elp us$ 13,67 4,0% 3t14 2t14 3t13 var. % 9m14 9m13 var. · pdf filelpa ... vpa 50,26 49,41...

Resultados 3T14

COPEL registra lucro líquido de R$ 233,4 milhões no terceiro trimestre Curitiba, Brasil, 13 de novembro de 2014 – A Companhia Paranaense de Energia - COPEL (BM&FBovespa: CPLE3, CPLE5, CPLE6 / NYSE: ELPVY, ELP / LATIBEX: XCOP), empresa que gera, transmite, distribui e comercializa energia, anuncia os resultados do terceiro trimestre de 2014. O balanço consolidado da COPEL apresenta os dados das subsidiárias integrais, das controladas, coligadas e consórcios. As demonstrações contábeis consolidadas foram preparadas de acordo com as Normas Internacionais de Relatório Financeiro – IFRS, emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB), e as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Destaques

Antecipação de R$ 380,8 milhões em Dividendos e JCP – 50% do lucro líquido ajustado do 1S14; O lucro líquido no 3T14 totalizou R$ 233,4 milhões; A receita líquida registrou crescimento de 42,5%; O custo com compra de energia cresceu 57,3%; O LAJIDA alcançou R$ 495,8 milhões no 3T14, 7,0% superior ao registrado no 3T13; O mercado cativo da Copel Distribuição cresceu 3,1% no período.

3T14

(1)

2T14

(2)

3T13

(3)

Var. %

(1/3)

9M14

(4)

9M13

(5)

Var. %

(4/5)

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 3.287 3.118 2.255 45,8 9.456 6.736 40,4

Resultado Operacional (R$ milhões) 325 355 399 (18,5) 1.496 1.360 10,0

Lucro Líquido (R$ milhões) 233 248 273 (14,5) 1.065 923 15,3

LPA (Lucro Líquido por ação) - R$ 0,40 0,42 0,46 (14,5) 1,80 1,56 15,3

LAJIDA (R$ milhões) 496 467 463 7,0 1.821 1.567 16,2

Rentabilidade do Patrimônio Líquido (anualizada) 7,4% 7,9% 9,1% (18,7) 11,1% 10,1% 10,4

Fornecimento de Energia Elétrica (GWh) 6.889 7.231 6.727 2,4 20.952 20.131 4,1

Programa de Investimentos ¹ 849 545 369 130,2 1.850 1.070 72,9

Margem LAJIDA 15,1% 15,0% 20,5% (26,6) 19,3% 23,3% (17,2)

Margem Operacional 9,9% 11,4% 17,7% (44,1) 15,8% 20,2% (21,6)

Margem Líquida 7,1% 8,0% 12,1% (41,3) 11,3% 13,7% (17,8)

Valores sujeitos a arredondamentos.

¹ Inclui aportes e adiantamentos para futuros investimentos e aumentos de capital.

Tarifas Médias (R$ / MWh) set/14 jun/14 mar/14 dez/13 set/13 jun/13

Tarifa Média de Compra - Copel Distribuição 185,94 174,40 144,37 132,65 132,57 129,59

Tarifa Média de Fornecimento - Copel Distribuição 282,48 225,56 226,12 225,33 227,53 206,15

Tarifa Média de Suprimento - Copel GeT 154,32 150,56 147,72 125,18 123,81 121,34

Indicadores Econômico-Financeiros set/14 jun/14 mar/14 dez/13 set/13 jun/13

Patrimônio Líquido 13.753 13.520 13.503 12.929 13.116 12.942

Dívida Líquida 3.170 3.103 2.817 2.280 1.370 1.066

VPA 50,26 49,41 49,34 47,24 47,93 47,29

Endividamento do PL 41,1% 42,2% 33,6% 35,1% 26,8% 25,2%

Liquidez Corrente 1,4 1,7 1,5 1,4 1,5 1,6

Cód. Preço Var. ¹

CPLE3 R$ 23,37 4,8%

CPLE6 R$ 33,34 9,2%

ELP US$ 13,67 4,0%

XCOP € 10,89 14,6%

Índice Pontos Var. ¹

Ibovespa 54.116 5,1%

IEE 27.596 5,1%

Dow Jones 14.042 -15,3%

Latibex 2.200 6,0%

R$ 7,7 bilhões

Terça-feira, 18 de novembro de

2014, às 15:00

(horário de Brasília)

Telefone para acesso

(11) 3127-4971

(11) 3728-5971

¹em 2014

Teleconferência de

Resultados 3T14

Valor de Mercado

em 30/09/2014

Cotações em 30/09/2014

Código: COPEL

* Valores sujeitos a arredondamentos.

