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COPEL

Copel Geração e Transmissão S.A. CNPJ/MF 04.370.282/0001-70

Inscrição Estadual 90.233.068-21

Subsidiária Integral da Companhia Paranaense de Energia – Copel

www.copel.com [email protected]

Rua José Izidoro Biazetto, 158 - Bloco A - Mossunguê - Curitiba - PR

CEP 81200-240

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO E

DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

2014

COPEL Copel Geração e Transmissão S.A.

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SUMÁRIO

MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE .................................................................................................................... 3 1. PERFIL ORGANIZACIONAL ............................. ........................................................................................................ 5

1.1.Participação no Mercado ................................................................................................................................ 6 1.2.Copel Geração e Transmissão em Números .................................................................................................. 6

2. GOVERNANÇA CORPORATIVA ............................ .................................................................................................. 7 2.1.Estrutura e Boas Práticas de Governança ...................................................................................................... 7 2.2.Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial .................................................................................... 9 2.3.Referencial Estratégico ................................................................................................................................ 10

3. DESEMPENHO OPERACIONAL ............................ ................................................................................................. 11 3.1.Análise macroeconômica ............................................................................................................................. 11 3.2.Análise Setorial ............................................................................................................................................ 12 3.3.Segmentos de Negócios .............................................................................................................................. 15 3.4.Pesquisa & Desenvolvimento - P&D ............................................................................................................. 20

4. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO ......................................................................................................... 21 4.1.Receita Operacional Líquida ........................................................................................................................ 21 4.2.Custos e Despesas Operacionais................................................................................................................. 21 4.3.EBITDA ou LAJIDA ...................................................................................................................................... 22 4.4.Resultado Financeiro ................................................................................................................................... 22 4.5.Endividamento ............................................................................................................................................. 22 4.6.Lucro Líquido ............................................................................................................................................... 23 4.7.Valor Adicionado .......................................................................................................................................... 23 4.8.Programa de Investimentos .......................................................................................................................... 23

5. DESEMPENHO SOCIOAMBIENTAL.......................... ............................................................................................. 24 5.1.Força de trabalho ......................................................................................................................................... 24 5.2.Fornecedores ............................................................................................................................................... 27 5.3.Comunidade ................................................................................................................................................. 27 5.4.Educação para sustentabilidade ................................................................................................................... 28 5.5.Projetos e Programas Corporativos .............................................................................................................. 29 5.6.Meio ambiente .............................................................................................................................................. 30

6. BALANÇO SOCIAL .................................... ............................................................................................................. 34 7. COMPOSIÇÃO DOS GRUPOS RESPONSÁVEIS PELA GOVERNANÇA .............................................................. 37


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MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE

Apresentamos o Relatório da Administração e as Demonstrações Contábeis e Financeiras da Copel

Geração e Transmissão S.A - Copel GeT, subsidiária integral da Copel - Companhia Paranaense de

Energia, referentes ao exercício de 2014.

O ano de 2014 se caracterizou particularmente desafiador para o setor elétrico brasileiro, em especial para

os agentes geradores hidráulicos, face à situação hidrológica desfavorável, com baixas afluências aos

reservatórios, que afetou os níveis de armazenamento e a produção de energia das usinas hidrelétricas.

O conjunto de usinas que compõe o MRE - Mecanismo de Realocação de Energia, não produziu energia

suficiente para atender sua garantia física, caracterizando uma situação de déficit e de redução do GSF -

Generation Scaling Factor, acarretando significativa geração das usinas térmicas de elevado custo,

operando na base do sistema, o que elevou o PLD - Preço de Liquidação de Diferenças ao seu valor teto na

maior parte do ano, resultou em relevantes exposições financeiras negativas no mercado de curto prazo

para grande parte dos geradores hidráulicos e afetou de forma significativa o fluxo de caixa e o resultado

das empresas.

Neste ambiente adverso, a Copel GeT, graças ao desempenho operacional das suas usinas e a uma

estratégia de sucesso na alocação e comercialização da sua energia obteve importante resultado positivo

no mercado de curto prazo.

Outra estratégia que se mostrou vitoriosa foi a manutenção da UEGA - Usina Térmica a Gás de Araucária,

comercializando sua geração no mercado de curto prazo, o que resultou numa extraordinária contribuição

para o resultado da Copel GeT.

Ainda na dimensão operacional, os resultados demonstram sólido desempenho e qualidade dos serviços de

gestão de ativos, operação e manutenção do nosso parque gerador e do nosso sistema de transmissão,

que apresentaram elevados níveis de confiabilidade e de disponibilidade. Destacam-se também as ações

de preservação do meio-ambiente através dos programas socioambientais e de gestão fundiária nas áreas

de influência dos nossos ativos de geração e transmissão.

Além da eficiência operacional, o nosso posicionamento estratégico contempla relevante ampliação dos

ativos próprios e de participações em sociedades de propósito específico de transmissão e consórcios de

geração. A nossa estratégia de expansão extrapola os limites do estado do Paraná. A Copel GeT está

construindo novos ativos próprios ou de participações em 9 (nove) estados do Brasil.

Neste ano iniciamos a operação comercial da subestação de Cerquilho III, 230 Kv, 300 Mva, no estado de

São Paulo, a primeira instalação em operação fora do estado do Paraná.


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Os ativos próprios em construção contemplam 700 Km de linhas de transmissão, 4 (quatro) subestações

com 550 Mva de capacidade instalada e a usina de Colíder com capacidade instalada de 300 Mw.

As participações em construção contemplam 5.234 km de linhas de transmissão, 5.438 Mva de capacidade

instalada em subestações através de 10 ( dez ) sociedades de propósito específico e a usina hidrelétrica do

Baixo Iguaçu, com 350 Mw de capacidade instalada, através do Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu.

A nossa política de transparência e responsabilidade na gestão dos ativos orientou nossa decisão de

redução do valor recuperável, a título de “impairment” de alguns ativos de geração, principalmente da usina

de Colíder, decorrente de fatos que se acumularam ao longo dos últimos anos.

Na busca da eficiência e otimização dos custos reduzimos em 16% os gastos com pessoal e

administradores. Mesmo com o ambiente adverso tivemos um bom resultado neste ano, que, somado aos

resultados dos anos anteriores, permitiram o pagamento de R$ 1,2 bilhões a título de dividendos e juros

sobre o capital próprio.

Agradecemos aos acionistas pelo apoio e confiança fundamentais para a concretização das ações e

projetos que viabilizaram os resultados alcançados e aos nossos colaboradores, nossa força motriz, que de

forma determinada e comprometida construíram os resultados alcançados.

Curitiba, 30 de março de 2015.

Sergio Luiz Lamy

Diretor Presidente


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1. PERFIL ORGANIZACIONAL

A Copel Geração e Transmissão S.A. (Copel Geração e Transmissão ou Companhia), é uma sociedade

anônima de capital fechado, subsidiária integral da Companhia Paranaense de Energia (Copel ou

Controladora), atua com tecnologia de ponta nas áreas de geração e transmissão de energia. Opera um

sistema elétrico com parque gerador próprio de usinas, linhas de transmissão e subestações, inclusive em

parceiras por meio de sociedades de propósito específico.

A seguir, o organograma de participação societária da Companhia em 31.12.2014:

TRANSMISSORA SUL

BRASILEIRA DE ENERGIA S.A.

20,0% Total

CONSÓRCIO

TAPAJÓS

11,1% Total

CONSÓRCIO

BAIXO IGUAÇU

30,0% Total

MATRINCHÃ TRANSMISSORA

DE ENERGIA S.A.

49,0% Total

INTEGRAÇÃO MARANHENSE

TRANSM. DE ENERGIA S.A.

49,0% Total

CAIUÁ TRANSMISSORA DE

ENERGIA S.A.

49,0% Total

CANTAREIRA TRANSMISSORA

DE ENERGIA S.A.

49,0% Total

CONSÓRCIO

SÃO JERÔNIMO

41,2% Total

PARANAÍBA TRANSMISSORA DE

ENERGIA S.A.

24,5% Total

CONSÓRCIO ENERGÉTICO

CRUZEIRO DO SUL

51,0% Total

MATA DE SANTA GENEBRA

TRANSMISSÃO S.A.

50,1% Total

GUARACIABA TRANSM. DE

ENERGIA S.A.

49,0% Total

COPEL

COPEL

GERAÇÃO E

TRANSMISSÃO S.A.

MARUMBI TRANSMISSORA DE

ENERGIA S.A.

80,0% Total

UEG ARAUCÁRIA LTDA

60,0% Total

COSTA OESTE

TRANSM. DE ENERGIA S.A.

51,0% Total


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1.1. Participação no Mercado

Principais produtos (%) Brasil Região Sul Paraná

Geração de energia elétrica (1) 3,7 (2) (3) 22,5 (2) (3) 54,1Transmissão de energia elétrica (4)

1,8 9,9 29,3

(3) Não inclui as usinas do Rio Paranapanema

(1) Capacidade Instalada. Não incluídas as participações da Copel

(4) O mercado refere-se à Receita Anual Permitida - RAP

(2) Não incluída a Usina de Itaipu

1.2. Copel Geração e Transmissão em Números

Indicadores Contábeis

Receita operacional bruta 3.423.411 3.186.763 7,4 Deduções da receita 474.734 466.174 1,8 Receita operacional líquida 2.948.677 2.720.589 8,4 Custos e despesas operacionais 2.728.708 1.500.851 81,8 Equivalência patrimonial 350.412 33.744 938,4 Resultado das atividades 219.969 1.219.738 (82,0) EBITDA ou LAJIDA 866.508 1.546.762 (44,0) Resultado financeiro 129.999 109.507 18,7 IRPJ/CSLL 17.994 362.100 (95,0) Lucro líquido do exercício 682.386 1.000.889 (31,8) Patrimônio líquido 6.484.578 6.796.817 (4,6)

Indicadores Econômico-Financeiros

Liquidez corrente (índice) 1,0 2,0 (47,4) Liquidez geral (índice) 0,6 0,8 (22,7) Margem do EBITDA ou LAJIDA (%) 29,4 56,9 (48,3) Dívida sobre o patrimônio líquido (%) 20,4 20,2 1,0 Margem líquida (lucro líquido/receita operacional líquida) (%) 23,1 36,8 (37,1)

Rentabilidade do patrimônio líquido (%) (1) 10,0 16,2 (38,1)

(1) LL ÷ (PL inicial)

Em R$ mil (exceto quando indicado de outra forma) 2014 2013 variação %


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2. GOVERNANÇA CORPORATIVA

A Copel Geração e Transmissão, segundo as diretrizes de sua Controladora, busca constantemente

aprimorar a aplicação de boas práticas de governança corporativa e utiliza como parâmetro o modelo

proposto pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC, nos termos de seu Código das

Melhores Práticas. Os administradores procuram, dessa forma, contribuir para sua perenidade, com visão

de longo prazo na busca de sustentabilidade econômica, social e ambiental; aprimorar o relacionamento e a

comunicação com todas as partes interessadas; minimizar os riscos estratégicos, operacionais e

financeiros; e aumentar o valor da Companhia, viabilizando a estratégia de captação de recursos.

2.1. Estrutura e Boas Práticas de Governança

O organograma a seguir apresenta a estrutura organizacional da Companhia em 31.12.2014:

A Companhia segue as práticas e políticas de governança adotadas pela Controladora no tocante a

Assembleia Geral, Conselho de Administração, Conselho Fiscal, Comitê de Auditoria, Diretoria Executiva,

Código de Conduta, Conselho de Orientação Ética e Comissão de Análises de Denúncia de Assédio Moral.

Além destes, a Controladora mantém o Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, o qual destacamos a

seguir:

• Ética, Transparência e Prestação de Contas

No dia a dia, a Companhia procura assegurar uma conduta ética e uma atuação transparente por parte de

todo o seu corpo funcional por meio de diretrizes como o Código de Conduta e dos diversos canais de

diálogo que mantém com seus stakeholders. Instituído com base em valores empresariais, na cultura


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corporativa e no respeito aos princípios internacionais da Lei Sarbanes-Oxley, o Código de Conduta é um

documento que reflete a integridade dos procedimentos da empresa nas relações com seus empregados e

demais partes interessadas. Cada funcionário da Companhia recebe uma via impressa do Código de

Conduta e declara ciência de seu conteúdo.

A Copel Geração e Transmissão, através de sua Controladora, disponibiliza o Canal de Comunicação

Confidencial, um recurso para o reporte de situações relacionadas à contabilidade, auditoria, controles

internos e ao descumprimento do Código de Conduta, entre outros. O canal está disponível pelo telefone

0800 643 5665. Para clientes, poderes públicos, sociedade em geral e também empregados, a Copel possui

uma Ouvidoria, cujo acesso é feito por meio do telefone 0800 647 0606, e-mail [email protected], ou

pessoalmente no endereço Rua Professor Brasílio Ovídio da Costa, 1703 CEP: 80310-130 – Santa Quitéria

– Curitiba/PR.

A empresa está aberta a demandas por informação, críticas ou sugestões de seus públicos de interesse

também por meio dos canais de Diálogo com Partes Interessadas. E, para os clientes, disponibiliza o

Conselho de Consumidores, canal acessível por e-mail ou pessoalmente, na sede da Controladora, em

Curitiba. O órgão atua em questões relacionadas ao fornecimento de energia elétrica, tarifas e adequação

dos serviços prestados.

• Gestão de Riscos

A Copel Geração e Transmissão adota a Política de Gestão de Riscos Corporativos da Controladora, que

estabelece a composição de um Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, hierarquicamente subordinado

ao Comitê de Auditoria. As diretrizes adotadas são baseadas em estruturas e padrões reconhecidos, como

COSO (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission) e ISO 31000, e têm como

objetivos maximizar os valores econômico, social e ambiental para todas as partes interessadas e assegurar

a conformidade com as leis e regulamentos vigentes.

Em função da incerteza intrínseca aos riscos e à natureza do setor em que opera, o modelo de gestão de

riscos da Copel, adotado pela Companhia, segue parâmetros de apetite ao risco; considera sua

possibilidade de ocorrência e seus impactos financeiros, operacionais e de imagem; e prevê ferramentas

para seu tratamento e mitigação. A estratégia de gestão de riscos adotada pela Companhia contempla

riscos legais, regulatórios, socioambientais e reputacionais, entre outros. Sua identificação e análise servem

de base ao processo decisório e às atividades operacionais e é realizada a partir do seguinte perfil:

• Riscos Estratégicos: são associados à tomada de decisão da alta administração e podem gerar

perdas substanciais no valor econômico da Companhia;

• Riscos Operacionais: são aqueles relacionados a eventos originados na própria estrutura da

organização – por meio de seus processos, seu quadro funcional ou seu ambiente de tecnologia – e

a eventos externos associados ao aspecto econômico, político, socioambiental, natural ou setorial

em que a organização atua; e


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• Riscos Financeiros: são aqueles relacionados às operações financeiras da Companhia, incluindo

riscos de mercado, crédito e liquidez.

Como forma de dar continuidade ao aprimoramento do modelo de gestão de riscos corporativos, em 2014 a

Companhia em conjunto com a Copel intensificou a utilização de seu software de gerenciamento de riscos

(SAP-GRC), o qual é integrado ao seu sistema de gestão, e, auxilia no controle dos principais indicadores

de risco, alinhando os eventos de risco com seu potencial impacto, propiciando a tomada de decisão dos

gestores de riscos nos diversos níveis da Companhia.

Como parte da sistemática para avaliação de riscos de corrupção adotada pela Companhia, as unidades

operacionais são submetidas anualmente à avaliação de riscos relacionados à corrupção e a erros que

possam interferir nos resultados de suas demonstrações financeiras.

Os controles internos são testados pela Auditoria Interna da Controladora visando avaliar a efetividade

quanto à mitigação dos riscos identificados. Nesse contexto são consideradas as atividades mais

suscetíveis a fraudes, as melhores práticas de auditoria do mercado e a experiência dos auditores. Os

resultados de tais testes são reportados à alta administração e, para os casos de não conformidades, são

demandadas ações corretivas.

A Companhia também submete seus processos e controles internos à empresa de auditoria independente,

a qual realiza novos testes de conformidade dos controles internos, inclusive contra riscos de fraude.

Além de tais procedimentos a Companhia adota como prática a emissão, pelos gestores dos processos, de

Certificados de Controles Internos, semestrais e anuais, pelo qual os gerentes formalizam sua ciência

quanto às não conformidades encontradas pela Auditoria Interna nos processos sob sua gestão, bem como

seu compromisso de regularizá-las.

• Auditoria Externa

Nos termos estabelecidos pela Instrução Comissão de Valores Mobiliários - CVM nº 381/2003, a Companhia

têm contrato com a KPMG Auditores Independentes, para prestação de serviços de auditoria das

demonstrações financeiras. Desde sua contratação foram prestados somente serviços relacionados a

auditoria independente. A Companhia tem como ponto fundamental não contratar outros serviços de

consultoria que interfiram na independência dos trabalhos de auditoria externa.

2.2. Política de Sustentabilidade e Cidadania Empre sarial

A Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial, criada em 2006, estabelece as diretrizes de

sustentabilidade e cidadania empresarial norteadoras das decisões e ações da Companhia. A Política está


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baseada na missão e valores corporativos, nos Princípios do Pacto Global da Organização das Nações

Unidas, bem como nos Objetivos de Desenvolvimento do Milênio, além de ser complementar ao Código de

Conduta da Companhia. Cabe ressaltar que a política passa por revisões e constantes aprimoramentos.

A versão integral da Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial está disponível no website da

Companhia: www.copel.com.

2.3. Referencial Estratégico

A Copel Geração e Transmissão segue o referencial estratégico da Controladora, descrito a seguir:

Visão : Simplesmente a melhor da década.

Missão: Prover energia e soluções para o desenvolvimento com sustentabilidade.

Princípios e Valores:

Ética Resultado de um pacto coletivo que define comportamentos individuais alinhados a um objetivo comum.

Respeito às pessoas Consideração com o próximo.

DedicaçãoCapacidade de se envolver de forma intensa e completa no trabalho, contribuindo para a realização dos objetivosda organização.

TransparênciaPrestação de contas das decisões e realizações da Companhia para informar seus aspectos positivos ounegativos a todas as partes interessadas.

SegurançaAmbiente de trabalho saudável em que os empregados e os gestores colaboram para o uso de um processo demelhoria contínua da proteção e promoção da segurança, saúde e bem-estar de todos.

ResponsabilidadeCondução da vida da Companhia de maneira sustentável, respeitando os direitos de todas as partes interessadas,inclusive das futuras gerações, e o compromisso com a sustentação de todas as formas de vida.

InovaçãoAplicação de ideias em processos, produtos ou serviços de forma a melhorar algo existente ou construir algodiferente e melhor.


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3. DESEMPENHO OPERACIONAL

3.1. Análise macroeconômica

A conjuntura econômica internacional em 2014 foi marcada positivamente pelo maior vigor da economia

americana, que apresentou expansão de 2,4% em relação à registrada em 2013. Paralelamente a esse

quadro de maior prosperidade, a zona do euro encerrou o ano num ambiente de baixo crescimento e

inflação, o Japão entrou em recessão técnica e a China, considerada o motor da pujança global, foi atingida

pelo desaquecimento do setor imobiliário, pelo enfraquecimento da demanda doméstica e pela redução da

produção industrial, fatores que determinaram o crescimento de 7,4% para o PIB, o menor nível dos últimos

24 anos. Em um contexto de riscos cada vez mais presentes, projeta-se que, para 2015, os Estados Unidos

deverão crescer a uma taxa de 3,6% motivados pela inovação tecnológica e pelo comércio exterior com o

Canadá, México e China; a zona do euro, com sinais de fragilidade espalhados pelos países do grupo, terá

uma melhora modesta (1,2%) se considerado um cenário otimista e a China, que se moverá em direção ao

segmento de serviços, alcançará um desempenho de 6,8%.

Internamente, com resultados de 2014 inferiores aos de seus pares, o Brasil apresentou variação no PIB

estimada em -0,15%, inflação próxima ao teto da banda de flutuação (6,41%), déficit na balança comercial

de US$ 3,93 bilhões e aumento da dívida pública (déficit primário equivalente a 0,63% do PIB) em um ano

marcado pela queda nos preços das commodities, pela crise da Argentina, um dos seus principais parceiros

comerciais, pelos desdobramentos da Operação Lava-Jato e pela alta na taxa Selic que, em última análise,

deverá ajudar a amortecer os efeitos do ajuste a ser promovido na curva de juros americana. Para 2015,

estima-se retração de 0,66% e inflação de 7,77% pressionada pelos preços administrados. A maneira como

a economia irá reagir às medidas fiscais e monetárias a serem adotadas ao longo do ano será decisiva para

recolocar o país na rota de investimento dos agentes estrangeiros.

No Paraná, dado preliminar do Instituto Paranaense de Desenvolvimento Econômico e Social - Ipardes

indica que o Produto Interno Bruto do estado, em 2014, expandiu 0,8% e, em 2015, expandirá 1%. Depois

de três anos ininterruptos de maior crescimento, os vetores do dinamismo da base produtiva local foram

atingidos pelos elementos de perturbação que acompanham a economia brasileira desde 2011.


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3.2. Análise Setorial

• Ambiente regulatório

O impacto de eventual escassez de energia e do subsequente racionamento de energia, como em 2001 e

2002, pode ter efeito adverso relevante sobre nosso negócio e nossos resultados operacionais.

Dependemos das condições hidrológicas existentes no Brasil e na região geográfica em que operamos. De

acordo com dados da Aneel, aproximadamente 63% da capacidade instalada brasileira atual é proveniente

de usinas de geração hidrelétrica. Nossa região, e o Brasil, de forma geral, estão sujeitos a condições

hidrológicas imprevisíveis devido a desvios não-cíclicos da precipitação média. Atualmente estamos

vivenciando um período de poucas chuvas. O período mais recente de poucas chuvas foi nos anos

anteriores a 2001, quando o governo brasileiro institui o Programa de Racionamento para reduzir o

consumo de eletricidade que esteve em vigor de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002.

No segmento de geração, as condições hidrológicas desfavoráveis podem resultar no rebaixamento de

Garantia Física (Generation Scaling Factor - GSF). Quando a geração hidrelétrica é inferior à garantia física

das usinas do Sistema Interligado Nacional - SIN somos obrigados a ratear, proporcionalmente, o déficit

entre os participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, o que pode resultar em exposição

ao mercado de energia de curto prazo - MCP e ao Preço de Liquidação das Diferenças - PLD.

Além disso, condições hidrológicas desfavoráveis também podem resultar em baixo fornecimento de

eletricidade ao mercado brasileiro, e causar, entre outras coisas, a implementação de programas

abrangentes de economia de eletricidade (racionalização), incluindo reduções obrigatórias de consumo

(racionamento).

Não podemos garantir que períodos severos ou sustentados de chuvas abaixo da média, como o que

vivenciamos no momento, não afetarão adversamente nossos resultados financeiros futuros.

Além disso, se houvesse escassez de gás natural, isso aumentaria a demanda geral por energia no

mercado e portanto aumentaria o risco de instalação de um programa de racionamento.

• Prorrogação das Concessões

Em 2012, publicou-se a Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, dispondo dentre

outras, sobre o tratamento a ser dado às concessões de geração e transmissão alcançadas pelos artigos

17, 19 e 22 da Lei nº 9.074/1995, cujo vencimento se daria entre os anos de 2015 e 2017 e que já haviam

sofrido uma única renovação.

Conforme a legislação, esse elenco de empreendimentos deveria ser licitado após o término do prazo de

concessão. Para atender interesses do Poder Concedente, principalmente relacionados ao princípio da

Modicidade Tarifária, foi definido um novo regramento, que permite mais uma prorrogação das concessões,


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desde que o concessionário aceitasse antecipar em até 60 meses o fim da sua concessão e renunciasse

aos direitos daquele contrato.

Cabe salientar que a aplicação desses instrumentos também alcançaram empreendimentos de geração que

ainda detinham o direito a uma prorrogação e que, inclusive, já estavam com processo de Requerimento da

Prorrogação das Concessões em andamento na Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel e também

com processo concluído por aquela Agência com indicação de prorrogação ao Ministério de Minas e

Energia. Como exemplo, pode-se citar o processo da UHE Rio dos Patos, iniciado em 27.01.2011.

Concessões de Geração

Para as concessões de geração, ficou estabelecida uma prorrogação de até 30 anos. A prorrogação foi

facultada ao concessionário e sua adesão dependeu, além da aceitação de antecipação do termo original

de sua concessão, também da aceitação expressa das seguintes condições: i) remuneração por tarifa

calculada pela Aneel para cada usina hidrelétrica; ii) alocação de cotas de garantia física de energia e de

potência da usina hidrelétrica às concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de

energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN, a ser definida pela agência reguladora, conforme

regulamento do poder concedente; iii) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel.

Cabe ressaltar que essa nova condição altera o regime de Concessionário de Serviço Público de Geração

de Energia Elétrica para a posição de titular da concessão com geração realizada como função de utilidade

pública prioritária. Nessa nova condição, o concessionário ficará limitado a exercer somente funções de

operação e manutenção, uma vez que a exploração retornou ao Poder Concedente.

Sendo assim, a tarifa proposta visa cobrir, basicamente, as despesas com encargos, tributos, operação e

manutenção rotineiras, não prevendo, entretanto, os investimentos decorrentes de contingências,

modernizações, atualizações e reformas de estruturas e equipamentos, o que pode comprometer a

manutenção, a qualidade e a continuidade da prestação do serviço pelas usinas hidrelétricas. Pela sua

natureza esses investimentos são, frequentemente, muito onerosos.

A aplicação se efetivará desde que haja reconhecimento pela Aneel, sua autorização e consequente

garantia de ressarcimento em prazo realista (vide as regras aplicadas para o ressarcimento dos

investimentos com mesma característica feitos na transmissão — REN nº 443/2011).

Esse aspecto ainda dependia de regulamentação da Aneel e essa lacuna legal causava insegurança

regulatória aos agentes, podendo impactar nas decisões no momento do investimento.

A Copel Geração e Transmissão, após conhecimento das condições de renovação, procedeu às análises

possíveis. Diante da precariedade de informações disponibilizadas pelo Poder Concedente e de posse das

avaliações obtidas, concluiu pela não viabilidade da renovação das concessões de geração de suas quatro

usinas vincendas entre 2014 e 2015: Rio dos Patos com 1,8 MW de capacidade instalada, Usina

Governador Pedro Viriato Parigot de Souza com 260,0 MW, Mourão com 8,2 MW e Chopim I com 1,8 MW.


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Em dezembro de 2014, através da Resolução Normativa nº 642, a Aneel estabeleceu os critérios e

procedimentos para realização de investimentos que serão considerados nas tarifas de aproveitamentos

hidrelétricos alcançados pela Lei nº 12.973/2013. Diante disso, a companhia estuda a viabilidade de

participação na licitação de concessões de geração não renovadas, com previsão de término em 2015.

Concessões de Transmissão

Para as concessões de transmissão, ficou estabelecida uma prorrogação de até 30 anos. A prorrogação foi

facultada ao concessionário e sua adesão dependeu, além da aceitação de antecipação do termo original

de sua concessão, também da aceitação expressa das seguintes condições: i) receita fixada conforme

critérios estabelecidos pela Aneel; e ii) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel.

Foram mantidas as condições para a realização dos investimentos decorrentes de contingências,

modernizações, atualizações e reformas de estruturas e equipamentos que se efetivarão desde que haja

reconhecimento e autorização da Aneel. A garantia de ressarcimento se dá conforme a REN nº 443/2011,

não devendo causar perdas financeiras ao concessionário.

A Copel Geração e Transmissão, após conhecimento das condições de renovação, procedeu às análises e

avaliações, optando pela renovação. Dessa forma, contribuiu com a redução nas tarifas e com a modicidade

tarifária.

Licitação

As concessões de geração e transmissão de energia elétrica que não foram prorrogadas dentro desse

regulamento, serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até trinta anos.


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• Fluxo de Energia (em % e GW/hora)

Fluxo de energia (GWh)

CCEAR 5.106 20,2%

CCEAR DIS 411

Geração própria CCEAR 4.695

24.605 - 97,6%

Outros contratos 19.378 - 76,9%

Energia recebida Disponibilidade Consumidores livres 4.016

612 - 2,4% 25.217 Contratos Bilaterais 7.392

Dona Francisca VCP 1.773

MRE 6.197

MRE = Mecanismo de Realocação de Energia VCP = Venda curto prazo CCEAR= Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

Perdas e diferenças 733 - 2,9%

3.3. Segmentos de Negócios

3.3.1. Geração e Transmissão

3.3.1.1. Geração

A Copel Geração e Transmissão detém e opera 20 usinas próprias, sendo 18 hidrelétricas, uma termelétrica

e uma eólica, com capacidade instalada total de 4.754,6 MW e Garantia Física de 2.067,6 MW médios. A

Companhia permanece responsável pela prestação dos serviços de operação e manutenção da Usina de

Rio dos Patos, cuja concessão venceu em 14.02.2014. Neste período, receberá uma tarifa predefinida para

prestação do serviço, nos termos da Portaria MME nº 170/2014.

