Federal – subvenção (CDE) R$ 45 milhões 30%

Governo do Estado R$ 15 milhões 10%

Financiamento RGR R$ 60 milhões 40%

Agente Executor – COPEL R$ 30 milhões 20%

Total do Programa R$ 150 milhões 100%

Esse programa não compromete o fluxo de caixa da empresa , pois os desembolsos são poucos significativos

quando comparadaos ao programa de investimento.

Desempenho do Sistema

A COPEL-DIS determina as perdas de energia de seu sistema de distribuição separadamente das perdas do

sistema de transmissão. A taxa de perdas na distribuição é geralmente maior do que a taxa de perdas na

transmissão para a maioria das empresas de eletricidade brasileiras. Algumas empresas brasileiras calculam as

perdas como uma porcentagem da eletricidade transportada tanto através da rede de transmissão quanto da

rede de distribuição, o que tem o efeito de reduzir sua taxa de perdas declaradas. A COPEL-DIS exclui o Sistema

Elétrico Interligado e as linhas de transmissão para calcular a taxa de perdas no nível de distribuição (<69 kV). A

COPEL acredita que o seu enfoque para apurar as perdas de energia fornece uma medida mais precisa do

desempenho para o seu sistema de distribuição.

As perdas de energia da COPEL-DIS totalizaram 6,6% da energia passante no nível de distribuição em 2005 e

6,8% em 2004.

97

O ano de 2005 foi marcado pelo redirecionamento do negócio da COPEL para a satisfação das exigências de

seus consumidores, com ênfase na melhoria da confiabilidade dos seus sistemas de distribuição e na

modernização da rede de transmissão.

Alguns efeitos desse redirecionamento podem ser verificados na melhoria dos dois principais indicadores da

qualidade do fornecimento de energia elétrica: a Duração Equivalente de Interrupções por Consumidor (DEC) e a

Freqüência Equivalente de Interrupções (FEC), conforme demonstrado na tabela a seguir:

Exercício encerrado em 31 de dezembro 30 de Junho Índice de Qualidade do Fornecimento 2002 2003 2004 2005 2006Duração de interrupções por consumidor

por ano (em horas) ............................... 16h20min 18h53min 14h02min 13h28min 6h65minFreqüência de interrupções por consumidor por ano (em número de interrupções)........................................... 15,70 16,54 14,18 13,50 6,49

Fonte: COPEL

Vendas a Consumidores Finais

Até junho de 2006, a COPEL-DIS forneceu aproximadamente 96,9% da energia distribuída diretamente a

consumidores no Paraná. A sua área de concessão inclui mais de 3,3 milhões de clientes localizados no Paraná e

no município de Porto União, Estado de Santa Catarina, ao sul do Paraná. A COPEL-DIS também vende energia

para 20 consumidores livres. No período encerrado em junho de 2006, o consumo total de energia em sua área

de concessão mais o consumo dos consumidores livres foi de 9.347 GWh. Esse consumo total foi sustentado

pelo desempenho apresentado pelas classes residencial, industrial e comercial, que juntas respondem por 82,2%

do mercado de energia da COPEL-DIS. Os consumidores residenciais, que representam 25,6% de mercado de

energia da COPEL-DIS, consumiram 2.392 GWh até junho de 2006, o que representa um aumento de 2,6% em

relação ao consumo residencial no mesmo período de 2005. Os consumidores industriais COPEL-DIS e GER, que

representam 38,3% do mercado de energia da COPEL, consumiram 3.584 GWh até junho de 2006, o que

representa uma queda de 6,0% em relação ao consumo industrial no exercício de 2005.

98

A seguinte tabela apresenta o número de consumidores finais da COPEL em cada categoria em 31 de dezembro

de 2003, 2004 e 2005 e 30 de junho de 2006:

Categoria de Consumidores

Número de Consumidores Finais

Dez/2003 Dez/2004 Dez/2005 Jun/2006

Industrial........................................ 49.073 50.039 53.276 55.174 Residencial ..................................... 2.428.812 2.495.584 2.561.066 2.597.694 Comercial ...................................... 257.408 266.491 273.124 274.767 Rural e outros (1) .......................... 360.205 367.963 369.118 369.528 Total .............................................. 3.095.498 3.180.077 3.256.584 3.297.163

Fonte: COPEL

(1) Inclui serviços públicos

Aproximadamente 38,3% da energia que a COPEL vendeu a clientes finais no período encerrado em junho de

2006 foram destinados a clientes industriais. Aproximadamente 30,2% do consumo industrial foi de

consumidores industriais envolvidos com produtos alimentícios e bebidas. Os outros principais clientes industriais

incluem os envolvidos nas indústrias de madeira e papel e papelão, que respondem por 12,0% e 12,4% do

consumo industrial, respectivamente. Em 2005, os 20 maiores consumidores industriais da COPEL responderam

por aproximadamente 9,0% da energia vendida a consumidores finais e aproximadamente 4,7% das receitas da

COPEL decorrentes de vendas a consumidores finais.

A COPEL atendeu 34 consumidores diretamente supridos em tensão maior ou igual a 69 kV. Esses consumidores

representaram aproximadamente 13,4% do consumo faturado pela Companhia em 2005.

99

Tarifas

A COPEL vinha praticando desde o ano 2003, a política de oferecer descontos em suas tarifas, de modo a incentivar o

uso de energia elétrica, contribuir para o crescimento econômico do Estado pela atração de novas indústrias e reduzir a

inadimplência. No período entre 24 de junho e 31 de julho de 2005, a empresa decidiu manter as tarifas praticadas para

os consumidores adimplentes. A partir de 1.º de agosto de 2005, a COPEL-DIS aplicou um reajuste médio de 4,41%

sobre a tabela tarifária que estava em vigor. O desconto médio para os consumidores que quitassem suas contas em dia

passou a ser de 6,8% sobre os valores da Resolução n.º 130/2005. Os consumidores inadimplentes não fazem jus aos

descontos oferecidos. No entanto, a Resolução Homologatória nº 345 da ANEEL, de 20 de junho de 2006, pôs fim a

esses descontos oferecidos, a partir de 24 de junho de 2006. A tabela abaixo apresenta informações a respeito dos

reajustes praticados pela COPEL-DIS, a partir de junho de 2003:

DATA Reajuste médio autorizado pela ANEEL

Reajuste médio aplicado aos consumidores adimplentes

Desconto médio concedido

24/06/2003 25,27% - 20,20%

01/01/2004 - 15,00% 8,20%

24/06/2004 14,43% 9,00% 12,50%

01/02/2005 - 5,00% 8,20%

24/06/2005 7,80% - 10,80%

01/08/2005 - 4,40% 6,80%

24/06/2006 5,12% 5,12% -

Gás

A COPEL está envolvida na distribuição de gás natural através da Compagás, a companhia que possui direitos

exclusivos de fornecer gás canalizado no Estado do Paraná. Os clientes da Compagás incluem indústrias, usina

termelétrica, duas usinas de co-geração, empresas, postos de combustíveis, residências e células a combustível.

A Compagás está concentrando seus esforços de comercialização na substituição de óleo combustível e outros

produtos pelo gás como meio de alcançar maior eficiência energética.

Em 30 de Junho de 2006, a COPEL possuía participação de 51% no capital social da Compagás, determinada

pelo método da equivalência patrimonial. Os acionistas minoritários da Compagás são a Petrobrás e a Gaspart,

cada um deles com 24,5% do capital social da Compagás.

A Compagás distribui gás natural da Bolívia fornecido através do gasoduto Bolívia-Brasil. A Compagás possui uma rede

de distribuição de gás no Paraná com 448 km de gasodutos. Durante o 1º semestre de 2006, a Compagás forneceu

uma média diária de 850.000 metros cúbicos de gás natural a 1.805 unidades consumidoras. Em março de 2001, a

Compagás iniciou a distribuição regular através do gasoduto Brasil-Bolívia. No ano de 2005, as receitas brutas da

Compagás foram de R$ 223,7 milhões e seu lucro líquido de R$ 32,7 milhões.

100

Vendas de gás no 1º semestre de 2006:

SegmentoNúmero de

Clientes Consumo(1) Participação

Industrial ..................................................................... 94 446.000 52,4% Co-geração ................................................................. 2 184.000 21,6% Veicular (postos de gás)............................................... 21 82.000 9,6% Comercial.................................................................... 88 6.500 0,7% Residencial (apartamentos) .......................................... 1.600 2.000 0,2% Matéria-Prima 1 115.000 13,5% Total ........................................................................... 1.805 850.000 100% Fonte: Compagás (1) Em metros cúbicos.

DIVIDENDOS E POLÍTICA DE DIVIDENDOS

Os juros sobre capital próprio aprvados pela Assembléia Geral Ordinária realizada em abril de 2005 foram pagos

aos acionistas da Emissora em 19 de junho de 2006.

ADMINISTRAÇÃO

Esta seção substitui a respectiva seção constante das páginas 136 e seguintes do Prospecto do Programa de Distribuição.

A COPEL é administrada por um Conselho de Administração, composto de sete ou nove membros e por uma Diretoria

composta por seis Diretores. A representação da Companhia é privativa da Diretoria. A Emissora tem também um

Conselho Fiscal permanente composto de dez membros, sendo cinco titulares e cinco suplentes e um Comitê de

Auditoria consultivo e permanente composto por, no mínimo, três membros, eleitos pelo Conselho entre os seus pares,

podendo, ainda, contar em sua composição com a presença de um “Especialista Financeiro”.

Conselho de Administração

De acordo com o Estatuto Social da COPEL, o Conselho de Administração será composto por sete ou nove

membros, brasileiros, acionistas, residentes no País, eleitos em Assembléia Geral, podendo fazer parte dois

Secretários de Estado e o Diretor Presidente da Companhia. O Estatuto Social prevê, ainda, que integrará

obrigatoriamente o Conselho de Administração da COPEL um empregado da Companhia, escolhido e indicado

pelos demais na forma da Lei Estadual nº 8.096, de 14 de junho de 1985. Ademais, na forma da legislação

pertinente, aplica-se à COPEL, na condição de sociedade de economia mista, a obrigatoriedade de assegurar aos

acionistas minoritários o direito de eleger um dos membros do Conselho de Administração, se maior número

não lhes couber pelo processo de voto múltiplo. A COPEL tem oito membros do Conselho de Administração em

exercício atualmente e uma vaga que deverá ser preenchida na próxima Assembléia Geral.

101

As obrigações do Conselho de Administração incluem a fixação da política e a orientação geral dos negócios da

Emissora, bem como a eleição e a fiscalização da gestão dos Diretores da Companhia.

O Estatuto Social prevê que o Conselho de Administração da COPEL reunir-se-á, ordinariamente, de três em três

meses e extraordinariamente sempre que necessário, conforme convocação por seu Presidente. A reunião será

instalada com a presença de maioria simples de seus membros, sendo as decisões tomadas por maioria de votos.

Os membros do Conselho de Administração são eleitos pela Assembléia Geral, para um mandato de 2 (dois)

anos, permitida a recondução.

O Conselho, a partir da 50ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, de 25 de abril de 2005, tem a seguinte

formação:

Nome do Administrador Data da

Eleição

Prazo do

Mandato

Cargo

João Bonifácio Cabral Júnior 25.04.05 31.12.08 Presidente do Conselho de

Administração

Rubens Ghilardi 25.04.05 31.12.08 Secretário Executivo

Acir Pepes Mezzadri 25.04.05 31.12.08 Membro efetivo

Rogério de Paula Quadros 25.04.05 31.12.08 Membro efetivo

Sergio Botto de Lacerda 25.04.05 31.12.08 Membro efetivo

Nelson Fontes Siffert Filho 25.04.05 31.12.08 Membro efetivo

Laurita Costa Rosa 25.04.05 31.12.08 Membro efetivo

Francelino Lamy de Miranda

Grando

25.04.05 31.12.08 Membro efetivo

102

Segue uma breve descrição da qualificação profissional dos atuais membros do Conselho de Administração da

COPEL.

João Bonifácio Cabral Júnior (24 de novembro de 1945). O Sr. Cabral Júnior é Presidente do Conselho de

Administração da Companhia Paranaense de Energia – COPEL, eleito pela 159ª Assembléia Geral Extraordinária de

Acionistas, em 02.10.2003, para o mandato 2003-2005 e reeleito pela 50ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas,

em 25.04.2005, para o mandato 2005-2007. Graduado em Direito, em 1973, pela Faculdade de Direito da Pontifícia

Universidade Católica do Paraná; fez pós-graduação em Direito Internacional e Negócios Internacionais pela

Universidade Federal de Santa Catarina, em 2001. É ainda Diretor Jurídico da Itaipu Binacional. Foi Diretor

Administrativo da Itaipu Binacional (julho de 2002); Presidente do Instituto de Terras e Cartografia (1983-1986);

Procurador-Geral do Incra (de 08/1986 a 10/1987); Procurador-Geral junto ao Tribunal de Contas (1991-1994);

Conferencista, em março de 1982, no 4º Ciclo de Direito Agrário, cujo tema era “A Regularização Fundiária -

Procedimento Administrativo e Judicial”; Expositor, em abril de 1984, em João Pessoa, no I Encontro Nacional do

Sistema Fundiário, cujo tema era “Métodos e Procedimentos da ação Fundiária”; e Autor de trabalhos publicados,

entre outros, “Terras Devolutas e Anais da X Conferência Nacional da Ordem dos Advogados do Brasil”. Seu

endereço comercial é: Itaipu Binacional, Rua Comendador Araújo, 551, Centro, CEP 80420-000, Curitiba, Paraná.

Rubens Ghilardi (07 de outubro de 1940). O Sr. Ghilardi é Secretário Executivo do Conselho de Administração

da Companhia Paranaense de Energia – COPEL, eleito pela 68ª Reunião Extraordinária do Conselho de

Administração da Companhia, de 01.02.05, para o mandato 2003-2005 e reeleito pela 50ª Assembléia Geral

Ordinária de Acionistas, em 25.04.2005, para o mandato 2005-2007. É também Diretor Presidente da COPEL,

eleito pelo Conselho de Administração da Companhia em sua 68ª Reunião Extraordinária, de 01.02.05, para

completar o mandato 2003-2006 e reeleito na 111ª Reunião Ordinária do Conselho de Administração, de

13.12.2005, para o mandado 2006-2008. O Sr. Ghilardi é graduado em Ciências Econômicas pela Faculdade de

Ciências Econômicas do Paraná (1963) e graduado em Administração pela Faculdade de Economia e

Administração da Pontifícia Universidade Católica do Paraná (1973); fez Curso Especial de Administração –

CEADE pela Fundação Getúlio Vargas, no Rio de Janeiro (1977); e realizou estágios de aperfeiçoamento

profissional na Electricité de France – EDF, na Electricidade de Portugal – EDP e em empresas de energia elétrica

na Noruega, Suécia e Espanha. Foi ainda, pela COPEL, Diretor Econômico-Financeiro 1987-1993); Diretor de

Distribuição (2003-2005); tendo exercido, cumulativamente, de 2004 a 2005, o cargo de Diretor de Finanças e

de Relações com Investidores. Foi também Diretor Financeiro Executivo da Itaipu Binacional (2002); Diretor

Superintendente da Fundação Itaipu de Previdência e Assistência Social (1997-2000); Presidente da Associação

dos Fundos de Pensão do Paraná – Previpar (1998-2000); Membro do Conselho Deliberativo da Associação

Brasileira das Entidades Fechadas de Previdência Privada – ABRAPP (1998-2000); Diretor Administrativo-

Financeiro e de Relações com o Mercado da Espírito Santo Centrais Elétricas S/A – Escelsa (1995-1996); e

103

Diretor do Instituto dos Auditores Internos do Brasil – Audibra – Regional do Paraná (1994-1995). Participou de

diversas comissões e grupos de trabalho na área econômico-financeira para atuação junto ao Banco

Internacional para Reconstrução e Desenvolvimento – Bird, BID, Eletrobrás e BNDES. Seu endereço comercial é:

Companhia Paranaense de Energia - COPEL, Rua Coronel Dulcídio, 800, Batel, CEP 80420-170, Curitiba, Paraná.

Acir Pepes Mezzadri (18 de junho de 1946) O Sr. Mezzadri é Membro do Conselho de Administração da

Companhia Paranaense de Energia - COPEL, eleito pela 48ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em

30.04.2003, para o mandato 2003-2005 e reeleito pela 50ª Assembléia Geral Ordinária de 25.04.2005, para o

mandato de 2005-2007. Concluiu a 2ª Série do Curso Técnico em Contabilidade no Colégio Cenecista

Presidente Kennedy. Foi idealizador e coordenador do Fórum Popular contra a Privatização da Companhia

Paranaense de Energia – COPEL (2001); Tesoureiro do Diretório Regional do Partido do Movimento Democrático

Brasileiro - PMDB do Paraná (1998); Deputado Estadual Constituinte (1986); Deputado Estadual (1982); Diretor

Presidente da empresa Recauchutagem Industrial do Paraná - Reipar (1976); Sócio-Gerente da Bassani & Cia

Ltda. e da Mezzadri & Kampa Ltda.; e Agropecuarista e cafeicultor em Jaguapitã, no Paraná (1969). Seu

endereço comercial é: Diretório Estadual do PMDB do Paraná, Rua Vicente Machado, 988, Centro, CEP 80420-

011, Curitiba, Paraná.

Rogério de Paula Quadros (13.04.1952). O Sr. Rogério é Membro do Conselho de Administração da

Companhia Paranaense de Energia – COPEL, eleito pela 50ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em

25.04.2005, para o mandato 2005-2007. Graduou-se em Ciências Econômicas pela Universidade Estadual de

Ponta Grossa – UEPG (1981). É sócio da empresa Quadros Organização Jurídico-Contábil. Foi Presidente da

Comissão de Finanças, Orçamentos e Fiscalização da Prefeitura Municipal de Ponta Grossa (1983-2004);

Secretário Geral da União de Vereadores do Paraná – Uvepar (2001-2003); Presidente da Câmara Municipal de

Ponta Grossa (1993-1994), Presidente da Associação dos Municípios dos Campos Gerais – Ascamp (outubro-

1993); e Vereador em Ponta Grossa, eleito em 15.11.1982. Seu endereço comercial é: Rua Sete de Setembro,

1036 – Centro – Caixa Postal 391 – CEP 84010-350 – Ponta Grossa, Paraná.

Sergio Botto de Lacerda (25 de Julho de 1959). O Sr. Botto de Lacerda é Membro do Conselho de

Administração da Companhia Paranaense de Energia - COPEL, eleito pela 49ª Assembléia Geral Ordinária de

Acionistas, em 29.04.2004 para completar o mandato 2003-2005 e reeleito pela 50ª Assembléia Geral Ordinária

de Acionistas, em 25.04.2005, para o mandato 2005-2007 . É também Procurador Geral do Estado do Paraná.

Tornou-se Bacharel em Direito pela Universidade Federal do Paraná. Seu endereço comercial é: Procuradoria-

Geral do Estado do Paraná, Rua Conselheiro Laurindo, 561, CEP 80060-100, Curitiba, Paraná.

104

Nelson Fontes Siffert Filho (06.03.1961). O Sr. Nelson é Membro do Conselho de Administração da

Companhia Paranaense de Energia – COPEL, eleito pela 50ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em

25.04.2005, para o mandato 2005-2007. É também Gerente Executivo de Desenvolvimento Regional e Chefe

do Departamento de Energia Elétrica do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES.

Graduou-se em Ciências Econômicas pela Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ (1983). É Mestre em

Ciências Econômicas também pela Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ (1990) e é Doutor em Ciências

Econômicas pela Universidade de São Paulo – USP (1996). Foi, no BNDES, Gerente na área de Planejamento e

Analista de Projetos na área Agroindustrial. Participou na elaboração do Estudo dos Eixos Nacionais de

Integração e Desenvolvimento e no Grupo de Crédito do Planejamento Estratégico 2000-2005. Seu endereço

comercial é: Av. República do Chile, 100 – Centro – CEP 20031-917 – Rio de Janeiro – Rio de Janeiro.

Laurita Costa Rosa (29 de maio de 1959). A Sra. Laurita é Membro do Conselho de Administração da

Companhia Paranaense de Energia - COPEL, eleita pela 49ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em

29.04.2004, para completar o mandato 2003-2005 e reeleita pela 50ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas,

em 25.04.2005, para o mandato 2005-2007. É, também, Presidenta do Comitê de Auditoria da COPEL, eleita

por seus pares na 1ª Reunião do Comitê, em 05.07.2005. Graduou-se em Ciências Contábeis, com

especialização em Tributos Imobiliários, Taxas e Contribuição de Melhorias, pela Fundação de Estudos Sociais do

Paraná, é também Especialista em Planejamento e Administração de Recursos Humanos na UFPR e Conselheira

do Conselho Estadual dos Direitos da Mulher. Foi Conselheira Fundadora do Conselho Estadual da Condição

Feminina do Paraná (1984); Diretora de Rendas Imobiliárias (IPTU) da Prefeitura de Curitiba (1988); Secretária

Geral da Junta Comercial do Paraná (1991); e Assessora da presidência do Banco do Estado do Paraná S.A.

(1993). Seu endereço comercial é: Rua Comendador Fontana, 279 - ap. 301, Centro Cívico, CEP 80030-070,

Curitiba, Paraná.

Francelino Lamy de Miranda Grando (25 abril de 1958). O Sr. Grando é Membro do Conselho de

Administração da Companhia Paranaense de Energia - COPEL, indicado na 59ª Reunião Extraordinária do

Conselho de Administração, em 29.07.2003, para o mandato 2003-2005 e reeleito na 50ª Reunião Ordinária do

Conselho de Administração, em 25.04.2005, para o mandato 2005-2007. O Sr. Grando é Graduado em Direito

pela Universidade de São Paulo - USP, com especialização em Direito Econômico e Doutorado em Ecologia e

Recursos Naturais pela Universidade Federal de São Carlos – UFSCar. É também Secretário de Política

Tecnológica Empresarial do Ministério da Ciência e Tecnologia; Professor Adjunto do Departamento de Ecologia

da Universidade Federal de São Carlos; Membro do Conselho Superior de Tecnologia da Fiesp/Ciesp, do

Conselho Nacional de Recursos Hídricos, do Conselho Deliberativo do Centro Incubador de Empresas

Tecnológicas, do Conselho Superior do Instituto Euvaldo Lodi, do Conselho de Curadores da Fundação Centros

de Referência em Tecnologias Inovadoras e do Conselho Curador da Fundação Centro de Pesquisa e

105

Desenvolvimento em Telecomunicações; Presidente dos Comitês Gestores do Fundo Setorial de Energia Elétrica e

do Fundo Setorial de Petróleo e Gás; Membro do Fundo Setorial de Telecomunicações - Funttel; e Professor

Efetivo da Faculdade de Direito da Universidade do Espírito Santo nas áreas de Direito Civil e de Direito

Comercial. Foi Coordenador da área de Educação e Coordenador Adjunto da área de Ciência e Tecnologia na

Equipe de Transição do Presidente da República Sr. Luiz Inácio Lula da Silva; Coordenador da Equipe de

Transição do Prefeito Municipal de São Carlos - SP, Sr. Newton Lima Neto; Secretário Municipal de

Desenvolvimento Sustentável, Ciência e Tecnologia de São Carlos (SP) e Diretor Secretário da Associação

Nacional de Municípios e Meio Ambiente - Anama - Regional de São Paulo; e Ex-Professor de Economia Política

da Faculdade de Direito de Cachoeira do Itapemirim (ES). Seu endereço comercial é: Secretaria da Política de

Informática e Tecnologia, Ministério da Ciência e Tecnologia, Esplanada dos Ministérios - Bloco E - 3º andar -

sala 317, CEP 70067-900, Brasília, Distrito Federal.

Diretoria

O Estatuto Social dispõe que a Diretoria da COPEL será composta por seis membros, acionistas ou não, todos

residentes no País, brasileiros ou maioria de brasileiros. Os membros da Diretoria são eleitos pelo Conselho de

Administração para um mandato de 3 (três) anos, sendo admitida a reeleição. Atualmente a COPEL tem seis

Diretores, todos brasileiros.

As decisões da Diretoria serão tomadas por maioria de votos. Se, porém, da deliberação tomada divergir o

Diretor Presidente, poderá este, sustando os efeitos daquela, apelar, em cinco dias, para o Conselho de

Administração. Os Diretores têm funções executivas e são responsáveis por promover a organização

administrativa da Companhia e praticar todos os atos necessários ao regular funcionamento da COPEL,

organizando, inclusive, o regulamento dos serviços internos da Companhia, tendo também como atribuição

tomar providências para cumprir seu Estatuto Social e executar as deliberações da Assembléia Geral e do

Conselho de Administração.

106

O Estatuto Social da COPEL estabelece as atribuições e poderes do Diretor Presidente, Diretor de Distribuição,

Diretor de Gestão Corporativa, Diretor de Finanças e de Relações com Investidores, Diretor de Geração e

Transmissão de Energia e de Telecomunicações, Diretor Jurídico, cargos que são ocupados pelos seguintes

Diretores executivos:

Nome do Administrador Data da Eleição Prazo do Mandato Cargo Rubens Ghilardi 13.12.2005 AGO 2008 Diretor Presidente Ronald Thadeu Ravedutti 13.12.2005 AGO 2008 Diretor de Distribuição Luis Antonio Rossafa 13.12.2005 AGO 2008 Diretor de Gestão Corporativa Raul Munhoz Neto 07.03.2006 AGO 2008 Diretor de Geração e Transmissão. de

Energia e Telecomunicações Zuudi Sakakihara 30.06.2006 AGO 2008 Diretor Jurídico Paulo Roberto Trompczynski 13.12.2005 AGO 2008 Diretor de Finanças e de Relações com

Investidores

A seguir encontram-se as informações biográficas dos atuais membros da Diretoria da COPEL.

Rubens Ghilardi (07 de outubro de 1940). O Sr. Ghilardi é Diretor Presidente da Companhia Paranaense de

Energia - COPEL, eleito pelo Conselho de Administração em sua 68ª Reunião Extraordinária, de 01.02.05, para

completar o mandato 2003-2006 e reeleito na 111ª Reunião Ordinária do Conselho de Administração, de

13.12.2005, para o mandato 2006-2008. É Secretário Executivo do Conselho de Administração da Companhia,

eleito pela 68ª Reunião Extraordinária do Conselho de Administração, de 01.02.05, para o mandato 2003-2005

e reeleito pela 50ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 25.04.2005, para o mandato 2005-2007. O Sr.

Ghilardi é graduado em Ciências Econômicas pela Faculdade de Ciências Econômicas do Paraná (1963) e

graduado em Administração pela Faculdade de Economia e Administração da Pontifícia Universidade Católica

do Paraná (1973); fez Curso Especial de Administração – CEADE pela Fundação Getúlio Vargas, no Rio de

Janeiro (1977); e realizou estágios de aperfeiçoamento profissional na Electricité de France – EDF, na

Electricidade de Portugal – EDP e em empresas de energia elétrica na Noruega, Suécia e Espanha. Foi ainda

Diretor Econômico-Financeiro da Companhia Paranaense de Energia – COPEL (1987-1993); Diretor de

Distribuição (2003-2005); tendo exercido, cumulativamente, de 2004 a 2005, o cargo de Diretor de Finanças e

de Relações com Investidores. Foi também Diretor Financeiro Executivo da Itaipu Binacional (2002); Diretor

Superintendente da Fundação Itaipu de Previdência e Assistência Social (1997-2000); Presidente da Associação

dos Fundos de Pensão do Paraná – Previpar (1998-2000); Membro do Conselho Deliberativo da Associação

Brasileira das Entidades Fechadas de Previdência Privada – ABRAPP (1998-2000); Diretor Administrativo-

Financeiro e de Relações com o Mercado da Espírito Santo Centrais Elétricas S/A – Escelsa (1995-1996); e Diretor

do Instituto dos Auditores Internos do Brasil – Audibra – Regional do Paraná (1994-1995). Participou de diversas

comissões e grupos de trabalho na área econômico-financeira para atuação junto ao Banco Internacional para

Reconstrução e Desenvolvimento – Bird, BID, Eletrobrás e BNDES. Seu endereço comercial é: Companhia

Paranaense de Energia - COPEL, Rua Coronel Dulcídio, 800, Batel, CEP 80420-170, Curitiba, Paraná.

107

Ronald Thadeu Ravedutti (05 de dezembro de 1950). O Sr. Ravedutti é Diretor de Distribuição da Companhia

Paranaense de Energia - COPEL, eleito pelo Conselho de Administração da Companhia em sua 68ª Reunião

Extraordinária, de 01.02.2005, para completar o mandato 2003-2006 e reeleito na 111ª Reunião Ordinária, de

13.12.2005 para o mandato 2006-2008. O Sr. Ravedutti é formado em Ciências Econômicas pela Fundação de

Estudos Sociais do Paraná – FESP (1975); cursou especialização em “Utility Finance” pela AEP - American Electric

Power and Energy Services e Colorado State University, em Columbus, Ohio, nos Estados Unidos; “Avaliação de

Impactos de Projetos de Geração de Energia” pela Universidade Federal do Paraná & COPEL; “Economia e

Finanças” pela Fundação Dom Cabral da Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUC, em Belo

Horizonte, Minas Gerais; “Engenharia Econômica” pela Companhia Paranaense de Energia – COPEL, em

Curitiba, no Paraná; “Modelo Corporativo – Simulações Econômico-Financeiras” pela Centrais Elétricas

Brasileiras S/A – Eletrobrás, em Curitiba, no Paraná; “Administração Financeira” pela FGV – Fundação Getúlio

Vargas, no Rio de Janeiro – RJ; e em “Análise de Sistemas” e “Atualização em Administração de Empresas”,

através do Centro de Desenvolvimento Empresarial – CDE da Faculdade de Administração e Economia – FAE. Foi

ainda, pela COPEL, Diretor de Finanças e de Relações com Investidores (2003 a 2004); Diretor de Gestão

Corporativa, de 2004 a 2005; Diretor Econômico-Financeiro e de Relações com o Mercado (1994); Assistente do

Diretor Econômico-Financeiro (1993); Gerente de Divisão de Estudos e Projetos (Geração, Transmissão e

Distribuição) para captação de Recursos (1987 a 1992); Gerente da Divisão de Empréstimos e Financiamentos

(1982 a 1987); Assessor da Diretoria Econômico-Financeira (1982). Foi também na Centrais Elétricas Brasileiras

S/A – Eletrobrás, em 1985, do Grupo de Trabalho Nacional sobre Administração de Empréstimos e

Financiamentos para o Setor Elétrico, através do Comitê de Gestão Empresarial. Seu endereço comercial é:


Luis Antonio Rossafa (29 de maio de 1955) O Sr. Rossafa é Diretor de Gestão Corporativa da Companhia Paranaense

de Energia – COPEL, eleito pelo Conselho de Administração da Companhia em sua 68ª Reunião Extraordinária, de

01.02.2005, para completar o mandato 2003-2006 e reeleito na 111ª Reunião Ordinária, de 13.12.2005, para o

mandato 2006-2008. Foi Membro do Conselho de Administração da Companhia Paranaense de Energia - COPEL, eleito

pela 48ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 30.04.2003, para o mandato 2003-2005.O Sr. Rossafa é

Agrônomo graduado pela Fundação Faculdade de Agronomia “Luiz Meneghel”, em Bandeirantes, Paraná (1978) e é

Pós-graduado em Agricultura pela Universidade Estadual Paulista – Unesp, em Botucatu, São Paulo; fez Pós-Graduação

em Solos pela Universidade Federal de Lavras - UFLA e também Cursos de Aperfeiçoamento em Solos pela Escola

Superior de Agricultura Luiz de Queiroz, em Piracicaba, São Paulo. Foi Membro da Diretoria da Associação Estadual de

Engenheiros Agrônomos e foi, também, Presidente do Conselho Regional de Engenharia, Arquitetura e Agronomia do

Estado do Paraná – CREA - PR, por dois mandatos.. Foi Conselheiro Regional do Conselho Regional de Engenharia,

Arquitetura e Agronomia do Estado do Paraná – CREA - PR (1992-1995); Diretor da Faculdade de Agronomia de

Bandeirantes - PR (1987-1991); Coordenador Administrativo e Vice-Diretor da Faculdade de Agronomia de

108

Bandeirantes – PR (1983-1987); Professor da Disciplina Fertilidade do Solo, na Faculdade de Agronomia de Bandeirantes

- PR; Consultor Técnico do Laboratório de Análise de Solos Ltda. – Lanasolo, em Bandeirantes – PR, e da Cooperativa

Agrícola Mista de Cambará – Copramil, em Cambará, Paraná. Seu endereço comercial é: Companhia Paranaense de

Energia - COPEL, Rua Coronel Dulcídio, 800, Batel, CEP 80420-170, Curitiba, Paraná.

Raul Munhoz Neto (25 de novembro de 1943). O Sr. Raul é Diretor de Geração e Transmissão de Energia e de

Telecomunicações da Companhia Paranaense de Energia - COPEL, eleito pelo Conselho de Administração da

Companhia em sua 75ª Reunião Extraordinária, de 07.03.2006, para completar o mandato 2006-2008. O Sr.

Raul é graduado em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal do Paraná, em 1966. Ingressou na COPEL

em 1982 e atuou em diversas áreas e funções na Empresa. Assumiu a Diretoria de Engenharia e Construção em

1994. Atuou ainda no antigo LAC - Laboratório Central de Pesquisa e Desenvolvimento entre 1995 e 1999. Foi

responsável pela preparação das equipes de Operação e Manutenção, bem como gerente da Usina Termelétrica

a Gás de Araucária de 2000 a 2004. Foi Diretor Administrativo-financeiro da UEGA-Usina Elétrica a Gás de

Araucária Ltda. em 2005. Seu endereço comercial é: Companhia Paranaense de Energia - COPEL, Rua Coronel

Dulcídio, 800, Batel, CEP 80420-170, Curitiba, Paraná.