2

Earnings Release 3T14

ÍNDICE

1. Principais Eventos no Período _____________________________________________________ 3

2. Desempenho Econômico-Financeiro ________________________________________________ 8 2.1 Receita Operacional ___________________________________________________________________ 8 2.2 Custos e Despesas Operacionais _________________________________________________________ 9 2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial ___________________________________________________ 11 2.4 LAJIDA _____________________________________________________________________________ 11 2.5 Resultado Financeiro _________________________________________________________________ 12 2.6 Lucro Líquido Consolidado _____________________________________________________________ 12 2.7 Demonstração do Resultado Consolidado - DRE ____________________________________________ 13

3. Balanço Patrimonial Consolidado _________________________________________________ 14 3.1 Ativo ______________________________________________________________________________ 14 3.2 Passivo ____________________________________________________________________________ 17 3.3 Endividamento e Patrimônio Líquido _____________________________________________________ 18

4. Desempenho por Subsidiária _____________________________________________________ 20 4.1 Copel Geração e Transmissão___________________________________________________________ 20 4.2 Copel Distribuição ____________________________________________________________________ 21 4.3 Copel Telecomunicações ______________________________________________________________ 22

5. Programa de Investimentos ______________________________________________________ 23

6. Mercado de Energia e Tarifas _____________________________________________________ 24 6.1 Mercado Cativo – Copel Distribuição _____________________________________________________ 24 6.2 Mercado Fio (TUSD) __________________________________________________________________ 25 6.3 Fornecimento de Energia Elétrica _______________________________________________________ 25 6.4 Total de Energia Vendida ______________________________________________________________ 25 6.5 Fluxos de Energia ____________________________________________________________________ 27 6.6 Tarifas _____________________________________________________________________________ 30

7. Mercado de Capitais ____________________________________________________________ 31 7.1 Capital Social ________________________________________________________________________ 31 7.2 Desempenho das Ações _______________________________________________________________ 32 7.3 Dividendos e JCP _____________________________________________________________________ 33

8. Performance Operacional ________________________________________________________ 34 8.1 Geração ____________________________________________________________________________ 34 8.2 Transmissão ________________________________________________________________________ 38 8.3 Distribuição _________________________________________________________________________ 39 8.4 Telecomunicações ___________________________________________________________________ 41 8.5 Participações________________________________________________________________________ 42 8.6 Novos Projetos ______________________________________________________________________ 43

9. Outras Informações ____________________________________________________________ 46 9.1 Recursos Humanos ___________________________________________________________________ 46 9.2 Principais Indicadores Físicos ___________________________________________________________ 47 9.3 Teleconferência sobre Resultados do 2T14 ________________________________________________ 48

Anexos I – Fluxo de Caixa Consolidado _______________________________________________ 49

Anexos II – Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais ___________________________ 50

Anexos III – Demonstrações Financeiras por Empresa ___________________________________ 53


3


1. Principais Eventos no Período

O lucro líquido da COPEL totalizou R$ 233,4 milhões no 3T14, montante 14,5% inferior aos R$ 273,0 milhões

apurados no mesmo período de 2013. Esse resultado é explicado pelo (a) crescimento de 57,3% nos custos com

compra de energia para revenda, e (b) aumento no custo com gás natural e insumos para operação de gás em

razão do despacho da UTE Araucária, parcialmente compensado pelo crescimento nas receitas, decorrente (a)

do reajuste de 24,86% aplicado às tarifas da Copel Distribuição a partir de 24 de junho e (b) da venda da energia

produzida pela UTE Araucária no mercado de curto prazo. No acumulado dos nove primeiros meses de 2014, a

COPEL registrou lucro líquido de R$ 1.064,8 milhões, crescimento de 15,3% em comparação ao registrado nos

9M13. Mais detalhes no item 2.

Efeito CVA

Caso os ativos e passivos regulatórios fossem contabilizados, o efeito bruto do movimento da Conta de

Compensação da “Parcela A” (CVA) sobre o resultado da Copel Distribuição seria negativo em R$ 62,0 milhões

no 3T14 (ante R$ 18,2 milhões negativo no 3T13). No acumulado dos nove primeiros meses de 2014, o efeito

bruto da CVA seria positivo em R$ 469,6 milhões ante R$ 96,5 milhões positivo nos 9M13. Conforme

demonstrado abaixo:

3T14

(1)

2T14

(2)

3T13

(3)

Var. %

(1/3)

9M14

(4)

9M13

(5)

Var. %

(4/5)

CVA - Efeito Bruto (R$ milhões) (62,0) 266,3 (18,2) - 469,6 96,5 386,6

Copel Distribuição

LAJIDA (R$ milhões) 158,2 (295,5) 41,8 278,7 (158,0) 37,4 -

LAJIDA Ajustado (R$ milhões) 96,2 (29,2) 23,6 307,3 311,6 133,9 132,7

Copel Consolidado

LAJIDA (R$ milhões) 495,8 466,8 463,3 7,0 1.821,2 1.567,1 16,2

LAJIDA Ajustado (R$ milhões) 433,8 733,1 445,1 (2,5) 2.290,7 1.663,6 37,7

R$ milhões

Para mais detalhes, consulte a Nota Explicativa 37 de nossas ITRs.