Em 2014, os ativos da Copel Geração e Transmissão geraram 24.604,9 GWh, 99,7% desse total de fonte

hidrelétrica e eólica.

A Copel Geração e Transmissão também detém concessão para construir e operar as seguintes usinas:

Usina Hidrelétrica Colíder

Em construção no rio Teles Pires, no norte do Mato Grosso e com potência instalada de 300 MW, a usina

teve 80% de suas obras concluídas no final de 2014. Em decorrência de atos do poder público e de casos


16

fortuitos e de força maior, ocorridos ao longo da implantação do empreendimento, o início da geração

comercial da UHE Colíder tem nova previsão de conclusão para abril de 2016. A Copel Geração e

Transmissão já impetrou requerimento junto à Aneel para o reconhecimento de excludente de

responsabilidade na postergação da entrada em operação.

Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu

Com 30% de participação para o empreendimento e potência instalada de 350 MW, a UHE Baixo Iguaçu

será construída no rio Iguaçu, entre os municípios de Capanema e Capitão Leônidas Marques, no sudoeste

do Paraná.

As obras iniciaram-se em julho de 2013, porém, foram paralisadas em 2014 devido à suspensão da Licença

de Instalação do empreendimento pelo Tribunal Regional Federal da 4ª Região, situação que permanece

até o presente momento.

Usina Hidrelétrica São Jerônimo

Com potência instalada de 331 MW no rio Tibagi, no Paraná, a UHE São Jerônimo será implementada pelo

Consórcio São Jerônimo, no qual a Copel tem 41,2% de participação. Para o início das obras é necessária

autorização do Congresso Nacional, conforme artigo nº 231, parágrafo 3º da Constituição Federal, visto que

o reservatório da usina atinge áreas indígenas.

3.3.1.2. Transmissão

O segmento tem como principal atribuição prover os serviços de transporte e transformação da energia

elétrica, sendo responsável pela construção, operação e manutenção de subestações, bem como pelas

linhas destinadas à transmissão de energia. A Copel Geração e Transmissão detém e opera 2.173,5 km de

linhas de transmissão e 33 subestações da rede básica, com potência de transformação da ordem de

12.352 MVA.

• Obras autorizadas pela Aneel

Foram concluídas em 2014 as obras de ampliação das subestações Guaíra, Maringá e Uberaba. A

subestação - SE Uberaba, localizada em Curitiba, fazia parte do plano de reforços para o atendimento das

cidades-sede da Copa do Mundo. Ainda no rol de obras priorizadas pelo Ministério de Minas e Energia para

o Mundial, destacam-se a linha de transmissão com 26,5 km de extensão conectando as subestações

Uberaba e Umbará, que entrou em operação em junho de 2014. Juntos, esses empreendimentos devem

render uma receita anual estimada em cerca de R$ 6,0 milhões.

Em outubro de 2014, a Aneel emitiu a Resolução Autorizativa nº 4890/2014 para Copel Geração e

Transmissão, ordenando investimentos e ampliações nas subestações Bateias e Guaíra, com a instalação

de novos bancos de capacitores, além da instalação de uma linha de transmissão 230 kV com 132 km de

extensão, que irá conectar as subestações Ponta Grossa Norte e Figueira, com seccionamento na nova


17

subestação Klacel (Klabin Celulose, em Ortigueira no Paraná). Esse empreendimento deve receber R$ 88,0

milhões em investimentos e proporcionar à Companhia uma receita anual de aproximadamente R$ 12,3

milhões quando entrar em operação, em 2016.

• Grandes obras e novas concessões

Em julho de 2014, entrou em operação a subestação Cerquilho III, localizada em São Paulo, com 300 MVA

de potência de transformação. A obra foi um marco histórico para a Companhia no atendimento fora das

fronteiras do Paraná e proporcionará à Copel um incremento de receita anual de aproximadamente R$ 4,2

milhões.

Ainda em São Paulo, avançaram as obras da SE 230 kV Paraguaçu Paulista II e os projetos da LT 500 kV

Araraquara II — Taubaté e da LT Paraguaçu Paulista II — Assis.

No Paraná, foram iniciadas as obras da LT 230 kV Londrina — Figueira e da LT 230 kV Foz do Chopim —

Salto Osório.

Em janeiro de 2014 foi assinado o contrato de concessão nº 005/2014 conquistado pela Copel Geração e

Transmissão em leilão da Aneel, composto pela SE Curitiba Norte, que será construída na região

metropolitana de Curitiba e vai operar na tensão de 230 kV, e por uma linha de transmissão com 33 km de

extensão que irá conectá-la a SE Bateias, já existente. Esses empreendimentos devem receber R$ 59,0

milhões em investimentos e proporcionar à Companhia uma receita anual de aproximadamente R$ 7,0

milhões quando entrar em operação — previsto para 2016.

Já em setembro de 2014, foram assinados os contratos de concessão nº 021/2014 e 022/2014 arrematados

pela Copel Geração e Transmissão, que abrangem os empreendimentos:

• SE Realeza Sul, que será construída na região sudoeste do Paraná e vai operar na tensão de 230

kV, e uma linha de transmissão com 53 km de extensão que irá conectá-la a SE Foz do Chopim, já

existente. Esse empreendimento deve receber R$ 48,0 milhões em investimentos e proporcionar à

Companhia uma receita anual de aproximadamente R$ 5,8 milhões quando entrar em operação –

previsto para 2017.

• Linha de transmissão 500 kV com 120 km de extensão que irá conectar as SE Londrina, no Paraná

e Assis, em São Paulo. Esse empreendimento deve receber R$ 128,0 milhões em investimentos e

proporcionar à Companhia uma receita anual de aproximadamente R$ 15,0 milhões quando entrar

em operação – previsto para 2017.

Com as recentes conquistas da Copel Geração e Transmissão em leilões de transmissão da Aneel, a

configuração das grandes obras para os próximos anos é a seguinte:


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Descrição Estado Km MVA

LT Araraquara II — Taubaté São Paulo 356 km -

LTs Londrina — Figueira LT Foz do Chopim — Salto Osório

Paraná88 km10 km

-

LT Assis — Paraguaçu Paulista IISE Paraguaçu Paulista II

São Paulo 37 km 150 MVA

LT Bateias — Curitiba Norte SE Curitiba Norte 230/138 kV

Paraná 33 km 300 MVA

LT Foz do Chopim - Realeza Sul SE Realeza Sul

Paraná 53 km 150 MVA

LT Assis - LondrinaParanáSão Paulo

120 km -

• Sociedade de Propósito Específicos - SPEs

No segmento de transmissão de energia, a Copel integra ainda dez SPEs.:


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Empreendimento Estado Sociedade de Propósito Específi co Km MVA

LT Umuarama — Cascavel Oeste SE Umuarama

Paraná Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 143 km 300 MVA

SE Camaquã IIILT Salto Santiago — ItáLT Itá — Nova Santa RitaLT Nova Santa Rita — Camaquã IIILT Camaquã III — Quinta

ParanáSanta CatarinaRio Grande do Sul

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A.

190 km305 km140 km 163 km

166 MVA

LT Umuarama — GuaíraLT Cascavel Oeste — Cascavel NorteSE Santa QuitériaSE Cascavel Norte

Paraná Caiuá Transmissora de Energia S.A.105 km 31 km

400 MVA300 MVA

LT Curitiba — Curitiba LesteSE Curitiba Leste

Paraná Marumbi Transmissora de Energia S.A. 28 km 672 MVA

LT Ribeirãozinho — Rio Verde NorteLT Rio Verde Norte — Marimbondo II

Mato GrossoGoiásMinas Gerais

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP Sul) S.A.

250 km 350 km

-

LT 500 kV Itatiba — BateiasLT 500 kV Araraquara 2 — ItatibaLT 500 kV Araraquara 2 — Fernão DiasSE Santa Bárbara D´Oeste SE Itatiba SE Fernão Dias

ParanáSão Paulo

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A.399 km207 km241 km

3600 MVA

LT Barreiras II — Rio das ÉguasLT Rio das Éguas — LuziâniaLT Luziânia — Pirapora II

BahiaGoiásMinas Gerais

Paranaíba Transmissora de Energia S.A.244 km373 km350 km

-

LT Paranaíta — CláudiaLT Cláudia — ParanatingaLT Paranatinga — RibeirãozinhoSE ParanaítaSE CláudiaSE Paranatinga

Mato GrossoMatrinchã Transmissora de Energia(TP Norte) S.A.

300 km350 km355 km

-

LT Estreito - Fernão DiasMinas GeraisSão Paulo

Cantareira Transmissora de Energia S.A. 328 km -

LT Açailândia — Miranda II MaranhãoIntegração Maranhense Transmissora de Energia S.A.

365 km -

• Receitas de Transmissão

Através da Resolução Homologatória nº 1.756/2014, a Aneel estabeleceu a Receita Anual Permitida - RAP

para o ciclo julho/2014 a junho/2015 pela disponibilização das instalações de transmissão integrantes da

rede básica e das demais instalações de transmissão.

A Copel Geração e Transmissão é detentora de onze contratos de concessão de transmissão, sendo cinco

em operação comercial com direito ao recebimento de receitas e seis em fase de construção. Os reajustes

das receitas foram efetuados conforme estabelecido em cada contrato.

O Contrato de Concessão nº 060/2001, que compreende as instalações de transmissão do sistema

existente e ampliações autorizadas pela Aneel, e o Contrato de Concessão nº 027/2009, da LT Cascavel

Oeste — Foz do Iguaçu foram reajustados pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA, cuja

variação foi de 6,4%.


20

O Contrato de Concessão nº 015/2010 – SE Cerquilho III, iniciou sua operação comercial em junho de 2014,

com uma RAP atualizada no valor de R$ 4,2 milhões.

O Contrato de Concessão nº 006/2008, referente à LT Bateias — Pilarzinho e o Contrato de Concessão nº

075/2001, referente à LT Bateias — Jaguariaíva, tiveram um reajuste efetuado pelo Índice Geral de Preços

do Mercado - IGP-M acumulado no período, de 7,8%.

3.3.2. Participações

A Copel Geração e Transmissão tem participação societária e associação com empresas, consórcios e

outras instituições, que atuam em diversos setores. Na área de energia, a Companhia tem participação em

vários empreendimentos, conforme demonstrado a seguir:

Setor geração:

EmpreendimentoPotência instalada

total (MW) Participação da CopelUEG Araucária Ltda. 484,1 Copel - 20,0% / Copel GeT - 60,0%

Consórcio Energético Cruzeiro do Sul 361,0 Copel GeT - 51,0%

Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu 350,2 Copel GeT - 30%

Consórcio Tapajós - Copel GeT - 11,1%

Consórcio São Jerônimo 331,0 Copel GeT - 41,2%

Setor transmissão:

Empreendimento Participação da Copel

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. Copel GeT - 51%

Caiuá Transmissora de Energia S.A. Copel GeT - 49%

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP Sul) S.A. Copel GeT - 49%

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. Copel GeT - 49%

Marumbi Transmissora de Energia S.A. Copel GeT - 80%

Matrinchã Transmissora de Energia (TP Norte) S.A. Copel GeT - 49%

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. Copel GeT - 24,5%

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. Copel GeT - 20%

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. Copel GeT - 50,1%

Cantareira Transmissora de Energia S.A. Copel GeT - 49%

3.4. Pesquisa & Desenvolvimento - P&D

Em cumprimento à Lei nº 9.991/2000, que dispõe sobre a realização de investimentos em pesquisa e

desenvolvimento por parte das empresas concessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de

energia elétrica, a Companhia aplicou aproximadamente R$ 8,3 milhões na execução de seu programa de

P&D de geração e transmissão, composto por 26 projetos, sendo que, em 12 deles a companhia participou

de forma cooperada com outras empresas. Destes, 3 são estratégicos, cujos temas foram estabelecidos

pela Aneel, por meio de Chamada de Projetos.


21

4. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

4.1. Receita Operacional Líquida

Em 2014, a Receita Operacional Líquida teve acréscimo de R$ 228,1 milhões, representando 8,4% de

aumento em relação a 2013. Tal variação decorre principalmente de:

1) Acréscimo de R$ 52,4 milhões na Receita de Fornecimento de Energia Elétrica , em virtude

principalmente do aumento do mercado;

2) Aumento de R$ 60,2 milhões em Suprimento de Energia Elétrica , devido principalmente ao acréscimo

de receita em contratos bilaterais; compensado pela redução na receita em Contrato de

Comercialização de Energia em Ambiente Regulado e das operações na Câmara de Comercialização

de Energia Elétrica - CCEE;

3) Acréscimo de R$ 45,7 milhões na Receita de Disponibilidade da Rede Elétrica , em razão do reajuste

da Receita Anual Permitida (RAP) dos ativos de transmissão e da entrada em operação de novos

ativos.

4) Acréscimo de R$ 69,6 milhões na Receita de Construção . A Companhia contabiliza receitas relativas a

serviços de construção ou melhoria da infraestrutura utilizada na prestação de serviços de transmissão

de energia elétrica, as quais totalizaram R$ 206,2 milhões em 2014 e R$ 136,5 milhões em 2013. Os

respectivos gastos são reconhecidos na demonstração do resultado do período, como custo de

construção , quando incorridos.

4.2. Custos e Despesas Operacionais

Tiveram acréscimo de R$ 1.227,9 milhões em 2014, representando um aumento de 81,8%,

influenciados, principalmente por:

1) Acréscimo de R$ 299,2 milhões em Energia Elétrica Comprada para Revenda , devido principalmente

ao maior valor do PLD em 2014 e da redução da oferta líquida de energia em decorrência do relevante

percentual de déficit hídrico (GSF);

2) Decréscimo de R$ 43,1 milhões em Pessoal e Administradores, decorrente principalmente da redução

do quadro de empregados; e

3) Acréscimo de R$ 874,8 milhões em Provisões e Reversões devido principalmente ao reconhecimento

de perda por redução ao valor recuperável para os ativos do segmento de geração, de R$ 807,3

milhões.


22

4.3. EBITDA ou LAJIDA

Em R$ mil 2014

Lucro líquido atribuído aos acionistas da empresa controladora 682.386 1.000.889 IRPJ e CSLL diferidos 456.686 502.241 Provisão para IRPJ e CSLL (438.692) (140.141) Despesas (receitas) financeiras, líquidas (129.999) (109.507)

Lajir/Ebit 570.381 1.253.482

Depreciação e Amortização 296.127 293.280

Lajida/Ebitda 866.508 1.546.762

Receita Operacional Líquida - ROL 2.948.677 2.720.589

Margem do Ebitda% (Ebitda ÷ ROL) 29,4% 56,9%

2013

4.4. Resultado Financeiro

O resultado financeiro apresentou acréscimo de R$ 20,5 milhões devido ao aumento em renda de

aplicações financeiras mantidas para negociação, compensado pela redução em variação monetária e

juros sobre contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão.

4.5. Endividamento

As variações da dívida de curto e longo prazo referentes aos empréstimos e financiamentos decorreram

principalmente dos seguintes ingressos de recursos:

Ingressos - 2014 (Em R$ milhões) Financiador Valor

BNDES PCH Cavernoso BNDES 4,9

Os pagamentos ocorridos no ano totalizaram R$ 143,7 milhões, sendo R$ 51,4 milhões de principal e

R$ 92,2 milhões de encargos.

A composição dos empréstimos e financiamentos em curto e longo prazo é:

Saldos (Em R$ milhões) 2014 2013

Curto prazo 86,8 67,7

Longo prazo 1.233,9 1.303,0

Total 1.320,7 1.370,7


23

4.6. Lucro Líquido

Em 2014, a Companhia obteve lucro líquido de R$ 682,4 milhões, sendo 31,8 % menor que o obtido no

exercício anterior, de R$ 1.000,9 milhões.

4.7. Valor Adicionado

No exercício de 2014, a Companhia apurou R$ 1.729,6 milhões de Valor Adicionado Total, 27% inferior ao

apurado no ano anterior. A demonstração, na íntegra, encontra-se nas Demonstrações Financeiras.

Distribuição do Valor Adicionado 2014 2013 Variação %

Acionistas 27,9% 20,1% 38,8 Retido 11,6% 22,3% (48,0) Terceiros 7,3% 2,9% 151,7

Pessoal 15,4% 12,2% 26,2 Governo 37,8% 42,5% (11,1)

Estadual e Municipal 20,0% 14,6% 37,0

Federal 80,0% 85,4% (6,3)

Total 100,0% 100,0% -

4.8. Programa de Investimentos

Em 2014, o investimento da Copel Geração e Transmissão foi de R$ 758,4 milhões, 58,4% maior que em

2013, que foi de R$ 478,7 milhões. O investimento previsto para 2015 é da ordem de R$ 1.042,2 milhões

em ativos próprios de geração e transmissão e de R$ 257,8 milhões em participações e novos negócios,

totalizando assim um montante de R$ 1.300 milhões no ano.


24

5. DESEMPENHO SOCIOAMBIENTAL

5.1. Força de trabalho

Os 1.554 empregados do quadro próprio da Copel Geração e Transmissão estão distribuídos em quatro

carreiras: profissional de nível médio (390 empregados), profissional técnico de nível médio (608

empregados), profissional de nível superior (455 empregados) e operacional (101 empregados). A

Companhia vem redimensionando seu quadro funcional, tendo admitido 25 novos empregados em 2014,

mediante concurso público. Durante o mesmo período, 38 empregados desligaram-se da Companhia. A

taxa de rotatividade foi de 2,0% em 2014 e 8,6% em 2013.

• Desenvolvimento de Pessoal

O Desenvolvimento de Pessoal se desdobra em programas corporativos, cursos de formação e obrigatórios.

Em 2014, a Companhia investiu R$ 1,3 milhões em Treinamento e Desenvolvimento - T&D, em ações

voltadas aos seus empregados e público estratégico. As ações de T&D da empresa resultaram no registro

de 4.840 participações.

Os módulos e os assuntos trabalhados no MBA foram desenvolvidos para capacitar o gerente para realizar

uma gestão eficaz, desenvolver visão estratégica dos negócios da empresa e ser um líder que valoriza e

promove o desenvolvimento das pessoas.

Em 2014 a Universidade Copel - UniCOPEL se tornou signatária do PRME - Principles for Responsible

Management Education. Esta iniciativa, desenvolvida pela Organização das Nações Unidas, tem objetivo de

estabelecer um processo de contínuo aprimoramento das escolas de negócio do mundo inteiro, a fim de que

estas sejam capazes de formar uma nova geração de líderes, preparados para enfrentar os desafios

complexos que o século XXI. Além de desenvolver políticas e diretrizes sobre T&D, a UniCOPEL busca

novas metodologias, tecnologias, parcerias e novas práticas de treinamento e desenvolvimento para

implementação nos programas de treinamento da empresa com base nos direcionamentos estratégicos da

Companhia.

A Companhia possui também o programa Babel, custeado parcialmente pela empresa, que tem por

finalidade propiciar a obtenção de proficiência para os empregados que necessitem do uso de um idioma

estrangeiro para exercer suas atividades na Companhia. Em 2014, 61 empregados participaram do

programa.


25

• Benefícios

Entre os benefícios concedidos diretamente pela Copel Geração e Transmissão a todos os empregados,

além dos previstos pela legislação, destacam-se: auxílio-educação, adiantamento de férias e pagamento

adicional de mais 1/3 da remuneração, além dos valores obrigatórios previstos em Lei, adiantamento da

primeira parcela do 13º salário no mês de janeiro, participação nos lucros e resultados, incentivo à

qualidade de vida, com iniciativas como o Coral da Copel e os Jogos Internos, auxílio-alimentação e

refeição, vale lanche, auxílio-creche, auxílio a empregados com deficiência e a empregados com

dependentes deficientes, complementação de auxílio doença, além de outros benefícios proporcionados

pelo convênio existente entre a Copel e o Instituto Nacional do Seguro Social - INSS. Adicionalmente, por

meio da Fundação Copel de Previdência e Assistência Social, da qual a Companhia é mantenedora, há

concessão de: plano de previdência privada, adicional ao valor da previdência oficial, e plano de assistência

médico-hospitalar e odontológica. A Fundação Copel disponibiliza, ainda, uma carteira de empréstimos aos

seus participantes, obedecendo às disposições legais que regem as aplicações das reservas do seu fundo

previdenciário.

• Política salarial

As práticas de remuneração, reconhecimento e incentivo estão baseadas no modelo de remuneração

estruturado pela Companhia, apoiando-se em dois pilares: remuneração fixa (comparação de mercado e

mérito) e variável (Participação dos Empregados nos Lucros e/ou Resultados - PLR). A PLR dos

empregados ocorre de acordo com a Lei Federal n° 10.101/2000, o Decreto Estadual n° 1.978/2007 e a Lei

Estadual n° 16.560/2010, sendo o montante do lucro distribuído de forma igualitária a cada empregado. A

proporção entre o menor salário praticado pela Companhia em dezembro de 2014 (R$ 1.567,47) e o salário

mínimo nacional vigente naquela data (R$ 724,00) era de duas vezes, não havendo diferença significativa

no mesmo período relativamente à proporção de salário-base entre homens e mulheres.

• Relações trabalhistas

Além de cumprir totalmente com suas obrigações trabalhistas, garantindo aos empregados os seus direitos

instituídos pela legislação, a Companhia realiza uma série de ações, com o intuito de aprimorar as relações

trabalhistas, dentre as quais destacamos:

• Comissão de Análise de Denúncias de Assédio Moral - Cadam, instituída com o objetivo de

estabelecer regras para investigação e tratamento das denúncias de assédio moral, garantindo a

imparcialidade nas análises dos processos;

• Ouvidoria: por meio deste canal, qualquer pessoa, mesmo que não seja empregado da Copel

Geração e Transmissão, pode solicitar informações, dar sugestões, fazer reclamações, denúncias e

questionamentos em relação à Companhia.


26

• Canal de Comunicação Confidencial: canal que pode ser utilizado por empregados, gerentes,

diretores, estagiários, contratados e demais partes interessadas. O objetivo desse recurso é a

comunicação de irregularidades relacionadas à contabilidade, auditoria e controles internos, bem

como sobre o descumprimento de dispositivos legais e regulamentares e de normas internas da

Companhia.

• Conselho de Orientação Ética - Coe: este canal é formado por empregados indicados pela

Companhia e coordenado por pessoa da sociedade civil com notório conhecimento sobre o assunto.

O grupo avalia denúncias sobre descumprimento do Código de Conduta e tem prazo máximo para

resposta final com as orientações pertinentes.

• a Controladora se relaciona com sindicatos representativos das diversas classes de trabalhadores e,

ao longo do ano, promove reuniões para discussão de assuntos de interesse mútuo. Por ocasião da

data base (outubro) esse relacionamento se intensifica quando os sindicatos e Copel discutem as

reivindicações para chegar ao Acordo Coletivo de Trabalho - ACT. O cumprimento das cláusulas dos

ACTs mitiga possíveis problemas com sindicatos e empregados; e

• as dispensas por justa causa são precedidas de processo administrativo sumário, regulado por norma

administrativa interna, que garante ao empregado o direito de defesa.

• Diálogo com o Público Interno

Anualmente a Companhia realiza a Pesquisa de Opinião do Empregado - POE, como forma de ouvir seus

profissionais, bem como identificar expectativas e necessidades de melhoria no ambiente de trabalho.

A pesquisa divide-se em 3 Dimensões: Indivíduo, Ambiente de Trabalho e Empresa. Em cada uma das

Dimensões são investigados diferentes fatores, como motivação em relação ao trabalho, satisfação em

relação a salários e benefícios, relacionamento com colegas e gerentes, desempenho da Diretoria, entre

outros desta natureza.

Os resultados da pesquisa foram desdobrados e divulgados a todos os empregados. Os pontos de atenção

estão sendo tratados pela Copel Geração e Transmissão em parceria com a controladora.

• Programa Nossa Energia

O Nossa Energia é o programa de gestão de desempenho da Companhia, sendo composto por dois eixos:

Competências Organizacionais, relacionado aos comportamentos esperados de cada empregado, e

Resultados, que está associado à produtividade e é formado pelas metas corporativas desdobradas até o

nível de Superintendência.

De acordo com o Nossa Energia, o desempenho de cada empregado associa-se a um dos três grupos de

desempenho definidos pela Controladora. Esses grupos servem como subsídio para a aplicação de

diferentes tratativas em relação à Carreira e Remuneração e ao Desenvolvimento Profissional, tais como


27

promoções funcionais, meritocracia, adequação funcional, conferências, treinamentos, bolsas para pós

graduação e línguas estrangeiras, entre outros.

O programa foi implantado em 2013 e, no ciclo de 2014 teve melhorias pontuais e assertivas

proporcionadas pela experiência do ciclo de implantação e pelas práticas de gestão de desempenho na

Companhia. Neste sentido, o Nossa Energia, a cada ciclo, permitirá aprendizados e, assim, aprimoramentos

que visam o atingimento dos seus objetivos e maior aderência com a cultura e realidade da Copel Geração

e Transmissão.

5.2. Fornecedores

Desde 2005, a Companhia vem estruturando formas de dinamizar o relacionamento com os fornecedores e

melhorar o processo de gestão da cadeia de suprimentos, adotando em seus editais alguns critérios

relacionados a questões socioambientais, como a vedação de trabalho infantil, o respeito ao meio ambiente,

a implantação de requisitos mínimos para destinação de resíduos potencialmente poluidores, dentre outros.

Principais ações em 2014

• Identificação e avaliação de fornecedores críticos, considerando aspectos legais, financeiros,

ambientais, de saúde e segurança no trabalho, segurança da população, de imagem da empresa, da

percepção do cliente e sociedade, e dos processos envolvidos.

• Consulta a Lista Suja do Ministério do Trabalho e Emprego para contratação de fornecedores como

prevenção ao risco de envolvimento da empresa como corresponsável em processos contra

empregadores que utilizaram mão-de-obra escrava.

• Manual do fornecedor

O manual tem a finalidade de orientar os fornecedores quanto a questões cotidianas da Companhia,

aprimorar o relacionamento entre as partes e buscar o alinhamento dos princípios e diretrizes relacionados

ao processo da cadeia de suprimentos. O documento pode ser acessado no website www.copel.com.

5.3. Comunidade

Em 2014, vários municípios que abrigaram empreendimentos da Companhia contaram com a dedicação de

técnicos enviados com a função de demonstrar a importância das questões afetas ao meio ambiente e

desenvolvimento sustentável.

Museu Regional do Iguaçu – MRI


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O MRI está situado na Vila Residencial da Usina Hidrelétrica Gov. Ney Braga - UHEGNB, no município de

Mangueirinha, no Paraná e apresenta, de forma integrada, as características sociais, culturais e ambientais

das populações que têm ocupado as margens do rio Iguaçu. Mantém sob guarda valioso acervo oriundo

dos programas de Salvamento Arqueológico, Salvamento da Memória Cultural e de Aproveitamento

Científico de Flora e Fauna desenvolvidos durante a implantação da UHEGNB.

É reconhecido como iniciativa pioneira no setor elétrico e tem servido como espaço de reflexão, debate e

educação socioambiental. A partir das coleções, os educadores do Museu desenvolvem ações que

estimulam a valorização da cultura e da memória local e regional, promovendo reflexões sobre o

desenvolvimento, o crescimento econômico, o bem-estar humano, a preservação dos recursos naturais, a

utilização segura e consciente de energia elétrica.

Em 2014, o Museu atendeu a mais de 17.476 visitantes/usuários distribuídos nas modalidades de

agendamento com monitoria guiada, visitantes espontâneos e de Museu Itinerante. Desde sua inauguração,

em dezembro de 2000, o Museu foi responsável por atividades educativas e de monitoria de 278.605

pessoas, que tomaram conhecimento das ações da Companhia pelo Meio Ambiente.

Centro de Visitantes de Faxinal do Céu - CVFC

O CVFC, criado em 2007, está situado no Jardim Botânico de Faxinal do Céu, na Vila Residencial da Usina

Hidrelétrica Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto - UHEGBM, no município de Pinhão, no Paraná e está

integrado ao Jardim Botânico Faxinal do Céu, o primeiro Jardim vinculado a uma obra hidrelétrica.

Trata-se de uma obra complementar à UHEGBM e ressalta a ação da Companhia em preservar o

patrimônio natural e botânico de seus empreendimentos hidrelétricos. É um ambiente propício para

pesquisas científicas tanto de flora quanto de fauna.

No CVFC, os educadores do Centro de Visitantes desenvolvem ações educativas em trilhas e indoor, por

conta de suas coleções botânicas e das possibilidades educacionais que elas proporcionam, estimulando

preservação da biodiversidade, promovendo reflexões sobre a cultura local e regional, o desenvolvimento, o

crescimento econômico, o bem-estar humano, a preservação dos recursos naturais, o uso seguro e

consciente da eletricidade.

Em 2014, o Centro de Visitantes do Jardim Botânico Faxinal do Céu atendeu a 2.793 visitantes/usuários

distribuídos nas modalidades de agendamento com monitoria guiada, visitantes espontâneos no Centro de

Visitantes e em parceria com o MRI nas atividades de Museu Itinerante.