Zuudi Sakakihara, (21 de abril de 1938) O Sr. Sakakihara é Diretor Jurídico, eleito pelo Conselho de Administração

da COPEL em sua 78ª Reunião Extraordinária, em 30.06.2006 para o mandato 2006-2008. É graduado em Direito

pela Universidade Federal do Paraná. Especialista em Processo Civil pela Universidade de Brasília e Especialista em

Direito Tributário pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo. Exerceu as funções de diretor jurídico de

instituições financeiras, de prestação de serviços e comerciais, foi membro do Conselho de Contribuintes do Estado do

Paraná, diretor jurídico do Banco BHM de Investimentos, professor convidado da disciplina Direito Tributário em cursos

de pós-graduação da Universidade Estadual de Londrina e da Pontifícia Universidade Católica do Paraná, professor da

disciplina Direito Tributário na Escola da Magistratura Federal do Paraná e na Universidade Federal do Paraná e Juiz

Federal, tendo exercido a magistratura em Londrina e Curitiba, de 1993 até 06.04.2004. Seu endereço comercial é:


Paulo Roberto Trompczynski (24 de janeiro de 1945). O Sr. Trompczynski é Diretor de Finanças e de Relações

com Investidores, eleito pelo Conselho de Administração da COPEL em sua 73ª Reunião Extraordinária, em

30.08.2005 para completar o mandato 2003-2006 e reeleito em sua 111ª Reunião Ordinária, em 13.12.2005,

para o mandato 2006-2008. É graduado em Direito pela Universidade Federal do Paraná. Exerceu as funções de

Procurador do Estado junto ao Tribunal de Contas do Paraná, onde atuou como Consultor Jurídico e Diretor de

Assuntos Técnico-Jurídicos. Foi Auditor-chefe da Prefeitura Municipal de Curitiba, Chefe da Assessoria Jurídica

da Fundação Educacional do Paraná – Fundepar, Conselheiro Fiscal do Banco do Estado do Paraná, Advogado da

Itaipu Binacional e Conselheiro Fiscal da COPEL. Seu endereço comercial é: Companhia Paranaense de Energia -

COPEL, Rua Coronel Dulcídio, 800, Batel, CEP 80420-170, Curitiba, Paraná.

109

Conselho Fiscal

O Conselho Fiscal da COPEL é permanente, composto de 5 (cinco) membros efetivos e 5 (cinco) suplentes, que

podem ser acionistas ou não. O Conselho Fiscal é eleito anualmente pela Assembléia Geral.

O Conselho Fiscal reúne-se quando convocado por seu Presidente e funcionará com as atribuições e

competências, deveres e responsabilidades, estabelecidas em lei.

Os Membros do Conselho Fiscal da COPEL, tem a seguinte composição conforme quadro que segue:

Cargo Nome Eleição Mandato

Titulares

Presidente Heron Arzua 27.04.2006 AGO 2007

Conselheiro Antonio Rycheta Arten 27.04.2006 AGO 2007

Conselheiro Jorge Michel Lepeltier 27.04.2006 AGO 2007

Conselheiro Márcio Luciano Mancini 27.04.2006 AGO 2007

Conselheiro Nelson Pessuti 27.04.2006 AGO 2007

Suplentes (respectivamente)

Conselheiro Maurílio Leopoldo Schmitt 27.04.2006 AGO 2007

Conselheiro Serafim Charneski 27.04.2006 AGO 2007

Conselheiro Felipe Gaiad de Camargo 27.04.2006 AGO 2007

Conselheiro Alexandre Luiz Oliveira de Toledo 27.04.2006 AGO 2007

Conselheiro Moacir José Soares 27.04.2006 AGO 2007

110

A seguir encontram-se as informações biográficas dos atuais membros do Conselho Fiscal da COPEL.

Heron Arzua (14 de junho de 1939). O Sr. Arzua é Membro Titular do Conselho Fiscal da Companhia

Paranaense de Energia – COPEL, eleito pela 166ª Assembléia Geral Extraordinária de Acionistas, em 28 de

setembro de 2005, para o mandato 2005-2006 e reeleito pela 51ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em

27 de abril de 2006, para o mandato 2006-2007. É graduado em Direito pela Universidade Federal do Paraná;

Pós-graduado em Direito, Política e Administração Tributária, pela Fundação Getúlio Vargas, RJ (1969); e

Especialista em Direito Tributário e Direito Administrativo, pela Pontifícia Universidade Católica, PUC - PR (1972).

É Secretário de Estado da Fazenda do Paraná. Foi Presidente do Tribunal de Ética e Disciplina da OAB-PR (1999-

2000); Secretário de Estado da Fazenda do Paraná (1991-1994); Procurador-Geral do Município de Curitiba

(1972-1978); Procurador-Geral da Fazenda Nacional (1979-1980); e Consultor Jurídico da Associação Comercial

do Paraná. Seu endereço comercial é: Rua Presidente Faria, 51, conjunto 1301/2 - Centro, CEP 80020-918,

Curitiba, Paraná.

Antonio Rycheta Arten (11 de novembro de 1953). O Sr. Arten é Presidente do Conselho Fiscal da

Companhia Paranaense de Energia - COPEL, eleito pela 49ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 29 de

abril de 2004, para o mandato 2004-2005, reeleito pela 50ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, de 25 de

abril de 2005 para o mandato 2005-2006 e reeleito pela 51ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 27

de abril de 2006, para o mandato 2006-2007. É graduado em Ciências Contábeis pela Faculdade de

Administração e Economia em Curitiba – FAE - PR; Pós-graduado em Engenharia Econômica e Financeira - pela

Sociedade Paranaense de Ensino - SPEI; e possui fluência em Espanhol. O Sr. Arten é também Diretor

Administrativo e Financeiro da Agência de Fomento do Paraná S.A. Foi no Banco do Estado do Paraná S.A.

(1984-1999), Gerente da Divisão nas áreas: Dirop-Operacional, Geafi-análise de risco e capacidade de

pagamento, Diser-Serviços administrativos; Presi-Consultor técnico da Presidência, Banco Del Paraná Assunção

Paraguai – Superintendente Administrativo e Financeiro; Desenvolvimento e Implantação de Projetos de

viabilidade Econômico/Financeiro nos seguintes seguimentos: Indústria Siderúrgica, Frigorífico

Suíno/Bovino/Avícola, Indústria de Cereais; Análise de risco capacidade de pagamento e endividamento nos

clientes potenciais do Banco, Setor comercial, industrial e serviços; e Gestor administrativo e Financeiro para o

desenvolvimento e implantação de projeto econômico financeiro de recuperação de empresas. Seu endereço

comercial é: Rua General Anor Pinho, 668, Boa Vista, CEP 82650-14, Curitiba, Paraná.

111

Jorge Michel Lepeltier (29 de setembro de 1947). O Sr. Lepeltier é Membro Titular do Conselho Fiscal da

Companhia Paranaense de Energia – COPEL, eleito pela 51ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 27 de

abril de 2006, para o mandato 2006-2007, é Consultor Autônomo. É Bacharel em Ciências Contábeis (1972) e

em Economia (1974) pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo. Participou do curso de Gerenciamento

Ambiental na Escola Superior de Agricultura “Luiz de Queiroz” - ESALQ - USP, em Piracicaba (2003). Foi Diretor

Administrativo-Financeiro e de Relações com o Mercado na Brasmotor S.A. (entre agosto de 1982 e agosto de

1993), Tesoureiro na Brasmotor S.A. ( entre maio de 1978 e agosto de 1982), Senior Manager, Assistente de

Gerência e Trainee na Price Waterhouse Auditores Independentes (entre maio de 1968 a abril de 1978). Foi

Membro do Conselho Fiscal da Eletropaulo Metropolitana S.A. e Membro do Conselho de Administração da

Telecomunicações de Minas Gerais S.A. - Telemig. Seu endereço comercial é: Rua Particular, s/nº, CEP 07600-

000, Mairiporã, São Paulo.

Márcio Luciano Mancini (27 de março de 1973). O Sr. Mancini é Membro Titular do Conselho Fiscal da

Companhia Paranaense de Energia - COPEL, eleito pela 50ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 25 de

abril de 2005, para o mandato 2005-2006 e reeleito pela 51ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 27

de abril de 2006, para o mandato 2006-2007. É Bacharel em Administração de Empresas pela Fundação Getúlio

Vargas – FGV (1997). É, também membro suplente do Conselho Fiscal da Unipar S.A. (desde abril de 2004);

Conselheiro Fiscal da Telefônica Data Brasil S.A. (desde março de 2004) e é Conselheiro Fiscal das Lojas

Americanas S.A.(desde abril de 2003). Foi Conselheiro Fiscal da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia (de

outubro de 2002 a abril de 2003); Analista Buy-Side / Gestor de Carteiras na Hedging-Griffo Asset Management

(de fevereiro de 1997 a abril de 2002); e Analista Financeiro Jr., na BMS Partners Serviços Financeiros (de junho

de 1995 a dezembro de 1996). Seu endereço comercial: Rua Ana Telles Alves de Lima, 106, Jardim Chapadão,

CEP 13070-177, São Paulo, São Paulo.

Nelson Pessuti (29 de outubro de 1954). O Sr. Pessuti é Membro Titular do Conselho Fiscal da Companhia

Paranaense de Energia - COPEL, eleito pela 48ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 30 de abril de 2003,

para o mandato 2003-2004, reeleito pela 49ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 29 de abril de 2004,

como Membro Titular, para o mandato 2004-2005, reeleito pela 50ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, de 25

de abril de 2005, para completar o mandato 2005-2006 e novamente reeleito pela 51ª Assembléia Geral Ordinária de

Acionistas, em 27 de abril de 2006, para o mandato 2006-2007. É graduado em Ciências Econômicas - Fundação de

Estudos Sociais do Paraná - FESP - Curitiba – Paraná. È também Diretor Presidente da Quimagraf Ind. e Com. de Mat.

Gráficos Ltda.; e Sócio-Gerente da Multiekip Ind. e Com. Termoplástica Ltda. Foi Auxiliar de Crédito e Cobrança -

Editora Semeador S.A. (1975 - 1978). Seu endereço comercial é: Indústria e Comércio de Material Gráfico Ltda. -

Quimigraf, Rua Prof. José Maurício Higgins, 644, Boqueirão, CEP 81650-250, Curitiba, Paraná.

112

Maurilio Leopoldo Schmitt (13 de setembro de 1949). O Sr. Schmitt é Membro Suplente do Conselho Fiscal da

Companhia Paranaense de Energia - COPEL, reeleito pela 49ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 29 de

abril de 2004 para o mandato 2004-2005, reeleito pela 50ª Assembléia Geral Ordinária, de 25 de abril de 2005, para

o mandato 2005-2006 e reeleito pela 51ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 27 de abril de 2006, para o

mandato 2006-2007. O Sr. Schmitt é Economista pela Universidade Federal do Paraná (1972). Participou de diversos

cursos de especialização na área de conhecimento acadêmico e no campo do Direito e de Políticas Tributárias. É

Também Chefe do Departamento Econômico da Federação das Indústrias do Estado do Paraná (desde 1977);

Consultor de Economia e de Tributação da Federação do Comércio do Paraná (desde 1988); Consultor Econômico do

Sindicato da Indústria da Construção Civil do Estado do Paraná (desde 1981); Assessor da Presidência da Associação

Comercial do Paraná (desde 1998); Membro do Conselho de Contribuintes do Município de Curitiba (desde 1979);

Membro Suplente da 7ª Câmara do 1º Conselho de Contribuintes do Ministério da Fazenda (desde 1996); e

Presidente do Rotary Clube de Curitiba-Norte - (2002-2003). Foi Professor Assistente no curso de Ciências Econômicas

da Universidade Federal do Paraná (1975-1994); Consultor de Empresas; Consultor Técnico da Secretaria da Fazenda

do Paraná (1991-1994); Membro do Conselho Diretor da Coordenação Nacional da Pastoral da Criança, organismo

de ação social da CNBB. Publicou artigos sobre economia, finanças e tributos. Seu endereço comercial é: Rua

Presidente Faria, 51 - 13º andar, conjunto 1302, Centro, CEP 80020-918, Curitiba, Paraná.

Serafim Charneski (17 de dezembro de 1943). O Sr. Charneski é Membro Suplente do Conselho Fiscal da

Companhia Paranaense de Energia - COPEL, eleito pela 49ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 29 de abril

de 2004, para o mandato 2004-2005 e reeleito pela 50ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, de 25 de abril de

2005, para completar o mandato 2005-2006 e reeleito pela 51ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 27 de

abril de 2006, para o mandato 2006-2007. É Bacharel em Ciências Contábeis pela Universidade Federal do Paraná -

UFPR (1971). Foi Técnico de Controle Externo do Tribunal de Contas do Paraná, até 2001, quando e onde se

aposentou; Participante de vários cursos, seminários, reciclagens e palestras sobre Controle de Contas Públicas; e

Integrante de diversas comissões de inspeção específicas realizadas pelo Tribunal de Contas em vários órgãos

estaduais. Seu endereço comercial é: Rua Hugo Kinzelmann, 40, CEP 80740-100, Curitiba, Paraná.

Felipe Gaiad de Camargo (24 de abril de 1977). O Sr. Camargo é Membro Suplente do Conselho Fiscal da

Companhia Paranaense de Energia – COPEL, eleito pela 51ª Assembléia Geral de Acionistas, em 27 de abril de

2006, para o mandato 2006-2007. É Bacharel em Administração de Empresas pela Pontifícia Universidade

Católica do Rio de Janeiro (2000). Cursou MBA em Finanças Corporativas pela PUC do Rio de Janeiro (2002),

Aperfeiçoamento em “Business Strategy” na London School of Economics (julho de 2003) e Mestrado em

Finanças pela Sir John Cass Business School, Londres (2004). Foi Trainee na área de “business risk service”, na

Ernst & Young e Operador júnior (redução de custos e controle de risco), no Bank of America C.C.V.M. É,

atualmente, Analista de investimentos na GWI Asset Management. Seu endereço comercial é: Rua Padre João

Manoel, 173, CEP 01411-001, Cerqueira César, São Paulo, São Paulo.

113

Alexandre Luiz Oliveira de Toledo (28 de agosto de 1959). O Sr. Toledo é Membro Suplente do Conselho

Fiscal da Companhia Paranaense de Energia – COPEL, eleito pela 51ª Assembléia Geral de Acionistas, em 27 de

abril de 2006, para o mandato 2006-2007. É Bacharel em Direito pela Faculdade de Direito da Universidade de

São Paulo (1983). Foi Conselheiro fiscal titular, em mandatos diversos, de Ripasa S.A. Celulose e Papel;

Companhia Energética de Goiás - Celg; Cia. Fluminense de Refrigerantes (Coca-Cola); Companhia Siderúrgica de

Tubarão - CST; Companhia Energética do Rio de Janeiro - Cerj; Cerâmica Chiarelli S.A.; Café Solúvel Brasília S.A.;

Iochpe-Maxion S.A.; Plascar Participações Industriais S.A.; Cia. Energética do Ceará - Coelce; e Cia. Nacional de

Fertilizantes – Fertiza. Foi responsável pela área jurídica do Banco Schahin Cury S.A.; Schahin Cury CCVM S.A. e

CSC Financeira. Foi Gerente do Departamento Jurídico da Área de Mercado de Capitais no Banco Bradesco de

Investimentos S.A. É, atualmente, Consultor e Conselheiro da Associação Nacional dos Investidores no Mercado

de Capitais - Animec, do Banco Fator S.A. e da Bradesco Templeton Asset Management e profissional liberal

atuante no âmbito do Direito Societário, especialmente na área de mercado de capitais. Seu endereço comercial

é: Rua Viradouro, 97, Itaim Bibi, CEP 04538-110, São Paulo, São Paulo.

Moacir José Soares (18 de abril de 1946). O Sr. Soares é Membro Suplente do Conselho Fiscal da Companhia

Paranaense de Energia - COPEL, eleito pela 49ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em 29 de abril de

2004, para o mandato 2004-2005, reeleito pela 50ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, de 25 de abril de

2005, para completar o mandato 2005-2006 e reeleito pela 51ª Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, em

27 de abril de 2006, para o mandato 2006-2007. É Bacharel em Ciências Econômicas pela Universidade Federal

do Paraná; Bacharel em Ciências Contábeis pela Universidade Federal do Paraná; fez Especialização em

Controladoria e Contabilidade (420h) pela Universidade Federal do Paraná e cursos de Windows Profissional –

OPET - Ensino Profissional; Análise de Balanços (30h) pela Associação Comercial do Paraná; Imposto de Renda

Aplicado às Empresas (30h) pela Associação Comercial do Paraná; Mercado de Capitais (30h) pelo Banco de

Desenvolvimento do Estado do Paraná – BADEP; e Apreciação ao novo regulamento Imposto de Renda -

Instituto Direito Tributário – PR. Foi Professor do Departamento de Ciências Contábeis – Universidade Federal do

Paraná; Vice-Coordenador do Curso de Graduação Ciências Contábeis – (1998 e 1999); Orientador de Estágio

Supervisionado do Curso de Graduação Ciências Contábeis; Contador, Economista e Auditor Independente; e

Perito. Seu endereço comercial é: Rua Presidente Faria, 51 - 13º andar, conjunto 1302, Centro, CEP 80020-918,

Curitiba, Paraná.

114

Comitê de Auditoria

O Comitê de Auditoria foi criado por deliberação da Assembléia Geral e seu regimento foi aprovado pelo

Conselho de Administração da Companhia Paranaense de Energia – COPEL em 19 de maio de 2005. Segundo

esse Regimento Interno, suas atribuições se estendem às subsidiárias integrais, controladas e coligadas

consolidadas. O Comitê é o órgão independente, de caráter consultivo e permanente, responsável pela revisão e

supervisão dos processos de apresentação de relatórios contábeis e financeiros; dos processos de controles

internos e administração de riscos e das atividades dos auditores internos e auditores externos independentes.

Reporta-se ao Conselho de Administração e é composto por, no mínimo, três membros, eleitos pelo Conselho

entre os seus pares, sendo que um dos membros do Comitê será designado Presidente. O Comitê de Auditoria,

poderá, ainda, contar em sua composição com a presença de um “Especialista Financeiro”. O prazo de gestão

dos membros do Comitê é de dois anos, sendo que o término deste prazo será coincidente com o término de

gestão dos membros do Conselho de Administração, podendo ser reeleitos por mais quatro mandatos

consecutivos. O Comitê reunir-se-á no mínimo seis vezes ao ano, por convocação de seu Presidente e de suas

reuniões serão elaboradas atas.

Atualmente, os membros desse Comitê são os Conselheiros:

Laurita da Costa Rosa – Presidenta

Acir Pepes Mezzadri

Rogério de Paula Quadros

Ações detidas pelos administradores

A titularidade de ações por parte dos administradores é simbólica em relação ao capital social da Companhia e é

decorrente de obrigação estabelecida pela Lei das Sociedades Anônimas, não decorrendo de qualquer plano de

opção de compra de ações para seus administradores.

115

PRINCIPAIS ACIONISTAS

Em 30 de junho de 2006, o capital social da Emissora era de R$ 3.875,0 milhões, representado por

273.655.376.270 ações sem valor nominal, sendo 145.031.080.782 ações ordinárias e 128.624.295.488 ações

preferenciais e, destas, 403.355.400 são ações classe “A” e 128.220.940.088 são ações classe “B”.

Abaixo estão apresentadas informações referentes à participação em 30 de junho de 2006, dos principais

acionistas da Emissora:

Ações Ordinárias Ações Preferenciais AcionistaQuantidade % Quantidade %

Classe A Classe B Estado do Paraná 85.028.464.412 58,6 0 0 0,0 BNDESPAR 38.298.775.066 26,4 0 27.282.006.704 21,2 Cent. Elet. Bras. - Eletrobrás 1.530.774.648 1,1 0 0 0,0 Custódia em Bolsa 19.581.826.616 13,5 120.764.651 100.782.574.582 78,4 Na BOVESPA (*) 15.252.991.616 10,5 120.764.651 70.037.671.582 54,5 Na NYSE (**) 4.328.835.000 3,0 0 30.744.903.000 23,9 Prefeituras 184.295.281 0,1 14.715.466 0 0,0 Outros Acionistas 406.941.151 0,3 267.875.283 156.358.802 0,3 Administradores (Membros do Conselho de Administração, Diretores e membros do Conselho Fiscal)

3.608 0,0 0 0 0,0

Total 145.031.080.782 100,0 403.355.400 128.220.940.088 100,0 (*) Contém ações PNB com o código XCOP, listadas na Carteira do Latibex da Bolsa de Valores de Madri.(**) Na NYSE são negociadas ações ON no "Nível 1" ADR código ELPVY e as ações PNB no "Nível 3" ADS código ELP.

116

COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALCapital Total

31,1%

24,0%0,6%

44,0%

0,4%

Estado do Paraná BNDESPAR Cent. Elet. B

Custódia em Bolsa Outros Acionistas

COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALCapital Votante

58,6%26,4%

1,1%13,5% 0,4%

Estado do Paraná BNDESPAR Cent. Elet. B

Custódia em Bolsa Outros Acionistas

Nenhum dos principais acionistas da COPEL tem direito de voto diferente dos demais possuidores de ações

ordinárias.

Em 30 de junho de 2006, a Emissora possuía 25.210 acionistas, que somadas as suas participações, totalizam o

capital social da companhia em 273.655.376.270 ações, das quais, 1,2% das ações ordinárias e 14,6% das

ações preferenciais classe “B”, pertenciam a 101 acionistas registrados na CBLC como residentes nos Estados

Unidos. Na mesma data, 3,0% das ações ordinárias em forma ADR’s e 23,9% das ações preferenciais classe “B”

em forma de ADS’s, pertenciam a 10.266 acionistas registrados no THE BANK OF NEW YORK – BONY.

117

INFORMAÇÕES SOBRE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS

Ações

No Brasil, as ações da Emissora são negociadas na BOVESPA, com os seguintes códigos: “CPLE3” para as ações

ordinárias, “CPLE5” para as ações preferenciais classe “A” e “CPLE6” para as ações preferenciais classe “B”.

A tabela a seguir mostra a evolução da cotação média das ações ordinárias e preferenciais da Emissora na

BOVESPA nos últimos 12 meses:

Média(R$ por mil ações)

Média(R$ por mil ações)

Média(R$ por mil ações) Mês

ON PNA PNB julho/05 10,86 13,03 13,38

agosto/05 10,96 13,15 13,40 setembro/05 12,38 13,50 15,17 outubro/05 13,77 13,50 17,17

novembro/05 14,09 15,66 17,67 dezembro/05 14,46 16,93 17,92

janeiro/06 16,31 17,02 20,34 fevereiro/06 18,10 17,02 22,36 março/06 18,53 17,02 22,80 abril/06 18,22 17,02 22,22 maio/06 18,18 17,02 21,39 junho/06 16,57 19,56 19,39

Nos Estados Unidos, as ações da Emissora são negociadas na NYSE, com as seguintes características: As ações

ordinárias em forma de ADRs com o código “ELPVY”, e as ações preferenciais classe “B” em forma de ADSs

com código “ELP”, com as equivalências , 1 ADR representando 1.000 ações ON, e 1 ADS representando 1.000

ações PNB.

118

A tabela a seguir mostra a evolução da cotação média das ADRs e das ADSs da Emissora na NYSE, nos últimos

12 meses:

Média(US$ por ADR)

Média(US$ por ADS) Mês

ELPVY ELP julho/05 4,55 5,61

agosto/05 4,56 5,63

setembro/05 4,83 6,58

outubro/05 5,92 7,60

novembro/05 6,06 7,94

dezembro/05 6,08 7,85

janeiro/06 7,12 8,99

fevereiro/06 8,10 10,32

março/06 8,47 10,53

abril/06 8,38 10,46

maio/06 8,19 9,94

junho/06 7,36 8,62

Na Europa, a Emissora possui na Bolsa de Valores de Madri, as ações preferenciais classe “B”, listadas na carteira

do LATIBEX daquela Bolsa, exclusivo para papéis de companhias Latino-Americanas. As ações são negociadas

sob o símbolo “XCOP”, com a equivalência de 1 para 1.000 ações PNB.

119

A tabela a seguir mostra a evolução da cotação média dos XCOPs da Emissora no LATIBEX, nos últimos 12 meses:

Média( por mil ações) Mês

XCOPjulho/05 4,67

agosto/05 4,62

setembro/05 5,41

outubro/05 6,34

novembro/05 6,76

dezembro/05 6,63

janeiro/06 7,38

fevereiro/06 8,61

março/06 8,76

abril/06 8,44

maio/06 7,71

junho/06 6,79

120

Debêntures

Debêntures da 1ª Emissão da Elejor

Foram emitidas 1.000 debêntures, sob forma escritural e sem emissão de cautelas ou certificados. A emissão foi em duas

séries, a primeira de 660 e a segunda de 340. As duas séries foram nominativas, conversíveis em ações ordinárias e

preferenciais da classe “C”, a critério dos debenturistas. O valor total da emissão foi de R$ 255,6 milhões. As debêntures

tiveram valor nominal unitário de R$ 256 na data da emissão, ou seja, em 15 de fevereiro de 2005. As debêntures têm

seu valor nominal atualizado segundo a variação da TJLP. A primeira série tem vencimento em 15 de fevereiro de 2015.

O período de carência é de quarenta e oito meses contados da emissão, a partir do qual a amortização dar-se-á em vinte

e quatro parcelas trimestrais. A primeira amortização ocorrerá em 15 de maio de 2009. A segunda série tem vencimento

em 15 de fevereiro de 2016. O período de carência é de sessenta meses, a partir do qual a amortização dar-se-á em vinte

e quatro parcelas trimestrais. A primeira amortização ocorrerá em 15 de maio de 2010. Os juros da primeira e segunda

séries serão remunerados segundo a variação da TJLP, acrescido de um spread de 4% a.a., incidente sobre o saldo

devedor das séries. Os juros da primeira série serão pagos anualmente, nos primeiros doze meses, contados da data da

emissão, e trimestralmente durante todo o restante do prazo, sendo o primeiro vencimento em 15 de fevereiro de 2006

e o último em 15 de fevereiro de 2015. Os juros da segunda série serão pagos anualmente nos primeiros vinte e quatro

meses contados a partir da data de emissão, e trimestralmente durante todo o restante do prazo, sendo o primeiro em

15 de maio de 2007 e o último em 15 de fevereiro de 2016. As debêntures têm as seguintes garantias: (i) fidejussória

(carta de fiança) emitida pela COPEL-PAR, a qual se obriga como fiadora e principal pagadora perante os debenturistas;

(ii) penhor de direitos emergentes do contrato de concessão; e (iii) vinculação de receitas e reserva de meios de

pagamentos: por instrumento celebrado entre a emissora, o agente fiduciário e o banco depositário, constituiu-se conta

centralizadora e conta reserva, com vigência até a final liquidação de todas as obrigações deste contrato. Em 30 de

Junho de 2006 o saldo devedor das Debêntures era de R$ 272,2 milhões.

Debêntures da 2ª Emissão da COPEL

Em 20 de dezembro de 2001 e em 19 de fevereiro de 2002, o Conselho de Administração e a Assembléia Geral

Extraordinária da Emissora aprovaram a 2ª emissão de debêntures, para subscrição pública, composta por 50.000

debêntures, não conversíveis em ações, todas escriturais, em três séries, da espécie sem preferência, garantidas por fiança

conjunta e solidária das Subsidiárias, com valor nominal unitário, na data de emissão, de R$ 10.000,00, perfazendo o

montante total de R$ 500.000.000,00, com data de emissão em 1º de março de 2002. A emissão das debêntures foi

dividida em três séries, sendo (i) a 1ª e 2ª compostas de 10.000 debêntures cada uma, com juros remuneratórios

correspondentes à variação do CDI, acrescida de 1,75% ao ano, pagos semestralmente, e (ii) a 3ª composta de 30.000

debêntures com juros remuneratórios correspondentes à variação do IGP-M acrescida de 13,25% ao ano, pagos

anualmente, todas com vencimento final em 1º de março de 2007. As debêntures da 1ª Série foram resgatadas em 27

de fevereiro de 2004, permanecendo um saldo remanescente em tesouraria de R$100,0 milhões em 31 de dezembro de

2005, as quais serão canceladas conforme deliberação da 112ª Reunião Ordinária do Conselho de Administração,

realizada em 24 de março de 2006. As debêntures da 2ª Série foram repactuadas em 1º de março de 2005, e passaram

121

a contar com juros remuneratórios correspondentes à variação do CDI, acrescida de 1,50% ao ano, pagos

semestralmente. As Debêntures da 3ª Série não estão sujeitas a repactuação até o seu vencimento final. Os recursos da

2ª Emissão de Debêntures foram destinados ao pagamento do programa de Euro-Commercial Paper e a aplicação no

programa de investimentos das Subsidiárias relativo aos exercícios 2002-2004. Em 30 de Junho de 2006 o saldo devedor

das Debêntures era de R$ 594,4 milhões.

Debêntures da 3ª Emissão da COPEL

Em 12 de abril de 2005, a Assembléia Geral Extraordinária da Emissora aprovou a 3ª Emissão de debêntures,

para subscrição pública, de 40.000 debêntures simples, não conversíveis em ações, todas nominativas e

escriturais, em série única, da espécie com garantia real, sendo 36.000 (trinta e seis mil) debêntures objeto de

garantia firme e 4.000 debêntures objeto de melhores esforços. O valor nominal unitário das debêntures é de R$

10.000,00, perfazendo o montante de R$ 400.000.000,00, com data de emissão em 1º de fevereiro de 2005 e

vencimento final em 1º de fevereiro de 2009. As debêntures renderão juros correspondentes a 115% das taxas

médias diárias dos DI de um dia, Over Extra-Grupo, expressas na forma percentual ao ano, base 252 dias,

calculadas e divulgadas diariamente pela CETIP, calculados de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis

por dias úteis decorridos. Esta remuneração incidirá sobre o valor nominal unitário das debêntures, deduzidas as

amortizações realizadas e pagas anteriormente, a partir da data de emissão. A Emissora poderá resgatar

antecipadamente as debêntures em circulação, a qualquer tempo a partir de 1º de março de 2007, mediante a

aviso aos debenturistas. Os recursos obtidos pela Emissora por meio da 3ª Emissão foram destinados ao

pagamento de notas de Eurobônus. A oferta foi realizada no âmbito deste Primeiro Programa de Distribuição de

Debêntures da Companhia, arquivado na CVM em 25 de abril de 2005, sob o n.° CVM/SRE/PRO/2005/005 e foi

registrada perante a CVM sob nº CVM/SRE/DEB/2005/018, também em 25 de abril de 2005. O valor total do

Primeiro Programa de Distribuição de Debêntures é de R$ 1.000.000.000,00. Em 30 de junho de 2006 o saldo

devedor das debêntures da 3ª emissão era de R$ 428,8 milhões.

122

PENDÊNCIAS JUDICIAIS

As informações constantes desta Seção incluem (i) a descrição atualizada de procedimentos judiciais e

administrativos demonstrados na Seção “Pendências Judiciais” do Prospecto do Programa de Distribuição, bem

como (ii) a descrição de novas ações relevantes das quais a Emissora (e/ou suas subsidiárias) é parte.

A Companhia e as Subsidiárias figuram como rés em diversos processos judiciais e administrativos, envolvendo

principalmente questões cíveis, tributárias e trabalhistas. Em 30 de junho de 2006, a provisão contábil para as

contingências advindas desses processos era de R$ 549,2 milhões. Tal provisão leva em consideração somente

as pendências judiciais cuja possibilidade de perda seja possível ou provável, bem como as despesas a serem

incorridas nos processos. Ainda que a Emissora acredite que tal montante seja suficiente para as possíveis perdas

no caso de decisões desfavoráveis nos processos envolvendo a Companhia e as Subsidiárias, não é possível

assegurar que a mesma será, de fato, suficiente.

Processos Cíveis

A Emissora e as Subsidiárias estão envolvidas em ações e processos administrativos, nos quais se discute, dentre outras

questões, responsabilidade civil, indenização por desapropriação e instituição de servidão de passagem, repetição de

indébito, reparação de danos ligados à relação de consumo, e suspensão no corte do fornecimento de energia.

UEG Araucária

A COPEL celebrou, em 31 de maio de 2000, um contrato de venda e compra de potência assegurada com a UEG

Araucária (“CCPA”). Nos termos do CCPA, a COPEL se comprometeu a operar e a manter a usina, desde o término

de sua construção, por sua conta, incluindo o custo do combustível, e a adquirir 100% de sua capacidade. O CCPA

contém uma fórmula complexa para calcular os pagamentos de capacidade que foi projetada para permitir que a

UEG Araucária remunere cada um dos elementos de uma presumida estrutura de capital.

Quando o término da construção da usina se aproximava em setembro de 2002, as partes buscaram renegociar o CCPA,

com vistas a adaptá-lo a certas exigências da ANEEL. A aprovação do CCPA pela ANEEL era necessária para permitir a

revenda da energia gerada na usina aos consumidores finais da COPEL. A ANEEL recusou-se a conceder sua aprovação,

entre outras razões, porque o CCPA é um contrato de compra de capacidade (e não de compra de energia) e porque é

atrelado à variação do dólar americano. O CCPA exige que a COPEL faça pagamentos à UEG Araucária em montantes

que excedem em muito os preços de revenda dessa energia no mercado brasileiro. A COPEL negociou com a UEG

Araucária com vistas à reestruturação do CCPA, mas tais negociações foram interrompidas no início de 2003. A UEG

Araucária começou a emitir faturas de pagamentos de capacidade contra a COPEL em setembro de 2002, e enquanto

duraram as negociações a COPEL efetuou os pagamentos mensais, em forma de adiantamento, preservando seus

direitos para o caso de impossibilidade de chegar a um acordo com a UEG Araucária.

123

Em abril de 2003, a UEG Araucária deu início a um procedimento arbitral contra a COPEL na Câmara de

Comércio Internacional (“CCI”), pleiteando R$ 69,7 milhões correspondentes aos valores faturados e não pagos

até março de 2003; ela ressalvou seu direito de alterar suas pretensões posteriormente. A UEG Araucária

também protocolou um aviso de rescisão do CCPA, alegando que a COPEL havia descumprido o CCPA e

exigindo, conforme a cláusula contratual que rege a rescisão, que a COPEL adquirisse a usina. A UEG Araucária

alegou que o preço de aquisição da usina, livre de quaisquer impostos ou encargos, seria de US$ 827,4 milhões.

A COPEL contestou as pretensões de UEG Araucária, com base numa variedade de argumentos, tanto no

procedimento arbitral em Paris quanto nos tribunais brasileiros.

Em junho de 2003, a COPEL ajuizou uma ação judicial em face da UEG Araucária na Justiça Estadual do Paraná

buscando a declaração de nulidade da cláusula de arbitragem contida no CCPA e obteve em juízo medida

liminar que determinou à UEG Araucária que suspendesse o procedimento arbitral impetrado contra a COPEL.

Em março de 2004, o juiz estadual de primeira instância proferiu sentença que invalidou a cláusula de

arbitragem e impôs multa de US$ 162.000 por dia contra a UEG Araucária. A UEG Araucária interpôs recurso de

apelação perante o Tribunal de Justiça do Paraná e obteve, por intermédio de pedido cautelar, liminar

suspendendo a aplicação da multa diária a que estava sujeita se prosseguisse com a arbitragem, até decisão final

do Tribunal. A COPEL interpôs recurso contra essa decisão.

Em agosto de 2003, a COPEL ajuizou uma Ação Cautelar de Produção Antecipada de Provas, na Vara da Fazenda

Pública de Curitiba, por meio do qual a COPEL pretendia constituir prova a seu favor quanto à demonstração da

impossibilidade técnica de operação da usina de forma contínua, segura e permanente à época. Foi nomeado um grupo

de peritos judiciais e as partes apresentaram os quesitos e nomearam assistentes técnicos. O laudo pericial, datado de 10

de maio de 2005, disponibilizado nos autos, é favorável à tese da COPEL e confirmou, à época, impossibilidade técnica

de operação da usina de forma contínua, segura e permanente.