Dividendos e JCP

Em 24 de outubro de 2014, o Conselho de Administração deliberou, na 126ª Reunião Extraordinária, o

pagamento do montante de R$ 380,8 milhões referente a antecipação da parcela de Dividendos e Juros sobre

Capital Próprio – JCP do exercício de 2014, correspondente a 50% do lucro líquido ajustado do primeiro

semestre, sendo: (i) R$ 350,8 milhões na forma de Dividendos, e (ii) R$ 30,0 milhões na forma de JCP, a serem

pagos a partir de 21 de novembro de 2014 aos acionistas com posição registrada no dia 06 de novembro de

2014.


4


UTE Araucária

Resultado - No 3T14, a receita consolidada líquida da UEGA foi de R$ 465,8 milhões, o lucro líquido registrado

foi de R$ 72,1 milhões e o LAJIDA de R$ 102,6 milhões. Nos primeiros nove meses de 2014, a UEGA registrou R$

1.508,9 milhões de receita líquida, R$ 436,5 milhões de LAJIDA e R$ 316,9 milhões de lucro líquido. Nos 9M14, o

despacho da UTE foi de 2.325.549 MWh, o que representa uma produção de 402,1 MW médios.

O montante de energia produzida no período é demonstrado a seguir:

311

347332 341

198

310

351

135

Fev Mar Abr Mai Jun¹ Jul Ago Set²

UTE Araucária - Geração Verificada - GWh

¹ Em decorrência das chuvas ocorridas no Paraná no mês de junho, a UTE Araucária apresentou

redução de volume no despacho diário. ² A usina permaneceu 18 dias desligada em virtude da manutenção programada. Fonte: ONS

Custo Variável Unitário - Em 13 de outubro de 2014, a Aneel, através do Despacho nº 4.119, aprovou o valor de

R$ 530,08/MWh para o CVU da UTE Araucária a partir de 1º de setembro de 2014. Nos primeiros nove meses de

2014, o CVU da UTE apresentou alterações, conforme quadro a seguir:

De Até R$/MWh Despacho Aneel

01/02/2014 - 07/02/2014 695,18 233 de 31/01/2014

08/02/2014 - 28/02/2014 686,27 275 de 05/02/2014

01/03/2014 - 31/03/2014 695,81 476 de 27/02/2014

01/04/2014 - 30/04/2014 695,81 1.134 de 07/04/2014

01/05/2014 - 30/05/2014 695,81 1.134 de 07/04/2014

31/05/2014 - 31/05/2014 534,77 1.689 de 30/05/2014

01/06/2014 - 30/06/2014 569,38 4.079 de 09/10/2014

01/07/2014 - 31/07/2014 570,80 4.079 de 09/10/2014

01/08/2014 - 31/08/2014 536,21 3.722 de 12/09/2014

01/09/2014 - Atual 530,08 4.119 de 13/10/2014


5


Ressarcimento de Custos de Energia (Repasse CDE e Conta ACR)

O governo brasileiro emitiu o decreto nº 8.203/2014, alterando o Decreto nº 7.945/2013 e permitindo o repasse

de recursos da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) para cobrir os custos decorrentes da exposição

involuntária das distribuidoras referentes ao mês de janeiro de 2014.

Em abril de 2014, foi emitido o Decreto nº 8.221/2014 dispondo sobre a criação da Conta no Ambiente de

Contratação Regulada (Conta ACR), destinada a cobrir as despesas incorridas pelas distribuidoras decorrentes:

(a) da exposição involuntária no mercado de curto prazo, e (b) do despacho de usinas termelétricas vinculadas a

CCEARs na modalidade disponibilidade, realizadas entre fevereiro e dezembro de 2014.

Entre janeiro e setembro, foram contabilizados o repasse de R$ 1.157,6 milhões à Companhia, dos quais (a) R$

114,6 milhões referem-se a janeiro, (b) R$ 447,3 milhões a fevereiro, (c) R$ 321,9 milhões a março, (d) R$ 176,8

milhões a abril, (e) R$ 93,5 milhões a maio, (f) R$ 1,1 milhão a julho e (g) R$ 2,4 milhões a ajuste de estimativas.

Os valores foram reconhecidos como ressarcimento de custos de energia, conforme detalhado na Nota

Explicativa 31.1 das nossas ITRs.

Adicionalmente, por meio do despacho nº 4.288/2014 de 30 de outubro de 2014, a Aneel autorizou o repasse

de R$ 50,8 milhões à Copel DIS referentes à competência de setembro. Esse montante será reconhecido no

resultado somente no 4T14.

Rating Nacional ‘AA+(bra)’

A agência de classificação de riscos Fitch Rating reafirmou o grau de confiança na COPEL. Em comunicado, a

agência reiterou o índice ‘AA+(bra)’, o que mantém a Companhia estável na perspectiva dos analistas de

mercado.

De acordo com a agência, o índice foi confirmado devido, principalmente, à continuidade da adequada

performance operacional, ao perfil financeiro sólido da empresa suportado por uma robusta geração

operacional de caixa, e à diversificação de segmentos de atuação, com importantes ativos nas áreas de geração,

transmissão e distribuição.