5.4. Educação para sustentabilidade

Rede Copel de Agentes para Sustentabilidade

A Rede Copel de Agentes para a Sustentabilidade atua na mobilização, sensibilização e conscientização do

público interno para questões afetas à sustentabilidade.

Seminário Copel de Boas Práticas Socioambientais


29

O V Seminário Copel de Boas Práticas Socioambientais, focou na temática da sustentabilidade como

geradora de valor e contou com a apresentação de palestras de renomados profissionais contribuindo para

o processo de compartilhamento e envolvimento de empregados da Companhia e publico externo para

questões socioambientais e de sustentabilidade.

Feira Copel de Boas Praticas Socioambientais

Em paralelo ao V Seminário Copel de Boas Praticas Socioambiental, foi realizada a II Feira Copel de Boas

Práticas Socioambientais, que contou com a participação de 26 expositores, assim distribuídos: 3

empresas, 5 instituições de ensino e pesquisa, 5 institutos empresarias, 11 instituições sociais e 3 parceiros

estratégicos. A Feira foi visitada por aproximadamente 400 pessoas.

Troféu Susie Pontarolli

O Troféu Susie Pontarolli de Sustentabilidade tem por objetivo reconhecer e apoiar iniciativas que visam

contribuir para a promoção do desenvolvimento sustentável e melhoria de qualidade de vida. A 2ª Edição do

Troféu, oportunizou a participação de empregados e fornecedores e premiou as três melhores práticas nas

Categorias:

• Categoria Empregados - onde os prêmios em dinheiro deverão ser destinados, exclusivamente, para

a manutenção ou ampliação dos projetos vencedores.

• Categoria Fornecedores Consciente - visa destacar projetos em prol da comunidade ou de seus

empregados como forma de valorização da pessoa, de estimulo à igualdade e justiça social.

5.5. Projetos e Programas Corporativos

• Incentivos Fiscais

A Companhia, através de renúncia fiscal, incentiva diversos projetos de incentivo à cultura (Lei Rouanet), ao

esporte (Lei de Incentivo ao Esporte) ou a projetos sociais atinentes ao estatuto da criança e do adolescente

(FIA - Fundo da Infância e do Adolescente), ao estatuto do idoso (Fundo do Idoso) ou a projetos voltados

ao desenvolvimento da saúde (Pronon e Pronas).

O destaque é o apoio ao TOP 2016, programa que pretende tornar o Paraná referência no Brasil no esporte

olímpico e paralímpico, valorizando os talentos esportivos do Estado, bem como contribuir no

desenvolvimento social, proporcionando esporte, saúde e educação para os jovens.

• Voluntariado Corporativo – EletriCidadania

O Programa permite que os empregados utilizem até 4 horas mensais do seu tempo de trabalho para a

execução, de forma voluntária e espontânea, de ações comunitárias que, muito além do simples


30

assistencialismo, levem ao desenvolvimento sustentável da sociedade em todos os aspectos, sejam eles

culturais, educacionais ou profissionais. Em 2014 foram realizadas 336 horas de voluntariado.

• Programa Corporativo de Acessibilidade

O Programa Corporativo de Acessibilidade tem o objetivo de tornar a Companhia rigorosamente adaptada

no que diz respeito às questões de acessibilidade, por meio de reformas, projetos arquitetônicos e

urbanísticos, implementação de recursos tecnológicos, aplicação de treinamento e campanhas educativas,

para que seus empregados e partes interessadas, com algum tipo de deficiência, tenham pleno acesso às

suas instalações, informações e serviços.

5.6. Meio ambiente

• Gestão socioambiental de novos empreendimentos

Em 2014 foi realizada a gestão socioambiental dos novos empreendimentos em implantação pela

Companhia: UHE Colíder, SE Cerquilho II, SE Taubaté, LT Araraquara II — Taubaté, LT Colíder - Cláudia,

LT Foz do Chopim - Salto Osório C2, LT Londrina - Figueira C2, LT Assis - Paraguaçu Paulista II, SE

Paraguaçu Paulista II, LT Bateias - Curitiba Norte, SE Curitiba Norte, LT Assis - Londrina C2, LT Foz do

Chopim - Realeza Sul e SE Realeza Sul (ampliação).

Também foi realizada a gestão socioambiental de Engenharia do Proprietário da LT Cascavel Oeste —

Umuarama Sul, SE Umuarama Sul, LT Curitiba - Curitiba Leste e Seccionamentos, SE Curitiba Leste e SE

Curitiba, LT Umuarama Sul — Guaíra, Sistema Transmissor 230 kV Cascavel (LT Cascavel Oeste —

Cascavel Norte, LT Cascavel Norte Seccionamento Casacavel Oeste - Umuarama Sul e SE Cascavel

Norte) e SE Santa Quitéria. Foi realizado também o acompanhamento do licenciamento ambiental da SPE

Mata de Santa Genebra, que compreende os empreendimentos LT Itatiba – Bateiais, LT Araraquara II –

Itatiba, LT Araraquara II – Fernão dias, SE Fernão Dias, SE Itatiba, e SE Santa Barbara D'Oeste.

Além disso, foram obtidas 29 licenças e autorizações ambientais junto aos órgãos licenciadores.

• Gestão Socioambiental de Reservatórios

Desenvolvimento de ações por meio da gestão ambiental por microbacias hidrográficas, com os objetivos

de:

• identificar as fontes de poluição nas bacias de contribuição dos reservatórios;

• planejar, em parceria com demais instituições do Estado, o uso e a ocupação do solo;


31

• participar de programas estaduais relacionados a ações de preservação ambiental em microbacias

contribuintes de reservatórios;

• implantar medidas de caráter preventivo e corretivo; e

• controlar a incidência de algas e macrófitas, visando melhorar a qualidade e disponibilidade de água

nos reservatórios das UHEs da Companhia, bem como promover seu uso múltiplo.

Em 2014 foram realizados esforços na implementação de um programa de gestão do aporte de fósforo no

reservatório da UHE Mauá, a fim de evitar problemas com florações de algas, em parceria com outras

instituições do Estado e outras empresas. Este programa consiste em ações de diagnóstico, fiscalização,

educação e ações corretivas no meio rural. A partir de 2015, será realizado em parceria com a Emater, que

possui o Programa de Gestão de Solo e Água no Estado do Paraná.

• Programa Florestas Ciliares

O principal objetivo do Programa é a recuperação dos ambientes naturais circunjacentes aos reservatórios

das usinas, feita essencialmente por meio de plantios florestais, utilizando diferentes técnicas de

recuperação florestal, visando melhor desempenho da atividade. O trabalho é realizado em imóveis da

Companhia, bem como em imóveis de terceiros, cujos proprietários possuam interesse em aderir ao

Programa. Em 2014, foram plantadas 185.796 mudas, o que corresponde a uma área recuperada de

aproximadamente 155 hectares. Foi realizado o cercamento de 13,3 km, para proteção das áreas

reflorestadas.

• Hortos Florestais

Nos hortos florestais são produzidas as mudas necessárias para atendimento a programas de

compensação ambiental que necessitam de reflorestamento. Além do Programa de Florestas Ciliares, são

produzidas mudas para compensação ambiental de supressão vegetal decorrente da abertura de faixa para

linhas de transmissão e distribuição, repasse de mudas de arborização urbana para as prefeituras

conveniadas e para compor o paisagismo de áreas administrativas da Companhia. A produção de mudas

inclui aproximadamente 150 espécies arbóreas nativas, abrangendo os diversos tipos de vegetação,

inclusive várias espécies raras e ameaçadas de extinção. Em 2014, os hortos florestais da Companhia

produziram 409.823 mil mudas. Além das mudas produzidas nos hortos, são transplantadas e reabilitadas

plantas resgatadas durante a supressão vegetal em áreas de novos empreendimentos.

• Programa de Monitoramento e Repovoamento de Ictiofa una

O Programa permite acompanhar as mudanças nas comunidades de peixes afetadas pelas barragens das

Usinas da Companhia e realiza o manejo destas comunidades, mitigando impactos e atendendo


32

necessidades legais e sociais. Em 2014 houve a liberação de 127.728 alevinos, sendo 10.000 em ações

com universidades, 85.378 nos reservatórios da Companhia e 32.350 em eventos ambientais junto às

prefeituras. Houve ainda resgates de peixes em situações de risco relacionadas ao funcionamento das

usinas hidrelétricas, totalizando 3.216 peixes resgatados em 2014.

• Programa de gestão de riscos de desastres naturais

Em fevereiro de 2014 foi celebrado o Termo de Cooperação Técnica entre a Copel e a Mineropar, cujo

objetivo é gerar dados cartográficos para a gestão de riscos naturais, visando a prevenção de desastres no

Estado do Paraná. A obrigação da Copel é o fornecimento de bases cartográficas para que a Mineropar

possa fazer os estudos geológicos e gerar os mapas de riscos. O trabalho iniciou contemplando os

municípios do Litoral do Paraná.

• Emissões

Emissões de gases do efeito estufa - GEE

A Copel Geração e Transmissão, através da sua Controladora, elabora anualmente o inventário de gases

do efeito estufa - GEE da Companhia, baseado no programa brasileiro GHG Protocol. O resultado dos

inventários de emissões de GEE da Companhia estão disponíveis no site do GHG Protocol:

www.registropublicodeemissoes.com.br. Desde 2012 os inventários passam por verificação de entidade

externa, para validação e certificação, dando maior transparência às informações.

Em 2014, por meio do Comitê Gestor de Mudanças Climáticas, foram desenvolvidas ações para

padronização das informações para compor o inventário, visando a sua melhoria. Além disso, foram

realizados treinamentos internos para disseminar os conhecimentos sobre gestão de riscos e oportunidades

em mudanças climáticas.

Está em andamento a atualização da Agenda Copel de Mudanças Climáticas, documento que traz os

compromissos, gestão e diretrizes sobre o tema de mudanças climáticas dentro da Companhia, disponível

no website da Copel: www.copel.com

Resíduos

Durante 2014 foram realizadas as seguintes ações:

• Avaliação para integração entre o software Registro Corporativo de Resíduos - RCR e o SAP/ERP

(Módulo Materiais), visando a otimização de registro dos resíduos gerados no âmbito da Companhia.

• Revisão da nomenclatura atual dos resíduos, de acordo com a nova Lista Brasileira de Resíduos

Sólidos, conforme Instrução Normativa nº 13/2012 do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos

Recursos Naturais Renováveis - IBAMA.


33

• Elaboração do Manual de Gerenciamento de Resíduos, com o objetivo de alinhar os conceitos e

procedimentos sobre gerenciamento de resíduos com os empregados que manuseiam resíduos

sólidos.

• Participação na elaboração do Plano de Logística Reversa Setorial, coordenado pelo Sindicato das

Empresas de Eletricidade, Gás, Água, Obras e Serviços do Estado do Paraná – Sineltepar e

elaborado pelo Senai, protocolado em janeiro de 2014 na Secretaria de Estado do Meio Ambiente e

Recursos Hídricos, cujo Termo de Compromisso foi assinado em dezembro de 2014.

• Assinados seis termos de compromissos com associações ou cooperativas de catadores para coleta

de resíduos sólidos recicláveis oriundos de atividades administrativas, em atendimento ao Decreto

Estadual n° 4.167/2009.

• Participação mensal nos Fóruns do Lixo e Cidadania, promovido pelo Ministério Público do Trabalho.

• Realizado treinamento sobre Gerenciamento de Resíduos para as Comissões Internas

Sociambientais – CISAs.

• Projeto Microalgas

O convênio firmado em 2009 através de termo de cooperação técnico-científico com a Copel, o Instituto

Agronômico do Paraná - Iapar e a Fundação de Amparo à Pesquisa e ao Desenvolvimento do Agronegócio

- Fapeagro foi encerrado em julho de 2014. O projeto alcançou os objetivos propostos, tendo formado uma

coleção com cerca de 150 cepas de microalgas, bem como desenvolveu uma plataforma de produção de

microalgas em escala piloto, a qual se encontra instalada no Iapar.


34

6. BALANÇO SOCIAL

2014 2013

1 - BASE DE CÁLCULO

NE 25 Receita Líquida - RL 2.948.677 2.720.589

2 - INDICADORES SOCIAIS INTERNOS

NE 26.3 Remuneração dos administradores 1.388 - 649 -

Remuneração dos empregados 163.726 5,6 210.166 7,7

Alimentação (Auxílio alimentação e outros) 19.252 0,7 22.402 0,8

Encargos sociais compulsórios 52.169 1,8 66.303 2,4

Plano previdenciário 15.904 0,5 19.386 0,7

Saúde (Plano assistencial) 39.154 1,3 33.331 1,2

Capacitação e desenvolvimento profissional 1.313 0,0 1.881 0,1

NE 26.3 Participação nos lucros e/ou resultados 16.289 0,6 15.352 0,6

NE 26.3 Indenizações Trabalhistas 2.460 0,1 8.055 0,3

(1) Outros benefícios 1.741 0,1 1.522 0,1

Total 313.396 10,6 379.047 13,9

3 - INDICADORES SOCIAIS EXTERNOS

Cultura 8.475 0,3 5.196 0,2

Saúde e saneamento 2.664 0,1 1.200 -

Esporte 2.045 0,1 1.159 -

Outros 4.204 0,1 2.551 0,1

Total das contribuições para a sociedade 17.388 0,6 10.106 0,4

Tributos (excluídos encargos sociais) 613.810 20,8 954.961 35,1 Total 631.198 21,4 965.067 35,5

4 - INDICADORES AMBIENTAIS

Investimentos relacionados com as operaçõesda empresa 75.343 2,6 26.342 1,0

Investimentos em programas e/ou projetosexternos 564 - 27 -

Total 75.907 2,6 26.369 1,0

(2) Quantidade de sanções ambientais 2 2

Valor das sanções ambientais (R$ Mil) 1.600 31538

NE - Nota Explicativa

% Sobre RL % Sobre RL


BALANÇO SOCIAL ANUALEm 31 de dezembro de 2014 e 2013

(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)



35

2014 2013

5 - INDICADORES DO CORPO FUNCIONAL

Empregados no final do período 1.554 1.702 Admissões durante o período 25 73

Escolaridade dos empregados(as): Total Homens Mulheres Total Homens MulheresTotal Superior e extensão universitária 761 566 195 905 659 246Total 2º Grau 782 689 93 786 688 98Total 1º Grau 11 11 - 11 11 -

Faixa etária dos empregados(as):

(3) Abaixo de 18 anos - - De 18 até 30 anos (exclusive) 199 253 De 30 até 45 anos (exclusive) 712 778 De 45 até 60 anos (exclusive) 624 654 Acima de 60 anos 19 17

Mulheres que trabalham na empresa 288 344 % Mulheres em cargos gerenciais:

em relação ao nº total de mulheres 6,9 10,2

em relação ao nº total de gerentes 20,0 26,9

Negros(as) que trabalham na empresa 155 154 % Negros(as) em cargos gerenciais:

em relação ao nº total de negros(as) 3,2 4,5

em relação ao nº total de gerentes 5,0 5,4

Portadores(as) de necessidades especiais 11 16 Dependentes 2.963 3.064

(4) Terceirizados 822 839 (5) Estagiários(as) 39 38

Nº de processos trabalhistas em andamento no final do exercício 924 661 Nº de processos trabalhistas encerrados no exercício 138 315

Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa 18 21

Número total de Acidentes de Trabalho (inclui acidentes com contratados) 40 37

6 - INFORMAÇÕES RELEVANTES QUANTO AO EXERCÍCIO DA CIDADANIA EMPRESARIAL


36

2014 Metas 2015

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pelaempresa foram definidos por

Os padrões de segurança e salubridade no ambientede trabalho foram definidos por:

Quanto à liberdade sindical, ao direito de negociaçãocoletiva e à representação interna dos trabalhadores, aempresa:

A previdência privada contempla:

A participação dos lucros ou resultados contempla:

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrõeséticos e de responsabilidade social e ambientaladotados pela empresa:

Quanto à participação dos empregados em programasde trabalho voluntário, a empresa:

7- GERAÇÃO E DISTRIBUIÇÃO DE RIQUEZA 2014 2013

Valor adicionado total a distribuirDistribuição do Valor Adicionado (DVA):

Terceiros 7,3% 2,9%

Pessoal 15,4% 12,2%

Governo 37,8% 42,5%

Acionistas 27,9% 20,1%

Retido 11,6% 22,3%

8 - OUTRAS INFORMAÇÕES

direção e gerências direção e gerências

1.729.603 2.364.874

• A partir de 2010, o Instituto Brasileiro de Análises Sociais e Econômicas - Ibase não mais prescreve seu modelo padrão deBalanço Social por entender que esta ferramenta e metodologia já se encontram amplamente difundidas entre empresas,consultorias e institutos que promovem a responsabilidade social corporativa no Brasil. Assim sendo, a Copel Geração eTransmissão, que já utilizava este modelo desde 1999, resolveu, fundamentada na orientação do Ibase, melhorar suademonstração de Balanço Social, abordando também informações solicitadas na NBCT 15, visando à transparência de suasinformações.

• As notas explicativas - NEs são parte integrante das Demonstrações Financeiras e também contêm outras informações denatureza socioambiental não contempladas neste Balanço Social.

todos + Cipa todos + Cipa

incentiva e segue a OIT incentivará e seguirá a OIT

todos todos

todos todos

são exigidos serão exigidos

organiza e incentiva organizará e incentivará

(2) Estas informações referem-se a multas e notificações socioambientais. São divulgados valores originais, podendo ser alterados,conforme resposta da defesa administrativa apresentada ao órgão ambiental.Valores referente aos Termos de Compromisso - TCs e Termos de Ajustamento de Conduta - TACs são considerados em sociaisexternos ou ambientais, dependendo de sua natureza.(3) Referem-se ao programa de aprendiz em conflito com a lei. (4) Este número corresponde ao total de trabalhadores terceirizados contratados no período independentemente do número dehoras trabalhadas. Não representa o número de postos de trabalho terceirizados. Também não contempla os terceiros que atuamna implantação de obras da Copel Geração e Transmissão.

(5) Não compõem o quadro de empregados.

(1) O item Outros benefícios é composto por: Auxílio doença complementar, Auxílio maternidade prorrogado, Seguros, Valetransporte excedente e Auxílio invalidez, Morte acidental, Auxílio creche, Auxílio educação, Cultura e Segurança e Medicina notrabalho.


37

7. COMPOSIÇÃO DOS GRUPOS RESPONSÁVEIS PELA GOVERNAN ÇA

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Presidente MARCOS DOMAKOSKI Secretário Executivo SERGIO LUIZ LAMY

Membro VLADEMIR SANTO DALEFFE

CONSELHO FISCAL Presidente JOAQUIM ANTONIO GUIMARÃES DE OLIVEIRA

PORT PORTES PORTES Membros Titulares GEORGE HERMANN RODOLFO TORMIN

JOSÉ TAVARES DA SILVA NETO Membros Suplentes OSNI RISTOW

ROBERTO BRUNNER

GILMAR MENDES LOURENÇO

DIRETORIA Diretor Presidente SERGIO LUIZ LAMY

Diretor de Finanças LUIZ EDUARDO DA VEIGA SEBASTIANI

Diretor Adjunto CEZAR MONTEIRO PIRAJÁ JUNIOR

CONTADOR Contador - CRC-PR-043819/O-0 RONALDO BOSCO SOARES

COPEL

Copel Geração e Transmissão S.A.

CNPJ/MF 04.370.282/0001-70

Inscrição Estadual 90.233.068-21

Subsidiária Integral da Companhia Paranaense de Energia

www.copel.com [email protected]

Rua José Izidoro Biazetto, 158 - Bloco A - Mossunguê - Curitiba - PR

CEP 81200-240


2014

SUMÁRIO DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ....................................... ....................................................................................... 3

Balanços Patrimoniais ........................................................................................................................................... 3 Demonstrações de Resultados .............................................................................................................................. 5 Demonstrações de Resultados Abrangentes ......................................................................................................... 6 Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido ........................................................................................... 7 Demonstrações dos Fluxos de Caixa .................................................................................................................... 8 Demonstrações do Valor Adicionado ................................................................................................................... 10

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ....................................... ........................................ 12 1 Contexto Operacional ........................................................................................................................... 12 2 Base de Preparação ............................................................................................................................. 12 3 Principais Políticas Contábeis ............................................................................................................... 14 4 Caixa e Equivalentes de Caixa.............................................................................................................. 24 5 Títulos e Valores Mobiliários ................................................................................................................. 24 6 Clientes ................................................................................................................................................ 25 7 Contas a Receber Vinculadas à Concessão ......................................................................................... 26 8 Contas a Receber Vinculadas à Prorrogação da Concessão ................................................................ 26 9 Outros Créditos ..................................................................................................................................... 27 10 Tributos ................................................................................................................................................ 28 11 Depósitos Judiciais ............................................................................................................................... 30 12 Investimentos ........................................................................................................................................ 30 13 Imobilizado ............................................................................................................................................ 32 14 Intangível .............................................................................................................................................. 38 15 Obrigações Sociais e Trabalhistas ........................................................................................................ 39 16 Fornecedores ........................................................................................................................................ 39 17 Empréstimos e Financiamentos ............................................................................................................ 39 18 Benefícios Pós-Emprego....................................................................................................................... 43 19 Encargos do Consumidor a Recolher .................................................................................................... 47 20 Pesquisa e Desenvolvimento ................................................................................................................ 47 21 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público .............................................................. 48 22 Outras Contas a Pagar ......................................................................................................................... 49 23 Provisões para Litígios e Passivo Contingente ...................................................................................... 49 24 Patrimônio Líquido ................................................................................................................................ 53 25 Receita Operacional Líquida ................................................................................................................. 54 26 Custos e Despesas Operacionais ......................................................................................................... 55 27 Resultado Financeiro ............................................................................................................................ 58 28 Instrumentos Financeiros ...................................................................................................................... 59 29 Transações com Partes Relacionadas .................................................................................................. 68 30 Seguros ................................................................................................................................................ 71

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ....................... 72 PARECER DO CONSELHO FISCAL SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ....................................... ........ 74

3


Balanços Patrimoniais

levantados em 31 de dezembro de 2014 e de 2013

em milhares de reais

ATIVO NE nº 31.12.2014 31.12.2013

CIRCULANTECaixa e equivalentes de caixa 4 155.865 1.211.316 Títulos e valores mobiliários 5 117.593 149.480 Cauções e depósitos vinculados - 2.200 - Clientes 6 262.164 291.841 Dividendos a receber - 34.850 2.578 Contas a receber vinculadas à concessão 7 7.430 4.396 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão 8 301.046 352.161 Outros créditos 9 94.545 195.469 Estoques - 29.389 31.298 Imposto de renda e contribuição social 10.1 239 219 Outros tributos a recuperar 10.3 9.107 11.430 Despesas antecipadas - 3.346 2.425

1.017.774 2.252.613

NÃO CIRCULANTERealizável a Longo Prazo

Títulos e valores mobiliários 5 130.137 66.265 Clientes 6 3.795 5.692 Depósitos judiciais 11 52.859 41.815 Contas a receber vinculadas à concessão 7 623.591 408.473 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão 8 160.217 365.645 Outros créditos 9 62.427 5.132 Imposto de renda e contribuição social 10.1 545 520 Outros tributos a recuperar 10.3 58.932 54.747

1.092.503 948.289

Investimentos 12 1.569.251 807.190 Imobilizado 13 6.030.574 6.588.165 Intangível 14 56.319 48.501

8.748.647 8.392.145

TOTAL DO ATIVO 9.766.421 10.644.758

As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstraçõs financeiras.

4

Balanços Patrimoniais levantados em 31 de dezembro de 2014 e de 2013 (con tinuação)

em milhares de reais PASSIVO NE nº

PASSIVO NE nº 31.12.2014 31.12.2013

CIRCULANTEObrigações sociais e trabalhistas 15 50.688 59.541 Fornecedores 16 312.340 274.554 Imposto de renda e contribuição social 10.1 221.609 282.607 Outras obrigações fiscais 10.3 31.688 62.916 Empréstimos e financiamentos 17 86.750 67.736 Dividendos a pagar - 202.617 321.902 Benefícios pós-emprego 18 9.538 7.886 Encargos do consumidor a recolher 19 6.791 26.920 Pesquisa e desenvolvimento 20 40.210 17.284 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público 21 3.508 1.795 Outras contas a pagar 22 26.174 30.981

991.913 1.154.122

NÃO CIRCULANTEFornecedores 16 14.249 22.187 Imposto de renda e contribuição social diferidos 10.2 12.331 418.426 Outras obrigações fiscais 10.3 18.635 15.153 Empréstimos e financiamentos 17 1.233.946 1.303.009 Benefícios pós-emprego 18 218.812 292.968 Pesquisa e desenvolvimento 20 49.152 55.599 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público 21 38.868 31.746 Outras contas a pagar 22 62 - Provisões para litígios 23 703.875 554.731

2.289.930 2.693.819

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 24Capital social 3.505.994 3.505.994 Ajustes de avaliação patrimonial 1.104.327 1.139.584 Reserva legal 331.298 297.179 Reserva de retenção de lucros 1.324.415 1.700.880 Dividendo adicional proposto 218.544 153.180

6.484.578 6.796.817

TOTAL DO PASSIVO 9.766.421 10.644.758


5

Demonstrações de Resultados para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013


OPERAÇÕES CONTINUADAS NE nº 31.12.2014 31.12.2013

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 25 2.948.677 2.720.589

Custos Operacionais 26 (2.289.528) (1.109.685)

LUCRO OPERACIONAL BRUTO 659.149 1.610.904

Outras Receitas (Despesas) OperacionaisDespesas com vendas 26 (15.184) (6.862) Despesas gerais e administrativas 26 (108.239) (128.305) Outras receitas (despesas), líquidas 26 (315.757) (255.999) Resultado da equivalência patrimonial 12.1 350.412 33.744

(88.768) (357.422)

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS 570.381 1.253.482

Resultado FinanceiroReceitas financeiras 27 165.268 147.141 Despesas financeiras 27 (35.269) (37.634)

129.999 109.507

LUCRO OPERACIONAL 700.380 1.362.989

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIALImposto de renda e contribuição social 10.4 (456.686) (502.241) Imposto de renda e contribuição social diferidos 10.4 438.692 140.141

(17.994) (362.100)

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 682.386 1.000.889


6

Demonstrações de Resultados Abrangentes para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013


NE nº 31.12.2014 31.12.2013

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 682.386 1.000.889 Outros resultados abrangentes

Itens que nunca serão reclassificados para o result ado

Ganhos (perdas) com passivos atuariais 24.2

benefícios pós-emprego 94.674 (69.500)

Tributos sobre outros resultados abrangentes 24.2 (32.189) 23.630

Itens que são ou talvez sejam reclassificados para o resultado

Ganhos (perdas) com ativos financeiros disponíveis para venda 24.2

aplicações financeiras 1.201 (5.064)

Tributos sobre outros resultados abrangentes 24.2 (408) 1.722

Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos 63.278 (49.212)

RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 745.664 951.677


7

Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013


Custo Outros Reserva Dividendo

Capital atribuído do resultados Reserva de retenção ad icional Lucros

social imobilizado abrangentes legal de lucros propost o acumulados Total

Saldo em 1º de janeiro de 2013 3.505.994 1.337.782 (46.843) 247.134 1.123.315 - - 6.167.382 Lucro líquido do exercício - - - - - - 1.000.889 1.000.889 Outros resultados abrangentes

Perdas com ativos financeiros, líquidas de tributos 24.2 - - (3.342) - - - - (3.342)

Perdas atuariais, líquidas de tributos 24.2 - - (45.870) - - - - (45.870)

Resultado abrangente total do excercício - - (49.212) - - - 1.000.889 951.677 Realização dos ajustes de avaliação patrimonial 24.2 - (102.143) - - - - 102.143 -

Destinação proposta à A.G.O.:

Reserva legal - - 50.045 - - (50.045) - Juros sobre o capital próprio 24.3 - - - - - (246.593) (246.593)

Dividendos 24.3 - - - - 153.180 (228.829) (75.649)

Reserva de retenção de lucros - - - 577.565 - (577.565) -

Saldo em 31 de dezembro de 2013 3.505.994 1.235.639 (96.055) 297.179 1.700.880 153.180 - 6.796.817 Lucro líquido do exercício - - - - - - 682.386 682.386 Outros resultados abrangentes

Ganhos com ativos financeiros, líquidas de tributos 24.2 - - 793 - - - - 793

Ganhos atuariais, líquidos de tributos 24.2 - - 62.485 - - - - 62.485

Resultado abrangente total do excercício - - 63.278 - - - 682.386 745.664

Realização dos ajustes de avaliação patrimonial 24.2 - (98.535) - - - - 98.535 -

Deliberação do dividendo adicional proposto - 13ª A.G.O. - - - - - (153.180) - (153.180)

Distribuição de dividendos com lucros retidos - 13ª A.G.O. - - - - (475.000) - - (475.000)

Destinação proposta à 14ª A.G.O.:Reserva legal - - 34.119 - - (34.119) -

Juros sobre o capital próprio 24.3 - - - - - (263.986) (263.986)

Dividendos 24.3 - - - - 218.544 (384.281) (165.737)

Reserva de retenção de lucros - - - 98.535 - (98.535) -

Saldo em 31 de Dezembro de 2014 3.505.994 1.137.104 (32.777) 331.298 1.324.415 218.544 - 6.484.578

Ajustes de avaliaçãopatrimonial

NE nº

Reservas de lucros

8

Demonstrações dos Fluxos de Caixa para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013


NE nº 31.12.2014 31.12.2013

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS

Lucro líquido do exercício 682.386 1.000.889

Ajustes para a reconciliação do lucro líquido do e xercício com a geração de caixa das atividades operacionais

Depreciação 13.2 292.229 289.972 Amortização 14.1 3.898 3.308 Variações monetárias e cambiais não realizadas - líquidas 50.584 (34.256) Remuneração de contas a receber vinculadas à concessão 7.1 (58.782) (33.974) Resultado da equivalência patrimonial 12.1 (350.412) (33.744) Imposto de renda e contribuição social 10.1 456.686 502.241 Imposto de renda e contribuição social diferidos 10.2.1 (438.692) (140.141) Provisão para créditos de liquidação duvidosa 26.5 2.182 6.893 Provisão para perdas em consórcios 26.5 13.003 - Provisão para perdas em créditos tributários 26.5 6.394 274 Provisão para redução ao valor recuperável do imobilizado 26.5 807.281 - Provisão para litígios 26.5 150.030 96.960 Provisão para benefícios pós-emprego 18.4 55.058 52.717 Provisão para pesquisa e desenvolvimento 20.2 27.132 25.701 Resultado das baixas de imobilizado 13.2 5.068 8.389 Resultado das baixas de intangível - 19

Redução (aumento) dos ativosClientes 66.364 (15.874) Dividendos recebidos 114.000 - Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão 8.1 306.814 440.656 Depósitos judiciais (11.044) (17.500) Outros créditos 29.361 (102.001) Estoques 1.909 (2.999) Imposto de renda e contribuição social (45) 70 Outros tributos a recuperar (6.532) (7.932) Despesas antecipadas (921) (104)

Aumento (redução) dos passivosObrigações sociais e trabalhistas (8.853) (50.641) Fornecedores (181.444) (372.433) Imposto de renda e contribuição social pagos (517.684) (362.926) Outras obrigações fiscais (27.746) 27.309 Encargos de empréstimos e financiamentos pagos 17.7 (92.222) (80.766) Benefícios pós-emprego 18.4 (32.888) (37.566) Encargos do consumidor a recolher (20.129) 19.684 Pesquisa e desenvolvimento 20.2 (17.432) (15.377) Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público 21.2 (1.884) (1.198) Outras contas a pagar (4.745) 10.553 Provisões para litígios 23.1 (10.923) (17.281)

CAIXA LÍQUIDO GERADO PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS 1.288.001 1.158.922 (continua)

9

Demonstrações dos Fluxos de Caixa para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013 (continuação)


(continuação)

NE nº 31.12.2014 31.12.2013

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO

Aplicações financeiras (32.984) 165.156 Adições em investimentos 12.1 (557.921) (327.894) Adições no imobilizado 13.2 (525.747) (248.752) Adições no intangível 14.1 (3.051) (2.113)

CAIXA LÍQUIDO UTILIZADO PELAS ATIVIDADES DE INVESTI MENTO (1.119.703) (413.603)

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTOIngresso de empréstimos e financiamentos obtidos com terceiros 17.7 4.889 925.462 Amortização de principal de empréstimos e financiamentos 17.7 (51.450) (20.845) Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos (1.177.188) (635.829)

CAIXA LÍQUIDO GERADO (UTILIZADO) PELAS ATIVIDADES D E FINANCIAMENTO (1.223.749) 268.788

TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA E EQUIVALENTES A CAIXA (1.055.451) 1.014.107

Saldo inicial de caixa e equivalentes a caixa 4 1.211.316 197.209 Saldo final de caixa e equivalentes a caixa 4 155.865 1.211.316

VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES A CAIXA (1.055.451) 1.014.107

As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras.