Em 22 de fevereiro de 2004, ocorreu audiência preliminar junto à Câmara Arbitral, em Paris, CCI, oportunidade

em que, depois de aberta a audiência, foi a mesma adiada para o dia 15 de abril de 2004. Naquela

oportunidade, a COPEL reafirmou, consignando expressamente, sua posição de não aceitação da arbitragem,

ressaltando inclusive possuir decisão judicial no Brasil, pela qual foi suspensa a validade da cláusula de

arbitragem do contrato em litígio, que estaria dando suporte ao referido procedimento em Paris. Em julho de

2004, houve outra audiência em Paris, dando seqüência ao procedimento arbitral, oportunidade onde a COPEL

reiterou sua posição anteriormente manifestada. Em 6 de dezembro de 2004, o Tribunal arbitral decidiu pela sua

competência para apreciação da matéria. Em 8 de fevereiro de 2005, foi realizada nova audiência em Paris,

dessa vez para discussão acerca do procedimento a ser adotado na fase de discussão do mérito da demanda. Por

meio da Ordem de Procedimento Nº 6, ficaram determinados todos os demais prazos e fases processuais da

instrução até o julgamento da disputa. Em 30 de maio de 2005, a COPEL apresentou como forma de defesa

pedido de reconvenção no valor de US$ 238,261,497.00. De 23 a 27 de janeiro de 2006 foram realizadas as

audiências de instrução.

124

No início de 2005, foi criada uma comissão com membros da Companhia, da Petrobras e da El Paso

Empreendimentos para negociar acordo visando uma solução para as questões pendentes da UEG Araucária. Em

17 de fevereiro de 2006, foi assinado Memorando de Intenções entre a COPEL e a El Paso Energy Araucária

Company, resultante da negociação referente à UEG Araucária.

Em 30 de maio de 2006 foi assinado Contrato de Cessão de Quotas e Outras Avenças. Os principais itens

acordados nessa negociação foram:

a) a COPEL, por meio da COPEL-GER e esta, por sua vez, por meio da COPEL Empreendimentos, adquire a

totalidade das cotas detidas indiretamente pela El Paso Empreendimentos na UEG Araucária Ltda., o que

representa 60% do capital social, pelo valor equivalente a US$ 190 milhões;

b) esse valor foi integralmente pago à Aquamarine Power Holdings, L.L,C., titular da totalidade das quotas da El

Paso Empreendimentos, a qual detinha as quotas representativas do capital social da UEG Araucária, na data da

assinatura do acordo definitivo, assinado em 30 de maio de 2006;

c) o referido contrato foi previamente aprovado pela ANEEL, pela Assembléia Legislativa do Estado do Paraná e

pelos órgãos administrativos da El Paso Empreedimentos e da COPEL; e

d) pedido conjunto de suspensão em caráter definitivo dos processos judiciais e do procedimento arbitral em

curso perante a Justiça Estadual do Paraná e a Câmara de Comércio Internacional de Paris.

Adicionalmente, a El Paso Empreedimentos e a COPEL concordaram e subscreveram o “Instrumento de Quitação e

Declaração de Cumprimento de Obrigações”, como cotistas da UEG Araucária Ltda., após aprovação formal da

Petrobras, e promoveram a extinção dos processos judiciais e do procedimento arbitral em curso perante a Justiça

brasileira e a Câmara de Comércio Internacional de Paris, respectivamente, encerrando os litígios entre as partes.

Indenização por Servidão Administrativa

A existência de uma ação, proposta em 1986, por proprietários que tiveram parte de seus imóveis abrangidos

por uma servidão administrativa em benefício da COPEL na qual pleiteiam o pagamento de indenização

referente às áreas que perderam ou cujo uso foi restringido. Tal ação foi julgada procedente e a COPEL foi

condenada no pagamento de indenização pela restrição significativa do uso dos terrenos. Tanto os autores

quanto a COPEL recorreram da sentença, em virtude do critério adotado para fixação da indenização. O Tribunal

de Justiça do Paraná negou provimento ao apelo da COPEL e deu parcial provimento ao recurso dos autores.

Após o julgamento dos embargos de declaração opostos pelos autores, verificou-se um aumento considerável

no valor da indenização a eles devida. Após a decisão final, a COPEL-TRA ajuizou ação rescisória em 8 de abril de

2003, com o fim de reformar esta decisão. O valor atualizado da condenação é de aproximadamente R$ 3,0

milhões. A rescisória foi julgada improcedente e a Emissora interpôs recursos para reverter a condenação.

125

Ivaí Engenharia de Obras

Ação de cobrança no valor de R$ 8,2 milhões proposta pela Ivaí Engenharia de Obras (“Ivaí”), que, em

consórcio, venceu licitação para as obras do Rio Jordão, celebrando decorrente contrato com a COPEL e,

posteriormente, tendo todos os direitos e deveres contratuais a si subrogados. A ação decorre de anterior ação

declaratória transitada em julgado e proposta pela Ivaí, que obteve ganho de causa. A COPEL, atualmente,

estuda a possibilidade de propor uma ação rescisória visando a alteração do entendimento que orientou o

transito em julgado da ação.

A motivação da ação de cobrança é no sentido do entendimento da Ivaí de que houve desequilíbrio na equação

econômico-financeira durante a execução do contrato, e que a COPEL não teria restaurado a equação inaugural.

Nesse sentido, a Ivaí pleiteia o recebimento de créditos que julga ter junto à COPEL, além de indenização por

perdas e danos. Há, no entanto, afim de recompor a equação econômico-financeira, termos de transação

anteriores à propositura da ação pelos quais a Ivaí firmou a plena, geral e irrestrita quitação em relação a todas

as obrigações resultes do contrato discutido na presente ação,ensejando a coisa julgada, além de não haver

qualquer ilegalidade por parte da COPEL na execução do contrato, de forma que a COPEL apresentou

contestação.

A ação de cobrança foi julgada parcialmente procedente em maio de 2006, tendo sido a COPEL condenada ao

pagamento de R$ 180,9 milhões A Ivaí e a COPEL apresentaram embargos de declaração, tendo sido os

primeiros acolhidos e os últimos rejeitados. A apelação interposta pela COPEL em julho de 2006, desafiando a

decisão de primeira instância que a condenou ao referido pagamento, aguarda análise do Tribunal de Justiça do

Estado do Paraná. De acordo com o aconselhamento dos nossos assessores jurídicos, a probabilidade de perda

nesse processo é remota, de modo que não registramos provisão em 30 de junho de 2006 relacionada à ação.

Foz do Chopim Energética Ltda.

A COPEL firmou contrato com a Foz do Chopim Energética Ltda. dentro do Programa de Geração Distribuída –

Progedis. Seis meses após o contrato ter sido firmado, foi efetuado Aditivo Contratual, desconsiderando as

regras do Progedis e reajustado o valor da energia em mais de 30%, antes mesmo da usina começar a gerar

energia elétrica. A ANEEL, até a presente data, não homologou o contrato (e por conseqüência seu aditivo),

sendo que a Companhia pagou pela energia contratada no ano de 2002.

126

Concluindo que não foram observadas as regras da Lei 8.666/93, de 21 de junho de 1993, e que não havia

justificativa para o aumento concedido no Aditivo, a COPEL ingressou com ação declaratória de nulidade do

contrato, estando os autos tramitando perante a 2ª Vara da Fazenda de Curitiba e fez, também, pedido

sucessivo requerendo, assim, caso não seja declarada a nulidade do contrato, que seja declarada a nulidade do

aditivo. A Foz do Chopim Energética também ingressou com ação contra a COPEL, pleiteando o recebimento da

energia objeto do contrato de compra e venda.

Estes dois processos foram reunidos e as partes já contestaram a ação. Aguarda-se a audiência de instrução,

quando as partes devem produzir provas. Até a data deste Suplemento não havia provisionamento para o

procedimento judicial em questão.

Além dos procedimentos acima mencionados, destacam-se as seguintes ações:

Legislação do Setor – Majoração tarifária

A COPEL responde a diversos processos movidos por consumidores industriais em decorrência da suposta

ilegalidade do aumento ocorrido nas tarifas vigentes entre março e novembro de 1986, quando vigorava o

“Plano Cruzado”. O valor total dessas ações é de aproximadamente R$ 20,1 milhões, o qual estava

integralmente provisionado em 30 de junho de 2006.

Se todas as companhias que foram consumidoras industriais durante o “Plano Cruzado” engressassem em juízo

contra a COPEL, e referidas ações fossem julgadas procedentes, a COPEL estima que a responsabilidade seria de

aproximadamente R$ 30,3 milhões.

A COPEL vem se defendendo de todas as ações referentes a essa matéria. Alguns casos foram decididos

favoravelmente à COPEL em primeira instância, e outros foram decididos a favor dos consumidores industriais.

Todas essas ações já decididas foram objeto de recurso de apelação. Vale ressaltar que o Superior Tribunal de

Justiça já decidiu diversos casos envolvendo essa questão e entendeu que os efeitos do reajuste estavam

limitados ao período compreendido entre março e novembro de 1986, não havendo contaminação nas contas

de energia elétrica futuras. Entretanto, o Superior Tribunal de Justiça estabeleceu, também, que todos os

consumidores industriais atingidos por reajustes tarifários objeto das Portarias 38 e 45 têm o direito ao

recebimento dos valores pagos no período de março a novembro de 1996.

127

Questões Regulatórias – ANEEL

Com base na Lei 10.604, de 17 de dezembro de 2002, que alterou o artigo 27 da Lei do Acordo Geral do Setor

Elétrico, e no Decreto n.º 4.767, de 26 de junho de 2003, a COPEL-DIS e a COPEL-GER celebraram aditivo ao seu

Contrato Inicial, por meio do qual prorrogaram o seu prazo até 2015. Como a ANEEL não aprovou a celebração

do aditivo, a COPEL-DIS e a COPEL-GER ajuizaram medida judicial na Justiça Federal do Paraná para ver

reconhecido o aditamento ao Contrato Inicial. A medida liminar foi concedida pelo juízo de primeira instância,

que reconheceu a prorrogação do prazo contratual somente até 2005. Posteriormente, foi interposto recurso ao

Tribunal Regional Federal da 4ª Região buscando a reforma da decisão, de forma a ver reconhecida a

prorrogação do Contrato Inicial até 2015, o que foi concedido em sede de antecipação de tutela. No entanto, o

Supremo Tribunal Federal e o Superior Tribunal de Justiça cassaram a referida decisão em 4 e 7 de dezembro de

2004, respectivamente. A COPEL-DIS e a COPEL-GER interpuseram os competentes recursos sendo que, no

primeiro caso, o Superior Tribunal de Justiça revogou a decisão anterior, mantendo a liminar concedida. O

assunto ainda está pendente de decisão no Supremo Tribunal Federal. Embora a eventual decisão favorável à

COPEL nesse caso não possa mais ser colocada em prática, ou seja, a COPEL-GER já vendeu a energia em leilão e

não poderá vender novamente à COPEL-DIS, essas companhias podem pleitear judicialmente perdas e danos da

ANEEL. A ANEEL já contestou a ação e a COPEL já se manifestou sobre a contestação, estando o processo apto a

ser julgado em primeira instância.

Questões Regulatórias – ANEEL e CCEE (MAE)

A COPEL e a COPEL-DIS estão contestando judicialmente o Despacho ANEEL n.º 288, de 16 de maio de 2002, que

determinou ao MAE o refazimento da contabilização registrada pelas empresas detentoras de quota-parte da energia

elétrica produzida por Itaipu, desconsiderando a contabilização que já fora publicada pelo MAE em 13 de março de

2002, bem como a Resolução ANEEL n° 395, de 24 de julho de 2002, a qual determinou ao MAE que ao realizar a

nova contabilização no período de 1º de setembro de 2000 a 30 de junho de 2001, observe o disposto no Despacho

ANEEL n° 288/2002. Tais decisões da ANEEL poderiam alterar critérios relativos à contabilização da comercialização

parcial da quota parte de Itaipu nos submercados sul e sudeste para atendimento de contratos bilaterais de energia

livre, durante o período de racionamento em 2001, quando havia discrepância significativa de preço da energia de

curto prazo entre os submercados no âmbito do MAE. O pleito das Companhias está embasado substancialmente no

fato do Despacho e da Resolução mencionados acima terem produzido alterações retroativas à data da ocorrência

destas operações. O montante estimado em 30 de junho de 2006, relativo às diferenças de cálculo, é de

aproximadamente R$ 610,0 milhões, quantia que, em caso de condenação, terá que ser incorporada às nossas

despesas. Em 27 de agosto de 2002, as Companhias obtiveram liminar favorável concedida pelo Tribunal Regional

Federal da 1ª Região, visando sustar a liquidação da contabilização determinada pelo Despacho n.º 288 e Resolução

n.º 395 da ANEEL. As Companhias entendem, com base na opinião de seus assessores jurídicos externos, como sendo

prováveis as chances de êxito nesse litígio.

128

Ações Populares

Existem duas ações populares propostas pelo mesmo autor contra a COPEL, seus diretores e diversas empresas,

em virtude da participação minoritária da COPEL na constituição da Tradener e da UEG Araucária. Segundo o

autor, a criação dessas sociedades ocasionou a transferência do monopólio estatal para a iniciativa privada sem

licitação, já que tais empresas seriam destinadas à exploração de serviços públicos (energia) cuja concessão

pertencia à COPEL, o que estaria ferindo diversos princípios da administração pública, tais como a legalidade, a

impessoalidade e a moralidade. O autor pleiteia, através dessas ações, incidentalmente, a declaração de

inconstitucionalidade da Lei n.º 11.744/97, que autorizou a COPEL a participar de sociedades privadas, ainda

que minoritariamente, e a anulação ou declaração de nulidade dos contratos sociais dessas empresas e de todos

os atos derivados, condenando os demais sócios a devolver à COPEL ou ao Estado do Paraná, os lucros que

obtiveram em razão da atividade exercida por tais empresas. Além disso, o autor requereu em todas as ações a

concessão de liminar para suspender o desenvolvimento e a atividade comercial dessas empresas (Tradener, UEG

Araucária), destacando-se o seguinte:

(i) na ação proposta visando a anulação do contrato social da Tradener, que tem por atividade principal a

comercialização de energia, foi dado à causa o valor de R$ 20,0 milhões, e o pedido de liminar foi indeferido em

agosto de 2001. A COPEL e a Tradener em contestação impugnaram todos os pedidos formulados pelo autor e

demonstraram não existir qualquer ilegalidade na constituição da sociedade. Foi prolatada sentença em 26 de

junho de 2006 . A ação foi julgada improcedente e o Ministério Público recorreu.

(ii) na ação proposta visando a anulação do contrato social da UEG Araucária, empresa que tem por objeto a

utilização de gás natural para transformação em energia elétrica e sua comercialização, foi dado à causa o valor

de R$ 160,0 milhões, e a liminar pleiteada foi indeferida em agosto de 2001. A ação foi contestada pela COPEL,

que impugnou os pedidos formulados pelo autor e demonstrou que não havia fundamento jurídico para a

procedência da mesma. Tanto a sentença de primeira instância quanto o acórdão do Tribunal de Justiça foram

proferidos no sentido de que foram regulares tanto a criação da empresa quanto a participação da COPEL na

sociedade. Houve trânsito em julgado a descisão, não cabendo mais nenhum recurso .

129

Vale destacar, também, uma ação popular movida contra a COPEL, seus diretores, o ex-governador Jaime Lerner e a

Tradener, visando a declaração de nulidade do contrato de comercialização de energia elétrica firmado entre a COPEL

e a Tradener, na qual se alega que o referido contrato foi celebrado sem licitação, o que estaria infringindo diversos

princípios constitucionais, e que estaria havendo um desequilíbrio econômico-financeiro para a COPEL. O autor

requereu, ainda, fosse declarada a nulidade do Edital n.º 001/2001, referente à alienação do controle acionário da

COPEL, bem como fossem os réus condenados a devolver as comissões ilegalmente pagas, pleiteando a concessão de

liminar para suspender o contrato firmado entre a COPEL e a Tradener, e também para suspender quaisquer atos

administrativos que tenham por objeto a realização de leilão do controle acionário da COPEL. Foi dado à causa o valor

de R$ 20,0 milhões. Em outubro de 2001 foi concedida liminar para suspender a vigência do contrato firmado entre a

COPEL e a Tradener, sob o fundamento de que poderia ocorrer prejuízo irreparável ou de difícil reparação ao erário

público, tendo sido indeferido o pedido de suspensão dos atos referentes à alienação do controle acionário da

Companhia. A COPEL interpôs agravo de instrumento visando a cassação da liminar concedida, sustentando inexistir

qualquer ilegalidade na forma de contratação e no instrumento firmado com a Tradener. Ao agravo de instrumento

interposto pela COPEL foi atribuído o efeito suspensivo, o que faz com que a decisão anterior tenha perdido sua

eficácia até o julgamento do recurso. Foi determinada a remessa deste processo à 1ª Vara da Fazenda Pública de

Curitiba, para ser apensado aos autos 720/2001, em razão de ter sido declarada contiência das duas ações (os Autos

720/2001 da 1ª Vara da Fazenda encontram-se referidos no presente arrazoado, conforme item “i”, acima) Foi

prolatada sentença em 26 de junho de 2006 . A ação foi julgada improcedente e o Ministério Público recorreu .

Foi proposta, ainda, uma ação popular contra a COPEL, seus diretores, o Estado do Paraná, o ex-governador Jaime Lerner, a

ANEEL, e a CIEN - Companhia de Interconexão Energética e seus diretores, visando a declaração de nulidade do contrato

firmado entre a CIEN e a COPEL, que teria o objetivo de trazer energia do Mercosul para o Brasil, através da aquisição de

energia da CIEN pela COPEL, pelo prazo de 20 anos, por valor supostamente superior ao de mercado. Segundo os autores,

tal contrato seria nulo em virtude da ausência de licitação, além de ser absolutamente desnecessário, e violar diversos

princípios constitucionais, havendo, ainda, um desequilíbrio econômico-financeiro para a COPEL. Os autores requereram

também a condenação dos réus no ressarcimento ao erário público de todos os valores devidos a título de perdas e danos

em decorrência da contratação ilegal. Foi dado à causa o valor de aproximadamente R$ 227,0 milhões, considerando o

valor anual do contrato, devidamente corrigido pelo IGP-M. Foi requerida, ainda, a concessão de liminar para suspender o

contrato até julgamento final da ação, bem como para suspender quaisquer atos administrativos que tenham por objeto a

realização de leilão do controle acionário da COPEL, determinando-se o depósito judicial dos valores a serem repassados à

CIEN. Antes de apreciar o pedido de liminar, o juiz determinou que os réus se manifestassem, o que foi feito em dezembro

de 2001. A COPEL e seus diretores se manifestaram impugnando todos os pedidos dos autores, ressaltando que não houve

nenhuma ilegalidade na celebração dos contratos com a CIEN e que os autores não especificaram qual contrato pretendiam

declarar nulo, requerendo, assim, a extinção da ação sem julgamento do mérito. Após a CIEN ter prestado suas informações

sobre o pedido de liminar, o juízo determinou ao autor que manifestasse seu interesse no prosseguimento do feito. Houve

manifestação do Ministério Público, concordando com a manifestação dos autores a Ação Popular no tocante ao

afastamento das irregulariedades apontadas inicialmente. Os autos aguardam prolação da sentença.

130

A COPEL integra o litisconsórcio passivo de três ações populares em trâmite na Comarca de Londrina, que têm

por objeto declarar nulo o Contrato de Compra e Venda de Ações que integram o capital social das empresas

Sercomtel Telecomunicações S.A. e Sercomtel Celular S.A., celebrado entre o Município de Londrina e o Estado

do Paraná. O fundamento utilizado pelos autores é de que há inexigibilidade verificada, tendo em vista que a

formação de uma parceria estratégica seria nula e que a venda das ações deveria ter sido realizada mediante

leilão. A COPEL em sua contestação demonstrou que não há nenhuma ilegalidade na formalização da

negociação. Foi atribuído a cada uma das ações o valor de R$ 187,0 milhões. Ainda não há decisão final.

Ação Civil Pública

A ANADEC - Associação Nacional de Defesa da Cidadania e do Consumidor (“ANADEC”) propôs, em face da

COPEL, uma ação civil pública requerendo fosse a Companhia impedida de continuar a executar o serviço

denominado Mailing COPEL e que também fosse condenada ao pagamento de uma indenização no valor de

R$450,0 milhões por supostos danos produzidos aos seus consumidores. Segundo a ANADEC, a transferência,

pela Companhia, de informações particulares dos seus usuários a terceiros, e que constam em seus cadastros,

estaria causando danos a esses consumidores. Argumenta ainda que o serviço estaria descumprindo o previsto

pelo Código de Defesa do Consumidor pois a autorização concedida pelos consumidores para inclusão no

Mailing COPEL deveria ser expressa e não tácita, como ocorreu, fundamentando seus argumentos no art. 39, VI

do referido código. O juízo de primeira instância, atendendo ao requerido na petição inicial, concedeu, em 22 de

novembro de 2000, liminar para que o serviço fosse suspenso até o julgamento da ação. A COPEL interpôs

agravo de instrumento em face desta decisão, fato que implicou na reconsideração do despacho mencionado e

na revogação da liminar deferida. O Tribunal de Justiça do Estado do Paraná havia atribuído efeito suspensivo ao

recurso interposto pela COPEL, no entanto, considerou o mesmo prejudicado em virtude da reconsideração da

decisão que suspendia os serviços.

A ANADEC recorreu, também por intermédio de agravo de instrumento, da decisão que revogou a liminar

deferida. O Tribunal de Justiça, em dezembro de 2001, negou, por unanimidade, provimento ao recurso

interposto pela ANADEC. A COPEL contestou a ação e sustentou que execução do Mailing COPEL não causaria

nenhum prejuízo aos consumidores, uma vez que nenhuma informação de seus consumidores era transmitida a

terceiros por meio da tal serviço. Explicou ainda, que o serviço consistia na escolha de um determinado público

pelo adquirente do serviço, segundo critérios como área de atuação e classe econômica, a quem seria enviado o

material publicitário pela própria COPEL, sem que qualquer dado, como nome, endereço ou telefone, fosse

repassado a terceiros. A ação foi julgada procedente e a COPEL condenada a pagar R$ 150,00 por cada

consumidor a título de dano moral e a suspender o serviço. A COPEL recorreu ao Tribunal de Justiça, estando

ainda o recurso de apelação pendente de julgamento.

131

Procedimento Arbitral

Energética Rio Pedrinho S.A. e Consórcio Salto Natal Energética

Em julho de 2004, a Rio Pedrinho Energética S.A. (“Rio Pedrinho”) e a Consórcio Salto Natal Energética S.A.

(“Salto Natal”) deram início a um procedimento arbitral contra a COPEL-DIS perante a Câmara de Arbitragem da

Fundação Getúlio Vargas, pleiteando aproximadamente R$ 25 milhões cada uma por saldos e penalidades

cobrados de nós conforme contratos de compra de energia. Em setembro de 2005, o painel de arbitragem

sentenciou a COPEL-DIS ao pagamento de aproximadamente R$ 27,5 milhões a cada empresa.

Propusemos ação judicial em novembro de 2005 na justiça local visando anular a decisão do painel de

arbitragem e os contratos de compra e venda de energia firmados com Rio Pedrinho e Salto Natal. Enquanto

isso, a Rio Pedrinho e a Salto Natal ingressaram com pedido de execução judicial visando nos obrigar a pagar a

elas os montantes atribuídos pela arbitragem. A COPEL foi citada e apresentou bens a penhora e agora irá

interpor embargos à execução, colocando em discussão a validade das sentenças arbitrais. Em 30 de junho de

2006, o montante de R$ 55,0 milhões encontrava-se provisionado pela COPEL.

Processos Fiscais

A COPEL obteve em Juízo o reconhecimento de seu direito à imunidade em relação à incidência de COFINS

sobre suas operações com energia elétrica e, posteriormente, sofreu o ajuizamento reflexo de ação rescisória

pela União Federal, que conta com poucas possibilidades de êxito em razão dos efeitos da decadência, que

geram a perda de seu direito de ver rescindido o acórdão que favorece a COPEL. Os valores correspondentes ao

montante do principal devido encontram-se provisionados para contingência. Esta provisão não foi incluída no

REFIS pelo fato da Companhia considerar a chance de êxito como provável, quando da decisão dos referidos

processos judiciais, baseada em opiniões de diversos juristas. Em dezembro de 2001, a COPEL recebeu auto de

infração n.º 2539 para a cobrança de parte dos valores envolvidos nesta ação (relativo ao ano de 1997), no valor

total de R$ 90,8 milhões e, em julho de 2003, a COPEL recebeu o auto de infração n.º 6516 para a cobrança de

outra parte dos valores envolvidos nesta ação (relativo ao três primeiros trimestres de 1998), no valor

aproximado de R$ 75 milhões. A COPEL impugnou os dois autos de infração, sendo que, (i) no primeiro, houve

êxito parcial em decisão proferida pelo Conselho de Contribuintes, que definiu não haver incidência da multa,

mas apenas do principal e dos juros de mora. Considerando que esta decisão administrativa está contida no bojo

da referida ação rescisória, a mesma permanece suspensa. (ii) no segundo houve decisão administrativa da

Secretaria da Receita Federal, em primeira instância, mantendo a autuação. Porém, em face da ação rescisória da

COFINS, a exigência permanece suspensa, conforme rexplicitado na própria decisão administrativa. Ainda assim,

a COPEL interpôs Recurso Voluntário, visando a revisâo da decisâo perante o Conselho de Contribuintes do

Ministério da Fazenda.

132

Em 16 de novembro de 2000, a COPEL protocolou pedido de restituição/compensação de valores pagos a título

de PASEP na vigência dos Decretos-lei n.º 2.445/88 e 2.449/88, no período de agosto de 1988 a 19 de julho de

1995, apontando créditos no valor total de R$ 130,2 milhões. Este pedido foi indeferido sob a alegação de

prescrição, decisão contra a qual foi interposto Recurso Voluntário, no qual a COPEL obteve êxito. Após esta

decisão, a Procuradoria da Fazenda Nacional interpôs recurso especial à Câmara Superior de Recursos Fiscais, o

qual ainda não foi apreciado. O processo continua em trâmite na esfera administrativa fiscal perante o Conselho

de Contribuintes da Receita Federal em Brasilia. Foi dado provimento ao Recurso da Procuradoria , mas ainda a

COPEL não foi intimada do teor da decisão .

A COPEL sofreu, ainda, três atuações fiscais por parte do INSS, pelas quais são cobrados valores referentes a

adicional de férias, verbas pagas a título de indenização, solidariedade previdenciária e retenção de contribuições

previdenciárias de contratados. Existe provisão de valores para contingência no total de R$ 8,5 milhões, sendo a

perda possível, na importância aproximada de R$ 30,0 milhões.

Em fevereiro de 2003, o Governo do Estado do Paraná cancelou créditos de ICMS no valor de R$ 45 milhões que

a COPEL-DIS havia comprado de um terceiro em dezembro de 2002, por R$ 39,0 milhões, sob a alegação de

que eles não eram créditos legalmente válidos. Em razão desse cancelamento, a COPEL-DIS foi notificada para

pagar impostos não recolhidos no valor de R$ 45,0 milhões. A COPEL-DIS está atualmente buscando reparação

de danos referentes ao cancelamento dos referidos créditos fiscais, por intermédio de medida judicial em

trâmite.

Tramita no Juízo da Segunda Vara da Fazenda Pública de Curitiba Ação Ordinária de Ressarcimento de Danos

contra o Estado do Paraná, com o objetivo de reaver o montante de R$ 39,0 milhões, que é o valor que foi

negociado na aquisição dos R$ 45.0 milhões de créditos que foram adquirido, compensados e estornados. A

ação encontra-se em fase final de saneamento.

133

Processos Ambientais

Com relação a questões ambientais, a COPEL é ré em dez ações civis públicas, cinco das quais ajuizadas pelo

Ministério Público do Estado do Paraná, uma pela Associação Nacional dos Atingidos por Barragens – ANAB,

uma pela Associação de Defesa do Meio Ambiente de Araucária- AMAR, duas pelo Instituto do Homem e uma

pela Academia Imperatrizense, e em mais duas ações populares. Das ações civis públicas ajuizadas pelo

Ministério Público, quatro discutem a ocupação irregular de áreas protegidas no entorno dos reservatórios de

água. As demais ações civis e populares envolvem discussões acerca do licenciamento ambiental e EIA/RIMA de

projetos em andamento. A possível perda, pela COPEL, das ações relativas a áreas ocupadas (protegidas)

acarretará a obrigação solidária, juntamente com os proprietários das áreas, de desocupação e recuperação

destas e, em último caso, o pagamento de uma indenização ambiental, a ser definida em perícia.

A possível perda das ações relacionadas a licenciamento ambiental de empreendimentos poderá implicar atrasos

e suspensão de obras de implantação e de atividades operacionais. A COPEL é também parte, no pólo passivo,

em dois processos administrativos iniciados pelo IAP, que tiveram origem em duas autuações ambientais lavradas

em maio de 2000, uma relacionada a licenciamento ambiental e outra envolvendo o lançamento irregular de

efluentes líquidos e/ou resíduos sólidos. Ambas as autuações foram objeto de impugnações apresentadas pela

COPEL e aguardam decisão do IAP, sendo que uma das autuações prevê, como sanção, a imposição de multa

pontual no valor de R$ 40,0 mil e a outra estabelece o pagamento de multa diária nesse mesmo valor, até que

sejam sanadas as infrações alegadas. Após a lavratura dos autos de infração, a COPEL, de imediato e com

orientação do órgão ambiental, efetuou as correções necessárias para a cessação dos impactos gerados.

134

5. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

• ITR – Informações Trimestrais Relativas ao Período Encerrado em 30 de junho de 2006, com

Respectivo Relatório da Revisão Especial

135

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

ITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

01431-1 CIA. PARANAENSE DE ENERGIA - COPEL 76.483.817/0001-20

1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ

Legislação Societária

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS

Divulgação Externa

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA , SENDO OS SEUSADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

41300036535

4 - NIRE

Data-Base - 30/06/2006

José Écio Pereira da Costa Júnior

Deloitte Touche Tohmatsu 00385-9

359.920.858-15

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

Paulo Roberto Trompczynski

Rua Coronel Dulcídio, 800

80420-170 Curitiba PR

Batel

41 3322-3535 - -

41 3331-3136 - -

01.04 - REFERÊNCIA / AUDITOR

EXERCÍCIO SOCIAL EM CURSO

01/01/2006

1 - NOME

2 - ENDEREÇO COMPLETO 3 - BAIRRO OU DISTRITO

4 - CEP 5 - MUNICÍPIO

7 - DDD 8 - TELEFONE 9 - TELEFONE 10 - TELEFONE 11 - TELEX

12 - DDD 13 - FAX 14 - FAX 15 - FAX

01.02 - SEDE

Rua Coronel Dulcídio, 800 Batel

80420-170 Curitiba

41 3322-3535 - -

- -3224-431241

PR

[email protected]

1 - ENDEREÇO COMPLETO

3 - CEP 4 - MUNICÍPIO 5 - UF

6 - DDD 7 - TELEFONE 8 - TELEFONE 9 - TELEFONE 10 - TELEX

11 - DDD 12 - FAX 13 - FAX 14 - FAX

15 - E-MAIL

6 - UF

[email protected]

16 - E-MAIL

2 - BAIRRO OU DISTRITO

1 - INÍCIO 2 - TÉRMINO

TRIMESTRE ATUAL

3 - NÚMERO 4 - INÍCIO 5 - TÉRMINO

TRIMESTRE ANTERIOR

6 - NÚMERO 7 - INÍCIO 8 - TÉRMINO

31/12/2006 01/04/2006 30/06/2006 01/01/2006 31/03/20062 19 - NOME/RAZÃO SOCIAL DO AUDITOR

11 - NOME DO RESPONSÁVEL TÉCNICO

10 - CÓDIGO CVM

12 - CPF DO RESP. TÉCNICO

Pág: 123/08/2006 15:48:14

137








SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa

Data-Base - 30/06/2006

Sem Ressalva

30/06/200531/03/200630/06/2006

01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA

01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS

1 - ITEM 2 - CNPJ 3 - DENOMINAÇÃO SOCIAL

Total

6 - TIPO DE CONSOLIDADO

Empresa Comercial, Industrial e Outras

1 - TIPO DE EMPRESA

Operacional

2 - TIPO DE SITUAÇÃO

Estatal Holding

3 - NATUREZA DO CONTROLE ACIONÁRIO

Geração, transmissão, com. e distribuição de energia

5 - ATIVIDADE PRINCIPAL

Número de Ações

(Unidades)

1 - TRIMESTRE ATUAL 2 - TRIMESTRE ANTERIOR

1 - Ordinárias

2 - Preferenciais

3 - Total

Em Tesouraria

4 - Ordinárias

5 - Preferenciais

6 - Total

Do Capital Integralizado

273.655.376.270

128.624.295.488

145.031.080.782

01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

145.031.080.782

128.624.295.488

273.655.376.270

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1120 - Energia Elétrica

4 - CÓDIGO ATIVIDADE

3 - IGUAL TRIMESTRE EX. ANTERIOR

145.031.080.782

128.624.295.488

273.655.376.270

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7 - TIPO DO RELATÓRIO DOS AUDITORES

01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO DELIBERADOS E/OU PAGOS DURANTE E APÓS O TRIMESTRE

1 - ITEM 2 - EVENTO 4 - PROVENTO 5 - INÍCIO PGTO. 6 - TIPO AÇÃO 7 - VALOR DO PROVENTO P/ AÇÃO3 - APROVAÇÃO

223/08/2006 15:48:31 Pág:

138

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02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)

1 - CÓDIGO 2 - DESCRIÇÃO 4 - 31/03/20063 - 30/06/2006

Data-Base - 30/06/2006



1 Ativo Total 8.019.189 7.339.589

1.01 Ativo Circulante 171.977 190.401

1.01.01 Disponibilidades 1.796 1.018

1.01.02 Créditos 170.181 189.383

1.01.02.01 Dividendos a Receber 131.681 131.681

1.01.02.02 Serviços em Curso 0 1.060

1.01.02.03 Impostos e Contrib. Sociais a Compensar 38.496 52.290

1.01.02.04 Outros Créditos 4 4.352

1.01.03 Estoques 0 0

1.01.04 Outros 0 0

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 942.060 1.460.374

1.02.01 Créditos Diversos 204.352 216.206


1.02.01.02 Depósitos Judiciais 62.204 62.132

1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 737.708 1.244.168

1.02.02.01 Com Coligadas 36.040 35.722

1.02.02.02 Com Controladas 701.668 1.208.446

1.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0

1.02.03 Outros 0 0

1.03 Ativo Permanente 6.905.152 5.688.814

1.03.01 Investimentos 6.905.152 5.688.814

1.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0

1.03.01.02 Participações em Controladas 6.900.490 5.684.152

1.03.01.03 Outros Investimentos 4.662 4.662

1.03.02 Imobilizado 0 0

1.03.03 Diferido 0 0

23/08/2006 15:48:37 Pág: 4

140








02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)


Data-Base - 30/06/2006



2 Passivo Total 8.019.189 7.339.589

2.01 Passivo Circulante 804.742 860.421

2.01.01 Empréstimos e Financiamentos 9.340 12.293

2.01.02 Debêntures 756.638 718.030

2.01.03 Fornecedores 434 603

2.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 903 18.813

2.01.05 Dividendos a Pagar 37.280 110.561

2.01.06 Provisões 111 94

2.01.06.01 Folha de Pagamento e Prov. Trabalhistas 111 94

2.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0

2.01.08 Outros 36 27

2.01.08.01 Benefício Pós-Emprego 10 1

2.01.08.02 Outras Contas a Pagar 26 26

2.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 1.023.873 821.331


2.02.02 Debêntures 266.680 266.680

2.02.03 Provisões 328.637 327.633

2.02.03.01 Provisões para Contingências 328.637 327.633

2.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 330.692 124.839

2.02.05 Outros 0 0

2.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0

2.05 Patrimônio Líquido 6.190.574 5.657.837

2.05.01 Capital Social Realizado 3.875.000 3.480.000

2.05.02 Reservas de Capital 817.293 817.293

2.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0

2.05.03.01 Ativos Próprios 0 0

2.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0

2.05.04 Reservas de Lucro 794.890 1.189.890

2.05.04.01 Legal 209.821 209.821

2.05.04.02 Estatutária 0 0

2.05.04.03 Para Contingências 0 0

2.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0

2.05.04.05 Retenção de Lucros 585.069 980.069

2.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 0

2.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0

2.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 703.391 170.654

23/08/2006 15:48:40 Pág: 5

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS ITR - Informações Trimestrais Legislação Societária EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 30/06/2006


04.01 - NOTAS EXPLICATIVAS

23/08/2006 15:49:03 Pág: 8

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

Informações Trimestrais – ITR em 30 de junho de 2006 e de 2005

(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado).