Venda de Energia do Complexo Eólico Cutia

Em 31 de outubro de 2014, no 6º Leilão de Energia de Reserva 2014 (LER), a COPEL comercializou 71,2 MW

médios de energia eólica pelo preço de R$ 144,00/MWh (preço teto do leilão), por meio de contratos com prazo

de suprimento de 20 anos. Os sete parques eólicos possuem, em conjunto, potência de 195,6 MW, garantia

física de 71,4 MW médios e serão construídos nos municípios de Pedra Grande e São Bento do Norte, no Rio

Grande do Norte. Ver mais detalhes no item 8.1.


6


Entrada em Operação – Costa Oeste Transmissora

No dia 31 de agosto, a Costa Oeste Transmissora de Energia S.A, SPE formada pela Copel GeT (51%) em parceria

com a Eletrosul (49%), concluiu a entrada em operação da Linha de Transmissão Cascavel Oeste – Umuarama

(230 kV) e da Subestação Umuarama Sul (300 MVA), localizada no Estado do Paraná. Com investimento de R$

75,0 milhões, os empreendimentos possuem RAP total de R$ 10,5 milhões. Ver mais detalhes no item 8.2.

Entrada em Operação – Transmissora Sul Brasileira

No dia 06 de outubro, a Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A (TSBE), constituída por Copel GeT (20%) e

Eletrosul (80%), energizou as linhas de transmissão Camaquã III – Quinta (168 km) e Nova Santa Rita – Camaquã

(123 km), além da Subestação Camaquã III (230kV), localizadas na região leste do Rio Grande do Sul.

A TSBE já havia colocado em operação, neste ano, 495 km de linhas de transmissão (525 kV) que interligam a

subestação da UHE Salto Santiago, no sudoeste do PR, à subestação Nova Santa Rita, na Região Metropolitana

de Porto Alegre (RS). Com RAP total de R$ 57,5 milhões, os empreendimentos contaram com investimento de

R$ 520,0 milhões. Ver mais detalhes no item 8.2.

Obras de Geração – UHE Colíder

A construção da barragem segue em ritmo acelerado e a estrutura principal do vertedouro está concluída. Estão

em andamento a montagem das comportas, a concretagem da casa de força e a montagem eletromecânica das

unidades geradoras. Além disso, estão em execução os 48 programas e subprogramas do projeto básico

ambiental, destacando-se a supressão vegetal da área a ser alagada para formação do reservatório, cujos

trabalhos foram iniciados em julho de 2014.

Em decorrência de atos do poder público e de casos fortuitos e de força maior ocorridos ao longo da

implantação do empreendimento, o início da geração comercial da unidade 1 da UHE Colíder está previsto para

30 de dezembro de 2015 e das unidades 2 e 3 para fevereiro e abril de 2016, respectivamente. A Copel GeT irá

pleitear junto ao órgão regulador o reconhecimento de excludente de responsabilidade. Ver mais detalhes no

item 8.1.

Paraná Gás Exploração e Produção

No dia 18 de setembro foi oficializada a criação da SPE Paraná Gás Exploração e Produção S.A, formada pela

participação da COPEL (30%), Petra Energia S.A (30%), Bayar Empreendimentos e Participações Ltda (30%) e

Tucuman Engenharia e Empreendimentos Ltda (10%). A SPE irá atuar em atividades de exploração e produção

de petróleo e gás natural convencional em blocos da Bacia do Paraná, na região oeste do Estado. Ver mais

detalhes no item 8.5.


7


Modernização da UTE Figueira

Com investimento de R$ 106,0 milhões, a UTE Figueira ganhará um novo circuito gerador completo. As duas

caldeiras existentes serão substituídas, o que proporcionará maior rendimento à usina e garantirá uma redução

considerável na emissão de gases e partículas resultantes da queima do carvão. Com a modernização, a garantia

física da usina vai passar de 10,3 MW médios de energia para 17,4 MW médios. Ver mais detalhes no item 8.1.

Copel é a maior empresa do Paraná

A Copel foi classificada como a maior empresa do Paraná pelo ranking "500 Maiores do Sul - Grandes&Líderes”

e assumiu a quarta posição no ranking das 500 maiores empresas do Sul. A liderança da Companhia é

comprovada pelo Valor Ponderado de Grandeza (VPG), elaborado exclusivamente pela premiação, que resulta

da soma ponderada de patrimônio líquido, receita bruta e lucro ou prejuízo líquido do exercício.

A premiação "500 Maiores do Sul - Grandes&Líderes" é realizada há 24 anos pela Revista Amanhã e a

consultoria PricewaterhouseCoopers (PwC), e utiliza como única fonte de dados os balanços oficiais publicados

pelas companhias.