10

Demonstrações do Valor Adicionado para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013


VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR 31.12.2014 31.12.2013

ReceitasVenda de energia e outros serviços 3.215.916 3.049.491 Receita de construção 728.764 525.657 Outras receitas 715 472 Provisão (reversão) para créditos de liquidação duvidosa (2.182) (6.893)

3.943.213 3.568.727

( - ) Insumos adquiridos de terceirosEnergia elétrica comprada para revenda 423.925 125.551 Encargos de uso da rede elétrica ( - ) ESS e EER 243.459 222.779 Material, insumos e serviços de terceiros 150.550 148.206 Custo de construção 644.001 493.957 Perda / Recuperação de valores ativos 1.643 17.150 Outros insumos 970.930 84.552

2.434.508 1.092.195

( = ) VALOR ADICIONADO BRUTO 1.508.705 2.476.532

( - ) Depreciação e amortização 296.127 293.280

( = ) VALOR ADICIONADO LÍQUIDO 1.212.578 2.183.252

( + ) Valor adicionado transferidoReceitas financeiras 165.268 147.141 Resultado de participações societárias 350.412 33.744 Outras receitas 1.345 737

517.025 181.622

1.729.603 2.364.874 (continua)

11

Demonstrações do Valor Adicionado para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013 (continuação)


DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO 31.12.2014 % 31.12.2 013 %

PessoalRemunerações e honorários 165.210 210.964 Planos previdenciário e assistencial 55.058 52.717 Auxílio alimentação e educação 17.380 20.540 Encargos sociais - FGTS 11.870 15.226 Indenizações trabalhistas 2.460 8.055 Participação nos lucros e/ou resultados 16.289 15.352 Apropriação no imobilizado e no intangível em curso (1.990) (33.667)

266.277 15,4 289.187 12,2

GovernoFederal 521.097 859.312 Estadual 130.568 145.307 Municipal 2.444 1.488

654.109 37,8 1.006.107 42,5

TerceirosJuros e multas 101.001 50.174 Arrendamentos e aluguéis 8.820 9.779 Doações, subvenções e contribuições 17.010 8.738

126.831 7,3 68.691 2,9

AcionistasRemuneração do capital próprio 384.281 246.593 Dividendos propostos 98.535 228.829 Lucros retidos na empresa 199.570 525.467

682.386 39,5 1.000.889 42,4

1.729.603 100,0 2.364.874 100,0

As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras.

12

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013


1 Contexto Operacional

A Copel Geração e Transmissão S.A. (Copel Geração e Transmissão ou Companhia), com sede na rua

José Izidoro Biazetto, 158, bloco A, Curitiba, Estado do Paraná, é uma sociedade anônima, de capital

fechado, subsidiária integral da Companhia Paranaense de Energia (Copel ou Controladora). Explora os

serviços de geração e de transmissão de energia elétrica através de 18 usinas hidrelétricas, uma eólica e

uma termelétrica, totalizando 4.754,6 MW de capacidade instalada, o serviço de transmissão, através de 33

subestações com tensões iguais ou superiores a 230 kV, e 2.173,5 km de linhas de transmissão,

pertencentes à rede básica do Sistema Integrado Nacional.

2 Base de Preparação

2.1 Declaração de conformidade

As demonstrações financeiras da Companhia foram preparadas de acordo com as Normas Internacionais

de Contabilidade (International Financial Reporting Standards - IFRS), emitidas pelo International

Accounting Standards Board - IASB e também de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BR

GAAP), que compreendem os pronunciamentos, as orientações e as interpretações emitidos pelo Comitê de

Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados pelo Conselho Federal de Contabilidade - CFC.

A revisão do CPC nº 07 (aprovada em dezembro de 2014) alterou o CPC 35, CPC 37 e o CPC 18 e

autorizou a utilização da equivalência patrimonial nas demonstrações financeiras separadas em IFRS,

eliminando essa diferença entre o BR GAAP e o IFRS.

As demonstrações financeiras da Companhia apresentam a avaliação dos investimentos em controlada e

em empreendimentos controlados em conjunto pelo método da equivalência patrimonial, de acordo com a

legislação brasileira vigente.

As demonstrações financeiras da controlada foram incluídas na consolidação da controladora final, Copel,

disponibilizada ao público em 20.03.2015 e, por este motivo, não são consolidadas nestas demonstrações

financeiras, como permitido pelo CPC 36 (R3), no item 4.

A emissão das demonstrações financeiras foi autorizada pelo Conselho de Administração em 30.03.2015.

13

2.2 Moeda funcional e moeda de apresentação

As demonstrações financeiras são apresentadas em real, que é a moeda funcional da Companhia. As

informações financeiras foram arredondadas para o milhar mais próximo, exceto quando indicado de outra

forma.

2.3 Base de mensuração

As demonstrações financeiras foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos seguintes

itens materiais reconhecidos nos balanços patrimoniais:

• os instrumentos financeiros não-derivativos designados pelo valor justo por meio do resultado, são

mensurados pelo valor justo;

• os ativos financeiros disponíveis para venda são mensurados pelo valor justo;

• os investimentos em controladas e em empreendimentos controlados em conjunto são avaliados

pelo método de equivalência patrimonial; e

• O valor do passivo assistencial líquido é reconhecido pela dedução do valor justo dos ativos do

plano do valor presente da obrigação atuarial calculada por atuário contratado.

2.4 Uso de estimativas e julgamentos

Na preparação destas demonstrações financeiras, a Administração utilizou julgamentos, estimativas e

premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis da Companhia e os valores reportados dos ativos,

passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

As estimativas e premissas são revisadas de forma contínua. As revisões das estimativas são reconhecidas

prospectivamente.

2.4.1 Julgamentos

As informações sobre julgamentos realizados na aplicação das políticas contábeis que têm efeitos

significativos sobre os valores reconhecidos nas demonstrações financeiras estão incluídas nas seguintes

notas explicativas:

•••• NE nº 3.6 - Contas a Receber Vinculadas à Concessão;

•••• NE nº 3.7 - Contas a Receber Vinculadas à Prorrogação da Concessão;

•••• NE nº 3.11 - Intangível;

•••• NE nº 3.25 - Arrendamentos; e

•••• NE nº 13.5 - Redução ao valor recuperável de ativos - Impairment.

14

2.4.2 Incertezas sobre premissas e estimativas

As informações sobre as incertezas relacionadas a premissas e estimativas que possuem um risco

significativo de resultar em um ajuste material no próximo exercício financeiro, estão incluídas nas seguintes

notas explicativas:

•••• NEs nºs 3.3 e 28 - Instrumentos Financeiros.

•••• NE nº 3.5 - Clientes (PCLD e CCEE);

•••• NEs nºs 3.9 e 10.2 - Imposto de renda e contribuição social diferidos;

•••• NEs nºs 3.10 e 13 - Imobilizado;

•••• NEs nºs 3.11 e 14 - Intangível;

•••• NEs nºs 3.12 e 13.5 - Redução ao valor recuperável de ativos - Impairment.;

•••• NEs nºs 3.14 e 18 - Benefícios Pós-Emprego; e

•••• NEs nºs 3.18 e 23 - Provisões para Litígios e Passivo Contingente.

3 Principais Políticas Contábeis

3.1 Mudanças nas políticas contábeis

Durante o exercício de 2014, o CPC emitiu revisões de pronunciamentos as quais não produziram efeitos

nas principais políticas contábeis e nas demonstrações financeiras da Companhia.

3.2 Controlada, empreendimentos controlados em co njunto e operações em conjunto

Os investimentos em controlada e em empreendimentos controlados em conjunto são reconhecidos nas

demonstrações financeiras com base no método de equivalência patrimonial. Conforme esse método, os

investimentos são inicialmente registrados pelo valor de custo e o seu valor contábil é aumentado ou

diminuído pelo reconhecimento da participação da investidora no lucro, no prejuízo e em outros resultados

abrangentes gerados pelas investidas, após a aquisição. Esse método deve ser descontinuado a partir da

data em que o investimento deixar de se qualificar como controlada, empreendimento controlado em

conjunto.

As distribuições de resultados reduzem o valor contábil dos investimentos.

As operações em conjunto (consórcios) são contabilizadas na proporção de quota-parte de ativos, passivos

e resultado.

3.3 Instrumentos financeiros

A Companhia mantêm fundos de investimentos que operam com instrumentos financeiros derivativos, com

objetivo exclusivo de proteger a carteira desses fundos.

15

Os instrumentos financeiros não derivativos são reconhecidos imediatamente na data de negociação, ou

seja, na concretização do surgimento da obrigação ou do direito. São inicialmente registrados pelo valor

justo acrescido ou deduzido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis.

Os valores justos são apurados com base em cotação no mercado para instrumentos financeiros com

mercado ativo e aos sem cotação disponível no mercado, os valores justos são apurados pelo método do

valor presente de fluxos de caixa esperados.

Posteriormente ao reconhecimento inicial, os instrumentos financeiros não derivativos são mensurados

conforme descrito a seguir:

Ativos financeiros

3.3.1 Instrumentos financeiros ao valor justo por meio do resultado

Um instrumento financeiro é assim classificado se for designado como mantido para negociação no seu

reconhecimento inicial e se a Companhia gerencia esses investimentos e toma as decisões de compra e

venda com base em seu valor justo, de acordo com a estratégia de investimento e gerenciamento de risco.

Após o reconhecimento inicial, os custos de transação e os juros atribuíveis, quando incorridos, são

reconhecidos no resultado.

3.3.2 Empréstimos e recebíveis

Ativos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não estão cotados em um mercado

ativo, reconhecidos pelo método do custo amortizado com base na taxa de juros efetiva.

3.3.3 Instrumentos financeiros disponíveis para venda

São instrumentos financeiros cujo reconhecimento inicial é efetuado com base no valor justo e sua variação,

proveniente da diferença entre a taxa de juros de mercado e a taxa de juros efetiva, é registrada

diretamente no patrimônio líquido, líquido dos efeitos tributários. A parcela dos juros definidos no início do

contrato, calculada com base no método de juros efetivos, assim como quaisquer mudanças na expectativa

de fluxo de caixa, é registrada no resultado do exercício. No momento da liquidação, as perdas ou os

ganhos acumulados no patrimônio líquido são reclassificados no resultado do exercício.

3.3.4 Instrumentos financeiros mantidos até o vencimento

Os instrumentos financeiros são classificados nesta categoria se a Companhia têm intenção e capacidade

de mantê-los até o seu vencimento. São mensurados pelo custo amortizado utilizando o método da taxa de

juros efetiva, deduzido de eventuais reduções em seu valor recuperável.

Passivos financeiros e instrumentos de patrimônio

16

3.3.5 Passivos financeiros ao valor justo por meio do resultado

São os passivos financeiros designados dessa forma no reconhecimento inicial e os classificados como

mantidos para negociação. São demonstrados ao valor justo e os respectivos ganhos ou perdas são

reconhecidos no resultado. Os ganhos ou as perdas líquidos reconhecidos no resultado incorporam os juros

pagos pelo passivo financeiro.

3.3.6 Outros passivos financeiros

Os outros passivos financeiros (incluindo empréstimos) são mensurados pelo valor de custo amortizado

utilizando o método de juros efetivos. Esse método também é utilizado para alocar a despesa de juros

desses passivos pelo respectivo período. A taxa de juros efetiva é a taxa que desconta exatamente os

fluxos de caixa futuros estimados (inclusive honorários pagos ou recebidos que constituem parte integrante

da taxa de juros efetiva, custos da transação e outros prêmios ou descontos), ao longo da vida estimada do

passivo financeiro ou, quando apropriado, por um período menor, para o reconhecimento inicial do valor

contábil líquido.

3.3.7 Baixas de passivos financeiros

Os passivos financeiros somente são baixados quando as obrigações são extintas, canceladas ou

liquidadas. A diferença entre o valor contábil do passivo financeiro baixado e a contrapartida paga e a pagar

é reconhecida no resultado.

3.4 Caixa e equivalentes de caixa

Compreendem numerários em espécie, depósitos bancários à vista e aplicações financeiras de curto prazo

com alta liquidez, que possam ser resgatadas no prazo de 90 dias da data de contratação em caixa. Essas

aplicações financeiras estão demonstradas ao custo, acrescido dos rendimentos auferidos até a data de

encerramento do exercício e com risco insignificante de mudança de valor.

3.5 Clientes

São considerados ativos financeiros classificados como empréstimos e recebíveis.

Os saldos de parcelamento de débitos de clientes são trazidos a valor presente, considerando o montante a

ser descontado, as datas de realização, as datas de liquidação e a taxa de desconto.

O saldo de clientes é apresentado líquido da provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD,

reconhecida em valor considerado suficiente pela Administração para cobrir as perdas na realização de

contas a receber de consumidores e de títulos a receber, cuja recuperação é considerada improvável.

A PCLD é constituída considerando os parâmetros recomendados pela Aneel, conforme Manual de

Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE, além da experiência em relação ao histórico das perdas efetivas.

17

3.6 Contas a receber vinculadas à concessão

Refere-se a créditos a receber relacionados aos contratos de concessão da atividade de transmissão e

estão representados pelos seguintes valores: (i) receita de construção da infraestrutura de transmissão para

sua disponibilização aos usuários e (ii) remuneração financeira garantida pelo Poder Concedente durante o

prazo da concessão sobre tais receitas.

A receita dos contratos de concessão de transmissão é realizada pela disponibilização da infraestrutura aos

usuários do sistema, não tem risco de demanda e é, portanto, considerada receita garantida, denominada

Receita Anual Permitida - RAP, a ser recebida durante o prazo da concessão. Os valores são faturados

mensalmente aos usuários da infraestrutura, conforme relatório emitido pelo Operador Nacional do Sistema

- ONS. No vencimento da concessão, se houver saldo remanescente ainda não recebido relacionado à

construção da infraestrutura, esse será recebido diretamente do Poder Concedente por ser um direito

incondicional de receber caixa, conforme previsto no contrato de concessão, a título de indenização pelos

investimentos efetuados e não recuperados por meio da RAP.

Esses ativos financeiros não possuem um mercado ativo, apresentam fluxos de caixa fixos e determináveis,

e portanto, são classificados como “empréstimos e recebíveis”, sendo inicialmente estimados com base nos

respectivos valores justos e posteriormente mensurados pelo custo amortizado calculado pelo método da

taxa de juros efetiva.

Especificamente ao Contrato de Concessão 060/2001, adições subsequentes à renovação que representem

ampliação, melhoria ou reforço da infraestrutura são reconhecidas como ativo financeiro, em virtude de

representar futura geração de caixa operacional adicional, conforme regulamentação específica do poder

concedente.

3.7 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão

Referem-se a valores a receber previstos na Medida Provisória 579/12 - MP 579, convertida na Lei

nº 12.783/13, em virtude da opção da Companhia pela prorrogação do contrato de concessão de

transmissão nº 060/2001.

Para os ativos que entraram em operação após maio de 2000, conforme Nota Técnica 396/12 -

SRE/ANEEL, o recebimento da indenização foi parcelado em 31 prestações mensais com vencimento a

partir de janeiro de 2013, calculadas pelo Sistema de Amortização Constante - SAC, atualizadas pelo Índice

Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA e remunerada pelo WACC de 5,59% real ao ano.

18

Para os ativos não depreciados, existentes em 31.05.2000, o artigo 1º da resolução normativa Aneel nº 589

de 13.12.2013 define metodologia a ser aplicada na mensuração do valor da indenização. Esta resolução

limitou-se apenas a reconhecer o direito das concessionárias à indenização definindo a forma da sua

valoração. A Administração realizou avaliação dos ativos passíveis de indenização, aplicando a metodologia

proposta e concluiu que a expectativa de indenização suporta os montantes registrados em 31.12.2014. A

Administração contratou empresa especializada para a elaboração do laudo conforme previsto em

resolução, o qual está em elaboração, que deverá ser protocolado na Aneel até 31.03.2015.

3.8 Estoque (inclusive do ativo imobilizado)

Os materiais no almoxarifado classificados no ativo circulante e aqueles destinados a investimentos,

classificados no ativo imobilizado, estão registrados pelo custo médio de aquisição. Os valores

contabilizados não excedem seus valores de realização.

3.9 Tributos

As receitas de vendas e de serviços estão sujeitas à tributação pelo Imposto sobre Circulação de

Mercadorias e Serviços - ICMS e Imposto sobre Serviços - ISS às alíquotas vigentes, assim como à

tributação pelo Programa de Integração Social - PIS e pela Contribuição para Financiamento da Seguridade

Social - Cofins.

Os créditos decorrentes da não cumulatividade do PIS e da Cofins são apresentados deduzindo os custos

operacionais na demonstração do resultado.

Os créditos decorrentes da não cumulatividade do ICMS, PIS e da Cofins relacionados às aquisições de

bens são apresentados deduzindo o custo de aquisição dos respectivos ativos.

As antecipações ou valores passíveis de compensação são demonstrados no ativo circulante ou não

circulante, de acordo com a previsão de sua realização.

A tributação sobre o lucro compreende o imposto de renda e a contribuição social calculados com base nos

resultados tributáveis (lucro ajustado) de cada entidade tributável e às alíquotas aplicáveis segundo a

legislação vigente, sendo 15%, acrescido de 10% sobre o que exceder a R$ 240 anuais, para o imposto de

renda, e 9% para a contribuição social.

Para fins de apuração dos resultados tributáveis foi adotado o Regime Tributário de Transição - RTT,

conforme previsto na Lei 11.941/09, ou seja, considerou-se os critérios contábeis da Lei 6.404/76, antes das

alterações da Lei 11.638/07. A Companhia não optou em 2014 pela adoção inicial da Lei 12.973 de

13.05.2014.

O prejuízo fiscal e a base negativa de contribuição social são compensáveis com lucros tributáveis futuros,

observado o limite de 30% do lucro tributável no período, não estando sujeitos a prazo prescricional.

19

O imposto de renda e a contribuição social diferidos são reconhecidos sobre as diferenças entre os ativos e

passivos reconhecidos para fins fiscais e os correspondentes valores reconhecidos nas demonstrações

financeiras.

O imposto de renda e a contribuição social diferidos ativos são reconhecidos somente na extensão em que

seja provável que existirá base tributável positiva, para a qual as diferenças temporárias possam ser

utilizadas e os prejuízos fiscais possam ser compensados.

Os ativos e passivos fiscais diferidos são divulgados por seu valor líquido caso haja um direito legal de

compensar passivos e ativos fiscais correntes, e eles se relacionam a tributos lançados pela mesma

autoridade tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação.

3.10 Imobilizado

Os bens do ativo imobilizado vinculados aos contratos de concessão de serviço público estão depreciados

pelo método linear com base nas taxas anuais estabelecidas e revisadas periodicamente pela Aneel, as

quais são praticadas e aceitas pelo mercado como representativas da vida útil econômica dos bens

vinculados à infraestrutura da concessão. No entanto, os bens vinculados aos contratos de uso de bem

público sob o regime de produtor independente de energia elétrica estão sendo depreciados com base nas

taxas anuais estabelecidas pela Aneel limitados ao prazo da concessão. Os demais bens do ativo

imobilizado são depreciados pelo método linear com base na estimativa de vida útil. A vida útil estimada, os

valores residuais e a depreciação são revisados no final da data do balanço patrimonial e o efeito de

quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado prospectivamente.

Os custos diretamente atribuídos às obras, bem como os juros e encargos financeiros referentes a

empréstimos tomados com terceiros, durante o período de construção, são registrados no ativo imobilizado

em curso.

3.11 Intangível

3.11.1 Ativos intangíveis adquiridos separadamente

Ativos intangíveis com vida útil definida, adquiridos separadamente, são registrados ao custo, deduzido da

amortização e das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas. A amortização é reconhecida

linearmente com base na vida útil estimada dos ativos. A vida útil estimada e o método de amortização são

revisados no fim de cada exercício e o efeito de quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado

prospectivamente.

3.11.2 Baixa de ativos intangíveis

Um ativo intangível é baixado na alienação ou quando não há benefícios econômicos futuros resultantes do

uso ou da alienação. Os ganhos ou as perdas resultantes da baixa de um ativo intangível, mensurados

como a diferença entre as receitas líquidas da alienação e o valor contábil do ativo, são reconhecidos no

resultado quando o ativo é baixado.

20

3.12 Redução ao valor recuperável de ativos

Os ativos são avaliados anualmente para identificar evidências de perdas não recuperáveis ou, ainda,

sempre que eventos ou alterações significativas nas circunstâncias indiquem que o valor contábil pode não

ser recuperável. Quando houver perda, decorrente das situações em que o valor contábil do ativo

ultrapasse seu valor recuperável, definido pelo maior valor entre o valor em uso do ativo e o valor de preço

líquido de venda do ativo, esta é reconhecida no resultado do exercício.

3.13 Dividendos

A distribuição dos dividendos mínimos obrigatórios é reconhecida como um passivo nas demonstrações

financeiras da Companhia ao final do exercício.

O dividendo adicional proposto corresponde à parcela do valor proposto pela Administração à Assembleia

Geral Ordinária - AGO, excedente aos dividendos mínimos obrigatórios previstos no estatuto social e

mantido em reserva específica no patrimônio líquido até a deliberação definitiva por parte da AGO, quando

então é reconhecido como dívida no passivo circulante.

O benefício fiscal dos juros sobre capital próprio é reconhecido na demonstração de resultado no momento

do seu registro em contas a pagar.

3.14 Benefícios pós-emprego

A Companhia patrocina planos de benefícios a empregados. Os valores destes compromissos atuariais

(contribuições, custos, passivos e/ou ativos) são calculados anualmente por atuário independente, com data

base que coincide com o encerramento do exercício.

A adoção do método da unidade de crédito projetada agrega cada ano de serviço como fato gerador de

uma unidade adicional de benefício, somando-se até o cálculo da obrigação final.

Os ativos do plano de benefícios são avaliados pelos valores de mercado (marcação a mercado).

São utilizadas outras premissas atuariais que levam em conta tabelas biométricas e econômicas, além de

dados históricos dos planos de benefícios, obtidos da Fundação Copel de Previdência e Assistência,

entidade que administra estes planos.

Ganhos ou perdas atuariais, motivados por alterações de premissas e/ou ajustes atuariais, são

reconhecidos em outros resultados abrangentes.

3.15 Programa de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D

As concessionárias e permissionárias de serviços públicos de geração e transmissão de energia elétrica

estão obrigadas a destinar anualmente o percentual de 1% de sua receita operacional líquida em pesquisa

e desenvolvimento do setor elétrico, conforme Lei nº 9.991/00 e Resoluções Normativas Aneel nº 504/12 e

556/13.

21

3.16 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público

Correspondem aos valores estabelecidos no contrato de concessão relacionados ao direito de exploração

do potencial de energia hidráulica (concessão onerosa), cujo contrato é assinado na modalidade de Uso do

Bem Público - UBP. O registro contábil é feito na data da assinatura do contrato de concessão,

independentemente do cronograma de desembolsos estabelecido no contrato. O registro inicial desse

passivo (obrigação) e do ativo intangível (direito de concessão) correspondem aos valores de obrigações

futuras trazidos a valor presente (valor presente do fluxo de caixa dos pagamentos futuros).

Posteriormente, é atualizado pelo método da taxa de juros efetiva e reduzido pelos pagamentos

contratados.

3.17 Provisão de custos socioambientais ou obriga ções socioambientais

É registrada à medida que a Companhia assume obrigações formais com reguladores ou tenha

conhecimento de potencial risco relacionado às questões socioambientais, cujos desembolsos de caixa

sejam considerados prováveis e seus valores possam ser estimados. Durante a fase de implantação do

empreendimento, os valores provisionados são registrados em contrapartida ao ativo imobilizado ou

intangível em curso. Após a entrada em operação comercial do empreendimento, todos os custos ou

despesas incorridos com programas socioambientais relacionados com as licenças de operação e

manutenção do empreendimento são registrados diretamente no resultado do exercício.

3.18 Provisões

As provisões são reconhecidas para obrigações presentes (legal ou constituída) resultantes de eventos

passados, em que seja possível estimar os valores de forma confiável e cuja liquidação seja mais provável

que sim do que não ocorrer.

As estimativas de desfechos e de efeitos financeiros são determinadas pelo julgamento da Administração

da Companhia, complementados pela experiência de transações semelhantes e, em alguns casos, por

relatórios de peritos independentes.

Quando alguns ou todos os benefícios econômicos requeridos para a liquidação de uma provisão são

esperados que sejam recuperados de um terceiro, um ativo é reconhecido se, e somente se, o reembolso

for virtualmente certo e o valor puder ser mensurado de forma confiável.

3.19 Ajustes de avaliação patrimonial

Na adoção inicial das IFRS, foram reconhecidos os valores justos do ativo imobilizado - custo atribuído. A

contrapartida desse ajuste, líquido do imposto de renda e contribuição social diferidos, foi reconhecida na

conta ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido. A realização de tais ajustes é contabilizada na

conta de lucros acumulados, na medida em que ocorra a depreciação ou eventual baixa dos itens avaliados.

Nessa conta também são registrados os ajustes decorrentes das variações de valor justo envolvendo os

ativos financeiros disponíveis para venda, bem como os ajustes dos passivos atuariais.