1 Contexto Operacional

A Companhia Paranaense de Energia - Copel (Copel, Companhia ou Controladora) é uma

sociedade por ações de capital aberto, as quais são negociadas nas bolsas de valores do Brasil,

dos Estados Unidos da América e da Espanha. É uma sociedade de economia mista, controlada

pelo Governo do Estado do Paraná, destinada, através de suas subsidiárias, a pesquisar, estudar,

planejar, construir e explorar a produção, transformação, transporte, distribuição e comercialização

de energia, em qualquer de suas formas, principalmente a elétrica, sendo essa atividade

regulamentada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, vinculada ao Ministério de Minas

e Energia. Adicionalmente, a Copel está autorizada a participar de consórcios ou companhias, em

conjunto com empresas privadas, com o objetivo de desenvolver atividades nas áreas de energia,

de telecomunicações e de gás natural.

144




23/08/2006 15:49:03 Pág: 9

As subsidiárias integrais da Copel são:

Copel Geração S.A. - Explora o serviço de geração de energia. Seu parque gerador é composto

por 18 usinas em operação, sendo 17 hidrelétricas e uma termelétrica, totalizando 4.549,6 MW de

capacidade instalada efetiva. Também possui em sua estrutura 11 subestações, das quais 10 são

automatizadas e teleoperadas, com potência instalada de transformador elevador de 5.004,1 MVA.

Detém, perante a Aneel, as seguintes concessões relacionadas no quadro a seguir, todas

renováveis de acordo com a legislação vigente do setor elétrico nacional:

Usinas Rio Capacidade Data da Data de Instalada (MW) Concessão Vencimento

HidrelétricasGov. Bento Munhoz da Rocha Neto

(Foz do Areia) Iguaçu 1.676,00 24.05.1973 23.05.2023

Gov. Ney Aminthas de Barros Braga

(Segredo) Iguaçu 1.260,00 14.11.1979 15.11.2009

Gov. José Richa (Caxias) Iguaçu 1.240,00 02.05.1980 04.05.2010Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza Capivari-Cachoeira 260,00 23.04.1965 07.07.2015

Guaricana Arraial 36,00 13.08.1976 16.08.2026

Chaminé São João 18,00 13.08.1976 16.08.2026

Apucaraninha Apucaraninha 10,00 13.10.1975 12.10.2025

Mourão Mourão 8,20 20.01.1964 07.07.2015

Derivação do Rio Jordão Jordão 6,50 14.11.1979 15.11.2009Marumbi(1) Ipiranga 4,80 - -

São Jorge Pitangui/Tibagi 2,30 04.12.1974 03.12.2024

Chopim I Chopim 1,98 20.03.1964 07.07.2015

Rio dos Patos Rio dos Patos/Ivaí 1,72 14.02.1984 14.02.2014

Cavernoso Cavernoso/Iguaçu 1,30 07.01.1981 07.01.2011Salto do Vau(2) Palmital 0,94 27.01.1954 -Pitangui(2) Pitangui 0,87 05.12.1954 -Melissa(2) Melissa 1,00 08.10.1993 -

TermelétricaFigueira 20,00 21.03.1969 26.03.2019(1) Em homologação na Aneel.

(2) Usinas com capacidade inferior a 1 MW é efetuado apenas registro na Aneel.

Copel Transmissão S.A. - Tem como principal atribuição prover os serviços de transporte e

transformação de energia elétrica produzida pela Companhia. É responsável pela construção,

operação e manutenção de todas subestações, bem como das linhas, destinadas à transmissão de

energia. A Concessionária também opera parte do Sistema Interligado Nacional – SIN, localizado

na região sul do País, para o Operador Nacional do Sistema - ONS. Conta com 129 subestações

com tensões iguais ou superiores a 69 kV e 7.061,8 km de linhas de transmissão;

145




23/08/2006 15:49:03 Pág: 10

Copel Distribuição S.A. - Explora a distribuição e a comercialização de energia em qualquer de

suas formas, principalmente a elétrica, proveniente de combustíveis e de matérias-primas

energéticas. Distribui energia elétrica à 1.110 localidades, pertencentes aos 392 dos 399

municípios no Estado do Paraná, e também ao município de Porto União, no Estado de Santa

Catarina;

Copel Telecomunicações S.A. – Tem como principal atividade a prestação de serviços de

telecomunicações e de comunicações em geral, sob todas as formas legalmente permitidas, no

âmbito do Estado do Paraná e em qualquer localidade onde houver interesse e possibilidade para

a Companhia, sendo estas atividades regulamentadas pela Agência Nacional de

Telecomunicações - Anatel, vinculada ao Ministério das Comunicações; e

Copel Participações S.A. - Por meio dessa subsidiária integral, é possível à Copel participar

acionariamente de outras sociedades ou consórcios em diversas áreas de atuação. A Copel tem

participação em cinco empresas de geração, na modalidade de produtor independente de energia

elétrica, organizadas na forma de Sociedade de Propósito Específico - SPE, com potência

instalada total de 760,9 MW. Participa também nos setores de saneamento, gás, telecomunicações

e serviços.

As companhias controladas pela Copel Participações são:

Companhia Paranaense de Gás - Compagas - É uma sociedade de economia mista na qual a

Copel Participações detém 51% do capital votante e que tem como atividade principal a exploração

do serviço público de fornecimento de gás natural canalizado, através de sua rede de distribuição

de 448 km, implantada nos municípios paranaenses de Araucária, Curitiba, Campo Largo, Balsa

Nova, Palmeira, Ponta Grossa e São José dos Pinhais;

Elejor – Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. - É uma Sociedade de Propósito Específico, na

qual a Copel Participações detém 70% do capital social votante. Foi constituída para implantar e

explorar o Complexo Energético Fundão Santa Clara no Rio Jordão, na sub bacia do Rio Iguaçu,

no Estado do Paraná, incluindo a Usina Santa Clara e a Usina Fundão. Estas usinas têm

capacidade instalada de 120 MW (além de PCH incorporada à estrutura da barragem de Santa

Clara com capacidade instalada de 3,4 MW). A concessão foi outorgada em 23.10.2001, pelo

prazo de trinta e cinco anos, prorrogável a pedido da interessada e a critério da Aneel.

146




23/08/2006 15:49:03 Pág: 11

Copel Empreendimentos Ltda. - É uma sociedade limitada que tem por objeto principal a

prestação de serviços de planejamento, coordenação e organização de empresas que visem a

produção de energia elétrica, transporte e comercialização de gás natural. Anteriormente

denominada El Paso Empreendimentos e Participações Ltda., holding da UEG Araucária Ltda. da

qual possui 60% do capital social, foi adquirida pela Copel Participações em 31.05.2006; e

UEG Araucária Ltda. – Sociedade limitada que tem por objeto social a utilização do gás natural

para transformação deste insumo em energia elétrica e sua comercialização. A Copel

Participações detém 20% do capital social e sua subsidiária integral, Copel Empreendimentos,

detém 60% do capital social. Esta central geradora termelétrica tem capacidade instalada de

484,5 MW. A autorização para estabelecer-se como produtor independente de energia elétrica foi

emitida pela Aneel em 22.12.1999, pelo prazo de trinta anos, prorrogável a pedido da interessada e

a critério da Aneel.

2 Apresentação das Informações Trimestrais

As Informações Trimestrais contábeis estão sendo apresentadas em conformidade com as

disposições da Lei das Sociedades por Ações, de acordo com as práticas contábeis adotadas no

Brasil, conjugadas com a legislação específica da Aneel e regulamentações da Comissão de

Valores Mobiliários – CVM, do Instituto dos Auditores Independentes do Brasil – Ibracon e do

Conselho Federal de Contabilidade - CFC.

Em cumprimento às disposições legais pertinentes, a consolidação das participações societárias

contempla, a partir do exercício encerrado em 31.12.2005, a inclusão das demonstrações

contábeis da Elejor. Visando possibilitar a comparabilidade das informações, tal procedimento foi

igualmente adotado nas demonstrações contábeis consolidadas de 30.06.2005.

A partir de 01.06.2006, a consolidação das participações societárias também contempla as

demonstrações contábeis da Copel Empreendimentos e da UEG Araucária, as quais não foram

revisadas por auditores independentes. A administração da Companhia está providenciando a

contratação de auditores independentes para estas controladas, sendo que suas demonstrações

financeiras serão revisadas por estes auditores em 30 de setembro de 2006.

As controladas seguem práticas contábeis adotadas pela Copel.

Como informações complementares, apresentamos no formulário 16.01/ITR a Demonstração do

Fluxo de Caixa e a Demonstração do Valor Adicionado.

147




23/08/2006 15:49:03 Pág: 12

As notas explicativas às demonstrações contábeis de 31 de dezembro de 2005, publicadas na

imprensa oficial em 20 de abril de 2006, complementam as notas das informações trimestrais

presentes, publicadas de forma resumida.

a) Informações Trimestrais Consolidadas

As informações trimestrais consolidadas estão sendo apresentadas em conformidade com a

Instrução CVM n.º 247/1996 e deliberações posteriores, e contemplam a Controladora, as

subsidiárias integrais (Copel Geração, Copel Transmissão, Copel Distribuição, Copel

Telecomunicações e Copel Participações) e as sociedades controladas indiretas (Compagas,

Elejor, Copel Empreendimentos e UEG Araucária).

Os balanços patrimoniais e as demonstrações de resultado das empresas constantes da

consolidação estão sendo apresentados na nota 47, reclassificados para fins de padronização do

plano de contas.

Na consolidação, foram eliminados os investimentos da Companhia nos patrimônios líquidos das

controladas, bem como os saldos de ativos, passivos, receitas, custos e despesas decorrentes de

operações entre as companhias, tendo sido destacada a participação dos acionistas minoritários,

de forma que as demonstrações contábeis consolidadas representem efetivamente os saldos de

transações com terceiros.

b) Principais Práticas Contábeis

As principais práticas contábeis adotadas na elaboração destas informações trimestrais são

consistentes com aquelas adotadas nas demonstrações contábeis de 31 de dezembro de 2005 e

informações trimestrais – ITRs anteriores.

3 Disponibilidades

.

30.06.2006 31.03.2006 30.06.2006 31.03.2006

Caixa e bancos 1.270 453 54.962 49.159Aplicações financeiras

Bancos federais 470 511 590.444 1.025.957Bancos privados 56 54 45.967 75.343

526 565 636.411 1.101.300

1.796 1.018 691.373 1.150.459

Companhia Consolidado

148




23/08/2006 15:49:03 Pág: 13

As aplicações financeiras da Companhia, em sua maioria, foram realizadas em instituições

financeiras oficiais, prevalecendo os papéis de renda fixa (títulos públicos federais), com

remuneração média de 100% do Certificado de Depósito Interbancário – CDI. As aplicações

financeiras em bancos privados referem-se, em parte, a obrigações dispostas em Resoluções da

Aneel (Resoluções n.º 552/2002 e n.º23/2003) que regulamentam os aportes de garantias

financeiras, nas operações realizadas de compra e venda de energia no âmbito da Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

149




23/08/2006 15:49:03 Pág: 14

4 Consumidores e Revendedores

Saldos Vencidos Venc. há mais Total vincendos até 90 dias de 90 dias

30.06.2006 31.03.2006Consumidores

Residencial 90.621 71.069 8.832 170.522 164.506Industrial 82.861 17.327 42.428 142.616 135.907Comercial 52.667 20.176 5.721 78.564 80.999Rural 11.031 5.430 489 16.950 19.012Poder público 20.494 7.779 17.460 45.733 38.634Iluminação pública 13.072 505 710 14.287 14.350Serviço público 11.262 375 146 11.783 20.605Não faturados 146.497 - - 146.497 135.487Parcelamento de débitos vencidos 58.343 7.329 10.157 75.829 84.758Parcelamento de débitos vencidos - RLP 74.506 - - 74.506 71.114Enc. de capac. emergencial 1 13 944 958 2.912Tarifa social baixa renda 6.637 6.512 116 13.265 26.092Governo do Paraná - luz fraterna 5.466 5.505 30.544 41.515 32.967Aluguel de equip. e estruturas 1.520 65 374 1.959 1.669Fornecimento de gás 14.943 317 37 15.297 13.439Outros créditos 7.687 7.591 12.395 27.673 27.494Outros créditos - RLP 3 - - 3 9

597.611 149.993 130.353 877.957 869.954Revendedores

Suprimento de energia elétrica

Suprimento curto prazo - - 40 40 40

Suprimento - CCEE (nota 42) 11.636 - 98 11.734 4.981Ressarcimento de geradores 11.946 135 - 12.081 14.500Ressarcimento de geradores - RLP 29.514 - - 29.514 28.873Contratos iniciais 1.217 - - 1.217 5.054Leilão de energia 67.019 - - 67.019 69.503Contratos bilaterais 49.956 - - 49.956 53.686

171.288 135 138 171.561 176.637Sistema de transmissãoRede elétrica 27.860 - - 27.860 25.799Rede básica 16.155 83 137 16.375 16.086Rede de conexão 19 - 101 120 126

44.034 83 238 44.355 42.011

812.933 150.211 130.729 1.093.873 1.088.602

Circulante 708.910 150.211 130.729 989.850 988.606

Realizável a longo prazo - RLP 104.023 - - 104.023 99.996

Consolidado

150




23/08/2006 15:49:03 Pág: 15

5 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa

A provisão para créditos de liquidação duvidosa foi constituída de acordo com as normas contidas

no Manual de Contabilidade de Serviço Público de Energia Elétrica da Aneel e no plano de contas

instituído pela Agência Nacional do Petróleo - ANP, para o serviço público de fornecimento de gás.

Após criteriosa análise das contas a receber vencidas, a Administração da Companhia considerou

os seguintes valores como sendo suficientes para cobrir eventuais perdas na realização dos

créditos a receber:

.Consolidado Adições (1) Baixas

31.12.2005 30.06.2006 31.03.2006Consumidores e revendedores

Residencial 15.254 8.659 - 23.913 18.114

Industrial 11.905 43.768 - 55.673 39.732

Comercial 28.284 (22.552) - 5.732 2.795

Rural 25 13 - 38 37

Poder público 22.214 7.618 (3.847) 25.985 19.897

Iluminação pública 135 13 - 148 164

Serviço público 31 (16) - 15 14

Concessionárias e permissionárias 760 - - 760 760

Fornecimento de gás 465 - - 465 465

79.073 37.503 (3.847) 112.729 81.978(1) Líquidas das reversões.

Consolidado

Na classe comercial foi revertida a provisão para perdas referente a faturas de aluguel de

equipamentos e estruturas que estavam sendo discutidas judicialmente. Com a decisão favorável à

Companhia, o montante foi arrecadado neste semestre.

6 Serviços Executados para Terceiros, Líquidos

Saldos Vencidos Vencidos há Total vincendos até 90 dias mais de 90 dias

30.06.2006 31.03.2006 Serviços de telecomunicações 1.054 6.812 452 8.318 7.474Serviços executados para terceiros 204 9 3.445 3.658 3.605Prov. para créd. liquidação duvidosa - - (2.587) (2.587) (2.590)

1.258 6.821 1.310 9.389 8.489

Consolidado

151




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7 Dividendos a Receber

.

30.06.2006 31.03.2006 30.06.2006 31.03.2006 Dividendos a receber

Tradener Ltda. - - 64 64Dominó Holdings S.A. - - 1.350 2.487Eletrosul 22 22 22 22

22 22 1.436 2.573Juros s/ capital próprio (nota 14):

Copel Transmissão S.A. 69.217 69.217 - -Copel Telecomunicações S.A. 916 916 - -

Copel Participações S.A. 61.526 61.526 - -131.659 131.659 - -

131.681 131.681 1.436 2.573


8 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná

Mediante contrato firmado em 04.08.1994 e termo aditivo de dezembro de 1995, o saldo

remanescente da Conta de Resultados a Compensar - CRC foi negociado com o Governo do

Estado do Paraná para ser ressarcido em 240 meses, atualizado pela variação do Índice Geral de

Preços - Disponibilidade Interna - IGP-DI e juros de 6,65% ao ano. Em 1º.10.1997, houve

renegociação do saldo para pagamento nos 330 meses seguintes pelo sistema price de

amortização, com vencimento da primeira parcela em 30.10.1997 e a última em 30.03.2025,

mantidas as cláusulas de atualização e juros do contrato original.

O Governo do Estado do Paraná, em 19.03.2003, formulou ao Ministério da Fazenda solicitação de

aprovação de pedido de federalização do crédito de CRC da Copel, o qual foi enviado à Secretaria

do Tesouro Nacional - STN para avaliação, sem resposta até a presente data.

Através do quarto termo aditivo assinado em 21.01.2005, a Companhia renegociou com o Governo

do Estado do Paraná, o saldo em 31.12.2004 da Conta de Resultados a Compensar - CRC, no

montante de R$ 1.197.404, em 244 prestações recalculadas pelo sistema price de amortização,

com vencimento da primeira parcela em 30.01.2005 e as demais com vencimentos subseqüentes e

consecutivos.

152




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No valor renegociado, além das parcelas vincendas, estão incluídos o saldo da parcela vencida em

fevereiro de 2003 e as parcelas vencidas de março de 2003 a dezembro de 2004, corrigidos pelo

IGP-DI e acrescidos de juros de 1% ao mês. As demais cláusulas do contrato original foram

mantidas.

O Governo do Estado vem cumprindo o pagamento das parcelas renegociadas conforme

estabelecido no quarto termo aditivo. As amortizações são garantidas com recursos oriundos de

dividendos.

A mutação da conta Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná é a seguinte:

Ativo Relizável a Total Saldos circulante longo prazo Consolidado

Em 31 de dezembro de 2004 29.459 1.167.945 1.197.404Encargos 38.458 - 38.458Variação monetária 15 17.841 17.856Transferências 15.677 (15.677) -Amortizações (52.950) - (52.950)

Em 30 de junho de 2005 30.659 1.170.109 1.200.768Encargos 37.985 - 37.985Variação monetária 16 (3.550) (3.534)Transferências 16.095 (16.095) -Amortizações (52.952) - (52.952)

Em 31 de dezembro de 2005 31.803 1.150.464 1.182.267Encargos 37.955 - 37.955Variação monetária 143 14.573 14.716Transferências 16.756 (16.756) -Amortizações (53.600) - (53.600)

Em 30 de junho de 2006 33.057 1.148.281 1.181.338

153




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9 Impostos e Contribuições Sociais

.

30.06.2006 31.03.2006 30.06.2006 31.03.2006 Ativo circulante

IRPJ/CSLL antecipados e a compensar 38.496 52.290 20.443 62.055IRPJ/CSLL diferidos sobre: (a)

Planos previd. e assistencial - delib. CVM 371 - - 3.881 3.803Déficit previdenciário - plano III - - 6.194 6.180Prejuízo fiscal - - 2.923 745Adições temporárias - - 95.745 14.690

ICMS a recuperar - - 19.020 15.797Outros tributos a compensar - - 584 412

38.496 52.290 148.790 103.682Ativo realizável a longo prazo

IRPJ/CSLL diferidos sobre: (a)Déficit previdenciário - plano III - - 106.792 108.394Planos previd. e assistencial - delib. CVM 371 - - 51.528 52.479Adições temporárias 117.075 114.919 232.937 241.640Prejuízo fiscal e base de cálculo negativa 16.692 30.958 39.652 71.659

IRPJ/CSLL antecipados e a compensar 8.381 8.197 8.381 8.196ICMS a recuperar - - 22.635 30.450ICMS liminar para depósito judicial - - 11.005 10.773Pasep/Cofins s/ ICMS liminar p/ dep. judicial - - 38 25

142.148 154.074 472.968 523.616Passivo circulante

IRPJ/CSLL diferidos sobre: (a)CVA - - 43.403 24.393Energia excedente - - 5.481 -Exclusões temporárias - - 9.966 9.846

Imposto de renda retido na fonte 664 282 1.039 1.121ICMS a recolher - - 114.493 117.048Pasep e Cofins a recolher 38 18.302 61.731 52.393Outros tributos 201 229 2.613 2.392

903 18.813 238.726 207.193Passivo exigível a longo prazo

IRPJ/CSLL diferidos sobre: (a)CVA - - 2.678 2.333Energia excedente - - 2.542 -Exclusões temporárias - - 11.201 8.957Ativo regulatório Pasep/Cofins - - 9.864 16.719

ICMS liminar para depósito judicial - - 11.005 10.774Pasep/Cofins diferidos a recolher - - 5.206 -Pasep/Cofins s/ ICMS liminar p/ dep. judicial - - 38 25

- - 42.534 38.808


154




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a) Imposto de renda e contribuição social diferidos

A Companhia contabiliza imposto de renda diferido calculado à alíquota de 15%, mais o adicional

de 10%, e a contribuição social calculada à alíquota de 9%.

Os tributos diferidos sobre déficit previdenciário estão sendo realizados em conformidade com o

plano de amortização da respectiva dívida e a provisão para convênio assistencial na medida em

que ocorrem os pagamentos dos benefícios pós-emprego. Os tributos diferidos sobre as demais

provisões serão realizados em função das decisões judiciais e das realizações dos ativos

regulatórios.

Pela legislação tributária em vigor, o prejuízo fiscal e a base negativa de contribuição social são

compensáveis com lucros futuros tributáveis, até o limite de 30% do lucro tributável, não estando

sujeitos a prazo prescricional.

Os créditos fiscais a serem realizados estão contabilizados conforme demonstração a seguir:

.Consolidado

30.06.2006Ativo circulante

IRPJ/CSLL sobre planos previd. e assistencial - delib. CVM 371 3.881IRPJ/CSLL sobre déficit previdenciário - plano III 6.194Prejuízo fiscal 2.923Adições temporárias 95.745

Ativo realizável a longo prazoIRPJ/CSLL sobre déficit previdenciário - plano III 106.792IRPJ/CSLL sobre planos previd. e assistencial - delib. CVM 371 51.528IRPJ/CSLL sobre adições temporárias 232.937IRPJ/CSLL sobre prejuízo fiscal e base de cálculo negativa 39.652

(-) Passivo circulanteIRPJ/CSLL sobre diferimento da CVA 43.403IRPJ/CSLL sobre energia excedente 5.481IRPJ/CSLL sobre exclusões temporárias 9.966

(-) Passivo exigível a longo prazoIRPJ/CSLL sobre diferimento da CVA 2.678IRPJ/CSLL sobre energia excedente 2.542IRPJ/CSLL sobre exclusões temporárias 11.201IRPJ/CSLL sobre ativo regulatório Pasep/Cofins 9.864

454.517

.

Em cumprimento à Instrução CVM n.º 371, de 27 de junho de 2002, a expectativa de geração de

base de cálculo positiva em montante suficiente para realização dos créditos fiscais, contabilizados

pela Companhia com base em estudos submetidos à apreciação dos Conselhos de Administração

e Fiscal, está apresentada a seguir:

155




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. Parcela estimada Parcela efetiva Parcela estimada de realização de realização de realização

em 31.12.2005 em 30.06.2006

2006 132.393 (50.711) -

2007 - - 25.874

2008 - - 22.030

2009 - - 20.193

2010 - - 22.114

2011 - - 31.572

Após 2011 - - 332.734

132.393 (50.711) 454.517

As projeções de resultado futuro serão objeto de reavaliação da administração quando do

encerramento do exercício em 31 de dezembro de 2006.

10 Conta de Compensação da “Parcela A”

A Portaria Interministerial n.º 25, de 24.01.2002, dos Ministros da Fazenda e de Minas e Energia,

estabeleceu que fossem registradas na Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens

da “Parcela A” - CVA as variações ocorridas entre os valores previstos por ocasião dos reajustes

tarifários e os valores efetivamente desembolsados ao longo do ano tarifário dos seguintes itens de

custo da “Parcela A”: tarifa de repasse de potência de Itaipu Binacional; tarifa de transporte de

energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; quota de recolhimento à Conta de Consumo de

Combustíveis – CCC; tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da rede básica;

Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos; e Encargos dos Serviços do

Sistema - ESS.

Posteriormente, as Portarias Interministeriais n.º 116, de 04.04.2003, e n.º 361, de 26.11.2004,

incluíram novos itens, como a quota de recolhimento à Conta de Desenvolvimento Energético -

CDE, os custos de aquisição de energia elétrica e as quotas de energia e custeio do Programa de

Incentivo a Fontes Alternativas de Energia - Proinfa.

Através da Resolução Homologatória nº 345/2006, a Aneel autorizou a Copel Distribuição aplicar

em suas tarifas de fornecimento, a partir de 24 de junho de 2006, reajuste médio de 5,12%. Deste

percentual, 4,91% correspondem ao índice de reajuste tarifário e 0,21% aos ajustes financeiros

externos. Do total dos ajustes, as parcelas da CVA reconhecidas pela Aneel, totalizaram R$

21.977, representando 0,581%.

156




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A composição dos saldos da Conta de Compensação “Parcela A” – CVA é a seguinte:

Consolidado

30.06.2006 31.03.2006 30.06.2006 31.03.2006 CVA recuperável reajuste tarifário 2003

Energia elétrica comprada p/revenda (Itaipu) - 11.356 - -

Transporte de energia comprada (Itaipu) - 161 - -

Encargos uso sist. transmissão (rede básica) - 5.506 - -

CDE - 4.150 - -

ESS - 2.990 - -- 24.163 - -

CVA recuperável reajuste tarifário 2004Encargos uso sist. transmissão (rede básica) - 20.942 - -

- 20.942 - -CVA recuperável reajuste tarifário 2005

Transporte de energia comprada (Itaipu) - 543 - -

Encargos uso sist. transmissão (rede básica) - 7.844 - -

CDE - 2.496 - -

ESS - 1.633 - -

CCC - 2.193 - -- 14.709 - -

CVA recuperável reajuste tarifário 2006Energia elétrica comprada p/revenda (Itaipu) 36.324 - - -

Transporte de energia comprada (Itaipu) 4.390 2.167 - 722

Encargos uso sist. transmissão (rede básica) 21.398 - - -

CDE 23.099 6.721 - 2.241

ESS 7.483 1.522 - 507

CCC 34.961 10.178 - 3.393

Proinfa 11.772 5.616 - 1.872139.427 26.204 - 8.735

CVA recuperável reajuste tarifário 2007Energia elétrica comprada p/revenda (Itaipu) - - 4.345 -

Transporte de energia comprada (Itaipu) - - 328 -

CDE - - 2.343 -

ESS - - 200 -

CCC - - 123 -

Proinfa - - 1.872 -- - 9.211 -

139.427 86.018 9.211 8.735

circulante realizável a longo prazo Ativo Ativo

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Consolidado

30.06.2006 31.03.2006 30.06.2006 31.03.2006 CVA compensável reajuste tarifário 2005

Energia elétrica comprada p/ revenda:

Leilão - 8.283 - -

Cien - 3.620 - -

Itiquira - (185) - -

Itaipu - 8.659 - -- 20.377 - -

CVA compensável reajuste tarifário 2006Energia elétrica comprada p/ revenda (CVA Energ) 116.889 20.663 - 6.888

Itaipu 18.614 - 6.205

Encargos uso sist. transm. (rede básica) - 4.366 - 1.455

116.889 43.643 - 14.548CVA compensável reajuste tarifário 2007

Energia elétrica comprada p/ revenda (CVA Energ) - - 9.403 -

Encargos uso sist. transm. (rede básica) - - 2.299 -

- - 11.702 -

116.889 64.020 11.702 14.548

circulante exigível a longo prazo Passivo Passivo

A movimentação dos saldos de deferimentos de custos tarifários atualizados pelo Sistema Especial

de Liquidação e Custódia - Selic apresenta-se como se segue:

.Saldo Diferim. Amortiz. Atualiz. Transf. Saldo

31.12.2005 30.06.2006

AtivoEnergia elét. comprada para revenda (Itaipu) 22.712 36.919 (29.352) 10.390 - 40.669

Transporte de energia comprada (Itaipu) 3.227 2.687 (1.838) 642 - 4.718

Encargos uso sist. transm. (rede básica) 70.293 13.073 (77.255) 9.466 5.821 21.398

CDE 16.525 21.235 (16.804) 4.486 - 25.442

ESS 10.443 6.360 (12.654) 3.534 - 7.683

CCC 13.546 25.059 (5.689) 2.168 - 35.084

Proinfa - 13.105 - 539 - 13.644136.746 118.438 (143.592) 31.225 5.821 148.638

PassivoEnergia elétrica comprada p/ revenda

(CVA Energ) 48.936 84.275 (25.700) 18.781 - 126.292

Itaipu 41.640 (22.530) (18.991) (119) - -

Encargos uso sist. transm. (rede básica) - (4.155) - 633 5.821 2.29990.576 57.590 (44.691) 19.295 5.821 128.591

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11 Ativo Regulatório - Pasep/Cofins

Pela publicação das Leis Federais n.ºs 10.637, de 30.12.2002 e 10.833, de 29.12.2003, foram

majoradas as alíquotas e alteradas as bases de cálculo do PIS/Pasep e da Cofins. Em razão

dessas alterações, ocorreu crescimento nas despesas com PIS/Pasep de dezembro de 2002 a

junho de 2006 e nas despesas com a Cofins de fevereiro de 2004 a junho de 2006.

A Aneel, através do Ofício Circular n.º 302/2005-SFF/Aneel e Resoluções Homologatórias n.ºs

149/2005 e 345/2006, reconhece o direito da Companhia em ser ressarcida dos custos adicionais

com Pasep e Cofins, autorizando as concessionárias a apurar o valor do impacto produzido em

função da mudança de critérios de apuração do PIS/Pasep e Cofins e reconhecê-lo contabilmente

como ativo ou passivo, conforme a natureza do impacto, positivo ou negativo, respectivamente.

Fundamentada em tal dispositivo, a Companhia tem registrado, de acordo com critério definido

pela Agência Reguladora, os créditos no montante de R$ 108.742, reduzindo, em contrapartida, a

despesa com Pasep e Cofins.

Do montante dos créditos, R$ 20.361 estão contabilizados como ativo realizável a longo prazo,

aguardando definições da Aneel quanto aos prazos de recuperação. Por este motivo, tais valores

não foram atualizados monetariamente.

Do montante a ser recuperado até o próximo reajuste tarifário, ou seja, R$ 88.381, já foram

realizados R$ 75.279.

12 Cauções e Depósitos Vinculados

30.06.2006 31.03.2006Ativo circulante

Depósitos em garantia 21.267 44.27121.267 44.271

Ativo realizável a longo prazoCaução do contrato da STN (nota 17.b) 22.714 25.096

22.714 25.096

Consolidado

Os depósitos em garantia atendem as exigências da Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica – CCEE e estão vinculados às operações realizadas nos leilões de energia e nas

liquidações da própria CCEE.

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13 Outros Créditos

30.06.2006 31.03.2006 30.06.2006 31.03.2006 Ativo circulante

Pagamentos antecipados - - 19.567 4.846

Adiantamento a empregados - - 16.944 18.043

Adiantamento a fornecedores - - 6.220 2.109

RGR - diferença a partir de 2004 - - 5.419 1.600

Parcelamento Onda Provedor de Serviços 4.348 4.348 4.348 4.348

Adiantamento para depósitos judiciais - - 3.912 2.862

Salários de empregados cedidos a recuperar - - 3.663 3.591

Aquisição de combustível por conta da CCC - - 1.578 2.248

Desativações em curso - - 1.298 2.113

RGR - diferença de 2003 - - - 1.056

Provisão para créditos de liquidação duvidosa (4.348) - (7.295) (2.947)

Outros créditos a receber 4 4 4.854 3.989

4 4.352 60.508 43.858Ativo realizável a longo prazo

Pagamentos antecipados - - 11.441 4.392

Empréstimos compulsórios - - 5.606 7.966

Bens e direitos destinados à alienação - - 2.749 2.749

Outros créditos a receber - - 467 243

- - 20.263 15.350


160




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14 Créditos com Pessoas Ligadas

A Companhia possui, demonstrados pelo valor líquido, os créditos a receber abaixo junto às suas

coligadas e controladas:

30.06.2006 31.03.2006 30.06.2006 31.03.2006 Controladas:

Copel Transmissão S.A.Juros s/ capital próprio a receber (nota 7) (a) 69.217 69.217 - -

Financiamentos repassados (b) 22.418 23.903 - -91.635 93.120 - -

Copel Distribuição S.A.Financiamentos repassados (b) 84.786 90.570 - -

Debêntures repassadas (b) 594.464 572.825 - -

Contas-correntes (c) - 245.245 - -679.250 908.640 - -

Copel Telecomunicações S.A.Juros s/ capital próprio a receber (nota 7) (a) 916 916 - -

Contas-correntes (c) - 67.244 - -916 68.160 - -

Copel Participações S.A.Juros s/ capital próprio a receber (nota 7) (a) 61.526 61.526 - -

Contas-correntes (c) - 208.659 - -61.526 270.185 - -

.Controladas 833.327 1.340.105 - -

Coligada:Foz do Chopim Energética Ltda.