COPEL é a Melhor da América Latina na Opinião dos Clientes

No dia 25 de agosto a Copel Distribuição foi eleita a melhor prestadora de serviços de energia elétrica da

América Latina na opinião dos clientes, conquistando a categoria Ouro no “Prêmio de Qualidade - Satisfação do

Cliente” da Cier (Comisión de Integración Energética Regional). É a terceira vez em quatro anos que a Copel

ganha o prêmio.

A Copel Distribuição foi também a mais bem avaliada em Responsabilidade Social pela Cier. O prêmio de

Responsabilidade Social Empresarial é conferido à distribuidora com melhor desempenho geral em 14

diferentes atributos, como apoiar programas sociais e eventos culturais, levar energia a localidades remotas,

contribuir para o desenvolvimento regional, contar com política de acessibilidade, sustentabilidade,

eficientização e benefícios aos empregados, entre outros.

Copel Telecom é “Destaque do Ano”

A Copel Telecom recebeu o prêmio "Destaque do Ano" pelo Anuário Telecom 2014, certificação que analisa o

desempenho econômico-financeiro das empresas que atuam no mercado brasileiro de telecomunicações. O

Anuário Telecom publica o ranking das 100 maiores empresas de telecomunicações do país e um ranking das

operadoras de telefonias fixa e celular, de acordo com sua receita líquida. Como parte do prêmio, são escolhidas

empresas Destaque do Ano em cada um dos segmentos que compõem o mercado brasileiro de

telecomunicações. Os dados são analisados pela equipe que produz o Anuário Telecom, com supervisão de

professores da Fundação Getúlio Vargas de São Paulo.


8


2. Desempenho Econômico-Financeiro

2.1 Receita Operacional

No 3T14, a receita operacional atingiu R$ 3.286,9 milhões,

montante 45,8% superior aos R$ 2.254,6 milhões

registrados no mesmo período de 2013. Destacam-se as

seguintes variações:

(i) aumento de 39,5% na receita de “fornecimento de

energia elétrica” (que reflete somente a venda de

energia, não considerando a Tarifa de Uso do Sistema de

Distribuição - TUSD) em decorrência, principalmente, (a)

do reajuste de 24,86% aplicado às tarifas da Copel Distribuição a partir de 24 de junho de 2014, e (b) do

crescimento de 3,1% no mercado cativo da Copel Distribuição em relação ao 3T13;

(ii) crescimento de 134,8% na conta “suprimento de energia elétrica” decorrente, principalmente, (a) da maior

receita na CCEE em função da venda de energia da UTE Araucária no mercado de curto prazo, (b) do elevado

preço de energia (PLD) no período, e (c) da receita proveniente da venda de 106.843 MWh no mercado de curto

prazo pela Copel Distribuição, em razão da sobrecontratação no período;

(iii) a rubrica “disponibilidade da rede elétrica” (composta pela receita da TUSD e TUST) apresentou aumento de

14,5% em razão, principalmente, (a) do reajuste tarifário aplicado pela Copel Distribuição, (b) do crescimento do

mercado fio, e (c) da entrada em operação de novos ativos de transmissão;

(iv) a conta “receita de construção” apresentou um crescimento de 37,3%, e reflete a contabilização de

investimentos em serviços de construção e melhoria da infraestrutura utilizada na distribuição e transmissão de

energia elétrica;

(v) acréscimo de 18,3% na “receita de telecomunicações” em virtude da ampliação da área de atuação e do

atendimento a novos clientes – a base de clientes passou de 6.261 ao final de setembro de 2013, para 17.130 ao

final de setembro de 2014;

(vi) redução de 15,9% em “distribuição de gás canalizado” (fornecido pela Compagas) em decorrência,

principalmente, da redução no volume de gás para o segmento de cogeração e de mudanças na legislação

tributária estadual, específica no segmento de comercialização de gás no Estado do Paraná, que impactaram nas

eliminações entre empresas do mesmo grupo (UTE Araucária compra o gás da Compagas) parcialmente

compensado pelo reajuste da tarifa (7,0% em março de 2014); e

(vii) redução de 39,8% em “outras receitas operacionais” devido, principalmente, à menor receita de aluguel em

função do encerramento, em 31 de janeiro de 2014, do contrato de locação da UTE Araucária para a

32,5%

34,3%

17,4%

10,0%

1,3%2,9% 1,8%

Receita Operacional Líquida

Fornecimento

Suprimento

Disponibilidade da rede

Receita de Construção

Receita de Telecom

Distribuição de Gás Canalizado

Outras receitas


9


PETROBRAS.