22

3.20 Reserva legal e reserva de retenção de lucro s

A reserva legal é constituída com base em 5% do lucro líquido do exercício, antes de qualquer destinação,

limitada a 20% do capital social.

A reserva de retenção de lucros visa à cobertura do programa de investimento da Companhia, conforme o

artigo 196 da Lei nº 6.404/1976. Sua constituição ocorre mediante retenção do remanescente do lucro

líquido do exercício, após a reserva legal, os juros sobre o capital próprio e os dividendos.

3.21 Apuração do resultado

As receitas, custos e despesas são reconhecidas pelo regime de competência, ou seja, quando os produtos

são entregues e os serviços efetivamente prestados, independentemente de recebimento ou pagamento.

3.22 Reconhecimento da receita

As receitas operacionais são reconhecidas quando: (i) o valor da receita é mensurável de forma confiável;

(ii) os custos incorridos ou que serão incorridos em respeito à transação podem ser mensurados de maneira

confiável; (iii) é provável que os benefícios econômicos sejam recebidos pela Companhia; e (iv) os riscos e

benefícios tenham sido integralmente transferidos ao comprador.

A receita é mensurada pelo valor justo da contrapartida recebida ou a receber, deduzida de descontos e/ou

bonificações concedidos e encargos sobre vendas.

3.22.1 Receita de dividendos e juros

A receita de dividendos de investimentos/instrumentos financeiros é reconhecida quando o direito do

acionista de receber tais dividendos é estabelecido.

A receita de juros é reconhecida quando for provável que os benefícios econômicos futuros deverão fluir

para a Companhia e o valor da receita possa ser mensurado com confiabilidade. A receita de juros é

reconhecida pelo método linear com base no tempo e na taxa de juros efetiva sobre o montante do principal

em aberto, sendo a taxa de juros efetiva aquela que desconta exatamente os recebimentos de caixa futuros

estimados durante a vida estimada do ativo financeiro em relação ao valor contábil líquido inicial desse

ativo.

3.23 Receita de construção e custo de construção

A Companhia contabiliza as receitas de construção relativas a serviços de construção da infraestrutura

utilizada na prestação de serviços de transmissão de energia elétrica conforme estágio de execução.

Os respectivos custos são reconhecidos, quando incorridos, na demonstração do resultado do exercício

como custo de construção.

A margem de construção adotada para a atividade transmissão referente ao exercício de 2014 e de 2013 é

de 1,65%, e deriva de metodologia de cálculo que considera o risco do negócio.

3.24 Operações de compra e venda de energia elétr ica na Câmara de Comercialização de Energia

23

Elétrica - CCEE

Os registros das operações de compra e venda de energia na CCEE são reconhecidos pelo regime de

competência de acordo com informações divulgadas por aquela entidade ou por estimativa preparada pela

Administração das empresas quando essas informações não estão disponíveis tempestivamente.

3.25 Arrendamentos

Os arrendamentos são classificados como financeiros sempre que os termos do contrato de arrendamento

transferirem substancialmente todos os riscos e benefícios da propriedade do bem para o arrendatário. Os

outros arrendamentos que não se enquadram nas características acima são classificados como

operacionais.

3.26 Demonstração do Valor Adicionado - DVA

Essa demonstração tem por finalidade evidenciar a riqueza gerada pelas empresas, assim como sua

distribuição durante determinado período. É apresentada, conforme requerido pela legislação societária

brasileira, como parte de suas demonstrações financeiras individuais e como informação suplementar às

demonstrações financeiras consolidadas, pois não é uma demonstração prevista e nem obrigatória

conforme as IFRS.

3.27 Novas normas, alterações e interpretações qu e ainda não estão em vigor

Uma série de novas normas, alterações e interpretações serão efetivas para exercícios iniciados após

1º.01.2015 e não foram adotadas na preparação destas demonstrações financeiras.

Aquelas que podem ser relevantes para a Companhia estão mencionadas a seguir. A Companhia não

planeja adotar estas normas de forma antecipada.

IFRS 9 - Instrumentos financeiros

Inclui orientação revista sobre a classificação e mensuração de instrumentos financeiros, incluindo um novo

modelo de perda esperada de crédito para o cálculo da redução ao valor recuperável de ativos financeiros e

novos requisitos sobre a contabilização de hedge. A norma mantém as orientações existentes sobre o

reconhecimento e desreconhecimento de instrumentos financeiros da IAS 39.

A IFRS 9 é efetiva para exercícios iniciados em ou após 1º.01.2018, com adoção antecipada permitida.

IFRS 15 - Receita de contratos com clientes

Exige uma entidade a reconhecer o montante da receita refletindo a contraprestação que elas esperam

receber em troca do controle desses bens ou serviços. A nova norma vai substituir a maior parte da

orientação detalhada sobre o reconhecimento da receita que existe atualmente em IFRS quando a nova

norma for adotada. A nova norma é aplicável a partir de ou após 1º.01.2017, com adoção antecipada

permitida pela IFRS. A norma poderá ser adotada de forma retrospectiva, utilizando uma abordagem de

efeitos cumulativos. A Companhia está avaliando os efeitos que a IFRS 15 vai ter nas demonstrações

financeiras e nas suas divulgações e ainda não escolheram o método de transição para a nova norma nem

24

determinaram os efeitos da nova norma nos relatórios financeiros atuais.

4 Caixa e Equivalentes de Caixa

31.12.2014 31.12.2013

Caixa e bancos conta movimento 19.316 4.992

Aplicações financeiras de liquidez imediata 136.549 1.206.324

155.865 1.211.316

As aplicações financeiras referem-se a Certificados de Depósitos Bancários - CDBs e a operações

compromissadas, que se caracterizam pela venda de título com o compromisso, por parte do vendedor

(Banco), de recomprá-lo, e do comprador, de revendê-lo no futuro. As aplicações são remuneradas, em

média, à taxa da variação do Certificado de Depósito Interbancário - CDI.

5 Títulos e Valores Mobiliários

Nível

Categoria NE 28.1 Indexador 31.12.2014 31.12.2013

Títulos disponíveis para vendaOperação Compromissada 2 Pré-Fixada 93.558 26.995 Letras Financeiras do Tesouro - LFT 1 Selic 85.906 76.098

Certificados de Depósitos Bancários - CDB 2 CDI 36.662 35.860 Letras do Tesouro Nacional - LTN 1 Pré-Fixada 17.153 63.661

LF Caixa 2 CDI 12.450 11.141 Notas do Tesouro Nacional - Série F - NTN-F 1 CDI 2.001 1.990

247.730 215.745

Circulante 117.593 149.480 Não circulante 130.137 66.265

A Companhia possui títulos e valores mobiliários que rendem taxas de juros variáveis. O prazo desses

títulos varia de 1 a 60 meses a partir do final do período de relatório. Nenhum desses ativos está vencido

nem apresenta problemas de recuperação ou redução ao valor recuperável no encerramento do exercício.

25

Entre os principais valores aplicados, estão fundos exclusivos e garantias:

31.12.2014 31.12.2013

Fundos exclusivosBanco do Brasil 65.391 99.843

65.391 99.843

GarantiasLeilões da Aneel 3.880 -

Contratos de Comercialização de Energia (Garantia CCEE ) 81.926 64.376

Financiamentos para construção de Usinas Hidrelétricas e Linhas de Trasmissão 62.049 16.452 Atendimento do art. 17 da lei nº 11.428 e eventual autorização do Instituto Ambiental do

Paraná - IAP, pelo Consórcio Energético Cruzeiro do Sul 36.662 33.849 184.517 114.677

6 Clientes

Saldos Vencidos Vencidos há Saldo Saldo vincendos até 90 dias mais de 90 dias 31.12.2014 31. 12.2013

ConsumidoresIndustrial 61.859 2.173 - 64.032 49.710 Parcelamento de débitos - - - - 1.434 Outros créditos - 609 - 609 314

61.859 2.782 - 64.641 51.458 Concessionárias e permissionárias

Suprimento de energia elétricaCCEAR - leilão 87.150 805 6.646 94.601 116.106 Contratos bilaterais 88.156 - - 88.156 69.977 CCEE - - - - 45.523 Regime de Cotas 2 - 2 4 - Ressarcimento de geradores - - 1.256 1.256 1.256

175.308 805 7.904 184.017 232.862 Encargos de uso da rede elétricaRede básica e de conexão 19.062 623 4.346 24.031 21.055

19.062 623 4.346 24.031 21.055 .

PCLD (6.1) - - (6.730) (6.730) (7.842)

256.229 4.210 5.520 265.959 297.533

Circulante 252.434 4.210 5.520 262.164 291.841

Não circulante 3.795 - - 3.795 5.692

6.1 Provisão para créditos de liquidação duvidosa

Saldo em Adições / Saldo em Adições / Saldo em 1º.01.2013 (reversões) Perdas 31.12.2013 (reversões) Pe rdas 31.12.2014

Consumidores, concessionáriase permissionárias

Industrial 2.420 - (986) 1.434 - (1.434) -

Concessionárias e permissionárias 119 6.414 (125) 6.408 917 (595) 6.730

2.539 6.414 (1.111) 7.842 917 (2.029) 6.730

26

7 Contas a Receber Vinculadas à Concessão

7.1 Mutação das contas a receber vinculadas à con cessão

Ativo Ativo nãoSaldos circulante circulante

Em 1º.01.2013 5.319 262.564 267.883

Transferências do não circulante para o circulante 21.532 (21.532) - Transferências para encargos do uso da rede - clientes (22.455) - (22.455) Transferências para imobilizado em serviço - (1.562) (1.562) Transferências do imobilizado - Resolução nº 367/2009 - 1.082 1.082 Transferências para o intangível em serviço - (2.589) (2.589) Remuneração - 33.974 33.974 Receita de construção - 136.536 136.536

Em 31.12.2013 4.396 408.473 412.869 Transferências do não circulante para o circulante 38.741 (38.741) - Transferências para encargos do uso da rede - clientes (35.707) - (35.707) Transferências para imobilizado em serviço - (11.073) (11.073)

Remuneração - 58.782 58.782 Receita de construção - 206.150 206.150

Em 31.12.2014 7.430 623.591 631.021

A Administração realizou avaliação dos ativos de transmissão passíveis de indenização, aplicando a

metodologia do valor novo de reposição e concluiu que a sua expectativa de indenização suporta os

montantes registrados em 31.12.2014.

7.2 Compromissos relativos às concessões de trans missão

Compromissos assumidos com os fornecedores de equipamentos e serviços referentes aos seguintes

empreendimentos:

Linhas de Transmissão e Subestações Valor

Contrato nº 010/10 - Linha de transmissão Araraquara 2 - Taubaté 233.974

Contrato nº 022/12 - LT 230 kV - Foz do Chopim - Salto Osorio C2 e Londrina Figueira 38.457 Contrato nº 002/13 - LT 230 kV - Assis - Paraguaçu Paulista 48.254

Contrato nº 005/14 - LT 230kV Bateias - Curitiba Norte e SE 230kV Curitiba Norte 51.800 Contrato nº 021/14 - LT 230kV Foz do Chopim Realeza Sul e SE 230 kV Realeza Sul 2.933

Contrato nº 022/14 - LT 500kV Londrina - Assis 6.244

8 Contas a Receber Vinculadas à Prorrogação da Conc essão

A Companhia recebeu as parcelas vencidas até setembro de 2014, sendo que a expectativa da

Administração é o recebimento das demais parcelas em atraso, no montante de R$ 95.619, em 31.12.2014,

assim que os recursos da CDE sejam recompostos pelo Poder Concedente.

27

8.1 Mutação das contas a receber vinculadas à pro rrogação da concessão - transmissão

SaldosAtivo

circulante Ativo não circulante

Em 1º.01.2013 356.085 717.805 1.073.890 Transferências 352.160 (352.160) - Amortizações (440.656) - (440.656) Variação monetária 43.591 - 43.591 Juros e encargos 40.981 - 40.981

Em 31.12.2013 352.161 365.645 717.806

Transferências 205.428 (205.429) - Amortizações (306.814) - (306.814) Variação monetária 28.672 - 28.672 Juros e encargos 21.599 - 21.599

Em 31.12.2014 301.046 160.216 461.263

9 Outros Créditos

.

31.12.2014 31.12.2013

Adiantamento a fornecedores (a) 80.565 91.132 Serviços em curso (b) 31.714 22.202

Adiantamento a empregados 6.478 8.142

Adiantamento para indenizações imobiliárias 1.454 29.150

Parcerias em consórcios 102 25.540

Outros créditos 36.659 24.435 156.972 200.601


(a) Referem-se a adiantamentos previstos em cláusulas contratuais.(b) Referem-se, em sua maioria, aos programas de P&D, os quais, após seu término, são compensados com o

respectivo passivo registrado para este fim, conforme legislação regulatória.

28

10 Tributos

10.1 Imposto de renda e contribuição social

.

31.12.2014 31.12.2013

Ativo circulanteIR e CSLL a compensar 235.316 219.853 IR e CSLL a compensar com o passivo (235.077) (219.634)

239 219 Ativo não circulanteIR e CSLL a recuperar 545 520

545 520 Passivo circulanteIR e CSLL a recolher 456.686 502.241

IR e CSLL a compensar com o ativo (235.077) (219.634) 221.609 282.607

10.2 Imposto de renda e contribuição social difer idos

10.2.1 Mutação do imposto de renda e contribuição social diferidos .

Reconhecidos Reconhecidos Reconhecidos ReconhecidosSaldo em no resultado no patrimônio Saldo em no resul tado no patrimônio Saldo em 1º.01.2013 do exercício líquido Outros 31.12.213 do exe rcício líquido 31.12.2014

Ativo não circulantePrejuízo fiscal e base de cálculo negativa 2.486 (2.486) - - - - - - Planos previdenciário e assistencial 48.134 5.253 - - 53.387 7.484 - 60.871

Efeitos ICPC 01 - contratos de concessão 28.351 2.282 - - 30.633 (13.179) - 17.454 Efeitos CPC 01 - Redução Valor Recuperável Ativos - 274.476 - 274.476

Efeitos CPC 33 - benefícios a empregados 25.273 - 23.630 - 48.903 - (32.189) 16.714 Efeitos CPC 38 - instrumentos financeiros - - 580 - 580 - (408) 172

Outras adições temporáriasProvisões para litígios 107.313 27.091 - - 134.404 47.296 - 181.700

PSDV 17.658 (16.448) - - 1.210 (1.210) - -

Provisão para P&D 8.416 4.317 - - 12.733 5.249 - 17.982 PCLD 1.835 1.627 - - 3.462 4.341 - 7.803

Amortização do direito de concessão 18.344 - - - 18.344 - - 18.344 Provisão para perdas de investimentos 355 - - - 355 - - 355

Provisão para perdas tributárias 3.567 93 - - 3.660 2.174 - 5.834 Provisão para efeitos de encargos da rede 6.922 - - - 6.922 - - 6.922

Provisão para compra de energia 8.681 (98) - - 8.583 (624) - 7.959 Provisão para participação nos lucros e/ou

resultados 1.902 3.321 - - 5.223 316 - 5.539

INSS - liminar sobre depósito judicial - 1.473 - 3.678 5.151 1.184 - 6.335 Outros 816 50 - - 866 637 - 1.503

280.053 26.475 24.210 3.678 334.416 328.144 (32.597) 629.963 (-) Passivo não circulanteEfeitos CPC 27 - custo atribuído 689.160 (52.619) - - 636.541 (50.760) - 585.781 Efeitos CPC 38 - instrumentos financeiros 1.142 - (1.142) - - - - -

Outras exclusões temporárias

Capitalização encargos financeiros 1.898 - - - 1.898 - - 1.898

Diferimento de ganho de capital 175.450 (67.916) - - 107.534 (67.916) - 39.618

Depreciação acelerada incentivada - 6.869 - - 6.869 8.128 - 14.997

867.650 (113.666) (1.142) - 752.842 (110.548) - 642.294

Líquido (587.597) 140.141 25.352 3.678 (418.426) 438.692 (32.597) (12.331)

29

10.3 Outros tributos a recuperar e a recolher

.

31.12.2014 31.12.2013

Ativo circulanteICMS a recuperar 8.614 10.006

PIS/Pasep e Cofins a compensar 2.470 2.737

PIS/Pasep e Cofins a compensar com o passivo (2.440) (2.670)

Outros tributos a compensar 463 1.357

9.107 11.430 Ativo não circulanteICMS a recuperar 3.682 3.164

PIS/Pasep e Cofins 55.206 51.165

Outros tributos a compensar 44 418 58.932 54.747

Passivo circulanteICMS a recolher 7.631 8.240

PIS/Pasep e Cofins a recolher 17.105 17.814

PIS/Pasep e Cofins a compensar com o ativo (2.440) (2.670)

IRRF sobre JSCP - 36.989

Outros tributos 9.392 2.543

31.688 62.916 Passivo não circulante

INSS a recolher - liminar sobre depósito judicial 18.635 15.153 18.635 15.153

10.4 Conciliação da provisão para imposto de rend a e contribuição social

.

31.12.2014 31.12.2013

Lucro antes do IRPJ e CSLL 700.380 1.362.989 IRPJ e CSLL (34%) (238.129) (463.416)

Efeitos fiscais sobre:Equivalência patrimonial 119.141 11.473

Juros sobre o capital próprio 89.755 83.842 Despesas indedutíveis (131) (3) Incentivos fiscais 11.346 5.981 Outros 24 23

IRPJ e CSLL correntes (456.686) (502.241)

IRPJ e CSLL diferidos 438.692 140.141 Alíquota efetiva - % 2,6% 26,6%

30

11 Depósitos Judiciais

.

31.12.2014 31.12.2013

Fiscais 20.150 16.565

Trabalhistas 23.020 15.554 .Cíveis

Cíveis 2.187 1.885 Servidões de passagem 6.062 6.371

8.249 8.256 .

Outros 1.440 1.440

52.859 41.815

12 Investimentos

12.1 Mutação dos investimentos

Aporte DividendosSaldo em Equivalência e/ou e JSCP Saldo em

1º.01.2014 patrimonial Afac propostos 31.12.2014

Controlada UEG Araucária 421.052 282.993 - (132.799) 571.246

421.052 282.993 - (132.799) 571.246

Empreendimentos controlados em conjuntoCosta Oeste 18.700 1.317 3.742 165 23.924

Marumbi 21.797 9.311 34.448 (1.809) 63.747

Transmissora Sul Brasileira 63.797 2.799 7.000 (305) 73.291

Caiuá 40.318 2.009 2.911 (477) 44.761

Integração Maranhense 85.378 3.541 2.917 - 91.836

Matrinchã 97.999 30.553 321.987 (7.277) 443.262

Guaraciaba 38.828 15.783 95.117 (3.749) 145.979

Paranaíba 17.850 3.172 47.286 - 68.308

Mata de Santa Genebra - (1.153) 27.304 - 26.151

Cantareira - 87 15.207 (21) 15.273 384.667 67.419 557.919 (13.473) 996.532

Outros investimentosBens destinados a uso futuro 278 - 2 - 280

Estudos e projetos 1.193 - - - 1.193

1.471 - 2 - 1.473

807.190 350.412 557.921 (146.272) 1.569.251

31

Saldo em Equivalência Aporte Dividendos e Saldo em 1º.01.2013 patrimonial e/ou Afac JSCPpropostos 31.12. 2013

Controlada UEG Araucária 399.354 21.698 421.052

399.354 21.698 - - 421.052 Empreendimentos controlados em conjuntoCosta Oeste 1.049 2.409 15.720 (478) 18.700

Marumbi 2.212 1.969 18.018 (402) 21.797

Transmissora Sul Brasileira 9.577 1.516 53.065 (361) 63.797

Caiuá 7.747 565 32.094 (88) 40.318

Integração Maranhense 9.630 1.016 74.959 (227) 85.378

Matrinchã 10.130 3.453 85.256 (840) 97.999

Guaraciaba 6.963 908 31.139 (182) 38.828

Paranaíba - 210 17.640 - 17.850

47.308 12.046 327.891 (2.578) 384.667 Outros investimentosBens destinados a uso futuro 278 - - - 278

Estudos e projetos 1.190 - 3 - 1.193

1.468 - 3 - 1.471

448.130 33.744 327.894 (2.578) 807.190

12.2 Controladas e empreendimentos controlados em conjunto

Copel GeT

Transmissão de energia elétricaCosta Oeste Transmissora de Energia S.A. Curitiba/PR 46.911 51,00 23.924

Marumbi Transmissora de Energia S.A. (a) Curitiba/PR 79.684 80,00 63.747

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. Curitiba/PR 366.454 20,00 73.291 Caiuá Transmissora de Energia S.A. Curitiba/PR 91.349 49,00 44.761

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. (a) Rio de Janeiro/RJ 187.421 49,00 91.836

Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A. (a) Curitiba/PR 904.617 49,00 443.262

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A. (a) Curitiba/PR 297.917 49,00 145.979 Paranaíba Transmissora de Energia S.A. (a) Rio de Janeiro/RJ 278.810 24,50 68.308

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. (a) Rio de Janeiro/RJ 52.198 50,10 26.151

Cantareira Transmissora de Energia S.A. (a) Rio de Janeiro/RJ 31.169 49,00 15.273

(a) Fase pré-operacional

31.12.2014 Sede

Patrimônio Líquido +

Afac

Participação % Valor contábil da

participação

32

12.2.1 Principais grupos de ativo, passivo e resultado dos empreendimentos controlados em conjunto

31.12.2014 .

ATIVO 92.086 128.894 730.831 223.598 377.605 1.551.898 751.894 654.665 102.176 34.836

Ativo circulante 1.740 10.234 54.544 25.544 30.952 76.872 39.426 295.667 40.386 2.186

Caixa e equivalentes de caixa 692 10.011 33.008 7.251 753 73.749 37.171 294.062 39.772 1

Outros ativos circulantes 1.048 223 21.536 18.293 30.199 3.123 2.255 1.605 614 2.185

Ativo não circulante 90.346 118.660 676.287 198.054 346.653 1.475.026 712.468 358.998 61.790 32.650 .

PASSIVO 92.086 128.894 730.831 223.598 377.605 1.551.898 751.894 654.665 102.176 34.836

Passivo circulante 9.778 12.175 37.872 30.239 15.387 62.348 430.465 369.264 49.978 480

Passivos financeiros 2.818 1.376 20.756 5.865 10.440 24.637 401.145 354.527 49.558 -

Outros passivos circulantes 6.960 10.799 17.116 24.374 4.947 37.711 29.320 14.737 420 480

Passivo não circulante 37.736 70.547 346.505 102.010 174.797 958.098 23.512 6.591 - 3.187

Passivos financeiros 32.579 33.348 321.184 82.876 136.541 528.634 - - - -

Afac 2.339 33.512 20.000 - - 373.165 - - - -

Outros passivos não circulantes 2.818 3.687 5.321 19.134 38.256 56.299 23.512 6.591 - 3.187

Patrimônio líquido 44.572 46.172 346.454 91.349 187.421 531.452 297.917 278.810 52.198 31.169

.

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

Receita operacional líquida 43.468 87.434 206.965 78.290 92.381 813.467 458.024 285.982 61.493 29.613

Custos e despesas operacionais (38.163) (73.433) (171.992) (67.548) (73.680) (819.071) (461.491) (288.874) (64.274) (29.385)

Resultados financeiros (1.006) 556 (19.309) (4.815) (7.989) 117.192 56.824 22.441 480 118

Equivalência patrimonial - - - - - - - - - -

Provisão para IR e CSLL (1.716) (2.918) (1.666) (1.825) (3.484) (49.236) (21.150) (6.599) - (168)

Lucro (prejuízo) do exercício 2.583 11.639 13.998 4.102 7.228 62.352 32.207 12.950 (2.301) 178

Resultado abrangente total 2.583 11.639 13.998 4.102 7.228 62.352 32.207 12.950 (2.301) 178 .

Matrinchã Guaraciaba ParanaíbaMata de Santa

Genebra

Canta-reira

Costa Oeste

MarumbiTransmis-sora Sul

BrasileiraCaiuá

Integração Maranhense

13 Imobilizado

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019/57, os bens e instalações utilizados principalmente

na geração de energia elétrica são vinculados a tais serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos

ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução

Aneel nº 20/99, todavia, 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. Para os contratos de concessão na modalidade de UBP,

as restrições de utilização da infraestrutura estão estabelecidas no artigo 19 do Decreto nº 2.003/96.

33

13.1 Imobilizado por classe de ativos

Depreciação DepreciaçãoCusto acumulada 31.12.2014 Custo acumulada 31.12.2013

Em serviçoReservatórios, barragens, adutoras 7.297.703 (4.556.699) 2.741.004 7.297.199 (4.417.674) 2.879.525

Máquinas e equipamentos 3.429.318 (2.018.639) 1.410.679 3.426.467 (1.938.062) 1.488.405

Edificações 1.441.143 (1.006.580) 434.563 1.440.677 (976.557) 464.120

Terrenos 256.486 (5.214) 251.272 256.486 (2.481) 254.005

Veículos 37.958 (28.523) 9.435 54.686 (29.945) 24.741

Aeronaves 17.067 (5.770) 11.297 - - -

Móveis e utensílios 9.535 (7.004) 2.531 7.903 (5.598) 2.305

(-) Provisão para redução ao valor

recuperável (a) (46.571) - (46.571) - - -

(-) Obrigações especiais (14) - (14) - - -

12.442.625 (7.628.429) 4.814.196 12.483.418 (7.370.317) 5.113.101

Em cursoCusto 1.977.088 - 1.977.088 1.475.079 - 1.475.079

(-) Provisão para redução ao valor

recuperável (a) (760.710) - (760.710) - - -

(-) Obrigações especiais - - - (15) - (15)

1.216.378 - 1.216.378 1.475.064 - 1.475.064

13.659.003 (7.628.429) 6.030.574 13.958.482 (7.370.317) 6.588.165

( a ) Referem-se a ativos de concessão de geração de energia elétrica (NE n° 13.5).

13.2 Mutação do imobilizado

Imobilizado Saldos em serviço em curso

Em 1º.01.2013 4.389.714 2.245.492 6.635.206 Programa de investimentos - 248.752 248.752

Imobilizações de obras 1.019.158 (1.019.158) - Transferências de contas a receber vinculadas à concessão 1.405 157 1.562 Transferências (de) para contas a receber vinculadas à concessão Resolução 367/2009 1.742 (2.824) (1.082)

Transferências do intangível em curso - 2.938 2.938 Quotas de depreciação no resultado (289.972) - (289.972)

Quotas de depreciação - créditos de Pis/Pasep e Cofins (850) - (850) Baixas (779) (293) (1.072) Baixas - Resolução 367/2009 (7.317) - (7.317)

Em 31.12.2013 5.113.101 1.475.064 6.588.165 Programa de investimentos pagos - 525.747 525.747

Provisão para perda ao valor recuperável dos ativos (NE n° 13.5) (46.571) (760.710) (807.281)

Provisão para litígios adicionada ao custo das obras - 11.887 11.887 Imobilizações de obras 35.341 (35.341) - Transferências de contas a receber vinculadas à concessão 11.073 - 11.073

Quotas de depreciação no resultado (292.229) - (292.229) Quotas de depreciação - créditos de Pis/Pasep e Cofins (1.720) - (1.720) Baixas (4.799) (269) (5.068)

Em 31.12.2014 4.814.196 1.216.378 6.030.574

34

13.3 Efeitos da Lei nº 12.783/2013 no imobilizado do segmento de geração

Em 12.09.2012, foi publicada a MP nº 579 que dispõe sobre a prorrogação das concessões de geração e

transmissão de energia elétrica, alcançadas pela lei nº 9.074 de 1995. Em 17.09.2012 foi publicado o

Decreto nº 7.805/12 que regulamenta a MP nº 579. De acordo com a MP 579/12, as Companhias que

possuem contratos de concessões de geração e transmissão de energia, vincendas entre 2015 e 2017, têm

a opção de prorrogar os prazos de concessão, a critério do Poder Concedente, uma única vez pelo prazo de

até 30 anos, desde que aceitem ter o vencimento antecipado de seus atuais contratos para dezembro de

2012. A referida prorrogação está vinculada à aceitação de determinadas condições estabelecidas pelo

Poder Concedente, tais como: i) receita fixada conforme critérios estabelecidos pela Aneel; ii) submissão

aos padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel; e, iii) concordância com os valores estabelecidos

como indenização dos ativos vinculados à concessão.

A Companhia não manifestou interesse em prorrogar as concessões de geração vincendas até 2017,

conforme descrito no quadro da NE nº 28.2.5 e, por conseguinte, o evento da MP nº 579 e normativas

posteriores publicadas para aquelas Usinas, não afetarão o fluxo de caixa até o final das atuais concessões,

exceto em relação ao teste de Impairment descrito na NE n° 13.5 referente as unidades geradoras de caixa

com indicativos em 2014 de perdas por redução ao valor recuperável de ativos.

O Decreto nº 7.805/12 corrobora a premissa atualmente adotada nos testes de recuperabilidade de ativos,

pois restabelece a condição de indenização a valor novo de reposição - VNR, a critério do Poder

Concedente, do saldo residual dos ativos contabilizados em cada concessão.