Contrato de mútuo 36.040 35.722 36.040 35.722Coligada 36.040 35.722 36.040 35.722

869.367 1.375.827 36.040 35.722

Juros s/ capital próprio (nota 7) 131.659 131.659 - -

Realizável a longo prazo 737.708 1.244.168 36.040 35.722


a) Juros sobre capital próprio a receber

Dividendos a receber das subsidiárias integrais sob a forma de juros sobre capital próprio,

conforme determinam seus estatutos.

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b) Financiamentos e debêntures repassados

A Companhia repassou os empréstimos e financiamentos para as suas subsidiárias integrais

quando de suas constituições em 2001. Entretanto, como os contratos cujas transferências para as

respectivas subsidiárias ainda estão em fase de formalização, estes compromissos encontram-se

igualmente registrados na Controladora.

Nas demonstrações contábeis, os saldos desses financiamentos repassados, sem incidência de

remuneração, são apresentados separadamente na Companhia como contas a receber das

subsidiárias integrais e como obrigação por empréstimos e financiamentos, no montante de R$

107.204, em 30.06.2006 (nota 17).

O montante de R$ 594.464, referente a debêntures, também foi repassado para a Copel

Distribuição, observado o mesmo critério de registro do parágrafo anterior (nota 18).

c) Contas-correntes

A 112ª Reunião Ordinária do Conselho de Administração da Controladora, realizada em

24.03.2006, definiu que os valores devidos pela Copel Distribuição fossem devolvidos à mesma.

As Assembléias Gerais Ordinárias, realizadas em 28.04.2006, nas subsidiárias Copel

Telecomunicações e Copel Participações, oficializaram aumentos de capital social nos valores

correspondentes aos saldos em 31.03.2006 dessas contas-correntes.

162




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15 Investimentos

30.06.2006 31.03.2006 30.06.2006 31.03.2006

Participações em coligadas (a) - - 234.104 380.667

Participações em controladasCopel Geração S.A. 2.983.506 2.540.651 - -Copel Transmissão S.A. 989.359 957.361 - -Copel Distribuição S.A. 1.659.108 1.605.746 - -Copel Telecomunicações S.A. 184.925 115.884 - -Copel Participações S.A. 1.083.592 464.510 - -Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. - ágio - - 22.438 22.720Copel Empreendimentos Ltda. - ágio - - 167.439 -

6.900.490 5.684.152 189.877 22.720

Outros investimentosFundo de investimento da Amazônia - Finam 32.609 32.609 32.609 32.609Finam - Nova Holanda 7.761 7.761 7.761 7.761Fundo de investimento do Nordeste - Finor 9.870 9.870 9.870 9.870Provisão para perdas nos incentivos (47.900) (47.900) (47.900) (47.900)Imóveis para uso futuro do serviço - - 6.825 6.825Outros investimentos 2.322 2.322 3.824 3.823

4.662 4.662 12.989 12.988

6.905.152 5.688.814 436.970 416.375


163




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a) Participações em coligadas

Patrimônio líquido Partic.Coligadas da investida Copel

30.06.2006 31.03.2006 (%) 30.06.2006 31.03.2006

Sercomtel S.A. - Telecomunicações 200.455 212.226 45,00 90.205 95.502Ágio 7.910 8.967Total Sercontel S.A. - Telecomunicações 98.115 104.469.

Sercomtel Celular S.A. 32.569 33.119 45,00 14.657 14.904Ágio 1.093 1.238Total Sercomtel Celular S.A. 15.750 16.142.

Carbocampel S.A. (1) 493 503 49,00 242 246Adiantamentos para aumento de capital 198 198Total Carbocampel S.A. 440 444.

Escoelectric Ltda. (1) (3.630) (1.919) 40,00 - -Adiantamentos para aumento de capital 2.500 2.500.

Braspower International Engineering S/C Ltda. (1) (394) (361) 49,00 - -Adiantamentos para aumento de capital 176 176.

UEG Araucária Ltda. (1) (196.082) 20,00 - -Adiantamentos para aumento de capital - 142.027.

Dominó Holdings S.A. (1) 592.215 585.234 15,00 88.832 87.785Copel Amec S/C Ltda. (1) 934 914 48,00 447 438Dona Francisca Energética S.A. 953 (1.526) 23,03 220 -Centrais Eólicas do Paraná Ltda. (1) 5.848 5.706 30,00 1.754 1.712Foz do Chopim Energética Ltda. (1) 72.324 69.819 35,77 25.870 24.974

234.104 380.667(1) Não revisado por auditores independentes

Consolidado Investimento

Os investimentos na Sercomtel S.A. Telecomunicações e na Sercomtel Celular S.A. registraram

ágios de aquisição (R$ 42.289 e R$ 5.814) que no balanço representam saldos líquidos de R$

7.910 e R$ 1.093, respectivamente. Esses ágios estão sendo amortizados à taxa anual de 10%,

cujo efeito no resultado dos exercícios de 2006 e de 2005 foi de R$ 2.404 (R$ 2.114 + R$ 290). O

fundamento econômico do pagamento do ágio nos investimentos da Sercomtel S.A. -

Telecomunicações e na Sercomtel Celular S.A. foi a expectativa de rentabilidade futura, resultado

da avaliação do retorno do investimento com base no fluxo de caixa descontado.

Com a advento da aquisição, em dezembro de 2003, das ações pertencentes a Triunfo

Participações S.A. gerou ágio no valor total de R$ 22.626. Em maio de 2006 foi regularizado o

valor de R$ 189 correspondente ao ágio contabilizado a maior por ocasião da contabilização do

contrato de aquisição das ações. O fundamento econômico utilizado para amortização do ágio é o

restante do prazo de concessão de 30 anos.

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Conforme mencionado na nota 19-e, em 30.05.2006, a Copel Participações, através de sua

subsidiária integral Copel Empreendimentos Ltda., adquiriu 60% do capital social da UEG

Araucária Ltda., no montante de R$ 436.563, equivalente a US$ 190.000. Nesta aquisição foi

gerado ágio no montante de R$ 167.439, o qual será amortizado pelo restante do prazo de

concessão de trinta anos.

16 Imobilizado

Depreciação Custo acumulada Consolidado

30.06.2006 31.03.2006 Em serviço

Copel Geração S.A. 4.271.683 (1.537.410) 2.734.273 2.756.948Copel Transmissão S.A. 1.407.970 (462.869) 945.101 952.179Copel Distribuição S.A. 3.346.578 (1.654.282) 1.692.296 1.679.415Copel Telecomunicações S.A. 301.673 (143.178) 158.495 160.490Copel Participações S.A. 385 (248) 137 143Companhia Paranaense de Gás - Compagas 134.449 (24.277) 110.172 110.755Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. 303.098 (8.293) 294.805 297.013UEG Araucária Ltda. 633.398 (156.140) 477.258 -

10.399.234 (3.986.697) 6.412.537 5.956.943Em curso

Copel Geração S.A. 140.047 - 140.047 140.371Copel Transmissão S.A. 231.425 - 231.425 200.053Copel Distribuição S.A. 225.014 - 225.014 206.935Copel Telecomunicações S.A. 22.942 - 22.942 20.819Copel Participações S.A. 3 - 3 -Companhia Paranaense de Gás - Compagas 13.159 - 13.159 11.006Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. 303.709 - 303.709 278.504

936.299 - 936.299 857.68811.335.533 (3.986.697) 7.348.836 6.814.631

Obrigações especiais (a)Copel Transmissão S.A. - - (7.140) (7.140)Copel Distribuição S.A. - - (773.888) (764.949)

(781.028) (772.089).

6.567.808 6.042.542

Líquido

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De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto n.º 41.019, de 26.02.1957, os bens e instalações

utilizados na geração, transmissão, distribuição e comercialização são vinculados a esses serviços,

não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e

expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução Aneel n.º 20/1999 regulamentou 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.

a) Obrigações especiais

São obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica e representam os

valores da União e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer

retorno a favor do doador e as subvenções destinadas a investimentos na atividade de distribuição.

O prazo de vencimento dessas obrigações é aquele estabelecido pelo Órgão Regulador para

concessões de transmissão e distribuição, cuja quitação ocorrerá ao final das concessões.

b) Planos de universalização de energia elétrica

A Aneel, através da Resolução n.º 223, de 29.04.2003, estabeleceu as condições gerais para

elaboração dos Planos de Universalização de Energia Elétrica visando ao atendimento de novas

unidades consumidoras, ou aumento de carga, regulamentando o disposto nos artigos 14 e 15 da

Lei n.º 10.438 de 26.04.2002, e fixou as responsabilidades das concessionárias e permissionárias

de serviço público de distribuição de energia elétrica. Foi devolvido aos consumidores até

30.06.2006 o montante de R$ 5.744.

O programa “Luz para Todos“ instituído pelo Governo objetivou antecipar a meta de completar

100% de eletrificação no País até 2008, sem qualquer ônus para o consumidor.

c) Levantamento físico dos bens do imobilizado

A Companhia realiza regularmente inventários físicos de seus ativos, distribuídos dentro de sua

área de concessão.

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d) Taxas de depreciação

As principais taxas anuais de depreciação, de acordo com a Resolução Aneel n.º 44/1999, a

Portaria n.º 96/1995, do Ministério das Comunicações, e a Agência Nacional do Petróleo – ANP,

são:

.% .

GeraçãoEquipamento geral 10,00

Geradores 3,30

Reservatórios, barragens e adutoras 2,00

Turbina hidráulica 2,50Transmissão

Condutor e estrutura do sistema e transformador de força 2,50

Equipamento geral 10,00

Religadores 4,30Distribuição

Condutor e estrutura do sistema e transformador 5,00

Banco de capacitores e chave de distribuição 6,70

Regulador de tensão 4,80Administração central

Edificações 4,00

Máquinas e equipamentos de escritório 10,00

Móveis e utensílios 10,00

Veículos 20,00Telecomunicações

Equipamentos de transmissão e de energia (telecomunicações) 10,00

Cabos aéreos e subterrâneos, fios e central privada de comutação 10,00Fornecimeno de gás natural

Gasoduto 3,30Equipamentos de operação do gasoduto 10,00

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e) Mutação do imobilizado

Obrigações Saldos em serviço em curso especiais Consolidado

Em 31 de dezembro de 2004 5.530.574 925.435 (725.448) 5.730.561Programa de investimentos - 301.872 - 301.872Quotas de depreciação (161.468) - - (161.468)Baixas (8.768) - - (8.768)Imobilizações de obras 218.827 (218.827) - -Participação financeira dos consumidores - - (22.306) (22.306)

Em 30 de junho de 2005 5.579.165 1.008.480 (747.754) 5.839.891Programa de investimentos - 366.994 - 366.994Quotas de depreciação (167.168) - - (167.168)Baixas (15.480) - - (15.480)Imobilizações de obras 542.865 (542.865) - -Participação financeira dos consumidores - - (17.369) (17.369)Reversão de provisões para contingências - (14.687) - (14.687)Bens destinados a uso futuro transferidos de investimentos - (890) - (890)

Em 31 de dezembro de 2005 5.939.382 817.032 (765.123) 5.991.291Programa de investimentos - 294.694 - 294.694Consolidação do imobilizado da UEG Araucária 479.884 - - 479.884Quotas de depreciação (173.799) - - (173.799)Baixas (8.357) - - (8.357)Imobilizações de obras 175.427 (175.427) - -Participação financeira dos consumidores - - (15.905) (15.905)

Em 30 de junho de 2006 6.412.537 936.299 (781.028) 6.567.808

Imobilizado

17 Empréstimos e Financiamentos

A composição dos saldos de empréstimos e financiamentos da Companhia é a seguinte:

. Passivo Exigível a circulante longo prazo Companhia

Principal Encargos Principal 30.06.2006 31.03.2006Moeda estrangeira

Secretaria Tesouro Nacional (b) 7.870 1.470 97.864 107.204 114.472

7.870 1.470 97.864 107.204 114.472

Total

168




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A composição dos empréstimos e financiamentos consolidados é a seguinte:

. Passivo Exigível a Total circulante longo prazo Consolidado

Principal Encargos Principal 30.06.2006 31.03.2006 Moeda estrangeira

BID (a) 20.670 1.955 82.644 105.269 103.065Secretaria Tesouro Nacional (b) 7.870 1.470 97.864 107.204 114.472Banco do Brasil S.A. (c) 4.681 347 11.702 16.730 16.053Eletrobrás (d) 6 1 50 57 67

33.227 3.773 192.260 229.260 233.657Moeda nacional

Eletrobrás (d) 46.331 13 290.591 336.935 347.932Eletrobrás - Elejor (e) - - 40.554 40.554 36.874BNDES (f) 6.392 - 28.817 35.209 36.658Banestado (g) 11 - - 11 41Banco do Brasil S.A. (c) 116 5 959 1.080 1.101

52.850 18 360.921 413.789 422.606

86.077 3.791 553.181 643.049 656.263

a) Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID

Empréstimo para a Usina Hidrelétrica de Segredo e Derivação do Rio Jordão, liberado a partir de

15.01.1991, totalizando US$ 135.000. O principal cujo pagamento da primeira parcela ocorreu em

15.01.1997 e os juros são amortizados semestralmente até 2011. Os juros são calculados de

acordo com a taxa de captação do BID, a qual, para o primeiro semestre de 2006, foi de 4,16% ao

ano. O contrato prevê em suas cláusulas as seguintes hipóteses de rescisão:

1) inadimplemento, por parte do mutuário de qualquer outra obrigação estipulada no contrato ou

contratos subscritos com o Banco para financiamento para o projeto;

2) a retirada ou suspensão, como membro do Banco, da República Federativa do Brasil;

3) inadimplemento, por parte do fiador, se houver, de qualquer obrigação estipulada no contrato

de garantia;

4) quando a relação entre o seu ativo circulante e o total dos seus financiamentos comerciais e

bancários de curto prazo, excluídas a parte corrente da dívida de longo prazo e os dividendos

a serem reinvestidos, seja igual ou superior a 1,2; e

5) quando a relação entre sua dívida de longo prazo e o seu patrimônio não exceder a 0,9.

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b) Secretaria do Tesouro Nacional - STN

A reestruturação da dívida de médio e longo prazos, assinada em 20.05.1998, referente aos

financiamentos sob amparo da Lei n.º 4.131/62, está demonstrada no quadro a seguir:

Prazo Vencimento CarênciaTipo de bônus (anos) final (anos)

30.06.2006 31.03.2006

Par Bond (1) 30 15.04.2024 30 34.556 35.218Capitalization Bond (2) 20 15.04.2014 10 23.622 25.679Debt Conversion Bond (3) 18 15.04.2012 10 19.714 21.705Discount Bond (4) 30 15.04.2024 30 24.075 24.463El Bond - Bônus de Juros (5) 12 15.04.2006 3 - 1.198New Money Bonds (6) 15 15.04.2009 7 2.600 3.082Flirb (7) 15 15.04.2009 9 2.637 3.127

107.204 114.472

Consolidado

As taxas de juros praticadas e as amortizações são as seguintes:

1) Par Bond – Juros correspondentes a 4,0% a.a. no primeiro ano e a 6,0% a.a. nos seguintes e

amortização única no final do contrato.

2) Capitalization Bond – Juros correspondentes a 4,0% a.a. no primeiro ano e a 8,0% a.a. nos

seguintes e amortização em 21 parcelas semestrais, a partir de abril de 2004.

3) Debt Conversion Bond – Juros correspondentes a libor semestral + 7/8 de 1% a.a. e

amortização em 17 parcelas semestrais, a partir de abril de 2004.

4) Discount Bond – Juros correspondentes a libor semestral + 13/16 de 1% a.a. e amortização

única no final do contrato.

5) El Bond – Bônus de Juros – Juros correspondentes a libor semestral + 13/16 de 1% a.a. e

amortização em 19 parcelas semestrais, a partir de abril de 1997.

6) New Money Bonds – Juros correspondentes a libor semestral + 7/8 de 1% a.a. e amortização

em 17 parcelas semestrais, a partir de abril de 2001.

7) Flirb – Juros correspondentes a 4,0% a 5,0% a.a. nos primeiros anos e libor semestral + 13/16

de 1% a.a. após o 6.º ano até o final do contrato e amortização em 13 parcelas semestrais, a

partir de abril de 2003.

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Em garantia a esse contrato, a Companhia cedeu e transferiu à União, condicionado ao

inadimplemento de qualquer parcela do financiamento, os créditos que forem feitos à sua conta

corrente bancária centralizadora da arrecadação das suas receitas próprias, até o limite suficiente

para pagamento das prestações e demais encargos devidos em cada vencimento. Nos bônus

Discount Bond e Par Bond existem garantias depositadas, nos valores de R$ 9.371 e R$ 13.343

(R$ 10.346 e R$ 14.750, em 31.03.2006), respectivamente, contabilizadas na conta Cauções e

Depósitos Vinculados, no Ativo realizável a longo prazo (nota 12).

c) Banco do Brasil S.A.

Contratos com recursos em yen, para a subestação isolada a gás - Salto Caxias, amortizáveis em

20 parcelas semestrais, a partir de 07.03.2000, com juros de 6,6% ao ano. A garantia é vinculada à

receita própria.

Contrato particular de cessão de crédito com a União, através do Banco do Brasil S.A., assinado

em 30.03.1994, amortizável em 240 parcelas mensais pelo sistema price, a partir de 1º.04.1994,

com atualização mensal pela Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP e Índice Geral de Preços de

Mercado - IGPM e taxa de juros de 5,098% a.a.

d) Eletrobrás

Empréstimos originados de recursos do Fundo de Financiamento da Eletrobrás – Finel e da RGR,

para expansão dos sistemas de geração, transmissão e distribuição. A amortização dos contratos

vincendos iniciou em fevereiro de 1999 e o último pagamento está previsto para agosto de 2021.

Os juros de 5,5% a 6,5% a.a. e o principal são amortizados mensalmente, atualizados pelo índice

do Finel e da Unidade Fiscal de Referência – Ufir.

A garantia é representada pela receita própria.

e) Eletrobrás - Elejor

O saldo apresentado refere-se à correção e juros das ações preferenciais da Elejor detidas pela

Eletrobrás, as quais deverão ser readquiridas pela emissora, conforme cláusulas contratuais (nota

45).

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f) BNDES

O saldo do BNDES também é composto por quatro contratos da Compagas assinados em

14.12.2001, amortizáveis em 99 parcelas mensais, com juros de 4% a.a., sendo dois para

aquisição de máquinas e equipamentos, indexados pela TJLP (limitada a 6% a.a.) e dois para

obras, instalações e serviços, indexados pela Unidade Monetária do BNDES - UMBND.

g) Banco Banestado S.A.

Contrato do Fundo de Desenvolvimento Urbano assinado em 23.07.1998, amortizável em 96

parcelas mensais pelo sistema price, com carência de 12 meses, atualização mensal com base na

Taxa de Referência - TR e taxa de juros de 8,5% a.a. e com vencimento final em 20.07.2006. A

garantia é representada pela receita própria.

Composição dos empréstimos e financiamentos por tipo de moeda e indexador:

.Moeda (equivalente em R$) / Indexador

30.06.2006 % 31.03.2006 %Moeda estrangeira

Dólar norte-americano 107.261 16,68 114.538 17,45Yen 16.730 2,60 16.053 2,45BID - cesta de moedas 105.269 16,37 103.066 15,70

229.260 35,65 233.657 35,60Moeda nacional

TR 11 - 41 0,02URBNDES e TJLP 35.282 5,49 36.701 5,59IGP-M 41.561 6,46 37.931 5,78Ufir 19.379 3,01 22.004 3,35Finel 317.556 49,39 325.929 49,66

413.789 64,35 422.606 64,40

643.049 100,00 656.263 100,00

Consolidado

Variação das principais moedas estrangeiras e indexadores aplicados aos empréstimos e

financiamentos:

172




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.Moeda/Indexador Variação (%)

1º semestre de 2006 1º semestre de 2005 No ano de 2006

Dólar norte-americano (7,54) (11,45) (7,54)

Yen (4,60) (18,28) (4,60)

BID - cesta de moedas 2,16 (4,72) 2,16

TR 0,83 1,38 0,83

URBNDES 4,22 4,79 4,22

IGP-M 1,40 1,75 1,40

Finel 0,28 0,35 0,28UMBND (5,36) (11,16) (5,36)

Vencimentos das parcelas de longo prazo:

Moeda Moeda estrangeira nacional

30.06.2006 31.03.2006 2007 17.256 21.329 38.585 56.0942008 33.046 45.269 78.315 77.5672009 32.219 44.111 76.330 75.3192010 26.711 42.881 69.592 68.6582011 16.381 42.881 59.262 58.4382012 4.456 36.542 40.998 40.596

2013 2.864 36.489 39.353 38.915

2014 1.435 36.379 37.814 37.3472015 - 36.341 36.341 35.8442016 - 18.295 18.295 18.047

2017 - 135 135 1352018 - 135 135 135após 2018 57.892 134 58.026 58.244

192.260 360.921 553.181 565.339

Consolidado

173




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Mutação de empréstimos e financiamentos:

Total Saldos Circulante Longo prazo Circulante Longo prazo Consolidado

Em 31 de dezembro de 2004 456.171 308.041 58.225 394.827 1.217.264Encargos 20.649 - 16.365 - 37.014

Variação monetária e cambial (27.921) (41.099) 1 3.353 (65.666)

Transferências 22.122 (22.122) 28.239 (28.239) -

Amortizações (427.235) - (47.600) - (474.835)

Em 30 de junho de 2005 43.786 244.820 55.230 369.941 713.777Ingressos - - - 35.532 35.532

Encargos 7.036 - 15.400 - 22.436

Variação monetária e cambial (1.045) (4.276) (62) 2.146 (3.237)

Transferências 17.206 (17.206) 28.333 (28.333) -

Amortizações (26.513) - (40.118) - (66.631)

Em 31 de dezembro de 2005 40.470 223.338 58.783 379.286 701.877Encargos 6.240 - 14.454 20.694

Variação monetária e cambial (1.928) (14.575) 57 9.875 (6.571)

Transferências 16.503 (16.503) 28.240 (28.240) -

Amortizações (24.285) - (48.666) - (72.951)

Em 30 de junho de 2006 37.000 192.260 52.868 360.921 643.049

Moeda estrangeira Moeda nacional

18 Debêntures

Passivo Exigível a circulante longo prazo

Principal Encargos Principal 30.06.2006 31.03.2006 Companhia (a) 133.320 28.854 266.680 428.854 411.885Copel Distribuição (b) 569.264 25.200 - 594.464 572.825

Elejor (c) - 15.890 256.399 272.289 268.585

702.584 69.944 523.079 1.295.607 1.253.295

Total Consolidado

O saldo da obrigação referente às operações com debêntures, no montante de R$ 594.464, foi

repassado para a Copel Distribuição (R$ 572.825, em 31.03.2006), da mesma forma que os

empréstimos e financiamentos que foram repassados às Subsidiárias Integrais (nota 14).

a) Debêntures - Companhia - 3ª emissão

A emissão em série única de 40 mil debêntures constitui a terceira emissão de debêntures simples,

concluída em 09.05.2005, com subscrição integral no valor total de R$ 400.000, com prazo de

vigência de quatro anos e vencimento final em 2009, sendo a primeira amortização, de 1/3, em

1º.02.2007, a segunda, de 1/3, em 1º.02.2008 e a terceira, de 1/3, em 1º.02.2009.

174




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A espécie das debêntures é simples, não conversíveis em ações, escriturais e nominativas e

solidária das subsidiárias integrais da Copel. Os recursos foram destinados ao pagamento de

títulos emitidos no mercado internacional (euronotas) pela emissora, em 02.05.1997, cujo

vencimento ocorreu em 02.05.2005, no valor de US$ 150.000.

A garantia dada é a movimentação da conta corrente da Copel Geração junto ao Banco do Brasil

S.A., na qual serão depositados todos e quaisquer recursos recebidos ou creditados pela Copel

Geração por força dos contratos de comercialização de energia, atuais e futuros.

A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, deduzidas as amortizações

realizadas e pagas anteriormente, incidirão juros remuneratórios correspondentes a 115% da taxa

média dos Depósitos Interfinanceiros de um dia - DIs, extragrupo, expressa na forma de percentual

ao ano, base 252 dias úteis, calculadas e divulgadas diariamente pela Central de Custódia e de

Liquidação Financeira de Títulos - Cetip (à taxa DI) calculadas de forma exponencial e cumulativa

pro rata temporis por dias úteis decorridos. A remuneração correspondente aos períodos de

capitalização será devida e paga semestralmente, sendo o primeiro vencimento em 1º.08.2005 e o

último em 1º.02.2009. Não haverá repactuação das debêntures.

O contrato apresenta as cláusulas prevendo rescisão nas seguintes hipóteses:

1) decretação de falência da emissora ou de qualquer controlada, direta ou indireta, da emissora

ou pedido de concordata preventiva ou falência formulado pela emissora ou por qualquer

controlada, direta ou indireta, da emissora (ou qualquer procedimento judicial análogo que

substitua ou complemente a atual legislação sobre falências e concordatas, inclusive

recuperação judicial e extrajudicial);

2) não-pagamento de qual(is)quer valor(es) devido(s) aos debenturistas nas datas previstas;

3) decretação de intervenção na concessão ou extinção da concessão para a exploração dos

serviços de distribuição, transmissão ou geração de energia pela emissora ou pelas

controladas da emissora;

4) sem prejuízo do item (2) acima, o descumprimento pela emissora ou pela Copel Geração de

qualquer obrigação não financeira estipulada ou a inveracidade de qualquer declaração

prestada na emissão ou no contrato de penhor, não remediado no prazo de dez dias úteis

contados da data de inadimplência ou da constatação da inveracidade, sendo que esse prazo

de dez dias úteis não se aplica às obrigações para as quais tenha sido estipulado prazo

específico;

175




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5) protesto(s) legítimo(s) de título(s) contra a emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta,

da emissora cujo valor unitário ou agregado seja igual ou superior a R$ 25.000, valor esse que

deverá ser reajustado anualmente pela variação do IGP-M, apurado e divulgado pela

Fundação Getúlio Vargas, salvo se o protesto tiver sido efetuado por erro ou má-fé de

terceiros, desde que validamente comprovado pela emissora ou pela controlada, direta ou

indireta, da emissora, conforme o caso, ou se vier a ser cancelado o prazo de trinta dias

contados de sua ocorrência;

6) decisão judicial transitada em julgado ou arbitral definitiva, de natureza condenatória, contra a

emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da emissora, por valor agregado que

ultrapasse R$ 40.000, valor esse que deverá ser reajustado anualmente pela variação do IGP-

M, desde que a emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da emissora, não

comprove o pagamento, ao agente fiduciário, no prazo de dez dias úteis a partir do

pagamento, do valor agregado, nos prazos e termos estabelecidos em referida decisão judicial

transitada em julgado ou decisão arbitral definitiva;

7) vencimento antecipado de qualquer dívida da emissora ou de qualquer controlada, direta ou

indireta, da emissora, em montante unitário ou agregado igual ou superior a R$ 25.000, valor

esse que deverá ser reajustado anualmente pela variação do IGP-M;

8) falta de pagamento pela emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da emissora de

quaisquer dívidas financeiras em valor agregado igual ou superior a R$ 25.000, valor esse que

deverá ser reajustado anualmente pela variação do IGP-M;

9) falta de cumprimento por parte da emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da

emissora, durante a vigência da emissão de debêntures, das leis, normas e regulamentos,

inclusive ambientais, que afetem ou possam afetar a capacidade da emissora de cumprir fiel e

integralmente com suas obrigações previstas na escritura de emissão; e

10) qualquer alteração do objeto social previsto no estatuto social da emissora que altere a

atividade social preponderante.

176




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b) Debêntures – Copel Distribuição

Emissão de debêntures simples, concluída em 09.05.2002, com subscrição integral no valor total

de R$ 500.000, dividida em três séries (R$ 100.000, R$ 100.000 e R$ 300.000, respectivamente),

com prazo de vigência de cinco anos, vencíveis em 1º.03.2007. A primeira série foi readquirida em

27.02.2004 e a segunda série foi repactuada em março de 2005, com remuneração da taxa DI,

capitalizada de spread de 1,50% a.a., com vencimento para 1º.03.2007.

A espécie das debêntures é sem preferência (quirografária), com garantia pela fiança conjunta e

solidária das subsidiárias integrais da Copel. Não são conversíveis em ações e têm forma

escritural. A destinação dos recursos foi a quitação do Euro-Commercial Paper e aplicação no

programa de investimentos das subsidiárias integrais relativo aos exercícios de 2002 a 2004.

Na sua emissão, a remuneração da primeira e segunda séries foi equivalente à variação da taxa DI

(calculada e divulgada pela Cetip), expressa na forma de percentual ao ano, base 252 dias,

capitalizada de spread de 1,75% ao ano. São pagas semestralmente no primeiro dia útil dos meses

de março e setembro. A terceira série tem seu valor nominal unitário remunerado a partir da data

de emissão, 1º.03.2002, pela variação do IGP-M, pelo número de dias úteis, mais juros de 13,25%

ao ano. Os juros são pagos anualmente no primeiro dia útil de março, com atualização pela

variação do IGP-M, em parcela única, juntamente com o principal.

c) Debêntures – Elejor

O contrato da primeira emissão de debêntures da Elejor foi realizado com a BNDES Participações

S.A. – BNDESPAR, com interveniência da Copel Participações S.A., denominada “Acionista

Garantidora” com a Copel.

Os recursos captados apresentam as seguintes finalidades:

1) investimentos no Complexo Energético Fundão-Santa Clara, no rio Jordão, no Estado do

Paraná;

2) investimentos em duas pequenas centrais hidrelétricas, PCH Santa Clara I e PCH Fundão;

3) pagamento de 50% dos valores aportados entre 1º.07.2004 e 30.09.2004, conforme contrato

de mútuo celebrado em 07.04.2004 com a Acionista Garantidora;

4) pagamento integral dos aportes de recursos realizados pela Acionista Garantidora no período

de 1º.10.2004 até a data da primeira integralização das debêntures;

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5) pagamento de despesas operacionais inerentes à atividade social da emissora, inclusive

aquisição de energia elétrica para suprimento de compromisso de fornecimento; e

6) financiamento dos programas sócioambientais relacionados à realização dos investimentos no

Complexo Energético Fundão-Santa Clara.

Foram emitidas 1.000 debêntures, sob forma escritural e sem emissão de cautelas ou certificados.

A emissão foi em duas séries, a primeira de 660 e a segunda de 340. As duas séries foram

nominativas, conversíveis em ações ordinárias e preferenciais da classe “C”, a critério dos

debenturistas.

O valor total da emissão foi de R$ 255.626. As debêntures tiveram valor nominal unitário de R$ 256

na data da emissão, 15.02.2005. As debêntures terão seu valor nominal atualizado segundo a

variação da TJLP.

A primeira série tem vencimento em 15.02.2015. O período de carência é de quarenta e oito meses

contados da emissão, a partir do qual a amortização dar-se-á em vinte e quatro parcelas trimestrais

na forma da escritura. A primeira amortização ocorrerá em 15.05.2009.

A segunda série tem vencimento em 15.02.2016. O período de carência é de sessenta meses, a

partir do qual a amortização dar-se-á em vinte e quatro parcelas trimestrais, na forma da escritura.

A primeira amortização ocorrerá em 15.05.2010.

Os juros da primeira e segunda séries serão remunerados segundo a variação da TJLP, acrescido

de um spread de 4% a.a., incidente sobre o saldo devedor das séries. Os juros da primeira série

serão pagos anualmente, nos primeiros doze meses, contados da data da emissão, e

trimestralmente durante todo o restante do prazo, sendo o primeiro vencimento em 15.02.2006 e o

último em 15.02.2015. Os juros da segunda série serão pagos anualmente nos primeiros vinte e

quatro meses contados a partir da data de emissão, e trimestralmente durante todo o restante do

prazo, sendo o primeiro em 15.05.2007 e o último em 15.02.2016.

O contrato apresenta as seguintes garantias:

1) fidejussória (carta de fiança) emitida pela Copel Participações, a qual se obriga como fiadora e

principal pagadora perante os debenturistas;

2) penhor de direitos emergentes do contrato de concessão: nos termos dos instrumentos

particular de vinculação de receitas e outras avenças celebrados entre a emissora, o agente

fiduciário e o banco depositário, constituiu-se penhor, em caráter irrevogável e irretratável, com

a devida autorização da Aneel; e

178




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3) vinculação de receitas e reserva de meios de pagamentos: por instrumento celebrado entre a

emissora, o agente fiduciário e o banco depositário, constituiu-se conta centralizadora e conta

reserva, com vigência até a final liquidação de todas as obrigações deste contrato.

Em relação às cláusulas de rescisão de contrato, além das hipóteses previstas nos artigos 39 e 40

do Regulamento do BNDES aplicáveis a seus contratos, e se a Assembléia Geral de debenturistas,

pelo voto dos que detenham 50% + 1 (cinqüenta por cento mais uma) das debêntures em

circulação assim deliberar, o agente fiduciário poderá declarar antecipadamente vencidas todas as

debêntures objeto da emissão e exigir o pagamento, pela emissora, da dívida relativa ao saldo

devedor das debêntures, acrescido de juros e demais encargos, na ocorrência dos seguintes

eventos:

1) protesto de títulos contra a emissora no valor igual ou superior a R$ 5.000, do qual resulte

riscos à solvabilidade da Elejor, sendo tal valor corrigido anualmente pelo IGPM, divulgado

pela Fundação Getúlio Vargas;

2) pedido de concordata preventiva formulada pela emissora;

3) liquidação ou decretação de falência da emissora;

4) vencimento antecipado de qualquer dívida da emissora em razão e inadimplemento contratual,

cujo montante seja igual ou superior a R$ 5.000 corrigidos anualmente pelo IGPM;

5) a inclusão, em acordo societário ou estatuto da emissora, com exceção dos acordos já

existentes e devidamente registrados em livro, de dispositivo pelo qual seja exigido quorum

especial para deliberação ou aprovação de matérias que limitem ou cerceiem o controle da

Companhia pelos controladores, ou ainda, a inclusão naqueles documentos, de dispositivos

que importe em: i) restrições à capacidade de crescimento da Elejor ou desenvolvimento

tecnológico; ii) restrições a novos mercados: e iii) restrições ou prejuízo à capacidade de

pagamento das obrigações financeiras desta operação;

6) as declarações realizadas na Escritura, pela emissora, sejam falsas ou enganosas, ou ainda,

de forma relevante, incorretas ou incompletas; e

7) ocorrência de qualquer incorporação, fusão, cisão, transformação ou qualquer outra

reorganização societária, ou de ativos relevantes, bem como, qualquer redução do capital, ou

criação de ações resgatáveis pelas emissoras sem prévia autorização pela BNDESPAR.

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Vencimento das parcelas de longo prazo:

.