3T14 2T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Fornecimento de energia elétrica 1.229.230 920.431 881.003 39,5 3.072.371 2.437.777 26,0

Suprimento de energia elétrica 958.113 1.172.896 408.001 134,8 3.238.935 1.477.693 119,2

Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 587.416 503.384 513.046 14,5 1.648.724 1.490.449 10,6

Receita de construção 345.437 336.711 251.663 37,3 971.996 711.348 36,6

Receita de telecomunicações 42.891 40.040 36.263 18,3 122.183 102.555 19,1

Distribuição de gás canalizado 86.922 104.604 103.361 (15,9) 272.387 278.989 (2,4)

Outras receitas operacionais 36.875 40.108 61.293 (39,8) 129.534 237.361 (45,4)

Receita operacional 3.286.884 3.118.174 2.254.630 45,8 9.456.130 6.736.172 40,4

Demonstrativo da Receita

R$ mil

No acumulado dos nove primeiros meses de 2014, a receita líquida da COPEL registou um crescimento de 40,4%

em comparação com o mesmo período do ano anterior, passando de R$ 6.736,2 milhões nos 9M13 para R$

9.456,1 milhões nos 9M14, devido, principalmente, (a) à venda de energia da UTE Araucária, (b) a alocação de

energia, por parte da Copel GeT, no mercado de curto prazo, (c) ao reajuste de 24,86% nas tarifas da Copel

Distribuição, aplicado em junho de 2014, e (d) ao crescimento de 5,0% no mercado cativo da Copel Distribuição.

2.2 Custos e Despesas Operacionais

No 3T14, os custos e despesas operacionais atingiram

R$ 2.980,8 milhões, valor 51,7% superior aos R$ 1.964,6

milhões registrados no 3T13. As principais variações

foram:

(i) acréscimo de 57,3% na conta “energia elétrica

comprada para revenda” em função do maior custo

com aquisição de energia, em razão (a) de novos

contratos de compra de energia, especialmente do

leilão “A” realizado em abril de 2014, no qual a Copel Dis adquiriu 388 MW médios a R$ 268,33, (b) dos

reajustes dos contratos pela inflação, (c) da compra de energia no mercado de curto prazo, em razão do

rebaixamento da garantia física (GSF) no período e (d) do PLD elevado, devido ao maior despacho das usinas

térmicas, parcialmente compensado pelos recursos provenientes da Conta ACR;

3T14 2T14 3T13 Var. % 9M14 9M13 Var. %

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Itaipu 191.846 172.480 164.942 16,3 546.591 450.096 21,4

CCEAR (leilão) 940.863 878.078 540.229 74,2 2.439.244 1.659.044 47,0

Bilaterais 43.897 56.097 54.933 (20,1) 160.156 160.971 (0,5)

CCEE 298.610 382.544 103.498 188,5 1.676.997 460.365 264,3

(-) Repasse CDE - CCEE (95.616) (230.230) 9.928 - (1.157.617) (264.202) 338,2

Proinfa 46.356 45.429 41.668 11,3 137.785 125.055 10,2

(-) Pis / Pasep e Cofins (115.023) (112.151) (81.652) 40,9 (317.666) (241.603) 31,5

TOTAL 1.310.933 1.192.247 833.546 57,3 3.485.490 2.349.726 48,3

Energia Elétrica Comprada para Revenda

R$ mil

42,7%

5,2%10,0%

20,8%

3,7%

5,6%

11,9%

Custos e Despesas Operacionais

Energia comprada

Encargos do Uso da Rede

Pessoal e Plano Previdenciário e Assistencial

Material e Outros

Serviços de terceiros

Depreciação

Custo de construção


10


(ii) acréscimo de 63,5% na conta “encargos de uso da rede elétrica” em razão, basicamente, (a) da entrada em

operação de novos ativos no sistema, (b) do reajuste da tarifa do uso do sistema de transmissão, e (c) maior

custo com Encargos de Serviços do Sistema (ESS) devido ao maior despacho térmico no período;

Encargos de uso da rede elétrica3T14

(1)

2T14

(2)

3T13

(3)

Var. %

(1/3)

9M14

(4)

9M13

(5)

Var. %

(4/5)

Encargos dos serviços do sistema - ESS 17.337 15.523 589 - 52.995 286.155 (81,5)

(-) Repasse CDE - ESS - - (721) - - (319.624) -

Encargos de uso do sistema - distribuição 95.396 60.609 50.918 87,4 221.142 159.190 38,9

Encargos de uso do sistema - rede básica e conexão 54.448 45.046 47.387 14,9 143.605 132.403 8,5

Encargos de transporte de Itaipu 18.900 15.027 13.425 40,8 48.847 38.365 27,3

Encargo de Energia de Reserva - EER - 4.554 2.989 - 4.554 16.672 (72,7)

(-) PIS / Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica (18.193) (13.363) (11.898) 52,9 (45.282) (31.297) 44,7

TOTAL 167.888 127.396 102.689 63,5 425.861 281.864 51,1

R$ mil

(iii) a rubrica “pessoal e administradores” apresentou redução de 0,6% no período, reflexo principalmente da

redução de 6,7% no quadro de pessoal, compensado pelo reajuste salarial de 7,0% ocorrido em outubro de

2013;

(iv) a conta “planos previdenciário e assistencial”, que registra a apropriação dos valores referentes aos Planos

Previdenciário e Assistencial, calculados segundo critérios da Deliberação CVM nº 695/2012, apresentou

aumento de 0,7% motivado, principalmente, pelos maiores gastos com o plano assistencial;