A Administração entende ter direito contratual assegurado no que diz respeito à indenização dos bens

vinculados ao final das concessões de serviço público, admitindo, para cálculo de recuperação o valor novo

de reposição - VNR que considerará a depreciação e a amortização acumuladas a partir da data de entrada

em operação da instalação.

Para as usinas alcançadas pela Lei nº 12.783, a Companhia manifestou tempestivamente junto a Aneel o

interesse no recebimento dos valores complementares relativos à parcela dos investimentos vinculados a

bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados e não indenizados, devendo formalizar a

comprovação da realização dos respectivos investimentos junto aquela agência reguladora logo após o

vencimento da maioria das concessões prevista para julho de 2015.

35

13.4 Taxas médias de depreciação

Taxas médias de depreciação (%) 31.12.2014 31.12.2013

GeraçãoEquipamento geral 6,38 6,92

Geradores 3,37 3,43

Reservatórios, barragens e adutoras 2,13 2,35 Turbina hidráulica 3,32 3,63

Administração centralEdificações 3,33 3,33

Máquinas e equipamentos de escritório 6,25 6,25 Móveis e utensílios 6,20 6,25

Veículos 14,29 14,29

A taxa média para máquinas e equipamentos é de 3,36%.

Depreciação de ativos que integram o Projeto Origin al das Usinas de Mauá e Colíder

Os ativos do projeto original das usinas de Mauá e Colíder, ambos concessão da Copel Geração e

Transmissão, são considerados pelo Poder Concedente, sem total garantia de indenização do valor residual

ao final do prazo da concessão destes empreendimentos. Esta interpretação está fundamentada na Lei

nº 8.987/95 e no Decreto nº 2.003/96.

Dessa forma, a partir da entrada em operação desses ativos, a depreciação é realizada com as taxas

determinadas pela Aneel, limitadas ao prazo de concessão.

Conforme previsto nos contratos de concessão, os investimentos posteriores e não previstos no projeto

original, desde que aprovados pelo Poder Concedente e ainda não amortizados, serão indenizados ao final

do prazo das concessões, e depreciados com as taxas estabelecidas pela Aneel a partir da entrada em

operação.

13.5 Redução ao valor recuperável de ativos - Impairment

As principais premissas que sustentam as conclusões dos testes de recuperação do imobilizado são as

seguintes:

• menor nível de unidade geradora de caixa: concessões de geração, analisadas individualmente;

• valor recuperável: valor em uso, ou valor equivalente aos fluxos de caixa descontados (antes dos

impostos), derivados do uso contínuo do ativo até o fim de sua vida útil; e

• apuração do valor em uso: baseada em fluxos de caixa futuros, em moeda constante, trazidos a valor

presente por taxa de desconto real e antes dos impostos sobre a renda.

Os respectivos fluxos de caixa são estimados com base nos resultados operacionais realizados, no

orçamento empresarial anual da Companhia, aprovado em reunião ordinária do CAD, com consequente

orçamento plurianual, e tendências futuras do setor elétrico.

No que tange ao horizonte de análise, leva-se em consideração a data de vencimento de cada concessão.

36

Com relação ao crescimento de mercado, as projeções estão compatíveis com os dados históricos e

perspectivas de crescimento da economia brasileira.

Os respectivos fluxos são descontados por taxa média que variam entre 7% e 8%, obtida por meio de

metodologia usualmente aplicada pelo mercado, referenciada pelo Órgão Regulador e aprovada pela

Administração da Companhia.

A Administração entende ter direito contratual assegurado, no que diz respeito à indenização dos bens

vinculados ao final das concessões de serviço público, admitindo, para fim de cálculo de recuperação a

valorização dessa indenização por seu valor novo de reposição (VNR). Assim, a premissa de valorização do

ativo residual ao final das concessões ficou estabelecida nos valores registrados contabilmente.

No exercício de 2014 a Companhia efetuou a revisão do valor recuperável de seus ativos devido

principalmente a indicativos decorrentes de período prolongado de escassez de chuvas e restrições legais

ambientais.

As fontes hidrelétricas de geração em 2014 foram fortemente impactadas pela escassez prolongada de

chuvas ocasionando redução da oferta líquida de energia da Companhia em decorrência do relevante

percentual de déficit hídrico (GSF).

Os projetos de geração em construção da Companhia sofreram em 2014 impactos com a paralisação

temporária das obras em decorrência de condicionantes e restrições legais ambientais a destacar a

negociação da supressão vegetal da área do reservatório junto à Secretaria de Estado de Meio Ambiente,

do Mato Grosso.

A revisão resultou no reconhecimento no resultado do exercício de uma perda por redução ao valor

recuperável para os ativos do segmento de geração no montante de R$ 807.281, deste R$ 678.529

referem-se ao ativo da UHE Colíder, em construção, localizado no Estado do Mato Grosso, e R$ 128.752

referem-se aos ativos localizados no Estado do Paraná.

A perda por redução ao valor recuperável foi incluída na rubrica de custos operacionais, provisões e

reversões, na demonstração do resultado (NE n° 26.5).

Em 2013, apesar de não ter ocorrido nenhum indicador de perda de valor recuperável de seus ativos

operacionais, a Companhia realizou o teste de recuperação e não identificou necessidade de constituição

de provisão para redução do valor do ativo imobilizado ao valor recuperável.

13.6 UHE Colíder

Em 30.07.2010, por meio do Leilão de Energia Nova nº 003/10 Aneel, a Copel Geração e Transmissão S.A.

conquistou a concessão para exploração da Usina Hidrelétrica Colíder, com prazo de 35 anos, a partir de

17.01.2011, data da assinatura do Contrato de Concessão nº 001/11-MME-UHE Colíder.

37

O empreendimento está inserido no Programa de Aceleração do Crescimento - PAC, do Governo Federal, e

será constituído por uma casa de força principal de 300 MW de potência instalada, suficientes para atender

cerca de 1 milhão de habitantes, a partir do aproveitamento energético inventariado no rio Teles Pires, na

divisa dos municípios de Nova Canaã do Norte e Itaúba, na região Norte do Estado do Mato Grosso.

O BNDES aprovou o enquadramento do projeto da UHE Colíder para análise da viabilidade de apoio

financeiro e o contrato de financiamento, no montante total de R$ 1.041.155. Em dezembro de 2013 foi

liberado o montante de R$ 840.106 conforme NE nº 17.3.

O início da geração comercial da unidade 1 está previsto para 30.04.2016 e das unidades 2 e 3 para maio e

junho de 2016, respectivamente.

A energia da UHE Colíder foi comercializada em leilão da Aneel, à tarifa final de R$ 103,40/MWh, na data

base de 1º.07.2010, atualizada pela variação do IPCA para R$ 134,95 em 31.12.2014. Foram negociados

125 MW médios, a serem fornecidos a partir de janeiro de 2015, por 30 anos.

A Companhia protocolou junto à Aneel um pedido de excludente de responsabilidade para que a

obrigatoriedade do fornecimento da energia vendida seja postergado. O pedido encontra-se em análise pela

Aneel, enquanto isso, a Companhia vem cumprindo seu compromisso com sobras de energia descontratada

em suas demais usinas.

A garantia física do empreendimento, estabelecida no contrato de concessão, é de 179,6 MW médios, após

a completa motorização.

Os gastos realizados neste empreendimento apresentavam, em 31.12.2014, o saldo de R$ 1.595.148.

Os compromissos totais assumidos com fornecedores de equipamentos e serviços, referentes à UHE

Colíder, montam em R$ 210.761, em 31.12.2014.

13.7 Consórcio Tapajós

A Copel Geração e Transmissão assinou Acordo de Cooperação Técnica com outras oito empresas para

desenvolver estudos nos rios Tapajós e Jamanxim, na Região Norte do Brasil, compreendendo estudos de

viabilidade e ambientais de cinco aproveitamentos hidrelétricos, totalizando 10.682 MW de capacidade

instalada prevista no início dessa etapa de estudos.

Os gastos realizados nesse empreendimento apresentavam, em 31.12.2014, o saldo de R$ 14.359.

13.8 Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu

Em 27.08.2013, a Copel Geração e Transmissão constituiu consórcio com a Geração Céu Azul S.A., cujo

percentual de participação é 30% e 70%, respectivamente, para construir e explorar o empreendimento

Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu, com potência instalada mínima de 350,20 MW, localizado no Rio Iguaçu,

entre os Municípios de Capanema e de Capitão Leônidas Marques, e entre a UHE Governador José Richa

e o Parque Nacional do Iguaçu, no Estado do Paraná, com geração através de 3 turbinas Kaplan. Esse

consórcio recebeu a denominação "Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu" - Cebi.

38

O início da geração comercial da unidade 1 previsto para 31.12.2017 e das unidades 2 e 3 para janeiro e

fevereiro de 2018, respectivamente, sofreram alterações em função da suspensão da Licença de Instalação,

conforme a decisão do Tribunal Regional Federal da 4ª Região (TRF-RS), ocorrida em 16.06.2014, e que

paralisou as obras a partir de seu recebimento em 07.07.2014.

Os gastos realizados nesse empreendimento apresentavam, em 31.12.2014, o saldo de R$ 216.570.

14 Intangível

Contrato Direito de uso de concessão de softwares

amortização amortizaçãocusto acumulada (a) custo acumulada (b) Outros 31.12.2 014 31.12.2013

Em serviçoCom vida útil definida 16.780 (1.941) 18.136 (8.802) 43 24.216 26.821

16.780 (1.941) 18.136 (8.802) 43 24.216 26.821 Em curso 24.983 - 6.969 - 151 32.103 21.680

24.983 - 6.969 - 151 32.103 21.680

56.319 48.501

(a) Amortização durante o período de concessão/autorização a partir do início da operação comercial do empreendimento.(b) Taxa anual de amortização: 20%.

14.1 Mutação do intangível .

em em em em Saldos serviço curso serviço curso Total Em 1º.01.2013 12.869 15.101 11.708 5.303 44.981

Programa de investimentos - - - 2.113 2.113

Outorga Aneel - uso do bem público - 5.087 - - 5.087 Capitalizações para intangivel em serviço 2.979 (2.979) 7 (7) -

Quotas de amortização (696) - (2.612) - (3.308)

Quotas de amortização - créditos Pis/Pasep e Cofins - - (4) - (4) Transferências de contas a receber vinculadas à concessão - - 2.589 - 2.589

Transferências para o imobilizado - - - (2.938) (2.938)

Baixas - Resolução 367/2009 - - (19) - (19)

Em 31.12.2013 15.152 17.209 11.669 4.471 48.501 Programa de investimentos - - - 3.051 3.051

Outorga Aneel - uso do bem público - 8.669 - - 8.669

Capitalizações para intangivel em serviço 895 (895) 402 (402) -

Quotas de amortização (1.209) - (2.689) - (3.898) Quotas de amortização - créditos Pis/Pasep e Cofins - - (4) - (4)

Em 31.12.2014 14.838 24.983 9.378 7.120 56.319

Intangível Contrato de Concessão Outros

39

15 Obrigações Sociais e Trabalhistas

.

31.12.2014 31.12.2013

Obrigações SociaisImpostos e contribuições sociais 6.447 10.261 Encargos sociais sobre férias e 13º salário 7.255 7.809

13.702 18.070 Obrigações trabalhistasFolha de pagamento, líquida - 525

Férias 20.495 22.035 Participação nos lucros e/ou resultados 16.491 15.352

Desligamentos voluntários - 3.555

Consignações a favor de terceiros - 4 36.986 41.471

50.688 59.541

16 Fornecedores

31.12.2014 31.12.2013

Materiais e serviços 177.896 193.974

Energia elétrica 120.072 9.147 Encargos de uso da rede elétrica 28.621 24.768 Gás para usina termelétrica - repactuação Petrobras - 63.544

Repactuação Compagas - 5.308

326.589 296.741

Circulante 312.340 274.554

Não circulante 14.249 22.187

17 Empréstimos e Financiamentos

Passivo circulante Passivo não circulante

Principal Encargos 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Eletrobras (17.1) 33.566 15 33.581 33.428 16.656 49.934 Finep (17.2) - - - 1.694 - -

BNDES (17.3) 29.205 12.139 41.344 20.776 1.079.917 1.104.333 Banco do Brasil Repasse BNDES (17.4) 11.369 456 11.825 11.838 137.373 148.742

74.140 12.610 86.750 67.736 1.233.946 1.303.009

40

17.1 Eletrobras - Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

Data da Nº de Vencimento Encargos financeiros a.a. Val or do

Contrato emissão parcelas final (juros + comissão) contr ato 31.12.2014 31.12.2013

1293/94 23.09.1994 180 30.06.2016 5,5% à 6,5% + 2,0% 307.713 50.237 83.362

50.237 83.362


Destinação:Cobertura financeira de até 29,14% do total do projeto de Implantação da UHE Governador José Richa e do sistema de transmissão.

Garantias:Representada pela receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público, e na emissão de notaspromissórias em igual número das parcelas a vencer.

17.2 Financiadora de Estudos e Projetos - Finep

Data da Nº de Vencimento Encargos financeiros a.a. Val or do

Contrato emissão parcelas final (juros + comissão) contr ato 31.12.2014 31.12.2013

2070791-00 (a) 28.11.2007 49 15.12.2014 0,37% acima da TJLP 5.078 - 1.147 2070790-00 (b) 28.11.2007 49 15.12.2014 0,13% acima da TJLP 3.535 - 547

- 1.694

Circulante - 1.694 Não circulante - -

Destinação:Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento GER 2007: (a)

Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento TRA 2007: (b)

Garantias: Bloqueio de recebimentos na conta corrente da arrecadação.

41

17.3 BNDES

Data da Nº de Encargos financeiros a.a. Valor do

Contrato emissão parcelas inicial final (juros + comissã o) contrato 31.12.2014 31.12.2013

820989.1 (a) 17.03.2009 179 15.02.2012 15.01.2028 1,63% acima da TJLP 169.500 149.196 160.572 1120952.1-A (b) 16.12.2011 168 15.05.2012 15.04.2026 1,82% acima da TJLP 42.433 34.451 37.484 1120952.1-B (c) 16.12.2011 168 15.05.2012 15.04.2026 1,42% acima da TJLP 2.290 1.859 2.022 1220768.1 (d) 28.09.2012 192 15.08.2013 15.07.2029 1,36% acima da TJLP 73.122 67.700 67.259 13211061 (e) 04.12.2013 192 15.11.2015 15.10.2031 1,49% acima da TJLP 1.041.155 850.782 840.106 13210331 (f) 03.12.2013 168 15.09.2014 15.08.2028 1,49% e 1,89% acima da TJLP 17.644 17.273 17.666

1.121.261 1.125.109

Circulante 41.344 20.776 Não circulante 1.079.917 1.104.333

Destinação:Implementação da UHE Mauá e sistema de transmissão associado: (a)

Implantação de linha de transmissão entre as subestações Foz do Iguaçu e Cascavel Oeste: (b)

Aquisição de máquinas e equipamentos nacionais para a implantação da linha de transmissão descrita acima: (c)

Implantação da PCH Cavernoso II: (d)

Implantação da UHE Colíder e sistema de transmissão associado: (e)Implantação da Subestação Cerquilho III em 230/138kV: (f)

Garantias: Totalidade da receita proveniente da venda e/ou comercialização de energia dos CCEARs relativos ao projeto, através de Contrato de

Cessão de Vinculação de Receitas, Administração de Contas e Outras Avenças: (a) (d)

Cessão fiduciária dos direitos decorrentes do Contrato de Concessão nº 027/2009-Aneel, do Contrato de Prestação de Serviços de

Transmissão nº 09/2010-ONS e dos contratos de uso do Sistema de Transmissão, celebrados entre o ONS, as Concessionárias e asUsuárias do Sistema de Transmissão, inclusive a totalidade da receita proveniente da prestação dos serviços de transmissão: (b) (c)

Cessão fiduciária dos direitos decorrentes do Contrato de Concessão nº 01/2011MME-UHE Colíder e cessão fiduciária em decorrênciado Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica (CCVEE) celebrado entre Copel e Sadia S.A.: (e)

Cessão fiduciária dos direitos decorrentes do Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 015/2010-Aneel, celebrado entre Copel e União Federal: (f)

Vencimento

17.4 Banco do Brasil - repasse de recursos do BND ES

Data da Nº de Encargos financeiros a.a. Valor do

Contrato emissão parcelas inicial final (juros + comissã o) contrato 31.12.2014 31.12.2013

21/02000-0 16.04.2009 179 15.02.2012 15.01.2028 2,13% acima da TJLP 169.500 149.198 160.580

149.198 160.580


Destinação:Implementação da UHE Mauá e sistema de transmissão associado, em consórcio com a Eletrosul.

Garantias: Totalidade da receita proveniente da venda e/ou comercialização de energia dos CCEARs relativos ao projeto, através de Contrato de Cessão de Vinculação de Receitas, Administração de Contas e Outras Avenças.

Vencimento

42

17.5 Composição dos empréstimos e financiamentos por tipo de moeda e indexador

Variação da moeda estrangeira e indexadores acumulada no período (%) 31.12.2014 % 31.12.2013 %

Moeda nacionalTJLP 0,00 1.270.460 96,20 1.287.384 93,92

Finel 0,73 50.236 3,80 83.361 6,08

1.320.696 100,00 1.370.745 100,00

Circulante 86.750 67.736 Não circulante 1.233.946 1.303.009

17.6 Vencimentos das parcelas de longo prazo

2016 100.943 2017 84.287

2018 84.287 2019 84.287 2020 84.287

Após 2021 795.855

1.233.946

17.7 Mutação de empréstimos e financiamentos

Moeda nacional circulante não circulante Total

Em 1º.01.2013 71.654 438.396 510.050

Ingressos - 925.462 925.462 Encargos 36.557 (627) 35.930

Variação monetária e cambial 230 684 914 Transferências 60.906 (60.906) - Amortização - principal (20.845) - (20.845) Pagamento - encargos (80.766) - (80.766)

Em 1º.01.2014 67.736 1.303.009 1.370.745

Ingressos - 4.889 4.889 Encargos 88.517 35 88.552 Variação monetária e cambial 2 180 182

Transferências 74.167 (74.167) - Amortização - principal (51.450) - (51.450) Pagamento - encargos (92.222) - (92.222)

Em 31.12.2014 86.750 1.233.946 1.320.696

17.8 Cláusulas contratuais restritivas

A Companhia contratou empréstimos com condições restritivas cujo descumprimento poderá implicar em

vencimento antecipado das dívidas, com destaque para não alteração do seu controle efetivo direto ou

indireto. Em 31.12.2014, todas as condições foram plenamente atendidas.

43

18 Benefícios Pós-Emprego

A Companhia patrocina planos de complementação de aposentadoria e pensão (Plano Unificado e Plano III)

e de assistência médica e odontológica (Plano Assistencial), para seus empregados ativos e pós-emprego e

seus dependentes legais.

18.1 Plano de benefício previdenciário

O plano previdenciário unificado é um plano de Benefício Definido - BD em que a renda é pré-determinada

em função do nível salarial de cada indivíduo, e o plano previdenciário III é um plano de Contribuição

Definida - CD.

As parcelas de custos assumidas pelas patrocinadoras desses planos são registradas de acordo com

avaliação atuarial preparada anualmente por atuários independentes, de acordo com o CPC 33 (R1) a partir

de 1º.01.2013, que trata de benefícios a empregados, correlacionada à norma contábil internacional IAS

19 R e IFRIC 14. As premissas econômicas e financeiras para efeitos da avaliação atuarial são discutidas

com os atuários independentes e aprovadas pela Administração da patrocinadora.

18.2 Plano de benefício assistencial

A Companhia aloca recursos para a cobertura das despesas de saúde dos empregados e de seus

dependentes, dentro de regras, limites e condições estabelecidos em regulamentos específicos. A cobertura

inclui exames médicos periódicos e é estendida a todos os aposentados e pensionistas vitaliciamente.

18.3 Balanço patrimonial e resultado do exercício

Os valores reconhecidos no passivo, na conta de Benefícios pós-emprego, estão resumidos a seguir:

.

31.12.2014 31.12.2013

Plano previdenciário 158 -

Plano assistencial 228.192 300.854 228.350 300.854


Os valores reconhecidos no demonstrativo de resultado estão resumidos a seguir:

.

31.12.2014 31.12.2013

Plano previdenciário (CD) 13.801 15.495

Plano previdenciário (CD) - administradores 168 81 Plano assistencial - pós-emprego 30.153 22.346 Plano assistencial 8.169 9.547

Plano assistencial - administradores 13 9

52.304 47.478

44

18.4 Mutação dos benefícios pós-emprego

Circulante Não circulante Total

Em 1º.01.2013 6.908 209.295 216.203 Apropriação do cálculo atuarial - 22.363 22.363 Contribuições previdenciárias e assistenciais 30.354 - 30.354 Transferências 8.190 (8.190) -

Amortizações (37.566) - (37.566) Ajuste referente a perdas atuariais - 69.500 69.500

Em 31.12.2013 7.886 292.968 300.854

Apropriação do cálculo atuarial - 30.152 30.152

Contribuições previdenciárias e assistenciais 24.906 - 24.906 Transferências 9.634 (9.634) - Amortizações (32.888) - (32.888)

Ajuste referente a ganhos atuariais - (94.674) (94.674)

Em 31.12.2014 9.538 218.812 228.350

18.5 Avaliação atuarial de acordo com o CPC 33 (R 1)

18.5.1 Premissas atuariais

As premissas atuariais utilizadas para determinação dos valores de obrigações e custos, para 2014 e 2013,

estão demonstradas a seguir:

2014 2013

Real Nominal Real Nominal

EconômicasInflação a.a. - 6,40% - 5,93%

Taxa de desconto/retorno esperados a.a.Planos de benefícios previdenciários 6,10% 12,89% 6,06% 12,35%

Planos de benefícios assistenciais 6,15% 12,94% 6,12% 12,42%Crescimento salarial a.a. 2,00% 8,53% 2,00% 8,05%

DemográficasTábua de mortalidade AT - 2000 AT - 2000Tábua de mortalidade de inválidos WINKLEVOSS AT - 83Tábua de entrada em invalidez A. VINDAS Light M

18.5.2 Expectativa de vida a partir da idade média – Tábua AT-2000 (em anos)

Plano BD Plano CD

Em 31.12.2014Participantes aposentados 16,75 24,67

Participantes pensionistas 17,17 32,62

Em 31.12.2013Participantes aposentados 17,72 24,95

Participantes pensionistas 18,48 32,62

A idade média dos participantes inativos dos planos de aposentadoria e assistência médica da Companhia

é de 64,0 anos.

45

18.5.3 Avaliação atuarial

Com base na revisão das premissas, os valores do plano previdenciário para 31.12.2014 totalizaram um

superávit do plano de R$ 76.475, enquanto que, em 31.12.2013, a posição era de R$ 159.346, resumidas

abaixo:

Plano Previdenciário

Plano Assistencial 31.12.2014 31.12.2013

Obrigações total ou parcialmente cobertas 1.828.974 266.456 2.095.430 2.073.143

Valor justo dos ativos do plano (1.905.449) (38.264) (1.943.713) (1.931.635)

Estado de cobertura do plano (76.475) 228.192 151.717 141.508

Ativo não reconhecido 76.475 - 76.475 159.346 - 228.192 228.192 300.854

A Companhia procedeu um ajuste no seu passivo assistencial através de relatório atuarial, data base

31.12.2014, quando efetuou o registro, em outros resultados abrangentes, do valor total de R$ 89.042

correspondente a uma redução apurada naquela data base.

18.5.4 Movimentação do passivo atuarial

Plano previdenciário Plano assistencial

Valor presente da obrigação atuarial líquida em 1º. 01.2013 1.753.421 261.948 Custo de serviço 326 2.098

Custo dos juros 123.466 21.880

Benefícios pagos (91.228) (16.926)

(Ganhos) / perdas atuariais (51.340) 69.498

Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31. 12.2013 1.734.645 338.498 Custo de serviço 64 1.713

Custo dos juros 178.310 34.026 Benefícios pagos (121.724) (24.022) (Ganhos) / perdas atuariais 37.679 (83.759)

Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31. 12.2014 1.828.974 266.456

18.5.5 Movimentação do ativo atuarial

Plano previdenciário Plano assistencial

Valor justo do ativo do plano em 1º.01.2013 2.006.991 46.044 Retorno esperado dos ativos 171.045 -

Contribuições e aportes 92 - Benefícios pagos (91.228) (16.926) Ganhos / (perdas) atuariais (192.909) 8.526

Valor justo do ativo do plano em 31.12.2013 1.893.991 37.644 Retorno esperado dos ativos 230.755 4.762 Contribuições e aportes 11.410 - Benefícios pagos (121.724) - Ganhos / (perdas) atuariais (108.983) (4.142)

Valor justo do ativo do plano em 31.12.2014 1.905.449 38.264

46

18.5.6 Custos estimados

Os custos (receitas) estimados para 2015, segundo critérios atuariais da Deliberação CVM nº 695/12, para

cada plano, estão demonstrados a seguir:

Plano previdenciário Plano assistencial 2015

Custo do serviço corrente 46 6.122 6.168 Custo estimado dos juros 235.681 31.982 267.663

Rendimento esperado do ativo do plano (234.201) (4.910) (239.111) Contribuições estimadas dos empregados (20) - (20)

Custos (receitas) 1.506 33.194 34.700

18.5.7 Análise de sensibilidade

As tabelas a seguir apresentam a análise de sensibilidade, que demonstra o efeito de um aumento ou uma

redução de um ponto percentual nas taxas presumidas de variação dos custos assistenciais, sobre o

agregado dos componentes de custo de serviço e custo de juros dos custos assistenciais líquidos

periódicos pós-emprego e a obrigação de benefícios assistenciais acumulada pós-emprego.

. Cenários projetadosAtual Aumento 1% Redução 1%

Sensibilidade da taxa de juros de longo prazoImpactos nas obrigações do programa previdenciário 6,10% -6,28% 8,41%Impactos em milhares de reais - R$ (114.934) 153.823

Impactos nas obrigações do programa de saúde 6,15% -14,70% 10,21%Impactos em milhares de reais - R$ (39.157) 27.202

Sensibilidade da taxa de crescimento de custos médi cosImpactos nas obrigações do programa de saúde 1,00% 4,10% -10,22%

Impacto no custo do serviço do exercício seguinte - em milhares de reais - R$ 13.620 (33.909)

Sensibilidade ao custo do serviçoImpactos nas obrigações do programa previdenciário 1,00% -0,18% 0,24%Impactos em milhares de reais - R$ 2.265 (3.031) Impactos nas obrigações do programa de saúde 1,00% -4,97% 3,76%

Impactos em milhares de reais - R$ (5.696) 3.957

18.5.8 Benefícios a pagar

Os benefícios estimados a serem pagos pela Companhia, nos próximos cinco anos, e o total de benefícios

para os exercícios fiscais subsequentes, são apresentados abaixo:

Plano previdenciário Outros benefícios Total

2015 160.834 26.389 187.223 2016 167.355 25.176 192.531

2017 164.350 24.037 188.387

2018 158.556 23.006 181.562 2019 152.484 22.057 174.541 2020 a 2050 1.648.640 280.755 1.929.395

47

18.5.9 Alocação de ativos e estratégia de investimentos

A alocação de ativos para os planos previdenciário e assistencial da Companhia no final de 2014 e a

alocação-meta para 2015, por categoria de ativos, são as seguintes:

Meta para 2015 2014

Renda fixa 88,6% 84,2%Renda variável 3,7% 8,8%

Empréstimos 1,6% 1,9%

Imóveis 1,9% 2,0%

Investimentos estruturados 4,2% 3,1%

100,0% 100,0%

Abaixo são apresentados os limites estipulados pela administração do Fundo:

meta (%)(*) mínimo (%) meta (%) mínimo (%)

Renda fixa 93,0% 87,0% 79,7% 54,6%Renda variável 1,0% 0,0% 8,9% 7,6%

Empréstimos 1,0% 0,0% 2,8% 1,5%

Imóveis 2,5% 1,0% 0,9% 0,0%Investimentos estruturados 2,5% 0,0% 7,7% 0,0%

(*) Meta baseada no total de investimentos de cada plano

Plano Unificado (BD) Plano III (CD)

A Administração da Fundação Copel decidiu manter participação mais conservadora em renda variável, em relação ao limite legal permitido, que é de 70%.