30.06.2006 31.03.2006 2008 133.320 133.320

2009 154.881 155.6622010 40.045 41.225

2011 43.829 45.055

2012 43.829 45.055

2013 43.829 45.055

2014 40.959 42.081

2015 19.360 19.734

2016 3.027 3.065

523.079 530.252

Consolidado

A mutação das debêntures é a seguinte:

Passivo Exigível a Total Saldos circulante longo prazo Consolidado

Em 31 de dezembro de 2004 156.620 457.407 614.027Ingressos 18.116 677.210 695.326

Encargos 63.507 - 63.507Variação monetária - 7.984 7.984Amortizações (177.187) - (177.187)

Em 30 de junho de 2005 61.056 1.142.601 1.203.657Ingressos - 78.416 78.416Encargos 107.409 - 107.409Variação monetária - 5.508 5.508

Amortizações (52.762) - (52.762)

Em 31 de dezembro de 2005 115.703 1.226.525 1.342.228Encargos 82.763 - 82.763Variação monetária 2.067 12.870 14.937

Transferências 716.316 (716.316) -Amortizações (144.321) - (144.321)

Em 30 de junho de 2006 772.528 523.079 1.295.607

180




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19 Fornecedores

.

30.06.2006 31.03.2006

Encargos de uso da rede elétricaUso da rede básica 42.932 43.698

Transporte de energia 3.092 3.076

Uso da conexão 251 25246.275 47.026

Fornecedores de energia elétricaCia. de Interconexão Energética - Cien - ELP 123.739 151.095Foz do Chopim Energética Ltda. (a) 70.233 69.751

Cia. de Interconexão Energética - Cien 90.433 89.260

Eletrobrás (Itaipu) 62.490 60.666

Furnas Centrais Elétricas S.A. 27.687 31.380

Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Chesf 16.114 18.263

Companhia Energética de São Paulo - Cesp 9.238 10.474

Itiquira Energética S.A. 7.369 7.614

Administracion Nac. de Eletr. - Ande (Paraguai) 4.237 4.846

Dona Francisca Energética S/A 4.047 4.182

Concessionários - CCEE (nota 42) 6.629 1.581

Outros concessionários 25.004 26.933447.220 476.045

Materiais e serviços Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras - aquisição de gás pela Copel Geração (b, c) - 478.502

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras - repactuação - ELP (b, c) 159.303 -

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras - aquisição de gás pela Compagas 23.115 18.199

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras - aquisição de gás pela Compagas - ELP 267 268

Cia. Paranaense de Gás - Compagas - multas contratuais (d) - 338.267

Outros fornecedores 50.852 58.688

Outros fornecedores - ELP 42.084 888275.621 894.812

769.116 1.417.883

Circulante 443.723 1.265.632

Exigível a Longo Prazo - ELP 325.393 152.251

Consolidado

a) Foz do Chopim Energética Ltda.

A Copel firmou contrato com a Foz do Chopim Energética Ltda. dentro do Programa de Geração

Distribuída – Progedis. Seis meses após o contrato ter sido firmado, foi efetuado Aditivo Contratual,

desconsiderando as regras do Progedis e reajustado o valor da energia em mais de 30%, antes

mesmo da usina começar a gerar energia elétrica.

A Aneel até a presente data não homologou o contrato (e por conseqüência seu aditivo), sendo

que a Companhia pagou pela energia contratada no ano de 2002.

181




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Foi contratada assessoria jurídica pela Companhia para examinar a legalidade do contrato, sendo

concluído que não foram observadas as regras da Lei 8.666/93 e que não havia justificativa para o

aumento concedido no Aditivo.

A Copel ingressou com ação declaratória de nulidade do contrato, estando os autos tramitando

perante a 2ª Vara da Fazenda de Curitiba. Ao mesmo tempo a Copel fez pedido sucessivo, ou

seja, caso não seja declarada a nulidade do contrato, que seja declarada a nulidade do aditivo face

às bases que o mesmo foi assinado.

A Foz do Chopim Energética também ingressou com ação contra a Copel, pleiteando o

recebimento da energia objeto do contrato de compra e venda.

Os processos foram reunidos e as partes já contestaram a ação entre elas.

Aguarda-se a audiência de instrução, quando as partes devem produzir provas.

Caso o mesmo seja declarado válido e o Judiciário mencionar o valor devido, deverá ser deduzido

de tal quantia os valores devidos pela Foz do Chopim Energética, a titulo de mútuo que estão

pendentes de recebimento, bem como os relativos ao contrato de prestação de serviços.

b) Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras

O valor referente às obrigações com a Petrobras, no montante de R$ 159.303 (R$ 478.502, em

31.03.2006) referia-se à provisão para pagamento da quantidade de gás garantida no contrato

original firmado entre a Copel e Compagas, onde estava previsto o pagamento, mesmo não

havendo o respectivo consumo (take or pay). O contrato também previa a recuperação do valor

pago pelo período de sete anos, vinculado ao consumo equivalente de gás. Entretanto, sua efetiva

recuperação estava atrelada ao desfecho das discussões da Companhia com os outros acionistas

da UEG Araucária, como mencionado nos itens “c”, “d” e “f” desta nota.

Conforme mencionando no item “f” desta nota, o acordo consistiu na assinatura entre as partes de

um Contrato de Transação Extrajudicial, de um Termo de Consentimento de Transferência de

Quotas e de um Protocolo de Intenções.

No Termo de Consentimento, a Petrobras declara que nada tem a opor quanto à aquisição por

parte da Copel das cotas da El Paso na UEG Araucária. Esta operação, já formalizada em

30.05.2006, resultou no aumento da participação da Copel na UEG Araucária, mediante o

pagamento do equivalente a US$ 190.000, dos atuais 20% para 80%. A Petrobras permanece com

20% das ações.

182




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Pelo Protocolo de Intenções, a Petrobras envidará os melhores esforços para atendimento às

necessidades de suprimento de combustível para a operação da UEG Araucária, a partir de 2010,

podendo esse combustível ser gás natural ou energético alternativo.

O acordo com a Petrobras e o Memorando de Intenções equacionarão, de forma amigável, as

divergências existentes sobre o contrato de fornecimento de gás para a Usina Termelétrica de

Araucária e possibilitam buscar a viabilidade técnica e operacional da mesma.

c) Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras repactuação

Em 30 de maio de 2006, a Copel Geração assinou Termo de Ratificação de Quitação Mútua com a

Compagas no qual as partes dão-se plena, geral, rasa, irrevogável e irretratável quitação mútua de

todas as obrigações e direitos decorrentes do Contrato de Compra e Venda de Gás Natural que

celebraram entre si em 30 de maio de 2000, rescindido em 31 de maio de 2005, nada mais tendo a

reclamar uma contra a outra, a qualquer título, a partir da assinatura do Contrato de Transação

Extrajudicial com Confissão de Dívida que ajustaram juntamente com a Petrobras, com a

participação da Copel, remanescendo a dívida ali confessada pela Copel Geração no montante

principal de R$ 150.000, que será paga por esta ou pela Copel diretamente à Petrobras, na forma

ali estabelecida, ressalvando-se só e especificamente as parcelas referentes à Margem de

Distribuição da Compagas. Pelo disposto no Termo de Ratificação de Quitação Mútua com a

Compagas, em 31 de maio de 2006, o montante de R$ 355.929 correspondente a multas

contratuais de compra e transporte de gás, deixou de ser exigido, ou seja, foi considerado

integralmente quitado.

Tendo em vista a assinatura dos acordos mencionados acima, a Copel em 31 de maio de 2006

reconheceu no resultado do exercício a redução dos passivos transacionados, no montante de

R$ 654.044, sendo classificados R$ 298.115 na rubrica Matéria prima e insumos para produção de

energia, R$ 283.198 na rubrica Descontos obtidos, R$ 72.731 contabilizado como reversão de

despesa financeira relativa aos encargos apropriados no ano de 2006. Em junho de 2006, a

Companhia apropriou R$ 9.303 em Despesas financeiras referentes à correção contratual do saldo

remanescente.

d) Companhia Paranaense de Gás - Compagas

O valor referente às obrigações com a Compagas, R$ 338.267, em 31.03.2006 abrangia as multas

contratuais sobre a compra e transporte de gás, citados no item “c”, além da margem de

remuneração devida à Compagas por conta da intermediação de compra de gás da Petrobras.

183




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O Contrato original, assinado em 2000, previa a venda de gás natural destinado exclusivamente ao

consumo na UEG Araucária para geração de energia elétrica, com prazo de duração de 20 anos,

contados a partir do fornecimento inicial (2002).

Em razão do litígio estabelecido com a UEG Araucária e o fato de que o contrato de compra de

energia celebrado entre a Copel e a UEG não foi jamais homologado pela Aneel, em 25.02.2003, o

Conselho de Administração da Companhia autorizou a suspensão dos pagamentos relativos ao

contrato de compra e venda de gás natural (que seria necessário como combustível destinado ao

funcionamento da usina, a qual jamais foi colocada em operação comercial) para a Compagas que,

por sua vez, suspendeu os pagamentos para a Petrobras.

Desde 1º.06.2005, os eventos referentes ao contrato de fornecimento e transporte de gás deixaram

de ser faturados pela Compagas, em decorrência da rescisão do contrato entre a Petrobras e a

Compagas e entre a Compagas e a Copel, conforme decisão manifestada unilateralmente pela

Compagas.

Em 30 de maio de 2006, a Copel Geração assinou Carta de Intenções com a Compagas na qual as

partes reiteram que tem intenção de envidar todos os esforços necessários para definirem em

instrumento competente, o valor, as condições e forma de pagamento da parcela relativa à

margem da Compagas prevista no item 11.6 do Contrato de Compra e Venda de Gás Natural

firmado em 30 de maio de 2000 entre a Copel e a Compagas, a ser paga pela Copel Geração em

favor da Compagas.

184




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e) UEG Araucária Ltda.

Histórico das questões judiciais:

Consoante determinação expressa constante do Contrato de Cessão de Quotas e Outras Avenças

celebrado em 30 de maio de último, a UEG Araucária e a Copel protocolaram solicitação conjunta

tendente à extinção do procedimento arbitral então em curso perante a Câmara de Comércio

Internacional, na França, bem como dos processos judiciais existentes perante a justiça estatal do

Paraná, nos quais se discutia a validade e a eficácia de determinadas estipulações constantes do

contrato relativo à venda e compra de potência assegurada, celebrado em 31.05.2000.

Presentemente, foram já obtidas manifestações favoráveis à homologação requerida nos termos

das supra mencionadas solicitações conjuntas, sendo aguardadas para as próximas semanas

aquelas ainda faltantes, a respeito das quais inexiste risco de questionamentos e/ou indeferimento

por parte das autoridades homologatórias. Adicionalmente, referido instrumento contratual contém

previsão de quitação prestada em caráter irrevogável e irretratável de uma parte à outra, bem

como às suas controladas e controladores, pondo fim às discussões existentes para todos os fins

de direito.

A reversão da provisão levada a efeito pela administração da Companhia, na data base de

30.06.2003, a qual tomou por base não apenas o parecer jurídico de autoria do Instituto de Direito

Civil – IDC mas também o entendimento de que o contrato firmado entre as partes era ineficaz,

mostrou-se acertada, inexistindo doravante, nenhuma razão que justifique a manutenção de

quaisquer provisões relativamente ao contencioso solucionado.

Compra das ações da El Paso na UEG Araucária:

A Copel, em cumprimento ao disposto na Instrução CVM 358/2002, comunicou ao mercado a

assinatura, em 17.02.2006, de Memorando de Intenções entre a Companhia e El Paso Energy

Araucária Company, instrumento esse que continha os parâmetros e diretrizes norteadores das

tratativas negociais que resultaram na celebração, em 30.05.2006, do Contrato de Cessão de

Quotas e Outras Avenças.

Os principais itens acordados à época das negociações, os quais foram implementados seja

concomitantemente à celebração do Contrato de Cessão de Quotas e Outras Avenças, seja nos

dias imediatamente subseqüentes, foram:

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1) a Copel adquiriu a totalidade das cotas pertencentes à El Paso na Usina Termelétrica de

Araucária, o que representa 60% do capital social, pelo equivalente a US$ 190.000 (cento e

noventa milhões de dólares);

2) o preço de compra foi integralmente pago à Aquamarine Power Holdings, L.L.C, titular da

totalidade das quotas da El Paso Empreendimentos e Participações Ltda., a qual detinha as

quotas representativas de 60% do capital social da UEG Araucária;

3) a implementação do negócio de venda e compra mereceu a aprovação prévia da Aneel, da

Assembléia Legislativa do Estado do Paraná e dos órgãos administrativos da El Paso e da

Copel;

4) o pedido conjunto de suspensão em caráter definitivo dos processos judiciais e do

procedimento arbitral em curso perante a Justiça Estatal e a Câmara de Comércio

Internacional de Paris.

Plano Operacional da UEG Araucária:

Visando resolver de forma satisfatória o litígio envolvendo a Copel e a UEG Araucária, iniciado em

2003 e cuja pendência de solução causava desconforto aos litigantes, mormente pelos

significativos valores alí discutidos, a Copel adquiriu a participação da empresa El Paso no

empreendimento UEG Araucária, por quantia absolutamente coerente com os valores

contabilizados na UEG Araucária. Paralelamente a isso, no planejamento empresarial da Copel

está inserida a estratégia de crescer a receita de geração, que pode ser alcançada basicamente

pelo aumento da oferta de fontes de geração de energia, vindo a aquisição da quota parte da El

Paso na UEG Araucária contribuir para o atingimento de tal objetivo.

A energia da usina, para contratos de longo prazo, deverá ser comercializada nos leilões da

Câmara de Comercialização de Energia - CCEE, com vendas a partir de 2010 ou 2011, sendo que,

para viabilizar esse atendimento, a Copel e a Petrobras assinaram, em 06 de março de 2006, um

Protocolo de Intenções no qual se destaca que a Petrobras envidará os seus melhores esforços

para atendimento das necessidades de suprimento de combustível, o qual poderá ser gás natural

ou um energético alternativo.

186




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No caso de viabilidade de fornecimento de gás natural, as condições comerciais a serem

praticadas serão definidas na ocasião da celebração de novo contrato de fornecimento e deverão

refletir os novos custos de aquisição do combustível e das tarifas incrementais de transporte. No

caso de combustível alternativo, as condições comerciais serão as praticadas para o mercado,

considerando a cadeia de suprimento.

No período de 2006 até 2009, persiste a possibilidade de despacho da usina para atender

necessidades do sistema interligado, ou mesmo para atender eventuais contratos de curto prazo,

dependendo da disponibilidade de combustível para esses períodos.

A renovação da licença ambiental de operação (LO) da usina para operar com o combustível gás

natural, vencida em 2004, já foi obtida junto ao Instituto Ambiental do Paraná - IAP, lembrando que

a solicitação junto ao IAP para obter a licença ambiental para operar com combustível alternativo

será encaminhada oportunamente.

f) Assinatura de acordo com a Petrobras

Em 07.03.2006, por meio de fato relevante divulgado ao mercado, a Copel informou que no dia

anterior havia assinado com a Petrobras, acordo visando equacionar as pendências referentes ao

contrato de gás para a Usina Termelétrica de Araucária, cujas bases haviam sido previamente

comunicadas ao mercado em fato relevante de 24.02.06. O acordo consistiu na assinatura de um

Contrato de Transação Extrajudicial pelo qual a Copel Geração S.A., tendo como devedora

solidária a Copel, confessou uma dívida de R$ 150 milhões para com a Petrobras, esta na

qualidade de cessionária dos créditos da Compagas junto à Copel Geração, a ser paga em 60

parcelas mensais, a partir de janeiro de 2010, sendo os valores corrigidos pela Taxa Selic. No

entanto, o aperfeiçoamento dessa transação e a consolidação de seus efeitos financeiros e

contábeis estavam subordinados à satisfação de duas condições antecedentes:

1) a aprovação da Aneel da dação, pela Copel Geração, de seus recebíveis em garantia do

pagamento da dívida que confessou em favor da Petrobras, condição essa que foi satisfeita

por meio do Despacho nº 769, de 13.04.2006, publicado no D.O.U. de 17.04.2006, pelo qual a

referida Agência aprovou a constituição da referida garantia, formada por recebíveis da Copel

Geração, correspondente a 2,56% da receita líquida da concessionária; e

187




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2) a negociação, com a Compagas, dos montantes e condições de pagamento, (i) dos valores

referentes às penalidades (multas contratuais e juros de mora) previstas no Contrato de

Compra e Venda de Gás Natural firmado pela Copel Geração S.A com a Compagas em

05.06.2002, obrigações essas que em face da assinatura do Contrato de Transação Extra

Judicial entre a Petrobras e a Copel, que regularizou o principal do referido contrato de compra

de gás, deveriam, então ser consideradas quitadas, inexigíveis; e (ii) dos valores referentes à

margem devida pela Copel Geração à Compagas sobre o faturamento das parcelas “take or

pay” e “ship or pay” do Contrato de Compra e Venda de Gás Natural, os quais não estão

compreendidos na negociação realizada com a Petrobras por meio do Contrato de Transação

Extrajudicial e Confissão de Dívida, cujo objeto restringiu-se apenas ao principal da dívida.

Em decorrência da negociação e quitação pela Copel Geração dos valores referidos no item “2”

supra, inclusive do reconhecimento conjunto de que as mencionadas penalidades contratuais

tornaram-se inexigíveis, quitadas, cujas tratativas foram concluídas no mês de maio de 2006, e

imediatamente após, porque só assim restou aperfeiçoado o Contrato de Transação Extrajudicial

firmado entre a Petrobras, a Compagas, a Copel Geração e a Copel, foram revertidos os

provisionamentos que a Copel vinha efetuando até a presente data, conforme mencionado no item

“c”, para fazer frente a todas as obrigações oriundas do Contrato de Compra e Venda de Gás

Natural (principal, multas contratuais, encargos moratórios e margem), de modo que o

conseqüente resultado (redução das obrigações) foi refletido contabilmente no fechamento deste

semestre.

g) Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A.

As empresas Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A. requereram a

instauração de procedimentos arbitrais perante a Câmara de Arbitragem da Fundação Getúlio

Vargas, sob os n.ºs 001 e 002/2004, por meio dos quais pleiteavam o pagamento dos valores das

parcelas vencidas, bem como a multa rescisória, relativamente aos contratos de compra e venda

de energia elétrica firmados com a Copel Distribuição. Os procedimentos arbitrais foram julgados

procedentes, de forma que a Copel Distribuição foi condenada ao pagamento dos valores

pleiteados, acrescidos de honorários advocatícios.

Ressalta-se que os contratos objeto dos procedimentos arbitrais estão sendo questionados em

ação popular, onde se pede a nulidade dos mesmos (CVCEE/COPEL-DIS/DCOD/CPR n.º

16/2002, Rio Pedrinho e CVCEE/COPEL-DIS/DCOD/CPR n.º 17/2002, Salto Natal), sob o

argumento de que estes seriam lesivos ao patrimônio da Companhia.

188




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Também está em trâmite ação declaratória de nulidade da cláusula arbitral desses contratos

interposta pela Companhia, atualmente sob n.º 380/2005, perante a 2.ª Vara da Fazenda Pública,

Falências e Concordatas da Comarca de Curitiba.

Em virtude das restrições impostas à Copel pela suposta inadimplência desses contratos, a

Companhia interpôs e obteve êxito na Medida Cautelar n.º 1.392/2004, cuja decisão foi confirmada

por maioria pelo Tribunal de Justiça do Estado do Paraná, para não permitir qualquer tipo de

constrangimento à Copel, considerando que o contrato está sub judice em virtude da ação

declaratória e da ação popular mencionadas.

A Copel também ingressou com ação ordinária, distribuída para a 2.ª Vara da Fazenda Pública –

Autos n.º 950/2005, pela qual pleiteia a declaração de nulidade dos contratos e das sentenças

arbitrais, tendo os réus sido citados em 30.09.2005.

As empresas Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A. ofereceram

contestação, tendo sido o processo encaminhado ao Ministério Público para manifestação, o qual

não emitiu qualquer pronunciamento até o encerramento destas informações trimestrais.

As empresas Energética Rio Pedrinho e Consórcio Salto Natal, ingressaram com execução de

título judicial, contra a Copel Distribuição S.A., executando as sentenças arbitrais.

A Copel Distribuição foi citada e apresentou bens a penhora.

O valor total das execuções é de aproximadamente R$ 60.000, os quais estão integralmente

provisionados.

A Copel irá interpor embargos à execução, através de tal medida irá colocar em discussão a

validade das sentenças arbitrais que já está sendo objeto de discussão na ação declaratório em

curso (autos 950/2005).

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20 Folha de Pagamento e Provisões Trabalhistas

.

30.06.2006 31.03.2006 Folha de pagamento

Folha de pagamento, líquida 422 32.617

Impostos e contribuições sociais 16.549 15.994

Consignações a favor de terceiros 2 3116.973 48.642

Provisões trabalhistasFérias e 13º salário 56.591 45.289

Encargos sociais sobre férias e 13º salário 20.266 15.55176.857 60.840

93.830 109.482

Consolidado

21 Benefício Pós-Emprego

As subsidiárias da Companhia, através da Fundação Copel, da qual são patrocinadoras, mantêm

planos de complementação de aposentadoria e pensão (Plano Previdenciário) e de assistência

médico-odontológica (Plano Assistencial) para seus empregados e dependentes legais ativos e

pós-emprego. As contribuições aos planos são efetuadas por ambas as partes, patrocinadoras e

beneficiários, com base em cálculos atuariais elaborados por atuários independentes, seguindo as

normas vigentes aplicáveis às entidades fechadas de previdência complementar, a fim de prover

fundos suficientes para cobrir as obrigações futuras com os benefícios a conceder.

Em 1998, houve implantação e migração do plano previdenciário (Plano Previdenciário III). Em

conseqüência, essa mudança de plano gerou um saldo de dívida, que, atualizado até então, foi

transferido para as subsidiárias integrais, por ocasião de sua criação, em 2001. O montante foi

financiado em 210 prestações mensais, indexadas pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor -

INPC e juros de 6% a.a., com vencimento a partir de 1º.08.2001. Como garantia desses contratos,

as patrocinadoras autorizaram a Fundação Copel a bloquear saldos em contas correntes bancárias

de sua propriedade, ficando a Companhia como garantidora solidária em caso de qualquer déficit

decorrente da concessão de benefícios.

A Companhia adota as práticas contábeis instituídas pela Deliberação CVM n.º 371, de

13.12.2000, para registrar os custos com os planos previdenciário e assistencial, bem como os

encargos sobre a dívida assumida com o Plano III (nota 31).

190




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Plano Plano Total previdenciário assistencial Consolidado

Total estimado 2006Custo do serviço corrente 6.774 7.182 13.956Custo estimado dos juros 369.279 52.728 422.007Rendimento esperado do ativo do plano (320.618) (9.161) (329.779)Contribuições estimadas dos empregados (28.667) - (28.667)Amortização de ganhos e perdas 24.434 - 24.434

51.202 50.749 101.951

22 Taxas Regulamentares

.

30.06.2006 31.03.2006 Conta de consumo de combustível - CCC 15.750 25.852Conta de desenvolvimento energético - CDE 13.258 13.689

Compensação financeira - recursos hídricos 5.442 8.927

Reserva global de reversão - RGR 5.208 5.282

Taxa de fiscalização - Aneel 1.350 1.264

Encargos de capacidade emergencial 973 3.420

RGR - diferenças a partir de 2004 685 979

Outras taxas a pagar - 16

42.666 59.429

Consolidado

23 Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética

.

30.06.2006 31.03.2006 Pesquisa e desenvolvimento - P&D 95.981 49.239Programa de eficiência energética - PEE 51.927 40.736

147.908 89.975

Consolidado

A Resolução Normativa Aneel nº 176, de 28.11.2005 estabeleceu critérios para aplicação de

recursos em Programa de Eficiência Energética – PEE pelas concessionárias ou permissionárias

do serviço público de distribuição de energia elétrica, de acordo com o regulamento estabelecido

por aquela Agência Reguladora. Na mesma Resolução, foi aprovado o Manual do Programa de

Eficiência Energética - PEE.

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Esse Manual define regras para a contabilização dos custos do PEE, estabelecendo como

competência, para efeito do registro contábil do passivo e resultado, o mesmo mês de faturamento

da receita cobrada dos consumidores de energia e que, sobre o saldo do passivo incidirão juros a

partir do mês subseqüente ao faturamento, até o mês da efetiva aplicação dos recursos, calculados

diariamente com base na taxa Selic.

Em junho de 2006, a fim de atender ao disposto na Resolução Aneel citada, a Companhia revisou

os cálculos dos montantes de recursos a serem aplicados para os programas de Eficiência

Energética e para os programas de Pesquisa e Desenvolvimento, relativos aos exercícios de 2002

a 2005, complementando o ajuste de exercícios anteriores registrados em dezembro de 2005,

conforme demonstrado a seguir:

.PEE P&D Total

Ajustes em lucros acumulados

Pesquisa e desenvolv. e eficiência energética (passivo circulante) 11.732 44.344 56.076

Impostos a compensar (ativo circulante) (3.989) (15.077) (19.066)

7.743 29.267 37.010

24 Outras Contas a Pagar

.

30.06.2006 31.03.2006

Passivo circulanteEncargo da concessão - outorga Aneel 13.520 9.319

Taxa de iluminação pública arrecadada 12.943 15.558

Consumidores - outros 3.123 2.878

Devolução - antecipação universalização obras 2.039 489

Cauções em garantia 1.462 450

Empréstimo compulsório - Eletrobrás 555 2.468

Devolução de faturas 423 425

Outras obrigações 3.283 3.260

37.348 34.847

Consolidado

25 Provisões para Contingências

A Companhia responde por diversos processos judiciais de natureza trabalhista, tributária e cível,

perante diferentes tribunais e instâncias. A Administração da Companhia, fundamentada na opinião

de seus assessores legais, mantém provisão para contingências sobre as causas cuja

probabilidade de perda é considerada provável.

192




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Os saldos de Depósitos Judiciais e Provisões para Contingências da Companhia são os seguintes:

Depósitos judiciais (Ativo - RLP) Provisões (Passivo - ELP)

30.06.2006 31.03.2006 30.06.2006 31.03.2006 Cíveis:

Cíveis e vara da fazenda - - 28 28- - 28 28

Fiscais:Cofins (a) - - 197.549 197.549Pasep 14.190 14.118 14.407 14.336INSS (b) 48.014 48.014 25.625 25.625INSS - Refis (c) - - 72.986 72.053

Tributos federais - - 18.042 18.04262.204 62.132 328.609 327.605

62.204 62.132 328.637 327.633

Companhia Companhia

Os saldos consolidados são os seguintes:

Depósitos judiciais (Ativo - RLP) Provisões (Passivo - ELP)

30.06.2006 31.03.2006 30.06.2006 31.03.2006

Trabalhistas 68.661 67.150 82.621 82.646Cíveis:

Cíveis e vara da fazenda 11.147 10.970 32.017 32.021Consumidores 1.653 1.652 20.069 20.069Servidões de passagem 6.875 6.873 13.384 13.384Desapropriações - - 7.776 7.776Fornecedores - - 48.770 -

19.675 19.495 122.016 73.250Fiscais:

Cofins (a) - - 197.549 197.549Pasep 14.190 14.118 14.407 14.336INSS (b) 48.014 48.014 25.625 25.625INSS - Refis (c) - - 72.986 72.053Tributos federais - - 34.010 30.741

62.204 62.132 344.577 340.304.

Outros depósitos judiciais 985 998 - -

151.525 149.775 549.214 496.200

Consolidado Consolidado

193




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a) Cofins

Em 18.08.1998, o Tribunal Regional Federal da 4.º Região proferiu acórdão reconhecendo a

imunidade da Copel em relação à Cofins sobre as operações com energia elétrica. Em 10.08.2000,

a União interpôs ação rescisória para desconstituir o referido acórdão e em 21.11.2000 a

Companhia foi citada, abrindo-se, assim, a discussão quanto à questão da perda do direito da

União de interpor a ação rescisória.

Em 14.12.2000, o processo foi concluso para o relator, com contestação apresentada pela Copel

em 08.12.2000, embasada em pareceres conclusivos de renomados juristas, contratados pela

Copel, sobre a improcedência da ação rescisória interposta. Conservadoramente, a Administração

decidiu manter, para contingência, somente a provisão do valor principal em discussão,

especificamente no que tange aos valores não recolhidos no período de setembro de 1998 a junho

de 2001, sem os respectivos juros de mora e multa. O valor ora provisionado não inclui, por

conseqüência, os valores exigidos pela Secretaria da Receita Federal mediante auto de infração

em relação ao período de janeiro a dezembro de 1997, no valor atualizado de R$ 112.982, uma

vez que os assessores jurídicos consideram que o lançamento foi efetuado sem permissão legal.

Em agosto de 2003, a ação rescisória foi julgada procedente, ou seja, de forma desfavorável à

Copel, por maioria de votos. A Copel interpôs embargos de declaração, tendo sido tal recurso

parcialmente acolhido.

Em junho de 2004, a Copel interpôs embargos infringentes (uma vez que obteve voto favorável à

Copel em relação à decadência, ou seja, perda do direito da União pretender desconstituir o

acórdão que reconheceu a imunidade), cujo julgamento foi designado para 02.12.2004. Iniciado o

julgamento dos embargos infringentes na data marcada e realizadas as sustentações orais pelos

representantes das partes (Copel e União), o TRF anunciou o seu adiamento.

Em 02.06.2005, o TRF prosseguiu com o julgamento e, em 1.ª seção, por maioria, acolheu a tese

de decadência para a propositura da ação rescisória em favor da Copel, e em 03.08.2005 foi

publicado o acórdão.

A União protocolou Recurso Especial em 19.09.2005 e a Copel apresentou suas contra-razões ao

recurso. Após o exame de admissibilidade, o recurso interposto foi admitido pelo TRF da 4ª

Região, diante do que foram opostos embargos de declaração pela Copel, com o intuito de rever a

decisão que admitiu o recurso, sendo que por razões de conveniência técnica, a Copel desistiu

desses Embargos de Declaração, o que foi devidamente homologado. Em 25.04.2006, foi dado

entrada na Seção de Autuação da Resp. do STJ, sendo numerado como Resp. n.º 855687.

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Essa provisão não foi incluída no Refis pelo fato de a Companhia, baseada em opiniões de

diversos juristas, considerar a chance de êxito como possível, quando da decisão dos referidos

processos judiciais.

b) INSS

Os depósitos judiciais de INSS, além daqueles relativos a recolhimentos de terceiros

provisionados, incluem outros processos da Companhia sendo contestados e suportados por

depósitos recursais.

c) Programa de recuperação fiscal – Refis

Em 2000, a Companhia incluiu no Programa de Recuperação Fiscal – Refis, instituído pela Lei

n.º 9.964, de 10.04.2000, uma dívida total de R$ 89.766, proveniente de obrigações fiscais junto ao

INSS, tendo liquidado R$ 45.766 referentes aos juros, com créditos decorrentes de prejuízos

fiscais do imposto de renda e bases negativas da contribuição social adquiridos de terceiros. Em

setembro de 2003, considerando que a Secretaria da Receita Federal não concluiu a análise do

processo de transferência dos créditos citados, a Companhia constituiu provisão que, atualizada

até 30.06.2006, resulta em valor líquido de R$ 72.986.

Em 31.07.2006, todavia, a Copel tomou conhecimento da decisão da Secretaria da Receita Federal

sobre o indeferimento do pedido de utilização de créditos de terceiros decorrentes de prejuízos

fiscais. Diante disso, examina-se, no momento, a conveniência de incluir o referido débito no Refis,

de que trata a Medida Provisória n.º 303, de 29.06.2006, a fim de efetuar o pagamento de forma

parcelada, com os benefícios ali previstos. Como a decisão nesse sentido a ser tomada dentro do

prazo previsto na referida medida provisória somente ocorrerá no próximo trimestre, mantém-se,

por ora, a provisão pelo seu valor atualizado, numa apreciação bastante conservadora.

195




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26 Capital Social

O capital social integralizado, em 30.06.2006, monta a R$ 3.480.000 e sua composição por ações

(sem valor nominal) e principais acionistas é a seguinte:

Número de ações em milharesAcionistas Preferenciais "A" Preferenciais "B" Total

% % % % Estado do Paraná 85.028.464 58,6 - - - - 85.028.464 31,1BNDESPAR 38.298.775 26,4 - - 27.282.007 21,3 65.580.782 24,0Eletrobrás 1.530.775 1,1 - - - - 1.530.775 0,6Custódias em bolsa (Brasil) 15.252.992 10,5 120.764 29,9 70.037.671 54,6 85.411.427 31,2Custódias em bolsa (ADS's) 4.328.835 3,0 - - 30.744.903 24,0 35.073.738 12,8Prefeituras 184.295 0,1 14.716 3,6 - - 199.011 0,1Outros acionistas 406.945 0,3 267.875 66,5 156.359 0,1 831.179 0,2

145.031.081 100,0 403.355 100,0 128.220.940 100,0 273.655.376 100,0

Ordinárias

Nas Assembléias Gerais, cada ação ordinária dá direito a um voto.

As ações preferenciais classe “A” não possuem direito a voto, porém detêm prioridade no

reembolso do capital e direito ao recebimento de dividendos de 10% ao ano, não cumulativos,

calculados sobre o capital representado pelas ações dessa classe.

As ações preferenciais classe “B” não possuem direito a voto, mas terão prioridade na distribuição

de dividendos mínimos, calculados com base em 25% do lucro líquido ajustado, de acordo com a

legislação societária e o Estatuto da Companhia. Os dividendos assegurados à classe “B” serão

prioritários apenas em relação às ações ordinárias e somente serão pagos à conta dos lucros

remanescentes depois de pagos os dividendos prioritários das ações preferenciais classe “A”.

De acordo com o artigo 17 e seus parágrafos, da Lei n.º 6.404/1976, os dividendos atribuídos às

ações preferenciais são, no mínimo, 10% maiores do que os atribuídos às ações ordinárias.

196




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27 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços

.

30.06.2006 30.06.2005 Fornecimento de energia elétrica

Residencial 979.677 907.678Industrial 845.017 758.625Comercial, serviços e outras atividades 586.560 528.495Rural 128.923 122.986Poder público 87.108 78.957Iluminação pública 72.807 69.214Serviço público 64.660 57.892

2.764.752 2.523.847Suprimento de energia elétrica

Contratos com pequenas concessionárias 16.209 19.206Leilão - CCEAR 306.359 214.511Contratos bilaterais 226.551 204.081Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE 21.662 26.922

570.781 464.720Disponibilidade da rede elétrica

Rede elétrica - tarifa de uso do sistema de distribuição (Tusd) 70.148 66.974Rede básica - tarifa de uso do sistema de transmissão (Tust) 73.067 63.768Rede de conexão 91 86

143.306 130.828Receita de telecomunicações

Serviço de comunicações de dados e de telecomunicações 26.690 25.59626.690 25.596

Distribuição de gás canalizadoVenda de gás natural 105.799 84.479

105.799 84.479Outras receitas operacionais

Renda da prestação de serviços 6.731 5.831Arrendamentos e aluguéis 19.062 22.350Subvenção - CCC - 9.216Serviço taxado 3.631 3.893Outras receitas 620 343

30.044 41.633

3.641.372 3.271.103

Consolidado

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28 Deduções da Receita Bruta

.