(v) a conta “matéria-prima e insumos para produção de energia” registra o custo com a aquisição de carvão

mineral para a Usina Termelétrica de Figueira e de gás natural para a UTE Araucária e considera as eliminações

entre empresas do mesmo grupo (a UTE Araucária compra o gás da Compagas);

(vi) a rubrica “gás natural e insumos para operação de gás” cresceu 335,3%, e reflete a compra de gás, por parte

da Compagas, para atender, principalmente, a UTE Araucária, que desde o dia 1º de fevereiro de 2014, voltou a

ser operada pela UEGA, empresa controlada pela COPEL;

(vii) a conta “serviços de terceiros” apresentou redução de 2,9%, em decorrência de menores custos com (a)

processamento e transmissão de dados, (b) manutenção do sistema elétrico, e (c) consultoria e auditoria,

parcialmente compensada pelo aumento de custos com (a) manutenção de instalações, e (b) leitura e entrega

de faturas;

(viii) em “provisões e reversões”, foram registrados R$ 126,9 milhões no período, decorrentes, principalmente,

de provisões para litígios (a) trabalhistas, (b) cíveis e de direito administrativo, (c) benefícios a empregados, e (d)

liquidação duvidosa;

(ix) a conta “custo de construção” registrou crescimento de 36,3% e reflete os investimentos realizados nos

negócios de distribuição e transmissão de energia no período; e

(x) a rubrica “outros custos e despesas operacionais” reduziu 37,6% em razão, principalmente, do menor custo

com (a) perdas na desativação e alienação de bens, (b) propaganda e publicidade, e (c) manutenção,


11


parcialmente compensado pelo maior custo com indenizações.

3T14 2T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Energia elétrica comprada para revenda 1.310.933 1.192.247 833.546 57,3 3.485.490 2.349.726 48,3

Encargos de uso da rede elétrica 167.888 127.396 102.689 63,5 425.861 281.864 51,1

Pessoal e administradores 223.186 229.614 224.458 (0,6) 671.624 711.430 (5,6)

Planos previdenciário e assistencial 47.754 47.202 47.443 0,7 144.373 133.141 8,4

Material 19.589 18.198 15.963 22,7 55.973 51.360 9,0

Matéria-prima e insumos para produção de energia 42.316 45.182 5.847 623,7 92.426 20.328 354,7

Gás natural e insumos para operação de gás 359.280 386.548 82.531 335,3 1.060.586 223.002 375,6

Serviços de terceiros 104.756 108.719 107.918 (2,9) 305.260 306.994 (0,6)

Depreciação e amortização 154.303 154.190 148.200 4,1 462.465 440.612 5,0

Provisões e reversões 126.911 87.968 16.605 664,3 275.913 148.724 85,5

Custo de construção 345.170 328.282 253.204 36,3 971.733 717.280 35,5

Outros custos e despesas operacionais 78.748 109.350 126.234 (37,6) 265.778 282.290 (5,8)

TOTAL 2.980.834 2.834.896 1.964.638 51,7 8.217.482 5.666.751 45,0

Custos e Despesas Operacionais

R$ mil

Nos nove primeiros meses de 2014, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 8.217,5 milhões,

montante 45,0% superior ao registrado no mesmo período do ano anterior em decorrência, principalmente, (a)

do aumento no custo com aquisição de energia, decorrente dos novos contratos (CCEARs), e do PLD no período,

(b) da aquisição de gás natural e insumos para a operação de gás em virtude do despacho da UTE Araucária, (c)

aumento no custo com encargos de uso da rede em virtude do reajuste das tarifas de transmissão, e (d) maior

registro de provisões e reversões parcialmente compensado pela redução de 5,6% em pessoal e

administradores no período.

2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial

O resultado de equivalência patrimonial reflete os ganhos e perdas nos investimentos realizados nas coligadas

da COPEL. No 3T14, o resultado apresentado é de R$ 35,5 milhões, composto, principalmente, pelos ganhos na

Dominó Holdings, SANEPAR, Dona Francisca Energética, Foz do Chopim Energética e nas SPEs de transmissão.

Nos nove primeiros meses de 2014, o resultado de equivalência patrimonial foi de R$ 120,1 milhões.

2.4 LAJIDA

No 3T14, o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização atingiu R$ 495,8 milhões, montante 7,0%

superior ao apresentado no mesmo período do ano anterior (R$ 463,3 milhões). Já nos nove primeiros meses de

2014, o LAJIDA apresentou crescimento de 16,2% em relação aos 9M13, alcançando R$ 1.821,2 milhões no

período.


12


2.5 Resultado Financeiro

Entre julho e setembro, as receitas financeiras totalizaram R$ 115,6 milhões, redução de 34,2% em relação ao

mesmo período de 2013, decorrente da menor variação monetária registrada sobre contas a receber vinculadas

à concessão e sobre a CRC. Isso se deve pela menor inflação (IGP-M e IGP-DI respectivamente) no período,

parcialmente compensada pela maior renda das aplicações financeiras, reflexo da elevação dos juros no

período. Nos nove primeiros meses de 2014, as receitas financeiras apresentaram aumento de 4,7% em relação

ao mesmo período de 2013, atingindo R$ 499,1 milhões.