19 Encargos do Consumidor a Recolher

31.12.2014 31.12.2013

Reserva global de reversão - RGR 6.791 26.920

6.791 26.920

20 Pesquisa e Desenvolvimento

20.1 Saldos constituídos para aplicação em P&D

Aplicado e Saldo a Saldo a Saldo em Saldo em não concluído recolher aplicar 31.12.2014 31.12.201 3

Pesquisa e desenvolvimento - P&DFNDCT (a) - 1.616 - 1.616 1.682

MME - 808 - 808 841

P&D 16.513 - 70.425 86.938 70.360

16.513 2.424 70.425 89.362 72.883

Circulante 40.210 17.284

Não circulante 49.152 55.599

(a) Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico

48

20.2 Mutação dos saldos de P&D

FNDCT MME P&D Circulante Circulante Circulante Não circulante Total

Em 1º.01.2013 1.446 723 12.662 43.350 58.181 Constituições 10.279 5.141 - 10.281 25.701 Juros Selic - - - 4.378 4.378

Transferências - - 2.410 (2.410) -

Recolhimentos (10.043) (5.023) - - (15.066) Conclusões - - (311) - (311)

Em 1º.01.2014 1.682 841 14.761 55.599 72.883

Constituições 10.853 5.427 - 10.852 27.132

Juros Selic - - - 6.779 6.779 Transferências - - 24.078 (24.078) -

Recolhimentos (10.919) (5.460) - - (16.379) Conclusões - - (1.053) - (1.053)

Em 31.12.2014 1.616 808 37.786 49.152 89.362

21 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do b em público

Referem-se aos encargos de outorga de concessão pelo direito de uso do bem público - UBP.

Circulante Não circulante

Outorga Assinatura Final 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2 014 31.12.2013

UHE Mauá (a) 29.06.2007 03.07.2007 07.2042 973 913 13.227 12.612

UHE Colider (b) 29.12.2010 17.01.2011 01.2046 1.564 118 18.057 17.091 UHE Baixo Iguaçu (c) 19.07.2012 20.08.2012 01.2047 - - 5.363 -

PCH Cavernoso (d) 11.07.2013 11.07.2013 07.2018 36 35 81 101

PCH Apucaraninha (e) 11.07.2013 11.07.2013 07.2018 251 247 568 702 PCH Chopim I (f) 11.07.2013 11.07.2013 07.2015 33 55 - 26

PCH Chaminé (g) 11.07.2013 11.07.2013 07.2018 434 427 983 1.214

PCH Derivação Rio Jordão (h) 11.07.2013 24.02.2014 02.2019 217 - 589 -

3.508 1.795 38.868 31.746

Taxa de desconto no cálculo do valor presente:Taxa desconto real e líquida, compatível com a taxa estimada de longo prazo, não tendo vinculação com a expectativa de retorno do projeto:

5,65% a.a. (a) 7,74% a.a. (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h)

Pagamento à União:Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto de R$ 643 (51% de R$ 1.262), conforme clausula 6ª

do Contrato de Concessão nº 001/07: (a)

Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto de R$ 1.256, a partir da entrada em operação

comercial da UHE, conforme cláusula 6ª do Contrato de Concessão nº 001/11: (b)

Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto, conforme cláusula 5ª do Contrato de Concessão nº 007/2013, pelo prazo de 5 anos: (c) (d) (e) (f) (g) (h)

Correção anual das parcelas:Variação IPCA.

49

21.1 Valor nominal e valor presente - uso do bem público

Valor nominal Valor presente

2014 3.640 3.508 2015 3.972 3.567

2016 4.094 3.431 2017 3.781 2.965 Após 2017 81.691 28.905

97.178 42.376

21.2 Mutação de contas a pagar vinculadas à conce ssão - uso do bem público

Circulante Não circulante Total

Em 1º.01.2013 884 27.184 28.068 Outorga Aneel - uso do bem público 749 4.338 5.087

Transferências 1.360 (1.360) - Pagamentos (1.198) - (1.198) Variação monetária - 1.584 1.584

Em 31.12.2013 1.795 31.746 33.541

Outorga Aneel - uso do bem público 215 8.454 8.669 Transferências 3.382 (3.382) -

Pagamentos (1.884) - (1.884) Variação monetária - 2.050 2.050

Em 31.12.2014 3.508 38.868 42.376

22 Outras Contas a Pagar

31.12.2014 31.12.2013

Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 21.196 22.134 Cauções em garantia 3.019 3.442

Parcerias em consórcios - 3.003

Outras obrigações 2.021 2.402

26.236 30.981

Circulante 26.174 30.981 Não circulante 62 -

23 Provisões para Litígios e Passivo Contingente

23.1 Provisões para litígios

A Companhia responde por diversos processos judiciais cujas perdas são consideradas prováveis, com

base na avaliação de seus assessores legais, para as quais foram constituídas provisões.

50

Mutações das provisões e principais ações

Adições no

Saldo em Custo de imobilizado Saldo em 1º.01.2014 Adições Reversões construção em curso Quitações 31.12.2014

Fiscais 6.698 588 (880) - - - 6.406

Trabalhistas (a) 39.013 58.927 (283) - - (2.825) 94.832

Benefícios a empregados (b) 20.284 20.196 - - - (7.762) 32.718

CíveisCíveis e direito administrativo (c) 117.120 16.962 - - - 35 134.117 Servidões de passagem 6.815 13.560 - - - (86) 20.289

Desapropriações e patrimoniais (d) 346.617 37.924 - (1.850) 11.887 (285) 394.293

470.552 68.446 - (1.850) 11.887 (336) 548.699

Ambientais 89 248 - - - - 337

Regulatórias (e) 18.095 2.788 - - - - 20.883

554.731 151.193 (1.163) (1.850) 11.887 (10.923) 703.875

Saldo em Custo de Saldo em 1º.01.2013 Adições Reversões construção Quitações 31.12 .2013

Fiscais 8.129 549 (1.980) - - 6.698

Trabalhistas (a) 28.183 16.973 (51) - (6.092) 39.013

Benefícios a empregados (b) 15.298 27.232 (14.772) - (7.474) 20.284

CíveisCíveis e direito administrativo (c) 87.815 32.912 - - (3.607) 117.120

Servidões de passagem 2.534 4.389 - - (108) 6.815

Desapropriações e patrimoniais (d) 314.922 30.752 - 943 - 346.617

405.271 68.053 - 943 (3.715) 470.552

Ambientais 94 12 (17) - - 89

Regulatórias (e) 17.134 961 - - - 18.095

474.109 113.780 (16.820) 943 (17.281) 554.731

Informações sobre as principais ações

a) Trabalhistas

Autores: ex-empregados da Companhia e ex-empregados de seus empreiteiros e empresas terceirizadas

Ações movidas por ex-empregados envolvendo cobrança de horas-extras, periculosidade, adicional de

transferência, equiparação/reenquadramento salarial e outras, e também ações movidas por ex-

empregados de seus empreiteiros e empresas terceirizadas (responsabilidade subsidiária), envolvendo

cobrança de parcelas indenizatórias e outras.

b) Benefícios a empregados

Autores: ex-empregados aposentados da Companhia

Ações de reclamatórias trabalhistas contra a Fundação Copel, que causarão, consequentemente, reflexos

para a Companhia, na medida em que forem necessários aportes complementares.

51

c) Cíveis e direito administrativo

Autor: Tradener Ltda. Valor estimado: R$ 76.119

Ações populares e civis públicas ajuizadas nas quais se aponta ilegalidades e nulidades relativas à

celebração do contrato de comercialização de energia elétrica firmado entre a Tradener e a Companhia. A

ação popular nº 588/2006 já transitou em julgado e a decisão reconheceu como válida as comissões

devidas pela Companhia à Tradener. Na ação civil pública nº 0000219-78.2003.8.16.0004, ajuizada pelo

Ministério Público, também há decisão no sentido da ausência de irregularidades no contrato de

comercialização de energia. Diante disso, a Tradener ajuizou ações de cobrança, visando o recebimento de

suas comissões.

Situação atual: - autos nº 0005550-26.2012.8.16.0004 - em sentença proferida em 29.09.2014, a

Companhia foi condenada ao pagamento das comissões devidas à Tradener, no valor de R$ 17.765, em

30.09.2012, que, acrescido de juros de mora de 1% ao mês, contados da data da citação (25.10.2012), bem

como em honorários advocatícios fixados em 9% sobre o valor da condenação e em custas processuais,

totaliza R$ 25.468, em 31.12.2014. Dessa decisão, a Companhia interpôs recurso de apelação, o qual ainda

não foi julgado.

- autos nº 00059-90.22.2012.8.16.0004 - em sentença proferida em 27.01.2014 a Companhia foi condenada

ao pagamento do valor de R$ 50.651, que é o valor atualizado pelo INPC/IBGE a partir do vencimento das

comissões devidas à Tradener no contrato de comercialização firmado com a Celesc, acrescido de juros de

mora de 1% ao mês, contados da citação (31.10.2012), bem como em honorários advocatícios no valor de

R$ 55, que deve ser corrigido a partir da prolação da sentença, pelo INPC/IBGE, a partir de 27.01.2014.

Dessa decisão, a Companhia interpôs recurso de apelação, o qual ainda não foi julgado.

d) Desapropriações e patrimoniais

Autor: Ivaí Engenharia de Obras S.A. Valor estimado: R$ 349.080

Ação de cobrança proposta pela autora com base em anterior ação declaratória cujo objetivo era o

reconhecimento do direito de crédito da autora pelo desequilíbrio da equação econômico-financeira de

contrato firmado com a Companhia.

Situação atual: aguardando julgamento do 2º recurso de embargos de declaração da Companhia perante o

STJ, no qual se discute diferença de valores decorrentes da incidência de taxa Selic como índice de

correção monetária somada aos juros de mora, aplicados na elaboração do laudo pericial. Já há execução

provisória em andamento, porém, está suspensa por medida cautelar da Copel apresentada e acolhida no

Tribunal de Justiça do Paraná em dezembro/2014.

e) Regulatórias

Autores: Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE e Valor estimado: R$ 18.512

Dona Francisca Energética S.A.

52

A Companhia está discutindo nas esferas administrativa e judicial notificações do Órgão Regulador sobre

eventuais descumprimentos de normas regulatórias, dentre eles ações judiciais envolvendo as empresas

citadas, contra o Despacho Aneel nº 288/2002.

Situação atual: aguardando julgamento.

23.2 Passivo contingente

A Companhia responde por diversos processos judiciais cujas perdas são consideradas como possíveis,

com base na avaliação de seus assessores legais, para as quais não há provisão constituída.

31.12.2014 31.12.2013

Fiscais 29.110 27.171

Trabalhistas 82.039 65.347

Benefícios a empregados 20.918 22.249

Cíveis (a) 487.943 667.930

Regulatórias 607 32.552

620.617 815.249

Informações sobre as principais ações

a) Cíveis

Autor : Mineradora Tibagiana Ltda. Valor estimado: R$ 52.625

Ação para indenização sobre supostos prejuízos nas atividades da mineradora pelas obras de construção

da Usina Mauá, pelo Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, do qual a Companhia participa com o

percentual de 51%.

Situação atual: aguardando julgamento.

Autor: Ivaí Engenharia de Obras S.A. Valor estimado: R$ 289.621

Ação de cobrança proposta pela autora com base em anterior ação declaratória cujo objetivo era o

reconhecimento do direito de crédito da autora pelo desequilíbrio da equação econômico-financeira de

contrato firmado com a Companhia. O valor principal deste débito está classificado como de perda provável.

Situação atual: aguardando julgamento do 2º recurso de embargos de declaração da Companhia perante o

STJ, no qual se discute diferença de valores decorrentes da incidência de taxa Selic como índice de

correção monetária somada aos juros de mora, aplicados na elaboração do laudo pericial. Já há execução

provisória em andamento, porém, está suspensa por medida cautelar da Copel apresentada e acolhida no

Tribunal de Justiça do Paraná em dezembro/2014.

53

24 Patrimônio Líquido

24.1 Capital social

O capital social integralizado, em 31.12.2014 (e em 31.12.2013), monta a R$ 3.505.994 composto por

3.505.994.212 ações, todas ordinárias, pertencentes à Copel.

24.2 Mutação de ajustes de avaliação patrimonial

Em 1º.01.2013 1.290.939 Ajustes referentes a ativos financeiros disponíveis para venda:Aplicações financeiras (5.064)

Tributos sobre os ajustes 1.722

Ajustes referentes a passivos atuariais:Benefícios pós-emprego (69.500)

Tributos sobre os ajustes 23.630

Realização dos ajustes de avaliação patrimonial:Custo atribuído do imobilizado (154.763)

Tributos sobre a realização dos ajustes 52.620

Em 1º.01.2014 1.139.584 Ajustes referentes a ativos financeiros disponíveis para venda:Aplicações financeiras 1.201

Tributos sobre os ajustes (408)

Ajustes referentes a passivos atuariais:Benefícios pós-emprego 94.674

Tributos sobre os ajustes (32.189)

Realização dos ajustes de avaliação patrimonial:Custo atribuído do imobilizado (149.295)

Tributos sobre a realização dos ajustes 50.760

Em 31.12.2014 1.104.327

54

24.3 Proposta de distribuição de dividendos

31.12.2014 31.12.2013 Dividendos mínimos obrigatórios (30%) - (1)Lucro líquido do exercício 682.386 1.000.889

Reserva legal (5%) (34.119) (50.045)

Base de cálculo para dividendos mínimos obrigatórios 648.267 950.844

194.480 285.253

Juros sobre o capital próprio, líquidos - (2) Juros sobre o capital próprio 263.986 246.593

Imposto de renda retido na fonte (39.598) (36.989)

224.388 209.604

Dividendos propostos - (3) 384.281 228.829

Distribuição proposta, líquida - (4) (2+3) 608.669 438.433

Dividendo adicional proposto - (5) (4-1) 414.189 153.180

Pagamento antecipado referendado pelo CAD - (6) 390.125 -

Pagamento antecipado superior ao dividendo mínimo obrigatório - (7) (6-1) 195.645 -

Dividendo adicional proposto ajustado - (8) (5 -7) 218.544

25 Receita Operacional Líquida

Receita PIS/Pasep Encargos do Receita líquida bruta (25.2) e Cofins ICMS consumidor (25.1) ISSQN 31 .12.2014

Fornecimento de energia elétrica 715.247 (62.486) (125.390) (14.132) - 513.239 Suprimento de energia elétrica 2.225.246 (182.433) - (56.596) - 1.986.217 Disponibilidade da rede elétrica 224.709 (17.173) - (9.973) - 197.563

Receita de construção 206.150 - - - - 206.150 Outras receitas operacionais 52.059 (4.240) - - (2.311) 45.508

(266.332) (125.390) (80.701) (2.311) 2.948.677 3.423.411

Receita PIS/Pasep Encargos do Receita líquida bruta (25.2) e Cofins ICMS consumidor (25.1) ISSQN 31 .12.2013

Fornecimento de energia elétrica 658.617 (57.252) (131.570) (8.950) - 460.845 Suprimento de energia elétrica 2.161.649 (170.238) - (65.374) - 1.926.037 Disponibilidade da rede elétrica 179.010 (13.635) - (13.500) - 151.875

Receita de construção 136.536 - - - - 136.536 Outras receitas operacionais 50.951 (4.243) - - (1.412) 45.296

(245.368) (131.570) (87.824) (1.412) 2.720.589 3.186.763

25.1 Encargos do consumidor

31.12.2014 31.12.2013

Quota para reserva global de reversão - RGR 50.331 57.051

Pesquisa e desenvolvimento - P&D 27.132 25.701 Conta de desenvolvimento energético - CDE 3.238 3.891

Conta de consumo de combustível - CCC - 1.181

80.701 87.824

55

25.2 Detalhamento da receita bruta

31.12.2014 31.12.2013

Fornecimento de energia elétrica 715.247 658.617

Suprimento de energia elétrica

Contrato de Comercialização de Energia em Ambiente Regulado - CCEAR (leilão) 770.112 869.052

Contratos bilaterais 1.034.573 761.518

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE 420.293 530.228

Curto prazo - 851

Regime de Cotas 268 2.225.246 2.161.649

Disponibilidade da rede elétrica 224.708 179.010

Receita de Construção 206.150 136.536

Outras receitas operacionais

Arrendamentos e aluguéis 1.345 736

Renda da prestação de serviços 50.425 50.011

Outras receitas 289 204 52.059 50.951

26 Custos e Despesas Operacionais

Despesas Despesas Outras receitasCustos com gerais e (despesas),

operacionais vendas administrativas líquidas 31.12.2014

Energia elétrica comprada para revenda (26.1) (417.334) - - - (417.334) Encargos de uso da rede elétrica (26.2) (223.274) - - - (223.274) Pessoal e administradores (26.3) (185.560) - (41.970) - (227.530)

Planos previdenciário e assistencial (NE nº 18) (42.219) - (10.085) - (52.304)

Material (14.133) - (2.188) - (16.321)

Matéria-prima e insumos para produção de energia elétrica (23.090) - - - (23.090) Serviços de terceiros (26.4) (87.528) - (22.562) - (110.090)

Depreciação e amortização (288.455) - (7.672) - (296.127)

Provisões e reversões (26.5) (807.281) (15.186) - (156.423) (978.890) Custo de construção (26.6) (213.042) - - - (213.042)

Outros custos e despesas operacionais (26.7) 12.388 2 (23.762) (159.334) (170.706)

(2.289.528) (15.184) (108.239) (315.757) (2.728.708)

56

Despesas Despesas Outras receitasCustos com gerais e (despesas),

operacionais vendas administrativas líquidas 31.12.2013

Energia elétrica comprada para revenda (26.1) (118.173) - - - (118.173)

Encargos de uso da rede elétrica (26.2) (204.214) - - - (204.214)

Pessoal e administradores (26.3) (208.662) - (61.995) - (270.657)

Planos previdenciário e assistencial (NE nº 18) (36.066) - (11.412) - (47.478) Material (14.474) - (1.455) - (15.929)

Matéria-prima e insumos para produção de energia elétrica (24.056) - - - (24.056)

Serviços de terceiros (26.4) (90.905) - (16.160) - (107.065)

Depreciação e amortização (284.389) - (8.891) - (293.280)

Provisões e reversões (26.5) - (6.893) - (97.234) (104.127) Custo de construção (26.6) (148.670) - - - (148.670)

Outros custos e despesas operacionais (26.7) 19.924 31 (28.392) (158.765) (167.202)

(1.109.685) (6.862) (128.305) (255.999) (1.500.851)

26.1 Energia elétrica comprada para revenda

31.12.2014 31.12.2013

Câmara de Comercialização de Energia - CCEE 342.767 36.182

Contratos bilaterais 75.022 71.950

Compra de energia no mercado livre - 11.829

Programa de incentivo a novas fontes de energia alternativa - Proinfa 6.136 5.590

(-) PIS/Pasep e Cofins sobre energia elétrica comprada para revenda (6.591) (7.378)

417.334 118.173

26.2 Encargos de uso da rede elétrica

31.12.2014 31.12.2013

Encargos de uso do sistema 243.459 222.779 (-) PIS/Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica (20.185) (18.565)

223.274 204.214

57

26.3 Pessoal e administradores

.

31.12.2014 31.12.2013

PessoalRemunerações 145.752 174.251 Encargos sociais 45.620 54.757 Auxílio alimentação e educação 15.652 17.422

Participação nos lucros e/ou resultados (a) 16.289 15.352 Provisão (reversão) para indenização por demissões voluntárias e aposentadorias 2.460 8.055

225.773 269.837 Administradores

Honorários 1.362 639 Encargos sociais 369 171 Outros gastos 26 10

1.757 820

227.530 270.657

(a) De acordo com a Lei Federal nº 10.101/2000, o Decreto Estadual n° 1978/2007 e a Lei Estadual nº 16.560/2010.

26.4 Serviços de terceiros

31.12.2014 31.12.2013

Manutenção de instalações 45.467 40.814 Manutenção do sistema elétrico 20.180 19.423

Comunicação, processamento e transmissão de dados 10.416 10.514 Consultoria e auditoria 1.225 4.441 (-) PIS/Pasep e Cofins sobre serviços de terceiros (1.049) (1.155)

Outros serviços 33.851 33.028

110.090 107.065

26.5 Provisões e reversões

.31.12.2014 31.12.2013

Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (NE nº 13.5) 807.281 -

Provisão (reversão) para litígios (NE nº 23) 150.030 96.960

PCLD (Clientes e Outros créditos) 2.182 6.893

Provisão para perdas em consórcios 13.003 -

Provisão para perdas de créditos tributários 6.394 274

978.890 104.127

26.6 Custo de construção

31.12.2014 31.12.2013

Material 141.635 86.307

Serviços de terceiros 52.617 45.830

Pessoal 15.966 13.917

Outros 2.824 2.616

213.042 148.670

58

26.7 Outros custos e despesas operacionais

31.12.2014 31.12.2013

Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 132.839 124.089 Incentivo esporte, Lei Rouanet e fundo dos direitos da criança e do adolescente - FIA 17.010 8.738 Tributos 9.042 12.085

Indenizações 8.899 4.928 Taxa de fiscalização da Aneel 8.522 9.169 Arrendamentos e aluguéis (26.7.1) 8.145 9.120 Recuperação de custos e despesas (23.667) (25.778) Outros custos e despesas, líquidos 9.916 24.851

170.706 167.202

26.7.1 Arrendamentos e aluguéis

31.12.2014 31.12.2013

Imóveis 8.483 8.065

Outros 337 1.714 (-) Créditos de PIS e Cofins (675) (659)

8.145 9.120

Não foram identificados compromissos de arrendamento operacional não canceláveis.

27 Resultado Financeiro

.31.12.2014 31.12.2013

Receitas financeirasRenda de aplicações financeiras mantidas para negociação 90.720 37.409

Variação monetária e juros sobre contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (NE nº 8) 50.272 84.572

Renda de aplicações financeiras disponíveis para venda 21.287 22.095 Renda de aplicações financeiras mantidas até o vencimento - 827

Acréscimos moratórios sobre faturas de energia 1.127 994 Outras receitas financeiras 1.862 1.244

165.268 147.141 (-) Despesas financeirasEncargos de dívidas 22.422 21.638

Juros sobre P&D (NE nº 20) 6.779 4.378

Variações monetárias e cambiais 3.903 8.888 Variação monetária e reversão de juros sobre contas a

pagar vinculadas à concessão - uso do bem público (NE nº 21.2) 2.049 1.584

Outras despesas financeiras 116 1.146 35.269 37.634

Líquido 129.999 109.507

Os custos de empréstimos e financiamentos capitalizados durante o ano de 2014 totalizaram R$ 66.131, à

taxa média de 9,33% a.a.

59

28 Instrumentos Financeiros

28.1 Categorias e apuração do valor justo dos ins trumentos financeiros

NE 31.12.2014

nº Nível Valor contábil Valor justo Valor contábil Valor justo

Ativos Financeiros

Valor justo por meio do resultado - mantido

para negociação

Caixa e equivalentes de caixa (a) 4 1 155.865 155.865 1.211.316 1.211.316 155.865 155.865 1.211.316 1.211.316

Empréstimos e recebíveisCauções e depósitos vinculados (a) 2.200 2.200 - -

Clientes (a) 6 265.959 265.959 297.533 297.533 Contas a receber vinculadas à concessão (d) 7 631.021 631.021 412.869 412.869

Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (e) 8 301.046 302.689 557.589 563.052

1.200.226 1.201.869 1.267.991 1.273.454 Disponíveis para vendaContas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (f) 8 3 160.217 160.217 160.217 160.217 Títulos e valores mobiliários (b) 5 1 105.060 105.060 141.749 141.749

Títulos e valores mobiliários (b) 5 2 142.670 142.670 73.996 73.996 407.947 407.947 375.962 375.962

Total dos ativos financeiros 1.764.038 1.765.681 2.855.269 2.860.732

Passivos FinanceirosValor justo por meio do resultado - mantido para negociaçãoOutras obrigações - derivativos (b) 28.2.3 1 13 13 48 48

13 13 48 48

Outros passivos financeirosFornecedores (a) 16 326.589 326.589 296.741 296.741

Empréstimos e financiamentos (c) 17 1.320.696 1.165.013 1.370.745 999.951 Contas a pagar vinculadas à concessão - UBP (g) 21 42.376 38.650 33.541 30.454

1.689.661 1.530.252 1.701.027 1.327.146

Total dos passivos financeiros 1.689.674 1.530.265 1.701.075 1.327.194

Os diferentes níveis foram definidos conforme a seguir:Nível 1 : obtidas de preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos ou passivos idênticos;Nível 2 : obtidas por meio de outras variáveis além dos preços cotados incluídos no Nível 1, que são observáveis para

o ativo ou passivo; Nível 3 : obtidas por meio de técnicas de avaliação que incluem variáveis para o ativo ou passivo, mas que não têm

como base os dados observáveis de mercado.

31.12.2013

Apuração dos valores justos

a) Equivalente ao seu respectivo valor contábil, em razão de sua natureza e prazo de realização.

b) Calculado de acordo com as informações disponibilizadas pelos agentes financeiros e pelos valores de

mercado dos títulos emitidos pelo governo brasileiro.

c) Utilizado como premissa básica o custo da última captação realizada pela Companhia, 111,5% do CDI

para desconto do fluxo de pagamentos esperado.

60

d) Os critérios e as premissas foram divulgados na NE nº 3.6.

e) Ativos que entraram em operação após maio de 2000, têm valores justos calculados pelo fluxo de

entradas de caixa esperado, descontado à taxa Selic, melhor taxa de curto prazo disponível para

comparação na apuração do seu valor de mercado.

f) Ativos existentes em 31.05.2000, têm valores justos equivalentes aos valores contábeis, em virtude do

aguardo da conclusão do laudo a ser avaliado pela Aneel.

g) Utilizada a taxa de 7,74% a.a. como referência de mercado.

28.2 Gerenciamento dos riscos financeiros

A Companhia, por meio de sua Controladora, mantém o Comitê de Gestão de Riscos Corporativos,

responsável pelo desenvolvimento e acompanhamento das políticas de gerenciamento de riscos e o

assessoramento do Comitê de Auditoria, de forma a assegurar a boa gestão dos recursos e a proteção e

valorização do seu patrimônio.

Os negócios da Companhia estão expostos aos seguintes riscos resultantes de instrumentos financeiros:

28.2.1 Risco de crédito

Risco de crédito é o risco de incorrer em perdas decorrentes de um cliente ou de uma contraparte em um

instrumento financeiro, resultantes da falha destes em cumprir com suas obrigações contratuais.

Exposição ao risco de crédito 31.12.2014 31.12.2013

Caixa e equivalentes de caixa (a) 155.865 1.211.316

Títulos e valores mobiliários (a) 247.730 215.745

Cauções e depósitos vinculados (a) 2.200 -

Clientes (b) 265.959 297.533

Contas a receber vinculadas à concessão (c) 631.021 412.869 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (d) 301.046 557.589

Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (e) 160.217 160.217

1.764.038 2.855.269

a) A Companhia administra o risco de crédito sobre esses ativos, considerando a política da Companhia

em aplicar praticamente todos os recursos em instituições bancárias federais. Excepcionalmente, por

força legal e/ou regulatória, a Companhia aplica recursos em bancos privados considerados de primeira

linha.

b) Risco decorrente da possibilidade de a Companhia incorrer em perdas, resultantes da dificuldade de

recebimento de valores faturados a seus clientes. Tal risco está intimamente relacionado a fatores

internos e externos à Copel. Para reduzir esse tipo de risco, a Companhia atua na gerência das contas

a receber.

Os créditos de liquidação duvidosa estão adequadamente cobertos por provisão para fazer face a

eventuais perdas na sua realização.

61

c) A Administração considera bastante reduzido o risco deste, visto que os contratos firmados asseguram

o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão a ser pago pelo Poder Concedente,

referente aos investimentos efetuados em infraestrutura e que não foram recuperados por meio da

tarifa até o vencimento da concessão, especificamente a atividade de transmissão, tendo em vista que

a RAP é uma receita garantida, portanto sem risco de demanda.

d) Para o valor relativo a indenização homologada para os ativos que entraram em operação após maio

de 2000, a Administração considera reduzido o risco de crédito uma vez que as regras de sua

realização e remuneração já foram estabelecidos pelo Poder Concedente. A Companhia recebeu as

parcelas vencidas até setembro de 2014 e a expectativa da Administração é o recebimento das demais

parcelas em atraso assim que os recursos da CDE seja recomposto pelo Poder Concedente.

e) Para o valor relativo aos ativos existentes em 31.05.2000, a Aneel publicou a Resolução Normativa nº

589/2013, que trata da definição de critérios para cálculo do Valor Novo de Reposição (VNR), para fins

de indenização. Para estes ativos a Administração considera como reduzido o risco de crédito uma vez

que as regras para a indenização estão definidas e está em andamento o levantamento das

informações conforme requerido pelo Poder Concedente.

28.2.2 Risco de liquidez

O Risco de Liquidez da Companhia é representado pela possibilidade de insuficiência de recursos, caixa ou

outro ativo financeiro, para liquidar as obrigações nas datas previstas.

A Companhia faz a administração do risco de liquidez com um conjunto de metodologias, procedimentos e

instrumentos, aplicados no controle permanente dos processos financeiros, a fim de se garantir o adequado

gerenciamento dos riscos.

Os investimentos são financiados por meio de dívidas de médio e longo prazos junto a instituições

financeiras e ao mercado de capitais.

São desenvolvidas projeções econômico-financeiras de curto, médio e longo prazos, as quais são

submetidas à apreciação pelos órgãos da Administração. Anualmente ocorre a aprovação do orçamento

empresarial para o próximo exercício.

As projeções econômico-financeiras de médio e longo prazos abrangem períodos mensais cobrindo os

próximos cinco anos. A projeção de curto prazo considera períodos diários cobrindo os próximos 90 dias.