30.06.2006 30.06.2005 Tributos sobre a receita

Cofins 243.821 144.380Pasep 54.325 31.622ICMS 709.428 655.835

ISSQN 866 4661.008.440 832.303

Encargos do consumidorQuota para reserva global de reversão - RGR 26.573 31.479Encargos de capacidade emergencial 938 50.854

27.511 82.333.

Outras deduções da receita - 128

1.035.951 914.764

Consolidado

29 Energia Elétrica Comprada para Revenda

.

30.06.2006 30.06.2005 Eletrobrás (Itaipu) 135.549 255.718Cia. de Interconexão Energética - Cien 109.679 156.307Furnas Centrais Elétricas S.A. - leilão 131.109 89.093Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - leilão 76.251 62.726

Itiquira Energética S.A. 43.360 38.914Companhia Energética de São Paulo - leilão 43.802 23.612Dona Francisca Energética S.A. 24.421 24.783Câmara de Comercialização de Energia - CCEE 12.715 23.164Energia elétrica comprada para revenda - CVA passiva 58.576 52.392

Outras concessionárias - leilão 72.585 45.246Excedente de energia a recuperar - leilão (23.447) -Outras concessionárias 2.566 12.664

687.166 784.619

Consolidado

198




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30 Pessoal

.

30.06.2006 30.06.2005 30.06.2006 30.06.2005

Remunerações 2.081 1.665 197.520 187.821Encargos sociais 499 348 70.907 67.251Auxílio alimentação e educação - - 20.975 17.076Indenizações trabalhistas - - 3.020 305(-) Transferências p/ imobilizado em curso - - (22.669) (18.429)

2.580 2.013 269.753 254.024


31 Planos Previdenciário e Assistencial

Plano Plano assistencial

30.06.2006 30.06.2005

Cálculo atuarial 25.601 25.375 50.976 38.903Complemento de benefícios a empregados ativos 52 9.960 10.012 10.126

25.653 35.335 60.988 49.029

Consolidado previdenciário

32 Material

.

30.06.2006 30.06.2005

Combustíveis e peças para veículos 12.188 9.843

Material para o sistema elétrico 11.689 9.817Material para cantina 1.593 1.697Material de expediente 1.212 1.194Material de construção civil 1.200 1.230Material de segurança 763 829Material de informática 667 1.875Ferramental 631 633Material para hotéis e hospedarias 609 625Outros materiais 2.754 2.981

33.306 30.724

Consolidado

199




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33 Matéria-prima e Insumos para Produção de Energia

.

.

30.06.2006 30.06.2005

Combustíveis para produção de energia elétrica 9.268 9.215Gás natural para produção de energia elétrica 38 -Matéria prima e insumos p/ produção de energia - repactuação Petrobras (298.115) -Outros insumos 116 117

(288.693) 9.332

Consolidado

Conforme descrito na nota n.º 19, pelo reconhecimento do acordo com a Petrobras, foi registrado

nesta conta um abatimento do valor originalmente faturado de R$ 298.115.

34 Gás Natural e Insumos para Operação de Gás

.

.

30.06.2006 30.06.2005

Gás natural comprado para revenda 51.137 140.640Outros insumos 152 80

51.289 140.720

Consolidado

O gás adquirido destina-se à comercialização pela Compagas.

200




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35 Serviços de Terceiros

.

30.06.2006 30.06.2005 30.06.2006 30.06.2005 Consultoria técnica, científica e administrativa 511 347 12.251 9.378

Manutenção do sistema elétrico - - 9.376 10.605Postais e telegráficos - serviços - 9 9.211 7.821Agentes autorizados e credenciados - - 9.080 6.656

Processamento e transmissão de dados - - 7.334 6.912Telefone - - 6.283 7.141

Serviços de apoio administrativo - 94 5.652 5.816Viagens 33 142 4.770 3.451Vigilância - - 4.386 3.270

Leitura e entrega de faturas - - 3.654 3.710Atendimento a consumidores - - 3.355 3.622Serviços de manutenção civil - - 3.283 1.920

Treinamentos 4 96 2.354 1.934Instalações - serviços em área verde - - 2.235 1.404Veículos - manutenção e conservação - - 1.798 1.548

Anúncios e publicações 91 178 1.618 1.709Limpeza de faixa de servidão - - 1.357 443

Fretes e carretos 1.075 - 1.329 925Telecomunicações - manutenção do sistema 3 - 1.268 1.148Telefonista - pessoa jurídica - - 1.262 1.325

Despesas jurídicas 100 92 1.201 1.125Auditoria 80 1.319 928 1.714Administração de agências franqueadas - - 925 1.549

Outros serviços 705 69 8.047 8.339

2.602 2.346 102.957 93.465


36 Taxas Regulamentares

.

30.06.2006 30.06.2005

Conta de consumo de combustível - CCC 115.891 114.588Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 22.801 27.854Taxa de fiscalização - Aneel 7.538 5.438Conta de desenvolvimento energético - CDE 75.410 70.069

221.640 217.949

Consolidado

201




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37 Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética

.Consolidado

30.06.2006 30.06.2005

Programa de pesquisa e desenvolvimento - P&D 9.548 6

Programa de eficiência energética - PEE 5.127 -

Ministério de Minas e Energia - MME 4.774 -

Fundo nacional de desenvolvimento científico e tecnológico - FNDCT 9.548 5.376

28.997 5.382

As despesas com Programas de P&D e PEE do exercício de 2005 foram reconhecidas

substancialmente em dezembro, no montante de R$ 29.681 (complementado por R$ 5.067 em

2006, conforme mencionado na nota 23). Deste total, o valor de R$ 22.612 corresponde ao

primeiro semestre de 2005, o qual não foi registrado nas informações semestrais de 30.06.2005.

Deste valor, R$ 17.578 referem-se a P&D e R$ 5.034 a PEE.

38 Outras Despesas Operacionais

.Companhia Consolidado

30.06.2006 30.06.2005 30.06.2006 30.06.2005 Provisões para contingências - - 48.770 -

Prov. p/ cred. liq.duv. - consumidores e revend. (nota 5) - - 37.503 43.112

Prov. p/ cred. liq.duv. - serv. terc./ outros cred. 5.408 - 5.696 167

Propaganda e publicidade 1.754 1.620 9.428 1.876

Arrendamentos e aluguéis 55 58 9.123 8.516

Encargo da concessão - outorga Aneel - - 7.773 -

Seguros 1 1 3.979 2.168

Energia elétrica - consumo próprio - - 2.960 2.555

Indenizações - - 927 1.203

Doações, contribuições e subvenções - - 899 1.371

Despesas gerais 330 - 11.364 2.929

7.548 1.679 138.422 63.897

202




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39 Resultado Financeiro

.

30.06.2006 30.06.2005 30.06.2006 30.06.2005 Receitas financeiras

Descontos obtidos (nota 19.c) - - 283.198 -Renda de aplicações financeiras 173 3.854 79.229 38.061Juros e comissões 858 1.314 46.042 65.121Acréscimos moratórios sobre faturas de energia - - 39.597 39.120Remuneração selic - CVA - - 29.089 14.536Rendimentos s/ operações com derivativos (nota 44) 22.423 - 22.423 -Variações monetárias 1 - 15.320 19.335Juros sobre impostos a compensar 3.128 1.839 4.313 9.345Juros s/ direito de ressarcimento de geradores - - 4.003 -Outras receitas financeiras 6 13 6.517 3.944(-) Impostos e contrib. sociais s/ rec. financeiras - - - -

26.589 7.020 529.731 189.462(-) Despesas financeiras

Encargos de dívidas 44.650 24.468 107.697 103.572CPMF e IOF 2.710 3.777 22.020 17.965Remuneração selic - CVA - - 17.004 2.126Variações monetárias e cambiais 1.321 1 9.862 (60.475)Pasep/Cofins s/ juros s/ capital próprio 7.400 - 7.518 100Juros sobre P&D e PEE - - 3.875 -Multas moratórias - fiscais 1 554 2.843 5.676Multas sancionatórias e outras 414 - 2.213 80Juros sobre parcelamento de tributos 1.962 2.239 1.962 2.239Multas contratuais - Compagas - - - 83.156Encargos de operações com derivativos (nota 44) - - - 41.952Outras despesas financeiras 1.444 1.011 2.152 4.016

59.902 32.050 177.146 200.407

(33.313) (25.030) 352.585 (10.945)


203




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40 Resultado de Participações Societárias

30.06.2006 30.06.2005 30.06.2006 30.06.2005

Equivalência patrimonialCopel Geração S.A. 603.425 47.620 - -Copel Transmissão S.A. 68.068 62.402 - -Copel Distribuição S.A. 152.452 79.381 - -Copel Telecomunicações S.A. 2.957 (570) - -Copel Participações S.A. (28.040) 29.994 - -Coligadas (a) - - 1.165 8.383

. 798.862 218.827 1.165 8.383

Participação em outras sociedades

Dividendos 150 191 150 191Amortização de ágioSercomtel S.A. Telecomunicações - - (2.114) (2.114)Sercomtel Celular S.A. - - (290) (290)Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. - - (189) -

- - (2.593) (2.404)

150 191 (2.443) (2.213)

799.012 219.018 (1.278) 6.170


a) Equivalência patrimonial – coligadas

Lucro líquido / (prejuízo) Partic.. Investida Copel Equivalência patrimonial

30.06.2006 30.06.2005 (%) 30.06.2006 30.06.2005 Sercomtel S.A. - Telecomunicações (2.228) (1.435) 45,00 (4.971) (102)

Sercomtel Celular S.A. (965) (1.352) 45,00 (434) (608)

Dominó Holdings S.A. 36.146 41.538 15,00 5.422 6.171

Escoelectric Ltda. (2.109) (1.413) 40,00 - (222)

Copel Amec S/C Ltda. 44 126 48,00 21 60

Dona Francisca Energética S.A. 5.706 5.813 23,03 220 -

Carbocampel S.A. (19) (16) 49,00 (10) (8)

Braspower International Engineering S/C Ltda. (58) (92) 49,00 - -

Centrais Eólicas do Paraná Ltda. 265 418 30,00 80 125

Foz do Chopim Energética Ltda. 2.341 8.294 35,77 837 2.967

1.165 8.383

Consolidado

A Companhia vem contabilizando o resultado da avaliação dos investimentos pela equivalência

patrimonial, limitada ao valor de sua participação no investimento.

204




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A Companhia, com base em demonstrações financeiras “pro-forma” da coligada Sercomtel S.A.

Telecomunicações de 30.06.2006, as quais refletem exceções incluídas nos relatórios dos

auditores sobre a referida coligada, reconheceu a correspondente perda na equivalência

patrimonial no valor de R$ 3.968 relativa ao primeiro trimestre de 2006. Tal valor refere-se à

equivalência por parte da Copel, em razão de investimentos efetuados pela Sercomtel em

participação em outras companhias, as quais apresentaram provisão para passivo a descoberto.

A companhia também reconheceu como perdas o valor de R$ 1.003, em função ao prejuízo

apurado no semestre naquela investida.

41 Resultado não Operacional

30.06.2006 30.06.2005 30.06.2006 30.06.2005

ReceitasGanhos na desativação de bens e direitos - - 3.117 2.273

Ganhos na alienação de bens e direitos - - - 2.582

Outras receitas não operacionais 412 - 416 -

(-) Cofins/Pasep (38) - (327) (254)

. 374 - 3.206 4.601

(-) DespesasPerdas na desativação de bens e direitos - - 6.427 8.284

Perdas na alienação de bens e direitos - - 15 958

Equivalência patrimonial - UEG Araucária - - 40.986 -

Outras despesa não operacionais - - 664 589

- - 48.092 9.831

374 - (44.886) (5.230)


Em função a aquisição por parte da Copel do controle da UEG Araucária Ltda, o investimento

passou a ser avaliado pelo método da equivalência patrimonial, tendo sido o ajuste inicial

decorrente dessa alteração, no valor de R$ 40.986, registrado como despesa não operacional,

conforme art. 38 da Instrução CVM n.º 247/1996.

42 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

O MAE foi extinto e suas atividades, ativos e passivos foram, em 12.11.2004, absorvidos pela

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

205




23/08/2006 15:49:03 Pág: 70

A CCEE foi constituída sob forma de pessoa jurídica de direito privado sob a regulação e

fiscalização da Aneel.

Os dados de comercialização de energia elétrica da Copel Distribuição, considerados na

contabilização do MAE, atualmente CCEE, não foram reconhecidos pela Companhia como efetivos

e definitivos para os exercícios de 2000, 2001 e primeiro trimestre de 2002. Esses dados foram

calculados através de critérios e valores que levaram em conta decisões da Agência Reguladora

contidas no Despacho Aneel n.º 288/2002 e na Resolução Aneel n.º 395/2002, sendo objeto de

contestação, e tendo a Companhia já encaminhado, pelas vias administrativas e judiciais,

providências contra aquelas decisões.

Em 16.07.2002, a Companhia e a Copel Distribuição ajuizaram ação ordinária requerendo a

concessão de tutela antecipada com o objetivo de suspender: a) os efeitos do Despacho Aneel n.°

288/2002, determinando à Aneel que se abstenha de adotar qualquer medida que importe na

modificação dos números constantes da contabilização dos exercícios de 2000, 2001 e primeiro

trimestre de 2002, realizada pelo MAE em 13.03.2002 ou, caso já tenha sido efetuada outra

contabilização, que suste os seus efeitos; e b) os efeitos do artigo 1°, § 1°, da Resolução Aneel n.°

395/2002.

No mérito, requerem: a) que seja declarada a inaplicabilidade do Despacho Aneel n.° 288, bem

como, na hipótese de já ter ocorrido nova contabilização, que a mesma seja declarada nula; b) a

condenação da Aneel, para que se abstenha de adotar qualquer medida que importe na

modificação dos números constantes da contabilização dos exercícios de 2000, 2001 e primeiro

trimestre de 2002, realizada pelo MAE em 13.03.2002; c) que seja declarado que o artigo 1°, § 1°,

da Resolução Aneel n.° 395/2002 não se aplica às sociedades; e, d) a condenação da Aneel ao

pagamento de indenização pelos prejuízos causados, a serem apurados em liquidação de

sentença.

Em 07.08.2002 foi proferida decisão indeferindo o pedido de antecipação de tutela, de forma que,

em 13.08.2002, as sociedades interpuseram agravo de instrumento com pedido de efeito

suspensivo contra a decisão que indeferiu o pedido de antecipação de tutela.

Em 27.08.2002, o Tribunal Regional Federal da 1ª Região proferiu decisão deferindo o pedido de

efeito suspensivo para sustar a liquidação da contabilização determinada pelo Despacho n.º 288 e

Resolução n.º 395 da Aneel.

206




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Em 09.09.2002, a Aneel apresentou petição requerendo que fosse reconsiderada a decisão que

deferiu o pedido de efeito suspensivo, o que lhe foi negada. Em 02.11.2002, a Copel protocolou

uma petição perante o Superior Tribunal de Justiça juntando cópia da decisão em questão. Em

29.08.2003, os autos foram remetidos à conclusão, posição que permanece inalterada até o

encerramento destas demonstrações trimestrais.

O pleito da Companhia está embasado substancialmente no fato de o Despacho e a Resolução

mencionados acima terem produzido alterações retroativas à data da ocorrência das operações,

especificamente quanto à comercialização parcial da quota parte de Itaipu nos submercados sul e

sudeste para atender contratos bilaterais de energia livre, durante o período de racionamento em

2001, quando havia discrepância significativa de preço da energia de curto prazo entre os

mercados. O montante estimado em 30.06.2006, relativo às diferenças de cálculo, é de

aproximadamente R$ 635.000, não reconhecido pela Companhia no passivo de energia a pagar.

A Administração, suportada por opinião de seus assessores jurídicos, considera como possíveis as

chances de êxito quando da decisão final desses processos judiciais.

Os saldos relativos às transações realizadas pela Companhia são os seguintes:

Copel Copel Elejor Geração Distribuição

30.06.2006 31.03.2006 Ativo circulante (nota 4)

Até dezembro de 2005 98 - - 98 107

De janeiro a março de 2006 - - - - 4.874De abril a junho de 2006 - 11.636 - 11.636 -

98 11.636 - 11.734 4.981Passivo circulante (nota 19)

De janeiro a março de 2006 - - - - 1.581De abril a junho de 2006 5.723 - 906 6.629 -

5.723 - 906 6.629 1.581

Consolidado

207




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A movimentação dos valores de energia de curto prazo (CCEE) no segundo trimestre de 2006 está

apresentada como segue:

Valores Valores a liquidar Liquidação Apropriação a liquidar 31.03.2006 30.06.2006

Ativo circulante (nota 4)Até dezembro de 2005 107 (9) - 98

De janeiro a março de 2006 4.874 (5.705) 831 -De abril a junho de 2006 - (3.793) 15.429 11.636

4.981 (9.507) 16.260 11.734(-) Passivo circulante (nota 19)

De janeiro a março de 2006 1.581 (1.474) (107) -De abril a junho de 2006 - (1.255) 7.884 6.629

1.581 (2.729) 7.777 6.629

Total líquido 3.400 (6.778) 8.483 5.105

Os valores da energia no longo prazo podem estar sujeitos a modificação dependendo de decisão

dos processos judiciais em andamento, movidos por algumas empresas do setor, além da própria

Copel, relativos à interpretação das regras do mercado em vigor. Essas empresas, não incluídas

na área do racionamento, obtiveram liminar que torna sem efeito o Despacho n.º 288 da Aneel, de

16.05.2002, que teve como objetivo o esclarecimento às empresas do setor sobre o tratamento e a

forma de aplicação de determinadas regras de contabilização do MAE, incluídas no Acordo Geral

do Setor Elétrico.

208




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43 Reconciliação da Provisão para Imposto de Renda e

Contribuição Social

A reconciliação da provisão para o imposto de renda (IRPJ) e da contribuição social (CSLL),

calculada pela alíquota fiscal, com os valores constantes da demonstração do resultado é a

seguinte:

.

30.06.2006 30.06.2005 30.06.2006 30.06.2005 Lucro (prejuízo) antes do IRPJ e CSLL 751.575 186.955 1.167.328 316.506

IRPJ e CSLL (34%) (255.536) (63.565) (396.892) (107.612)

Efeitos fiscais sobre:Equivalência patrimonial 244.413 74.401 (13.973) -

Excesso de contribuição previdenciária privada - - (7.634) -

Outros (51) (1.131) (1.387) (2.661)Efeitos fiscais sobre:

IRPJ e CSLL (34%) (11.174) 9.705 (419.886) (110.273)


44 Instrumentos Financeiros

A administração da Companhia, por meio de uma política de derivativos realizou operação de

hedge de moeda com o objetivo de se proteger dos efeitos de variações das taxas de câmbio

sobre a exposição de passivos indexados ao dólar norte-americano.

O valor contábil desse instrumento financeiro foi liquidado em 29.05.2006 e 1º.06.2006, tendo sido

atualizado de acordo com as taxas pactuadas contratualmente, estando o ganho obtido, decorrente

do resultado positivo dessas operações, no montante de R$ 22.423, registrado no resultado

financeiro no primeiro semestre de 2006.

45 Transações com Partes Relacionadas

A Copel efetuou uma variedade de transações com partes relacionadas não consolidadas,

incluindo a venda de energia elétrica para consumo, cujas tarifas aplicadas são aquelas aprovadas

pela Aneel, não sendo os valores faturados considerados relevantes para fins de divulgação.

Todas as outras transações são efetuadas em similaridade com o praticado pelo mercado.

209




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Os principais saldos das transações com partes relacionadas no balanço patrimonial são:

.Parte relacionada Natureza da operação

30.06.2006 31.03.2006Ativo circulante .

Braspower I. Engineering S/C Ltda. Cessão de empregados 992 992Governo do Estado do Paraná Cessão de empregados 1.076 1.076Governo do Estado do Paraná CRC (nota 8) 33.057 32.337.

Ativo realizável a longo prazo .Foz do Chopim Energética Ltda. Contrato de mútuo (nota 14) 36.040 35.722Governo do Estado do Paraná CRC (nota 8) 1.148.281 1.144.591.

Passivo circulante .BNDES Financ. de máqs. equips., obras, instalações

e serviços (nota 17) 6.392 6.366Centrais Eólicas do Paraná Ltda. Compra de energia elétrica 3.260 2.938Dona Francisca Energética S.A. Compra de energia elétrica (nota 19) 4.047 4.182Dutopar Participações Ltda. Reemb. de salários de empregados cedidos 241 228Eletrobrás Financiamentos (nota 17) 46.351 46.163Eletrobrás (Itaipu) Compra de energia elétrica (nota 19) 62.490 60.666Foz do Chopim Energética Ltda. Compra de energia elétrica (nota19) 70.233 69.751Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Aquisição de gás para revenda (nota 19) 23.115 18.199Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Reemb. de salários de empregados cedidos 59 29.

Passivo exigível a longo prazo .BNDES Financ. de máqs. equips., obras, instalações

e serviços (nota 17) 28.817 30.292Eletrobrás Financiamentos (nota 17) 290.641 301.836Eletrobrás Atualiz. ações da Elejor a serem recompradas

da Eletrobrás (nota 17) 40.554 36.874Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Aquisição de gás para revenda (nota 19) 267 268Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Aquis. gás p/ revenda - repactuação (nota 19) 159.303 -.

Consolidado

210




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Os principais saldos das transações com partes relacionadas na demonstração de resultado são:

.Parte relacionada Natureza da operação

30.06.2006 30.06.2005Energia elétrica comprada p/ revenda

Centrais Eólicas do Paraná Ltda. Compra de energia elétrica 393 423

Dona Francisca Energética S.A. Compra de energia elétrica (nota 29) 24.421 24.783

Eletrobrás (Itaipu) Compra de energia elétrica (nota 29) 135.549 255.718. .

PessoalDutopar Participações Ltda. Reemb. de salários de empregados cedidos 161 142

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Reemb. de salários de empregados cedidos 159 171. .

Mat. prima e insumos p/prod. energiaPetróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Gás natural comprado p/ prod. energia elétrica

- repactuação - Petrobras (nota 33) (298.115) -Gás natural e insumos p/ oper. gás

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Gás natural comprado p/ revenda (nota 34) 51.137 140.640. .

Outras despesas operacionaisGoverno do Estado do Paraná Recup. desp. cessão de empregados (83) (216). .

Receitas financeirasFoz do Chopim Energética Ltda. Receita s/ contrato de mútuo 858 1.250

Governo do Estado do Paraná Receita s/ CRC 52.671 56.299. .

Despesas financeirasBNDES Desp. s/ financ. máqs. equips., obras, instal.

e serviços 1.866 2.038

Centrais Eólicas do Paraná Ltda. Multa s/ contrato de compra de energia 216 122

Foz do Chopim Energética Ltda. Multa s/ contrato de compra de energia 989 1.013

Eletrobrás Desp. s/ financiamentos 14.943 17.301.

Consolidado

Os saldos decorrentes de transações entre a Companhia e suas subsidiárias integrais estão

demonstrados na nota 14.

BNDES - A BNDES Participações S.A. - BNDESPAR detém 26,4% das ações ordinárias da

Companhia e tem o direito de indicar dois membros do Conselho da Administração. O BNDESPAR

é subsidiária integral do BNDES.

Dona Francisca Energética S.A. - A Companhia concedeu avais a sua coligada indireta Dona

Francisca Energética S.A., por empréstimos tomados por esta junto ao BNDES (aval solidário) e ao

Bradesco (aval solidário), respectivamente nos montantes, em 30.06.2006, de R$ 48.389 e R$

28.337.

Dutopar Participações Ltda. e Petróleo Brasileiro S.A – Petrobras – As duas companhias são

acionistas minoritários da Compagas.

211




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Eletrobrás – A Eletrobrás detém 1,1% das ações ordinárias da Companhia a qual possui

financiamentos com a Eletrobrás, descritos na nota 17.

A Eletrobrás detém ações preferenciais da Elejor. Estas ações deverão ser readquiridas em 32

parcelas trimestrais e consecutivas, a partir do 24º mês do início da operação comercial do

empreendimento, caracterizada pela operação comercial da última unidade geradora a qual está

prevista para 31.08.2006. Assim, o primeiro pagamento pode ser previsto para agosto de 2008,

sendo que o montante a ser pago será atualizado pela aplicação do IGPM/FGV, entre a data de

integralização das ações e a data do pagamento, acrescido de remuneração do capital de 12% a.a.

(nota 17).

Petróleo Brasileiro S.A – Petrobras – A Petrobras é acionista minoritário da Compagas, através

de sua controlada Petrobras Gás S.A – Gaspetro.

UEG Araucária Ltda. - A Companhia celebrou contrato com a UEG Araucária relativo à compra de

potência assegurada. A validade desse contrato está sendo discutida judicialmente (nota 19.b).

46 Leilão de Energia

Em 16.12.2005, foi realizado o 1º Leilão de Energia Nova, com base no novo modelo do setor. No

total foram comercializados 564.075 GWh, ao preço médio de 121,20 R$/MWh, com data de

entrega prevista para 2008, 2009 e 2010. No leilão foram ofertados contratos de energia com

fontes térmicas e hídricas, com duração de quinze e trinta anos, respectivamente. A Copel adquiriu

os montantes especificados na tabela a seguir:

Fonte Térmica(GWh)

2008 951 3.755

2009 857 7.964

2010 17.437 8.455

Fonte: CCEE

AnoFonte Hídrica

(GWh)

O 2º Leilão de Energia Nova foi realizado em 29.06.2006. Trata-se do Leilão de A-3, com entrega

de energia a partir de janeiro de 2009. Em virtude do baixo desvio da previsão do mercado em

relação ao realizado e da redistribuição das cotas de Itaipu, a Copel não adquiriu energia nesse

leilão.

212




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A aquisição de energia realizada no 1º leilão é suficiente para atender a totalidade do mercado

para o ano 2009. O aumento da cota de Itaipu será absorvido pela frustração de compra ocorrida

no ano 2008 e 2009. A nova conta de Itaipu foi calculada com base no mercado faturado das

concessionárias de distribuição do ano 2004 e terão validade a partir de janeiro de 2008. De

acordo com a Resolução Normativa Aneel nº 218/2006, eventuais sobras ou déficits, provocadas

pela redistribuição da cota de Itaipu, serão compensadas prioritariamente pelo Mecanismo de

Compensação de Sobras e Déficits - MCSD.

Está prevista para o dia 06.09.2006 a realização do 3º Leilão de Energia Nova A-5, onde serão

comercializadas energias de fontes hidráulicas pelo prazo de trinta anos e de fontes térmicas pelo

prazo de quinze anos.

Em agosto de 2005, a Copel Distribuição utilizou-se do mecanismo MCSD para ajustar o nível de

contratação, em função da cessão dos consumidores livres para a Copel Geração. Em dezembro

de 2005, foi utilizado novamente o mecanismo MCSD, dessa vez, para aquisição de energia

existente para 2006 e 2007, a fim de reduzir a compra de energia nova. Recentemente, em abril de

2006, a Copel utilizou MCSD novamente reduzindo seu nível de contratação, em virtude da

migração de consumidores para o ambiente de livre contratação.

Relativamente ao aspecto tarifário, em 2005 registramos como fatos relevantes a exclusão dos

tributos PIS-Pasep/Cofins da composição da tarifa de energia elétrica, a alteração da aplicação da

fórmula do Índice de Reajuste Tarifário - IRT, a assinatura do aditivo ao contrato de concessão da

Copel Distribuição, e a publicação da Resolução Normativa nº 166/2005, que estabeleceu nova

metodologia de cálculo da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - Tusd e da Tarifa de Energia -

TE.

Em 2005, a Agência reguladora do setor elétrico deu início ao processo de aprimoramento do

mecanismo de revisão tarifária por meio do Fórum Técnico de Integração da Aneel e Sociedade,

considerando-se que as contribuições que forem aceitas serão incorporadas e aplicadas no

Segundo Ciclo de Revisão Tarifária.

A Copel, em conjunto com a Abradee, elaborou propostas de aprimoramento para a Base de

Remuneração, Empresa de Referência, Fator X e WACC. A proposta está baseada em uma

metodologia de revisão tarifária clara, sólida e consistente que aumente a transparência do

processo e permita a sua reprodutibilidade, reduzindo a subjetividade na sua aplicação, buscando

a simplicidade sem comprometer a precisão.

213




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47 Empresas Controladas

Apresentamos as demonstrações contábeis em 30.06.2006 das subsidiárias integrais (Copel

Geração - GER, Copel Transmissão - TRA e Copel Distribuição – DIS, Copel Telecomunicações –

TEL e Copel Participações – PAR - consolidado).

ATIVO PAR

Consolidado

Circulante

Disponibilidades 291.119 27.705 248.933 4.700 117.121

Consumidores e revendedores, líquidos 149.973 47.501 704.338 - 47.673

Serviços executados para terceiros, líquidos 1.744 164 17 10.164 -

Dividendos a receber - - - - 1.414

Serviços em curso 1.984 3.310 9.192 - 231

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - 33.057 - -

Impostos e contribuições sociais a compensar 32.191 11.741 158.919 2.455 8.389

Conta de compensação da "parcela A" - - 139.427 - -

Ativo regulatório - Pasep/Cofins - - 13.102 - -

Cauções e depósitos vinculados 4.592 - 16.489 - 186

Pagamentos antecipados 488 326 16.237 30 2.486

Outros créditos 9.370 5.431 35.978 1.305 5.661

Almoxarifado 179 8.600 22.897 6.602 527

491.640 104.778 1.398.586 25.256 183.688

Realizável a Longo Prazo

Consumidores e revendedores 138.965 - 74.509 - -

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - 1.148.281 - -

Impostos e contribuições sociais a compensar 56.868 34.781 218.560 9.609 11.002

Depósitos judiciais 7.893 16.247 64.785 385 12


Ativo regulatório - Pasep/Cofins - 20.361 - - -

Cauções e depósitos vinculados - 4.741 17.973 - -

Coligadas, controladas e controladora 330.692 - - - -

Pagamentos antecipados 3.534 - 7.477 - 431

Bens e direitos destinados à alienação - - - - 1.694

Outros créditos 936 56 5.912 - 223

538.888 76.186 1.546.708 9.994 13.362

Permanente

Investimentos 4.150 2.257 419 - 425.482

Imobilizado 2.874.320 1.169.386 1.143.422 181.437 1.199.243

Diferido - - - - 33.665

2.878.470 1.171.643 1.143.841 181.437 1.658.390

Total do Ativo 3.908.998 1.352.607 4.089.135 216.687 1.855.440

GER TRA DIS TEL

214




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PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO PAR

Consolidado

Circulante

Empréstimos e financiamentos 49.591 15.380 18.505 - 6.392

Debêntures - - 594.464 - 15.890

Fornecedores 65.335 6.193 416.900 1.269 30.138

Impostos e contribuições sociais 82.834 24.111 196.058 926 840

Dividendos a pagar - 69.217 12 916 64.662

Folha de pagamento e provisões trabalhistas 16.012 14.100 57.241 4.745 1.622

Benefícios pós-emprego 25.011 23.435 74.201 5.617 146


Taxas regulamentares 8.586 1.781 32.188 - 111

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energ. 23.233 8.600 115.384 - 691

Encargo da concessão - outorga Aneel - - - - 13.520

Outras contas a pagar 15.597 465 20.982 1.060 1.025

286.199 163.282 1.642.824 14.533 135.037

Exigível a Longo Prazo

Empréstimos e financiamentos 325.342 71.660 86.808 - 69.371

Debêntures - - - - 256.399

Provisões para contingências 64.307 41.977 146.727 753 3.270

Dívidas com pessoas ligadas - - - - 500.333

Fornecedores 160.193 - 233.189 - 41.461

Impostos e contribuições sociais - 6.923 19.205 - 16.406

Benefícios pós-emprego 89.451 79.406 289.572 16.476 1.600


639.293 199.966 787.203 17.229 888.840

Participações Minoritárias - - - - 197.971

Patrimônio Líquido

Capital social 2.338.932 772.389 1.607.168 187.894 586.975

Reservas de capital - - - 701 -

Reservas de lucros 129.472 151.739 - - 74.657

Lucros (prejuízos) acumulados 515.102 65.231 51.940 (3.670) (28.040)

2.983.506 989.359 1.659.108 184.925 633.592

Total do Passivo e Patrimônio Líquido 3.908.998 1.352.607 4.089.135 216.687 1.855.440

TELGER DISTRA

215




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DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO PAR

Consolidado

Receita Operacional

Fornecimento de energia elétrica 70.923 - 2.694.637 - 1.122

Suprimento de energia elétrica 564.381 - 38.357 - 37.464

Disponibilidade da rede elétrica - 212.491 73.362 - -

Receita de telecomunicações - - - 43.073 -

Distribuição de gás canalizado - - - - 105.914

Outras receitas operacionais 4.232 1.376 26.314 - 72

Deduções da receita operacional (93.450) (28.657) (885.905) (6.070) (21.869)

Receita Operacional Líquida 546.086 185.210 1.946.765 37.003 122.703

Despesa Operacional

Energia elétrica comprada para revenda (37.114) - (717.930) - (1.543)

Encargos de uso da rede elétrica (87.563) - (332.320) - (3.228)

Pessoal e planos previdenciário e assistencial (52.165) (43.572) (213.446) (13.474) (5.577)

Material (3.868) (2.108) (26.359) (731) (238)

Matéria-prima e insumos - prod. energia elétrica 288.578 - - - -

Gás natural e insumos para operações de gás - - - - (51.289)

Serviços de terceiros (23.228) (8.542) (81.156) (3.221) (4.104)

Depreciação e amortização (51.576) (20.164) (78.535) (13.386) (12.033)

Taxas regulamentares (25.014) (1.655) (194.441) - (530)

Pesquisa e desenv. e eficiência energética (6.014) (2.067) (20.508) - (408)

Tributos (456) (379) (2.182) (350) (117)

Recuperação de despesas 10.132 118 13.485 7 29

Encargo da concessão - outorga Aneel - - - - (7.773)

Outras despesas operacionais (4.052) (2.009) (114.767) (882) (2.635)

7.660 (80.378) (1.768.159) (32.037) (89.446)

Resultado das Atividades 553.746 104.832 178.606 4.966 33.257

Resultado Financeiro

Receitas financeiras 343.398 3.244 149.049 191 15.773

Despesas financeiras (23.453) (2.733) (84.533) (411) (14.627)

319.945 511 64.516 (220) 1.146

Resultado de Participações Societárias - - - - (1.428)

Lucro Operacional 873.691 105.343 243.122 4.746 32.975

Resultado Não Operacional (41) (512) (3.655) (65) (40.987)

Lucro (Prejuízo) antes da Tributação 873.650 104.831 239.467 4.681 (8.012)

Imposto de renda e contribuição social (270.225) (36.763) (87.015) (1.724) (12.987)

Participações Minoritárias - - - - (7.041)

Lucro (Prejuízo) Líquido do Período 603.425 68.068 152.452 2.957 (28.040)

GER TRA DIS TEL

216



05.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO DA COMPANHIA NO TRIMESTRE

23/08/2006 15:49:08 Pág: 81

O Comentário do Desempenho da Companhia no Trimestre está apresentado junto ao Comentário

do Desempenho Consolidado.