A Companhia monitora permanentemente o volume de recursos a serem liquidados por meio de controle do

fluxo de caixa, objetivando reduzir o custo de captação, o risco de renovação dos empréstimos e a

aderência à política de aplicações financeiras, mantendo-se um nível de caixa mínimo.

A tabela a seguir demonstra valores esperados de liquidação em cada faixa de tempo. As projeções foram

efetuadas com base em indicadores financeiros vinculados aos respectivos instrumentos financeiros,

previstos nas medianas das expectativas de mercado do Relatório Focus, do Banco Central, que fornece a

62

expectativa média de analistas de mercado para tais indicadores para o ano corrente e para o ano seguinte.

A partir de 2017, repetem-se os indicadores de 2016 até o horizonte da projeção, exceto o dólar, que

acompanha a inflação.

Juros (a) Menos 1 a 3 3 meses Mais de Passivo de 1 mês meses a 1 ano 1 a 5 anos 5 anos Total

31.12.2014

Empréstimos e financiamentos NE nº 17 25.636 16.861 125.591 768.049 1.549.419 2.485.556 Derivativos DI Futuro 13 13 Contas a pagar vinculadas à Tx. Retorno + - concessão - uso do bem público IGP-M e IPCA 303 607 2.766 17.526 185.001 206.203 Outros fornecedores - 106.250 127.881 78.208 14.249 - 326.588 Benefícios pós emprego 8,53% 15.602 31.204 140.417 737.022 1.929.395 2.853.640 Obrigações de compra IGP-M e IPCA - 53.556 210.810 1.219.980 5.826.983 7.311.329

147.804 230.109 557.792 2.756.826 9.490.798 13.183.329 31.12.2013 Empréstimos e financiamentos NE nº 17 11.296 29.672 115.700 638.465 1.340.935 2.136.068

Derivativos DI Futuro 48 48 Contas a pagar vinculadas à Tx. Retorno + - concessão - uso do bem público IGP-M e IPCA 141 283 1.292 14.570 182.872 199.158

Petrobras - Compagás 100% do CDI 5.776 11.702 55.408 - - 72.886 Outros fornecedores - 79.211 25.088 98.117 25.470 - 227.886 Benefícios pós emprego 8% 16.839 33.677 151.547 1.053.717 4.019.100 5.274.880 Obrigações de compra IGP-M e IPCA - 48.896 228.990 1.161.962 5.558.471 6.998.319

113.311 149.318 651.054 2.894.184 11.101.378 14.909.245

(a) Taxa de juros efetiva - média ponderada

Conforme divulgado nas NEs nº 17.8, a Companhia têm empréstimos e financiamentos com cláusulas

contratuais restritivas (covenants) que podem exigir a antecipação do pagamento destas obrigações.

As principais garantias para passivos, constituídas para manutenção dos negócios e investimentos, estão

aplicadas em títulos e valores mobiliários (NE nº 5) e em dinheiro (NE nº 6).

28.2.3 Risco de mercado

Risco de mercado é o risco de que o valor justo ou os fluxos de caixa futuros de instrumento financeiro

oscilem devido a mudanças nos preços de mercado, tais como as taxas de câmbio, taxas de juros e preços

de ações. O objetivo do gerenciamento desse risco é controlar as exposições, dentro de parâmetros

aceitáveis, e ao mesmo tempo otimizar o retorno.

a) Risco de taxa de juros e variações monetárias

Risco de a Companhia incorrer em perdas, por conta de flutuações nas taxas de juros ou outros

indexadores, que diminuam as receitas financeiras ou aumentem as despesas financeiras relativas aos

ativos e passivos captados no mercado.

A Companhia não celebrou contratos de derivativos para cobrir este risco, exceto para os fundos de

investimentos exclusivos (28.2.3-b), mas vem monitorando continuamente as taxas de juros e indexadores

de mercado, a fim de observar eventual necessidade de contratação.

63

Análise de sensibilidade do risco de taxa de juros e variações monetárias

A Companhia desenvolveu análise de sensibilidade com objetivo de mensurar o impacto de taxas de juros

pós-fixadas e de variações monetárias sobre seus ativos e passivos financeiros expostos a tais riscos.

Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 31.12.2014 e para

o cenário provável considerou-se os saldos com a variação dos indicadores:

•••• Aplicações Financeiras, Títulos e Valores Mobiliários, Cauções e Depósitos Vinculados: projeção de

taxa CDI/Selic de 13,02% com base na taxa de referência de LTN, com vencimento em 04.01.2016

divulgada pela Bovespa em 30.12.2014 (13,02%);

•••• Contas a receber vinculadas à Concessão e Passivos Financeiros: CDI/Selic - 12,50%, IPCA - 7,15%,

IGP-DI - 5,72%, IGP-M - 5,81% e TJLP - 5,50%, previstos na mediana das expectativas de mercado

para 2015 do Relatório Focus do Bacen de 06.02.2015.

Para os cenários adverso e remoto, foi considerada uma deterioração de 25% e 50%, respectivamente, no

fator de risco principal do instrumento financeiro em relação ao nível utilizado no Cenário Provável.

. Base Cenários projetados - dez.2015Risco de taxa de juros e variações monetárias Risco 3 1.12.2014 Provável Adverso Remoto .

Ativos financeirosEquivalentes de caixa - aplicações financeiras Baixa CDI/SELIC 136.549 17.779 13.341 8.889

Títulos e valores mobiliários Baixa CDI/SELIC 247.730 32.254 24.203 16.127 Cauções e depósitos vinculados Baixa CDI/SELIC 2.200 286 215 143

Contas a receber vinculadas à concessão Baixa IGP-M 631.021 36.662 27.497 18.331

Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão - RBNI Baixa IPCA 301.046 19.417 14.563 9.709 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão Indefinido (a) 160.217 - - -

1.478.763 106.398 79.819 53.199 Passivos financeirosEmpréstimos e financiamentos

Eletrobrás - Finel Alta IGP-M (50.237) (584) (730) (876)

BNDES Alta TJLP (1.121.261) (61.669) (77.087) (92.504)

Banco do Brasil - Repasse de recursos do BNDES Alta TJLP (149.198) (8.206) (10.257) (12.309)

. (1.320.696) (70.459) (88.074) (105.689)

(a) Avaliação do risco ainda carece de regulamentação por parte do Poder Concedente.

Além da análise de sensibilidade exigida pela Instrução CVM nº475/08, a Companhia avalia seus

instrumentos financeiros considerando os possíveis efeitos no resultado e patrimônio líquido frente aos

riscos avaliados pela Administração da Companhia na data das demonstrações financeiras, conforme

sugerido pelo CPC 40 e IFRS 7. Baseado na posição patrimonial e no valor nocional dos instrumentos

financeiros em aberto em 31.12.2014, estima-se que esses efeitos seriam próximos aos valores

mencionados na coluna de cenário projetado provável da tabela acima, uma vez que as premissas

utilizadas pela Companhia são próximas às descritas anteriormente.

b) Risco de derivativos

A Companhia opera instrumentos financeiros derivativos com o objetivo exclusivo de se proteger frente à

volatilidade das exposições às oscilações nas taxas de juros.

64

Com o objetivo de se proteger frente à volatilidade das exposições ativas (taxas de juros em DI) decorrentes

de títulos e valores mobiliários, a Companhia contratou operações de DI futuro, negociadas na

BM&FBOVESPA e registradas na Cetip S.A. Mercados Organizados - Cetip, cujos saldos de face

apresentam os seguintes montantes e condições:

i) Em 2014, o resultado das operações com instrumentos financeiros derivativos no mercado de futuros

foi um ganho de R$ 62 (um ganho de R$ 2.111 em 2013);

ii) Os contratos são ajustados diariamente, conforme ajustes do DI Futuro divulgados pela

BM&FBOVESPA. Os valores de referência (nocionais) desses contratos em aberto em 31.12.2014

correspondem a R$ 16.625 (R$ 100.290 em 31.12.2013);

iii) Em 31.12.2014, parte dos títulos públicos federais no montante de R$ 2.213 (R$ 4.003 em 31.12.2013)

estava depositada como garantia de operações realizadas na BM&FBOVESPA.

Análise de sensibilidade do risco de derivativos

De modo a mensurar os efeitos das flutuações dos índices e das taxas atreladas às operações com

derivativos, elaboramos a seguir o quadro de análise de sensibilidade, nos termos determinados pela

instrução CVM nº 475/08, incluindo um cenário considerado provável pela Administração, uma situação

considerada adversa de, pelo menos, 25% de deterioração nas variáveis utilizadas e uma situação

considerada remota, com deterioração de, pelo menos, 50% nas variáveis de risco. Para o cenário base,

foram considerados os saldos existentes e, para o cenário provável, os saldos com a variação da taxa de

referencia BM&FBOVESPA para LTN, com vencimento em 04.01.2016.

. Base Cenários projetados - dez.2015Risco de derivativos Risco 31.12.2014 Provável Advers o Remoto .

Ativos (passivos) financeirosDerivativos - passivos Baixa do DI (13) 12 (529) (1.070)

(13) 12 (529) (1.070)

Efeito esperado no resultado 25 (516) (1.057)

28.2.4 Risco quanto à escassez de energia

Risco de déficit de energia elétrica decorrente de condições climáticas desfavoráveis quanto a ocorrência de

chuvas em determinado período, dado que a matriz energética brasileira está baseada em fontes hídricas,

cuja geração depende do volume de água em seus reservatórios.

Um período prolongado de escassez de chuvas pode reduzir o volume de água em estoque nos

reservatórios, podendo ocasionar perdas em razão da redução de receitas quando da eventual adoção de

racionamento energético.

65

Segundo a publicação Plano da Operação Energética 2014/2018 - PEN 2014, divulgado pelo ONS, o

cenário hidroenergético em 2014 mostrou-se desfavorável, uma vez que as condições climáticas na estação

chuvosa impediram a retomada dos estoques armazenados nos reservatórios dos subsistemas

Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste.

Estes fatores podem impactar, sobretudo, os resultados no curto prazo (horizonte 2015/2016), quando o

risco de déficit em alguns casos superam a margem de segurança estabelecida pelo Conselho Nacional de

Política Energética - CNPE (risco máximo de 5%).

Entretanto, as avaliações de médio prazo (horizonte 2015/2018), baseadas nos riscos de déficit de energia

para o Cenário de Referência indicam adequabilidade ao critério de suprimento preconizado pelo CNPE, na

medida em que os riscos de déficit permanecem inferiores a 5% em todos os subsistemas.

28.2.5 Risco de não renovação das concessões

A lei nº 12.783/2013 publicada em 14.01.2013 disciplinou a prorrogação das concessões de geração e

transmissão de energia elétrica para as concessões alcançadas pelos artigos 17, 19 e 22 da lei nº

9.074/1995. No entanto, a prorrogação é facultada a aceitação expressa das condições daquela lei.

No segmento de geração, foram quatro as usinas alcançadas pela lei nº 12.783/2013: Rio dos Patos com

1,8 MW, Mourão com 8,2 MW, Chopim com 1,8 MW e Usina Governador Pedro Viriato Parigot de Souza

com 260 MW de capacidade instalada.

Visando preservar os atuais níveis de rentabilidade da empresa, estas usinas não foram prorrogadas, pois

estudos apontaram sua inviabilidade frente as condições impostas pelo poder concedente. Ao término

contratual, estas usinas serão licitadas, sem a garantia da empresa sagrar-se vencedora do certame. Rio

dos Patos, por sua vez teve seu término contratual em fevereiro de 2014. No entanto, a Companhia

permanecerá responsável pela prestação do serviço desta usina, até a assunção do concessionário

vencedor da licitação, ainda sem data definida para acontecer. Por meio da Portaria MME 170/2014, de

17.04.2014, foi definindo o valor do Custo da Gestão dos Ativos de Geração - GAG desta usina, o qual será

utilizado para a definição da Receita Anual de Geração - RAG, para prestação desse serviço.

No segmento de transmissão, as instalações constantes do Contrato de Concessão nº 060/2001, foram

prorrogadas por 30 anos, segundo as condições impostas pela lei nº 12.783/2013. Neste caso, foram

mantidas as condições para a realização dos investimentos decorrentes de contingências, modernizações,

atualizações e reforma das estruturas e equipamentos que se efetivarão desde que haja reconhecimento e

autorização pela Aneel. A garantia de ressarcimento pelo órgão regulador, afasta a possibilidade de perdas

financeira bem como preserva os atuais níveis de rentabilidade da Companhia.

66

Participação % Vencimento

Contrato de Concessão nº 045/1999UHE Rio dos Patos (a) (b) (f) 100 14.02.2014

UHE Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS) (a) (b) 100 07.07.2015

UHE Mourão I (a) (b) 100 07.07.2015

UTE Figueira 100 26.03.2019

UHE Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 100 23.05.2023

UHE São Jorge 100 03.12.2024

UHE Guaricana 100 16.08.2026

UHE Derivação do Rio Jordão (d) 100 15.11.2029

UHE Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) 100 15.11.2029

UHE Gov. José Richa (Salto Caxias) 100 04.05.2030

PCH Melissa (c) 100 -

PCH Pitangui (c) 100 -

PCH Salto do Vau (c) 100 -

Contrato de Concessão nº 001/2011UHE Colíder (e) 100 16.01.2046

Contrato de Uso de Bem Público nº 007/2013UHE Chopim I (a) (b) (d) 100 07.07.2015

UHE Apucaraninha (d) 100 12.10.2025

UHE Chaminé (d) 100 16.08.2026

UHE Cavernoso (d) 100 07.01.2031

Contrato de Uso de Bem Público nº 002/2012 - UHE Baixo Iguaçu (g) 30 19.08.2047

AutorizaçõesResolução nº 278/1999 - UEE Palmas 100 28.09.2029Resolução nº 351/1999 - UTE Araucária (20% - participação da Copel) 60 22.12.2029Portaria nº 133/2011 - PCH Cavernoso II 100 27.02.2046

Contrato de Concessão de geração nº 001/2007 UHE Mauá 51 02.07.2042

Em processo de homologação na Aneel UHE Marumbi 100 -

(a) Usina não renovada nos termos da MP nº 579/2012 - prerrogativa da Concessionária .

(b) Haverá licitação do empreendimento ao término da concessão.

(c) Nas usinas com capacidade inferior a 1 MW, efetua-se apenas registro na Aneel.

(d) Usinas que passaram por mundança no regime de exploração de Serviço Público para Produtor Independente.

(e) Empreendimento em construção.

(f) A Companhia permanecerá responsável pela prestação do serviço desta usina, até a assunção do concessionário

vencedor da licitação, ainda sem data definida para acontecer.

(g) Em 10.10.2014 foi assinado o 1º aditivo ao Contrato de Concessão MME nº 002/2012 formalizando a transferência

de parte da Concessão da UHE Baixo Iguaçu para a Copel Geração e Transmissão.

67

Participação % Vencimento

Contratos de Concessões de Linhas de Transmissão e SubestaçõesContrato nº 060/01 - Instalações de transmissão (a) 100 05.12.2042

Contrato nº 075/01 - Linha de transmissão Bateias - Jaguariaíva 100 16.08.2031

Contrato nº 006/08 - Linha de transmissão Bateias - Pilarzinho 100 16.03.2038

Contrato nº 027/09 - Linha de transmissão Foz do Iguaçu - Cascavel Oeste 100 18.11.2039

Contrato nº 010/10 - Linha de transmissão Araraquara 2 - Taubaté (b) 100 05.10.2040

Contrato nº 015/10 - Subestação Cerquilho III 100 05.10.2040

Contrato nº 001/12 - Linha de transmissão Cascavel Oeste - Umuarama (b) 51% 11.01.2042

Contrato nº 004/12 - Linha de transmissão Nova Santa Rita - Camaquã 3 (b) 20% 09.05.2042

Contrato nº 007/12 - Linha de transmissão Umuarama - Guaira (b) 49% 09.05.2042

Contrato nº 008/12 - Linha de transmissão Curitiba - Curitiba Leste (b) 80% 09.05.2042

Contrato nº 011/12 - Linha de transmissão Açailândia - Miranda II 49% 09.05.2042

Contrato nº 012/12 - Linha de transmissão Paranaíta - Ribeirãozinho (b) 49% 09.05.2042

Contrato nº 013/12 - Linha de transmissão Ribeirãozinho - Marimbondo II (b) 49% 09.05.2042

Contrato nº 022/12 - Linha de transmissão - Foz do Chopim - Salto Osorio C2 (b) 100 26.08.2042

Contrato nº 002/13 - Linha de transmissão - Assis - Paraguaçu Paulista II (b) 100 24.02.2043

Contrato nº 007/13 - Linha de transmissão - Barreiras II - Pirapora 2 (b) 24,5% 01.05.2043

Contrato nº 001/14 - Linha de transmissão - Itatiba - Bateias (b) 50,1% 13.05.2044

Contrato nº 005/14 - Linha de transmissão - Bateias - Curitiba Norte (b) 100 28.01.2044

Contrato nº 019/14 - Linha de transmissão - Estreito - Fernão Dias (b) 49% 04.09.2044

Contrato nº 021/14 - Linha de Transmissão Foz do Chopim - Realeza (b) 100 04.09.2044

Contrato nº 022/14 - Linha de Transmissão Assis - Londrina (b) 100 04.09.2044

(a) Concessão prorrogada nos termos da MP nº 579/2012.

(b) Empreendimento em construção.

28.3 Gerenciamento de capital

A Companhia busca conservar uma sólida base de capital para manter a confiança do investidor, credor e

mercado e garantir o desenvolvimento futuro dos negócios. Procura manter um equilíbrio entre os mais altos

retornos possíveis com níveis adequados de empréstimos e as vantagens e a segurança proporcionadas

por uma posição de capital saudável. Assim, maximiza o retorno para todas as partes interessadas em suas

operações, otimizando o saldo de dívidas e patrimônio.

A estrutura de capital é formada:

a) pela dívida líquida, definida como o total de empréstimos e financiamentos, líquidos de caixa e

equivalentes de caixa, e títulos e valores mobiliários, de curto prazo; e

b) pelo capital próprio, definido como o patrimônio líquido.

Endividamento 31.12.2014 31.12.2013

Empréstimos e financiamentos 1.320.696 1.370.745

(-) Caixa e equivalentes de caixa 155.865 1.211.316

(-) Títulos e valores mobiliários 117.593 149.480

Dívida líquida 1.047.238 9.949

Patrimônio líquido 6.484.578 6.796.817

Endividamento do patrimônio líquido 0,1615 0,0015

68

29 Transações com Partes Relacionadas

29.1 Principais transações entre partes relaciona das

Ativo Passivo Resultado

Parte Relacionada / Natureza da operação 31.12.2014 3 1.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

ControladoresEstado do ParanáEmpregados cedidos (a) 475 1.509 - - ICMS (NE nº 10.3) 12.296 13.170 7.631 8.239 - .Companhia Paranaense de EnergiaDividendos e juros sobre capital próprio a pagar - - 202.617 321.902 - .

Entidades com influência significativaBNDES e BNDESPAR - Financiamentos (NE nº 17.3) - - 1.121.261 1.125.109 (71.882) (15.647)

Pessoal chave da administraçãoHonorários e encargos sociais (NE nº 26.3) - - - (1.758) (820) Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 18) - - - (155) (90)

ControladaUEG Araucária

Rede básica e de conexão 109 83 - 893 759

Prestação de serviços 1.826 - - 25.830 -

Controladas em conjuntoCosta Oeste

Serviços de engenharia (b) - 190 - - - 2.113 Serviços de Operação e manutenção (b) 48 - - - 247 -

Marumbi - Serviços de engenharia (c) - 184 - 1.654 2.042 Caiuá - Serviços de gestão ambiental (d) - 221 - 478 Caiuá - Serviços de operação e manutenção (d) - - - 4.104 -

Entidades sob controle comumCopel Distribuição S.A.

Suprimento de energia elétrica 7.316 10.046 - 68.053 93.129 Rede básica e de conexão 6.637 6.308 - 59.838 56.337

Sistema de distribuição - - 286 232 (4.912) (4.798) Prestação de serviços - - 647 397 (2.275) (1.837)

Copel Telecomunicações S.A. Serviços de telecomunicações - - 2.516 608 (8.222) (7.693)

Companhia Paranaense de Gás - CompagásRepactuação - aquisição de gás - - - 5.308 (368) (547)

Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. Operação, manutenção, assessoramento, econsultoria técnico-cientifica 706 600 - 6.846 6.769

Outras partes relacionadasDona Francisca Energética S.A.

Compra de energia elétrica (e) - - 6.538 6.320 (81.342) (71.950) .Foz do Chopim Energética Ltda.

Serviços de operação e manutenção (f) 155 201 - 1.827 1.725

Companhia de Saneamento do Paraná - SaneparUtilização de água retirada da Represa do Alagado 72 - 272 875 Água tratada, coleta e tratamento de esgoto 2 1 (395) (315)

Fundação Copel Aluguel de imóveis administrativos - - - (7.109) (5.935)

Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 18) - - 228.350 300.854 - - .Lactec (g) 13.129 7.481 596 203 (9.258) (3.761)

a) Ressarcimento do valor correspondente a remuneração e encargos sociais de empregados cedidos ao

Estado do Paraná. Os saldos apresentados são líquidos da PCLD no valor de R$ 865 em 31.12.2014 e

R$ 1.444 em 31.12.2013.

69

b) Contrato de prestação de serviço de engenharia, com vencimento em 30.10.2015, e de operação e

manutenção, com vencimento em 26.12.2018, realizados entre a Costa Oeste Transmissora e a Copel

Geração e Transmissão.

c) Contrato de prestação de serviço de engenharia, realizado entre a Marumbi Transmissora de Energia e

a Copel Geração e Transmissão, com vencimento em 30.09.2015.

d) Contratos de prestação de serviços específicos de gestão ambiental, com vencimento em 14.03.2015, e

de operação e manutenção, com vencimento em 29.07.2016, realizados entre a Caiuá Transmissora de

Energia e a Copel Geração e Transmissão.

e) Contrato de compra e venda de energia, realizado entre a Dona Francisca Energética e a Copel

Geração e Transmissão, com vencimento em 31.03.2015.

f) Contratos realizados entre a Foz do Chopim Energética Ltda. e a Copel Geração e Transmissão

referentes à prestação de serviços de operação e manutenção, com vencimento em 24.05.2015 e à

conexão ao sistema de transmissão, com vencimento em 07.07.2015.

g) O Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec é uma Organização da Sociedade Civil de

Interesse Público - Oscip, na qual a Copel é uma associada. O Lactec mantém contratos de prestação

de serviços e de pesquisa e desenvolvimento com a Companhia, submetidos a controle prévio ou a

posteriori, com anuência da Aneel.

Os saldos do ativo referem-se a P&D, contabilizado no Circulante, na conta Serviços em curso, na qual

deve permanecer até a conclusão do projeto, conforme determinação da Aneel.

70

29.2 Avais e garantias concedidos às partes relac ionadas

Empreendimentos Data da Vencimento Valor Total Saldo

controlados em conjunto Operação emissão final aprovado liberado 31.12.2014

Caiuá Transmissora (a) Financiamento 23.12.2013 15.02.2029 84.600 79.600 88.741 Costa Oeste (b) Financiamento 30.12.2013 15.11.2028 36.720 31.000 35.396

Guaraciaba Transmissora (c) Debêntures 20.06.2013 20.06.2015 400.000 400.000 401.144

Integração Maranhense (d) Financiamento 30.12.2013 15.02.2029 142.150 131.400 146.981

Mata de Santa Genebra (e) Debêntures 10.09.2014 12.03.2016 469.000 48.000 49.557

Matrinchã Transmissora (f) Financiamento 27.12.2013 15.05.2029 691.440 541.965 553.271

Transmissora Sul Brasileira (g) Financiamento 12.12.2013 15.07.2028 266.572 260.145 261.722

Transmissora Sul Brasileira (h) Debêntures 15.09.2014 15.09.2028 77.550 77.550 80.222

Paranaíba (i) Debêntures 24.11.2014 24.11.2015 350.000 350.000 354.527 Marumbi (j) Financiamento 15.12.2014 15.07.2029 55.037 20.314 34.723

Instituição financeira financiadora:BNDES: (a) (b) (d) (f) (g) (j)

Destinação:Programa Investimentos e/ou Capital de Giro.

Aval / Fiança:Prestado pela Copel Geração e Transmissão, limitada a 49% da operação: (a) (d)

Prestado pela Copel, limitada a 51% da operação: (b)

Prestado pela Copel, limitada a 49% da operação: (c) (f)

Prestado pela Copel, limitada a 50,1% da operação: (e)

Prestado pela Copel, limitada a 20% da operação: (g)

Prestado pela Copel, limitada a 20% da operação: (h)Prestado pela Copel, limitada a 24,5% da operação: (i)

Prestado pela Copel, limitada a 80% da operação (j)

Garantias da Operação:Penhor de ações da Copel Geração e Transmissão de sua participação acionária 49%: (a) (d) (f)

Penhor de ações da Copel Geração e Transmissão de sua participação acionária 51%: (b)Penhor de ações da Copel Geração e Transmissão de sua participação acionária 20%: (g)

71

30 Seguros

A especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros está demonstrada a

seguir.

Término Importância Apólice da vigência segurada

Riscos nomeados 24/08/2015 1.187.723

Incêndio - imóveis próprios e locados 24/08/2015 89.606 Transporte nacional e internacional - exportação e importação 24/08/2015 apólice por averbaçãoRiscos Diversos 24/08/2015 813

Garantia de Fiel Cumprimento - Aneel 05/07/2015 12.500 Garantia de Fiel Cumprimento - Aneel 30/11/2017 2.450 Garantia de Fiel Cumprimento - Aneel 30/07/2015 44.319

Garantia de Fiel Cumprimento - Aneel 27/12/2015 1.850 Garantia de Fiel Cumprimento - Aneel 02/06/2018 6.750 Garantia de Participação - Aneel 23/05/2015 14.013

Garantia de Participação - Aneel 17/05/2015 7.404 Responsabilidade Civil para Diretores e Administradores - D&O 30/06/2015 66.405

72

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMO NSTRAÇÕES

FINANCEIRAS

Aos Conselheiros e Diretores da

Copel Geração e Transmissão S.A.

Curitiba - Pr

Examinamos as demonstrações financeiras da Copel Geração e Transmissão S.A. (“Companhia”)

que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2014 e as respectivas

demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos

fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas

contábeis e demais notas explicativas.

Responsabilidade da administração sobre as demonstr ações financeiras

A administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das

demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e de acordo

com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting

Standards Board – IASB, assim como pelos controles internos que ela determinou como

necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações financeiras livres de distorção

relevante, independentemente se causada por fraude ou erro.

Responsabilidade dos auditores independentes

Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras

com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de

auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a

auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as

demonstrações financeiras estão livres de distorção relevante.

Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a

respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações financeiras. Os

procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos

de distorção relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude

ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a

elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeiras da Companhia para planejar

os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de

expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Companhia. Uma auditoria

inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das

estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das

73

demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa

opinião.

Opinião sobre as demonstrações financeiras

Em nossa opinião as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em

todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Copel Geração e Transmissão

S.A. em 31 de dezembro de 2014, o desempenho de suas operações e os seus respectivos fluxos

de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no

Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International

Accounting Standards Board – IASB.

Outros assuntos

Demonstração do valor adicionado

Examinamos, também, a demonstração do valor adicionado (DVA), referente ao exercício findo

em 31 de dezembro de 2014, elaborada sob a responsabilidade da administração da Companhia,

representando uma informação adicional às demonstrações financeiras mencionadas no primeiro

parágrafo. Essa demonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos

anteriormente e, em nossa opinião, está adequadamente apresentada, em todos os seus aspectos

relevantes, em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

Curitiba, 30 de março de 2015

KPMG Auditores Independentes

CRC 2SP014428/O-6-F-PR

João Alberto Dias Panceri

Contador - CRC PR048555/O2

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PARECER DO CONSELHO FISCAL SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES F INANCEIRAS

DO EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014

Os membros do Conselho Fiscal da Copel Geração e Transmissão S.A., abaixo assinados, dentro

de suas atribuições e responsabilidades legais, procederam ao exame das Demonstrações

Financeiras e do Relatório Anual da Administração referentes ao exercício de 2014, da Proposta

da Diretoria para Destinação do Lucro Verificado no Exercício de 2014 e para Pagamento da

Participação Referente à Integração entre o Capital e o Trabalho e Incentivo à Produtividade. Com

base em análises efetuadas e esclarecimentos adicionais prestados pela Administração,

considerando, ainda, o Relatório dos Auditores Independentes, KPMG Auditores Independentes,

emitido sem ressalvas, concluíram que os documentos analisados, em todos os seus aspectos

relevantes, estão adequadamente apresentados, motivo pelo qual opinam favoravelmente ao seu

encaminhamento para deliberação da Assembleia Geral Ordinária.

Curitiba, 31 de março de 2015

JOAQUIM ANTONIO GUIMARÃES DE OLIVEIRA PORTES

Presidente

GEORGE HERMANN RODOLFO TORMIN

JOSÉ TAVARES DA SILVA NETO

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