217








06.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)


Data-Base - 30/06/2006



1 Ativo Total 11.072.820 10.975.650

1.01 Ativo Circulante 2.048.991 2.459.365

1.01.01 Disponibilidades 691.373 1.150.459

1.01.02 Créditos 1.318.813 1.264.562

1.01.02.01 Consumidores e Revendedores 989.850 988.606

1.01.02.02 Prov. p/ Créditos de Liquidação Duvidosa (112.729) (81.978)

1.01.02.03 Serv. Executados p/ Terceiros, Líquidos 9.389 8.489

1.01.02.04 Dividendos a Receber 1.436 2.573

1.01.02.05 Serviços em Curso 14.716 11.625

1.01.02.06 Repasse CRC ao Governo Estado do Paraná 33.057 32.337


1.01.02.08 Conta de Compensação da "Parcela A" 139.427 86.018

1.01.02.09 Ativo Regulatório - Pasep/Cofins 13.102 25.081

1.01.02.10 Cauções e Depósitos Vinculados 21.267 44.271

1.01.02.11 Outros Créditos 60.508 43.858

1.01.03 Estoques 38.805 44.344

1.01.04 Outros 0 0

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.985.386 2.052.054

1.02.01 Créditos Diversos 1.949.346 2.016.332

1.02.01.01 Consumidores e Revendedores 104.023 99.996

1.02.01.02 Repasse CRC ao Governo Estado do Paraná 1.148.281 1.144.591


1.02.01.04 Depósitos Judiciais 151.525 149.775


1.02.01.06 Ativo Regulatório - Pasep/Cofins 20.361 49.173

1.02.01.07 Cauções e Depósitos Vinculados 22.714 25.096

1.02.01.08 Outros Créditos 20.263 15.350

1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 36.040 35.722

1.02.02.01 Com Coligadas 36.040 35.722

1.02.02.02 Com Controladas 0 0

1.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0

1.02.03 Outros 0 0

1.03 Ativo Permanente 7.038.443 6.464.231

1.03.01 Investimentos 436.970 416.375

1.03.01.01 Participações em Coligadas 234.104 380.667

1.03.01.02 Participações em Controladas 189.877 22.720

1.03.01.03 Outros Investimentos 12.989 12.988

1.03.02 Imobilizado 6.567.808 6.042.542

1.03.03 Diferido 33.665 5.314

23/08/2006 15:49:08 Pág: 82

218








06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)


Data-Base - 30/06/2006



2 Passivo Total 11.072.820 10.975.650

2.01 Passivo Circulante 2.152.335 2.886.389


2.01.02 Debêntures 772.528 723.043

2.01.03 Fornecedores 443.723 1.265.632

2.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 238.726 207.193

2.01.05 Dividendos a Pagar 40.429 115.429

2.01.06 Provisões 93.830 109.482

2.01.06.01 Folha de Pagamento e Prov. Trabalhistas 93.830 109.482

2.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0

2.01.08 Outros 473.231 374.686

2.01.08.01 Benefícios Pós-Emprego 128.420 126.415


2.01.08.03 Taxas Regulamentares 42.666 59.429

2.01.08.04 Pesquisa Desenv. e Eficiência Energética 147.908 89.975

2.01.08.05 Outras Contas a Pagar 37.348 34.847

2.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 2.531.940 2.285.061


2.02.02 Debêntures 523.079 530.252

2.02.03 Provisões 549.214 496.200

2.02.03.01 Provisões para Contingências 549.214 496.200

2.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 50.333 0

2.02.05 Outros 856.133 693.270

2.02.05.01 Fornecedores 325.393 152.251

2.02.05.02 Impostos e contribuições Sociais 42.534 38.808

2.02.05.03 Benefícios Pós-Emprego 476.504 486.198


2.02.05.05 Consumidores 0 1.465

2.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0

2.04 Participações Minoritárias 197.971 146.363

2.05 Patrimônio Líquido 6.190.574 5.657.837

2.05.01 Capital Social Realizado 3.875.000 3.480.000

2.05.02 Reservas de Capital 817.293 817.293

2.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0

2.05.03.01 Ativos Próprios 0 0

2.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0

2.05.04 Reservas de Lucro 794.890 1.189.890

2.05.04.01 Legal 209.821 209.821

2.05.04.02 Estatutária 0 0

2.05.04.03 Para Contingências 0 0

2.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0

23/08/2006 15:49:13 Pág: 83

219








06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)

1 - CÓDIGO 2 - DESCRIÇÃO 4 -31/03/20063 -30/06/2006

Data-Base - 30/06/2006



2.05.04.05 Retenção de Lucros 585.069 980.069

2.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 0

2.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0

2.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 703.391 170.654

23/08/2006 15:49:13 Pág: 84

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08.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO CONSOLIDADO NO TRIMESTRE

23/08/2006 15:49:23 Pág: 88

COMENTÁRIO DO DESEMPENHO NO TRIMESTRE

1 Distribuição

Ligação de consumidores: Em junho de 2006 a Copel atendeu a 3.297.163 consumidores

(3.222.813 em junho de 2005), sendo faturados 19.197 consumidores acima do número registrado

em março de 2006.

Redes Compactas – A Copel vem implantando redes compactas em áreas urbanas com elevado

grau de arborização nas proximidades das redes de distribuição. Essa tecnologia evita cortes e

podas de árvores e melhora a qualidade do fornecimento, pois reduz o número de desligamentos.

Ao final de junho de 2006, a extensão das redes compactas instaladas era de 1.237 km (1.217 km

em junho de 2005).

Rede Secundária Isolada – A Copel também está investindo em redes secundárias isoladas em

baixa tensão (127/220 V), que apresenta vantagens significativas em relação à rede aérea

convencional, tais como:

- melhora os indicadores DEC e FEC;

- dificulta o roubo de energia;

- melhora as condições do meio ambiente e reduz a área de podas;

- aumenta a segurança;

- reduz a queda de tensão ao longo da rede; e

- aumenta a vida útil do transformador pela redução do número de curtos-circuitos na rede, entre

outros.

Ao final de junho de 2006, a extensão das redes de distribuição secundárias isoladas instaladas

era de 1.325 km (692 km em junho de 2005).

Comportamento do mercado – A geração de energia da Copel de janeiro a junho de 2006 foi de

6.082 GWh (7.155 GWh de janeiro a junho de 2005). O montante de energia comprada de Itaipu foi

de 2.310 GWh (2.318 GWh no primeiro semestre de 2005), o da Cien foi de 1.738 GWh (mesmo

montante do primeiro semestre de 2005) e o da CCEAR (leilão) foi de 5.859 GWh (4.239 GWh no

mesmo período de 2005), conforme demonstrado no fluxo a seguir:

224




23/08/2006 15:49:23 Pág: 89

.Fluxo de energia (GWh) Janeiro a junho de 2006

Distribuição Direta8.740 - 97,5%

Geração própria Concessionárias

6.082 - 31,2% 224 - 2,5%

Disponibilidade

Energia recebida 19.508

13.426 - 68,8%

CCEAR - 5.859

Itaipu - 2.310

Cien - 1.738 Contratos bilaterais 2.136 - 11,0%

MRE e CCEE - 2.314 CCEAR 5.545 - 28,4%

Outros - 1.205 MRE e CCEE 925 - 4,7%

Perdas rede básica 400 - 2,0%

Perdas distribuição 832 - 4,3%

Alocação de contratos no CG 99 - 0,5%

Obs.: Valores sujeitos a alterações após fechamento pela CCEE.

CG = Centro de gravidade do Submercado (diferença entre a energia contratada e a recebida no CG - estabelecido em

Contrato.)

1.331 6,8%- Perdas e diferenças

Energia suprida 8.606 44,1%-

Requisito estadual 8.964 46,0%

Consumidores livres 607 3,1%

-

-

Distribuição direta por classe de consumo (MWh) – No quadro a seguir é apresentado o

desempenho do consumo por classe de consumidores faturado pela Copel no primeiro semestre

de 2006, incluindo consumidores livres atendidos pela Copel Geração:

.Classe Em MWh

jan - jun 2006 jan - jun 2005 Variação

Residencial 2.392.297 2.332.549 2,6%

Industrial (inclui consumidores livres) 3.583.981 3.812.093 -6,0%

Comercial 1.711.413 1.643.737 4,1%

Rural 741.689 724.081 2,4%

Outras 917.231 886.521 3,5%

TOTAL 9.346.611 9.398.981 -0,6%

225




23/08/2006 15:49:23 Pág: 90

Consumo industrial por ramo de atividade (MWh) – A seguir é apresentado o consumo de

energia elétrica dos principais ramos de atividade industrial, incluindo os consumidores livres

atendidos pela Copel Geração:

.Ramo Em MWh

jan - jun 2006 jan - jun 2005 Variação Produtos alimentícios e bebidas 1.082.786 1.107.056 -2,2%

Papel, papelão e celulose 446.107 431.115 3,5%

Madeira 430.690 472.828 -8,9%

Borracha e plástico 247.402 241.462 2,5%

Veículos automotores 202.190 210.187 -3,8%

Minerais não metálicos 176.559 286.483 -38,4%

Metalurgia básica 168.758 170.520 -1,0%Química 154.627 253.399 -39,0%

Número de consumidores – O número de consumidores faturados em junho de 2006 foi de

3.297.163, o que representou um crescimento de 2,3% sobre o mesmo mês do ano anterior.

.Classe Consumidores

jun 2006 jun 2005 Variação

Residencial 2.597.694 2.532.626 2,6%

Industrial (inclui consumidores livres) 55.174 51.131 7,9%

Comercial 274.767 269.911 1,8%

Rural 327.049 327.973 -0,3%

Outras 42.479 41.172 3,2%

3.297.163 3.222.813 2,3%

2 Administração

Quadro de empregados – O quadro de pessoal da Copel encerrou o primeiro semestre de 2006

com 7.991 empregados, distribuídos entre as subsidiárias integrais da Companhia, e 75

empregados distribuídos entre as empresas controladas pela Copel Participações, da seguinte

forma:

226




23/08/2006 15:49:23 Pág: 91

.Empregados

jun 2006 jun 2005 Subsidiárias integrais

Copel Geração 945 824

Copel Transmissão 913 839

Copel Distribuição 5.804 5.026

Copel Telecomunicações 302 250

Copel Participações 27 267.991 6.965

Controladas pela Copel Participações Compagas 66 67

Elejor 4 4UEG Araucária (1) 5 -

75 71(1) Empresa controlada a partir de junho de 2006.

3 Relações com o Mercado

De janeiro a junho de 2006, na Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa), as ações ordinárias

nominativas (ON – código CPLE3) e as ações preferenciais nominativas classe “B” (PNB – código

CPLE6) da Copel estiveram presentes em 100% dos pregões. As ações em circulação da Copel

totalizaram 45,0% do capital social da companhia. O valor de mercado da Copel, considerando as

cotações da Bovespa ao final de junho de 2006, ficou em torno de R$ 5.162 milhões. Dos 56

papéis que compõem o Ibovespa, as ações PNB da Copel representam 1,4% da carteira em 22º

lugar, e com o índice Beta de 1,14. Na composição da carteira teórica do IEE, a Copel aparece em

8º lugar, com participação de 7,7%. Das 28 empresas que compõem o índice de sustentabilidade

empresarial da Bovespa (ISE), a Copel está em 15º lugar com participação de 1,3%.

Na Bolsa de Valores de Nova York (NYSE), são negociadas as ações PNB em forma de ADS's

(código ELP), as quais estiveram presentes em 100% dos pregões daquela Bolsa.

No Latibex (Mercado de Valores Latino Americano em Euros), vinculado a Bolsa de Valores de

Madrid, são também negociadas as ações PNB, com o código XCOP, as quais estiveram

presentes em 98% dos pregões daquela Bolsa.

Na Bovespa, as ações ON fecharam o período cotadas, por lote de mil, a R$ 17,50 com variação

de 17,6% no primeiro semestre de 2006 e as PNB a R$ 20,40 com variação de 13,4%. Na NYSE

as ADSs fecharam o período cotadas a US$ 9,30, com variação de 23,5%. No Latibex as XCOPs

fecharam o período cotadas a € 7,58, com variação de 18,8%.

227




23/08/2006 15:49:23 Pág: 92

.Desempenho das ações (jan-jun 2006)

Total Média diária Total Média diária

BovespaNegócios 2.255 18 82.484 671

Quantidade (mil) 7.801.900 63.430 114.224.100 928.651

Volume (R$ mil) 136.358 1.109 2.425.744 19.721

Presença 123 100% 123 100%

NyseQuantidade (mil) 1.576.900 43.803 49.431.000 395.448

Volume (US$ mil) 12.456 346 483.157 3.865

Presença 36 29% 125 100%

LatibexQuantidade (mil) - - 290.316 2.341

Volume (€ mil) - - 2.260 18Presença - - 124 98%

ON PNB

4 Tarifas

Em junho de 2006, a tarifa média de fornecimento de energia elétrica atingiu R$ 214,17/MWh,

representando uma elevação de 4,8% em relação a junho do ano anterior.

A classe industrial teve uma elevação de 13,5%, refletindo a continuidade do processo de

realinhamento tarifário e de retirada gradual dos subsídios cruzados entre os grupos de consumo

de alta e baixa tensão, conforme o disposto no Decreto 4.667/2003.

Pela Resolução Aneel nº 345, de 20.06.2006, foram homologadas as tarifas de fornecimento da

Copel Distribuição, com reajuste médio de 5,12%, sendo 4,91% relativo ao reajuste tarifário anual

(IRT) e 0,21% relativo aos componentes financeiros externos ao reajuste anual.

.Tarifas R$/MWh


Residencial 268,33 269,81 -0,5%

Industrial 180,04 158,69 13,5%

Comercial 240,32 233,71 2,8%

Rural 164,10 162,33 1,1%

Outras 179,47 175,21 2,4%Total fornecimento 214,17 204,45 4,8%

Sem ICMS

Não inclui consumidores livres

228




23/08/2006 15:49:23 Pág: 93

As principais tarifas de compra de energia da Copel estão demonstradas no quadro a seguir:

.Tarifas de Compra de Energia R$/MWh


Itaipu (1) 84,66 83,97 0,8%

Cien 70,85 88,24 -19,7%

Leilão - CCEAR 2005-2012 59,01 57,51 2,6%Leilão - CCEAR 2006-2013 69,94 - -

(1) Inclui tarifa de Furnas

Pela Resolução ANEEL 354, de 27.06.06, a tarifa de transporte de energia elétrica proveniente da

Itaipu Binacional foi reduzida em 11,41% a partir de 01.07.06. Por esta resolução, foi também

extinta a tarifa de uso das instalações de transmissão da Rede Básica vinculada aos Contratos

Iniciais ou equivalentes.

.Tarifas de Suprimento de Energia R$/MWh

jun 2006 jun 2005 VariaçãoLeilão - CCEAR 2005-2012 58,52 57,50 1,8%Leilão - CCEAR 2006-2013 68,54 - -Pequenas Concessionárias 88,43 83,05 6,5%

229



16.01 - OUTRAS INFORMAÇÕES QUE A COMPANHIA ENTENDA RELEVANTES

23/08/2006 15:49:37 Pág: 94

2006 2005 2006 2005

ATIVIDADES OPERACIONAISLucro líquido do período 740.401 196.660 740.401 196.660

Despesas (receitas) que não afetam o caixa:Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - 43.200 43.279Depreciação e amortização - - 175.694 161.546Variações monetárias de longo prazo - líquidas 9.616 302 (1.846) (55.170)Equivalência patrimonial (798.862) (218.827) (1.165) (8.383)Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.198 (9.705) 44.941 (28.586)Provisões no exigível a longo prazo - - 115.291 68.351Baixas de ativo regulatório - Pasep/Cofins - - 25.865 -Baixas de outros realizáveis a longo prazo - - 43 42Baixas de imobilizado em serviço - líquidas - - 8.357 8.753Amortização de ágio em investimentos - - 2.593 2.404Participações minoritárias - - 54.540 16.167

(788.048) (228.230) 467.513 208.403Variações no ativo circulante

Consumidores e revendedores - - (45.145) (151.671)Serviços executados para terceiros, líquidos - - (2.040) (572)Serviços em curso 1.060 (83) (2.584) (1.242)Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - 15.502 14.477Impostos e contribuições sociais a compensar 26.241 (7.694) 9.903 (16.831)Conta de compensação da "parcela A" - - 6.489 85.915Ativo regulatório - Pasep/Cofins - - 37.589 -Cauções e depósitos vinculados - - 22.479 (26.066)Almoxarifado - - (2.215) (1.474)Outros créditos 4.522 513 (23.533) (8.311)

31.823 (7.264) 16.445 (105.775)Variações no passivo circulante

Fornecedores 154 50 (620.407) 243.490Impostos e contribuições sociais (58.219) (21.376) (72.216) (27.738)Folha de pagamento e provisões trabalhistas 15 (31) (14.496) (2.676)Benefícios pós-emprego 8 (15) (63.829) (61.652)Conta de compensação da "parcela A" - - 27.080 46.871Taxas regulamentares - - 1.386 4.596Operações com derivativos - - - (124.629)Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética - - 18.945 -Outras contas a pagar (2) 56 2.622 (6.867)

(58.044) (21.316) (720.915) 71.395Aplicações no realizável a longo prazo

Consumidores e revendedores - - (5.337) (15.057)Impostos e contribuições sociais a compensar - - (2.186) (1.037)Depósitos judiciais - - (6.189) (10.970)Conta de compensação da "parcela A" - - (15.930) -Ativo regulatório - Pasep/Cofins - - (9.432) (31.499)Pagamentos antecipados de seguros - - (8.413) -

- - (47.487) (58.563)(continua)

As notas explicativas da administração são parte integrante das demonstrações contábeis.

DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXAPara os semestres findos em 30 de junho de 2006 e de 2005

( Valores expressos em milhares de reais )


230




23/08/2006 15:49:37 Pág: 95

(continuação)

2006 2005 2006 2005

ATIVIDADES OPERACIONAISAumento do exigível a longo prazo

Pessoas ligadas 494.017 53.607 - -494.017 53.607 - -

Total das Atividades Operacionais 420.149 (6.543) 455.957 312.120

ATIVIDADES DE INVESTIMENTOParticipações societárias:

Copel Transmissão S.A. (17.000) (3.400) - -Copel Participações S.A. (457.000) (40.599) - -UEG Araucária Ltda. - - (433.577) -Demais investidas - - 186 (6)

Dividendos e juros sobre o capital próprio 155.471 182.237 3.504 1.999Aplicações no imobilizado:

Em geração - - (3.727) (9.960)Em geração (Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. - Elejor) - - (53.171) (98.301)Em transmissão - - (73.807) (61.064)Em distribuição - - (144.683) (119.218)Em telecomunicações - - (12.669) (8.773)Em canalização de gás (Companhia Paranaense de Gás - Compagás) - - (6.631) (4.556)Instalações gerais - - (6) -

Contribuições do consumidor - - 15.905 22.306Aplicações no diferido - - (17) (391)

Total das Atividades de Investimento (318.529) 138.238 (708.693) (277.964)

ATIVIDADES DE FINANCIAMENTOEmpréstimos e financiamentos (5.762) (412.177) (54.128) (465.741)Debêntures (36.358) 404.435 (59.491) 581.645Dividendos (73.287) (59.256) (74.038) (64.302)

Total das Atividades de Financiamento (115.407) (66.998) (187.657) 51.602

TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA (13.787) 64.697 (440.393) 85.758

Saldo inicial de caixa 15.583 3.281 1.131.766 533.092Saldo final de caixa 1.796 67.978 691.373 618.850

Variação no caixa (13.787) 64.697 (440.393) 85.758

DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXAPara os semestres findos em 30 de junho de 2006 e de 2005

( Valores expressos em milhares de reais )

Companhia

Nota: Demonstração em conformidade com o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica,aprovado pela Resolução ANEEL nº 444/2001 publicada no D.O.U. em 29.10.2001.

Consolidado

As notas explicativas da administração são parte integrante das demonstrações contábeis.

231




23/08/2006 15:49:37 Pág: 96

2006 2005

Receitas Venda de energia, serviços e outras receitas 3.641.372 3.271.103 Vendas canceladas e abatimentos - (128) Provisão para créditos de liquidação duvidosa (43.200) (43.279) Resultado não operacional (44.886) (5.230)

Total 3.553.286 3.222.466

( - ) Insumos aquiridos de terceiros Energia elétrica comprada para revenda 687.166 784.619 Encargos de uso da rede elétrica 280.561 222.969 Material, insumos e serviços de terceiros (152.430) 133.521 Gás Natural e Insumos p/ Oper. Gás 51.289 140.720 Encargos de capacidade emergencial 938 50.854 Outros insumos 92.287 4.186

Total 959.811 1.336.869

( = ) VALOR ADICIONADO BRUTO 2.593.475 1.885.597

( - ) Depreciação e amortização 175.694 161.546

( = ) VALOR ADICIONADO LÍQUIDO 2.417.781 1.724.051

( + ) Valor Adicionado TransferidoReceitas financeiras 529.731 249.937Equivalência patrimonial (1.278) 6.170

Total 528.453 256.107

VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR 2.946.234 1.980.158

(Valores expressos em milhares de reais)

Para os semestres findos em 30 de junho de 2006 e de 2005

Consolidado

DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO

Nota: Demonstração em conformidade com a Norma Brasileira de Contabilidade NBC T 3.7 aprovada pela Resol. CFC nº 1.010 publicada no D.O.U. em 25.01.2005.

232




23/08/2006 15:49:37 Pág: 97

(continuação)

2006 % 2005 %

DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO :

Pessoal Remunerações 197.520 187.821 Planos previdenciário e assistencial 60.988 49.029 Auxílio alimentação e educação 20.975 17.076 Encargos sociais - FGTS 16.902 16.003 Indenizações trabalhistas 3.020 305 Transferências para imobilizado em curso (22.669) (18.429)

Total 276.736 9,4 251.805 12,7

Governo ICMS 709.428 655.835 Imposto de renda e contribuição social 419.886 110.273 Cofins 243.821 144.380 Taxas regulamentares 221.640 217.949 Pasep 54.325 31.622 Encargos sociais - INSS 54.005 51.248 RGR 26.573 31.479 CPMF e IOF 22.020 17.965 ISSQN 866 466 Outros tributos 5.243 9.470

Total 1.757.807 59,6 1.270.687 64,2

Financiadores Juros e multas 155.126 242.917 Aluguéis 9.123 8.516

Total 164.249 5,6 251.433 12,7

Acionistas Lucros retidos 740.401 196.660 Participações minoritárias 7.041 9.573

Total 747.442 25,4 206.233 10,4

2.946.234 100,0 1.980.158 100,0

Valor Adicionado ( médio ) por empregado 375 289Taxa de contribuição do patrimônio líquido - % 47,6 37,1Taxa de geração de riqueza - % 26,6 19,2Taxa de retenção de riqueza - % 25,4 10,4

As notas explicativas da administração - NE são parte integrante das demonstrações contábeis.

DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO

(Valores expressos em milhares de reais)

Para os semestres findos em 30 de junho de 2006 e de 2005

Consolidado

233

ANEXOS

235

ANEXO I

Ata de Reunião do Conselho de Administração da Emissora Realizada em 18 de Agosto de 2006

237

ANEXO II

Ata de Reunião do Conselho de Administração da Emissora Realizada em 21 de Setembro de 2006

249

ANEXO III

Escritura Particular da Quarta Emissão de Debêntures Simples, Não-Conversíveis em Ações, em Série Única,da Espécie Quirografária, para Distribuição Pública, da Companhia Paranaense de Energia - COPEL

253

ANEXO IV

Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da Quarta Emissão de DebênturesSimples, Não-Conversíveis em Ações, em Série Única, da Espécie Quirografária, para

Distribuição Pública, da Companhia Paranaense de Energia - COPEL

285

ANEXO V

Súmula da Classificação de Risco

293

RIO DE JANEIROAvenida Rio Branco, 89 – sala 1302, Centro – 20040-004 – Rio de Janeiro – RJ – Brasil – Tel.: (5521) 4503-2600 – Fax: (5521) 4503-2601

SÃO PAULOAlameda Santos 1.470, Conj. 511 – 01418-100 – São Paulo – SP – Brasil – Tel.: (5511) 4504-2600 – Fax: (5511) 4504-2601

Fitch Atribui Rating Nacional de Longo Prazo à Copel e à sua 4ª Emissão de Debêntures

Rio de Janeiro/Chicago, 23 de agosto de 2006 – A Fitch Ratings atribuiu, hoje, o Rating Nacional de Longo Prazo ‘A+(bra)’ (A mais (bra)) à Companhia Paranaense de Energia (Copel) e à sua 4ª emissão de debêntures, no valor de BRL600 milhões. A Perspectiva do rating corporativo é Estável. A emissão será realizada sem a garantia solidária das empresas operacionais, subsidiárias integrais da Copel. O término da emissão será em 1º de setembro de 2011, com pagamento do principal em parcela única. Os recursos da operação serão direcionados para fins corporativos.

Os ratings da Copel e da sua 4ª emissão de debêntures baseiam-se na qualidade de crédito da companhia como uma empresa integrada de energia; na relevância de seus ativos de geração, transmissão edistribuição; na forte capacidade de geração de caixa operacional propiciada por estes ativos; no baixo perfil de alavancagem do grupo; e num volume considerável de liquidez frente a um cronograma de amortizações bem estruturado. Os ratings também são suportados pelas vantagens competitivas da Copel na atividade de geração de energia; na adequada previsibilidade e rentabilidade apurada na transmissão; e pelo fato do segmento de distribuição ser regulado, sem competição, e ter um arcabouço regulatório que prevê a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro das concessionárias.

A expectativa da Fitch é de que estes fundamentos sejam preservados nos próximos anos, apoiados por um fluxo de caixa operacional crescente, com base na avaliação positiva de cenários econômico, de mercado e regulatório feita pela agência. Os ratings estão restritos pela exposição da companhia ao risco de influência política, em razão de seu controle acionário ser público estadual, e ao modelo regulatório novo, mas que tem se mostrado eficiente diante dos desafios impostos.

A Copel Distribuição S.A. (Copel Distribuição) está inserida em um mercado de renda per capita elevada, o que potencializa o aumento de suas vendas físicas de energia, mantido o cenário de crescimento econômico e o histórico de correlação deste com as vendas de energia. A distribuidora, mesmo penalizada em suas receitas nos últimos anos, em decorrência da política de descontos tarifários imposta pelocontrolador, tem apresentado contínua melhora na geração de caixa proveniente das atividadesoperacionais e redução da sua alavancagem. Alguns importantes fatores de risco, observadosanteriormente no segmento de distribuição, foram reduzidos pelo novo arcabouço regulatório. Este obrigaas distribuidoras a ficarem 100% contratadas no longo prazo em suas demandas previstas de energia; prevê o repasse total de custos não gerenciáveis; e contempla instrumentos que permitem ajustes de sobras e déficits de energia contratada com os supridores, para evitar perdas de receitas por desvios nas projeções de mercado futuro de energia, fora dos padrões que garantem o repasse automático às tarifas.

No segmento de geração, a Copel tem apresentado retornos consistentes, apurando margens de EBITDA ao redor de 58%. Os riscos de competição, que podem ocasionar energias sem contrato ou possíveis descontratações, estão mitigados pelo elevado volume de energia contratada pela Copel Geração S.A.(Copel Geração) em contratos de longo prazo. Cerca de 70% da energia gerada nas usinas da Copel estão contratadas no Ambiente de Contratação Regulada – ACER, com prazo de oito anos. As tarifas praticadas nestes contratos refletem os baixos preços praticados nos leilões de energia existente. Ainda assim, as tarifas contratadas têm sido suficientemente fortes para a obtenção de retornos adequados na atividade de geração e são superiores à tarifa efetiva que era praticada entre a Copel Geração e a Copel Distribuição,na vigência do modelo setorial anterior.

Os riscos importantes, que poderiam afetar a liquidez e a capacidade de pagamento da Copel no futuro,foram reduzidos durante o primeiro semestre de 2006. O fim do processo judicial envolvendo a Copel e El Paso na UEG Araucária, que incluía riscos de indenização elevada por parte da Copel, e a decisão da companhia de aplicar em sua totalidade o reajuste tarifário autorizado para 2006 fortaleceram a qualidade do crédito da empresa. Tais ações limitaram os riscos de desembolso relevante de caixa no futuro e devem gerar incrementos no fluxo de caixa operacional e aumento da capacidade da companhia de realizar

PRESS RELEASE – Nº 575

295



investimentos. Em maio de 2006, a Copel concluiu a aquisição de 60% da participação da EL Paso em Araucária, pelo valor de USD190 milhões, e passou a deter 80% do capital total da usina, encerrando a disputa jurídica que durava mais de três anos. A Copel está realizando esforços para viabilizar osuprimento de gás da usina, com o objetivo de alocar a energia de Araucária nos próximos le ilões de energia nova. A Usina de Araucária possui 484,5 MW de capacidade. Em junho de 2006, a Copel Distribuição reajustou sua tarifa média em 5,12%, não praticando os descontos tarifários implementados em períodos passados. O não repasse total dos reajustes tarifários representava perdas relevantes defaturamento na distribuidora, que não eram compensadas em sua totalidade pelo menor nível de inadimplência observado com a não efetivação do reajuste.

Os indicadores consolidados de crédito da Copel são fortes para sua categoria de rating. A alavancagem, medida pela dívida total ajustada/EBITDA, permanece reduzida e deve se situar próxima a 2,0 vezes nos exercícios seguintes. No primeiro semestre de 2006, este indicador atingiu 2,1 vezes, considerando o EBITDA acumulado dos últimos 12 meses, já expurgados os efeitos não recorrentes que afetarampositivamente o EBITDA. Nos anos de 2005 e 2004, estes índices foram, respectivamente, de 2,3 vezes e 2,7 vezes.

Durante os seis primeiros meses de 2006, a Copel, em bases consolidadas, reportou vendas físicas deenergia de 9.347 GWh (-0,6% em relação ao mesmo período do ano anterior). A retração refletiu a queda de 6% no consumo industrial, decorrente da desaceleração na atividade agroindustrial, afetada pela quebra da safra e pelos impactos negativos da valorização do real sobre as exportações de produtosagrícolas. O EBITDA de BRL1.037 milhões (+112%) foi influenciado positivamente em BRL298milhões pela reversão da provisão do gás contratado para a UEG Araucária. O fluxo de caixa operacional atingiu BRL455, 9 milhões no primeiro semestre de 2006 (+46%) e mostra de forma mais acurada os avanços operacionais decorrentes, principalmente, da redução dos descontos tarifários na distribuidora em 2005, e das maiores tarifas de suprimento praticadas pela geradora, após o fim dos contratos iniciais.

Em junho de 2006, a dívida total ajustada da empresa era de BRL2,6 bilhões, 38% concentrada no curto prazo, frente a BRL691,3 milhões em caixa e títulos negociáveis. As dívidas em moeda estrangeira representavam apenas 9% das obrigações totais ajustadas. A liquidez da Copel, no período, foi reduzidapelo pagamento de USD190 milhões à El Paso. Todavia, a companhia continua preservando uma forte posição de caixa frente às suas obrigações de curto prazo. A quarta emissão de debêntures será utilizada para fortalecer o caixa, que terá redução quando a companhia efetuar o pagamento das debêntures que vencem no curto prazo (fevereiro e março de 2007). Os recursos da emissão e a expectativa de um fluxo de caixa livre mais forte nos próximos períodos devem preservar a força atual da liquidez da companhia, limitando riscos futuros de refinanciamento. Para 2007 e 2008, o fluxo de amortizações deve ser reduzido, fazendo com que os próximos anos sejam de acúmulos de caixa. Tal premissa assume como base,somente, o cronograma de investimentos anunciados pela Cope l.

A Copel é controlada pelo Governo do Estado do Paraná, com 58,6% do capital votante. É uma holding não operacional, que detém o capital social de cinco subsidiárias: Copel Distribuição; Copel Geração; Copel Transmissão S.A. (Copel Transmissão); Copel Telecomunicações S.A. (Copel Telecomunicações); e Copel Participações S.A. (Copel Participações). A principal atividade do grupo está ligada ao setor elétrico, através da distribuição de energia para o Estado do Paraná pela Copel Distribuição; da operação de 18 usinas de geração, com 4.550 MW de capacidade instalada na Copel Geração, e seis usinas de geração com 553 MW de capacidade instalada na Copel Participações; e da rede de 7.062 km de linhas de transmissão de energia na Copel Transmissão.

Contatos: Ricardo Carvalho ou Mauro Storino, 55-21-4503-2600, Rio de Janeiro.

Relações com a Mídia: Jaqueline Ramos de Carvalho, 55-21-4503-2623, Rio de Janeiro.

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Nota aos Editores:Ratings Nacionais refletem uma medida relativa da qualidade de crédito de entidades em países cujos ratings soberanos em moeda estrangeira e local estejam abaixo de 'AAA'. Os Ratings Nacionais não são comparáveis internacionalmente, já que o melhor risco relativo dentro de um país é avaliado como 'AAA' e outros créditos são avaliados somente em relação a este. Tais ratings são sinalizados pela adição de um identificador para o país em questão, como 'AAA (bra)' para Ratings Nacionais no Brasil.

A Fitch Ratings Brasil Ltda. e a Fitch Ratings Ltd. tiveram todo o cuidado na preparação deste documento. Nossas informações foram obtidas de fontes que consideramos fidedignas, mas sua exatidão e seu grau de integralidade não estão garantidos. A Fitch Ratings Brasil Ltda. e a Fitch Ratings Ltd. não se responsabilizam por quaisquer perdas ou prejuízos que possam advir de informações equivocadas. Nenhuma das informações deste relatório pode ser copiada ou reproduzida, arquivada ou divulgada, no todo ou em partes, em qualquer formato, por qualquer razão, ou por qualquer pessoa, sem a autorização por escrito da Fitch Ratings Brasil Ltda. Nossos relatórios e ratings constituem opiniões e não recomendações de compra ou venda. Reprodução Proibida.

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ANEXO VI

Declarações, nos Termos do Artigo 56 da Instrução CVM nº 400

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bb copel debentures suplemento · garantia, com valor nominal unitário de r$ 10.000,00 (dez mil...

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