As despesas financeiras registradas no 3T14 totalizaram R$ 131,7 milhões, valor 44,1% maior que o verificado

no mesmo período do ano anterior, em função, basicamente, do aumento dos encargos de dívidas e variações

monetárias, decorrentes da elevação dos juros e do maior saldo de financiamentos. Nos primeiros nove meses

de 2014, as despesas financeiras foram 48,8% superiores ao registrado no mesmo período de 2013, totalizando

R$ 362,2 milhões.

Assim, o resultado financeiro do 3T14 foi negativo em R$ 16,1 milhões, contra um resultado financeiro positivo

de R$ 84,3 milhões verificado no mesmo período do ano anterior. Nos nove primeiros meses do ano, o

resultado financeiro foi positivo em R$ 136,9 milhões, o que representa uma redução de 41,3% em comparação

com o mesmo período de 2013.

3T14 2T14 3T13 Var% 9M14 9M13 Var%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Receitas Financeiras 115.596 158.445 175.715 (34,2) 499.052 476.670 4,7

Renda e variação monetária sobre repasse CRC 22.558 27.834 47.873 (52,9) 108.237 116.274 (6,9)

Variação monetária sobre ativo indenizável - concessão (14.389) (2.022) 36.871 (139,0) 36.961 72.068 (48,7)

Var. monetária s/ ativo indenizado - prorrogação da concessão 8.858 15.159 13.338 (33,6) 42.693 67.229 (36,5)

Renda de aplicações financeiras 67.123 48.517 45.177 48,6 157.760 115.625 36,4

Acréscimos moratórios sobre faturas de energia 21.871 54.560 23.717 (7,8) 116.844 81.689 43,0

Outras receitas financeiras 9.575 14.397 8.739 9,6 36.557 23.785 53,7

Despesas Financeiras (131.735) (116.382) (91.450) 44,1 (362.161) (243.449) 48,8

Encargos de dívidas (104.351) (80.018) (63.167) 65,2 (256.163) (163.344) 56,8

Variações monetárias - Concessão Uso do Bem Público ANEEL (8.517) (11.358) (19.231) (55,7) (42.862) (49.119) (12,7)

Pis / Pasep e Cofins sobre JCP - (736) (66) - (742) (952) (22,1)

Variações monetárias e cambiais (9.020) (12.702) (2.685) 235,9 (26.609) (10.964) 142,7

Outras despesas financeiras (9.847) (11.568) (6.301) 56,3 (35.785) (19.070) 87,7

Resultado Financeiro (16.139) 42.063 84.265 (119,2) 136.891 233.221 (41,3)

R$ 1.000

2.6 Lucro Líquido Consolidado

No 3T14, a COPEL registrou lucro líquido de R$ 233,4 milhões, valor 14,5% inferior ao apresentado no mesmo

período de 2013 (R$ 273,0 milhões). Já nos 9M14, o lucro líquido da Companhia apresentou crescimento de

15,3% em comparação com os 9M13, totalizando R$ 1.064,8 milhões.


13


2.7 Demonstração do Resultado Consolidado - DRE

3T14 2T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

RECEITA OPERACIONAL 3.286.884 3.118.174 2.254.630 45,8 9.456.130 6.736.172 40,4


Suprimento de energia elétrica 958.113 1.172.896 408.001 134,8 3.238.935 1.477.693 119,2

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 587.416 503.384 513.046 14,5 1.648.724 1.490.449 10,6


Receita de Telecomunicações 42.891 40.040 36.263 18,3 122.183 102.555 19,1

Dis tribuição de gás canal izado 86.922 104.604 103.361 (15,9) 272.387 278.989 (2,4)

Outras recei tas operacionais 36.875 40.108 61.293 (39,8) 129.534 237.361 (45,4)

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (2.980.834) (2.834.896) (1.964.638) 51,7 (8.217.482) (5.666.751) 45,0

Energia elétrica comprada para revenda (1.310.933) (1.192.247) (833.546) 57,3 (3.485.490) (2.349.726) 48,3

Encargos de uso da rede elétrica (167.888) (127.396) (102.689) 63,5 (425.861) (281.864) 51,1

Pessoal e adminis tradores (223.186) (229.614) (224.458) (0,6) (671.624) (711.430) (5,6)

Planos previdenciário e ass is tencia l (47.754) (47.202) (47.443) 0,7 (144.373) (133.141) 8,4

Materia l (19.589) (18.198) (15.963) 22,7 (55.973) (51.360) 9,0

Matéria-prima e insumos para produção de energia (42.316) (45.182) (5.847) 623,7 (92.426) (20.328) 354,7

Gás natura l e insumos para operação de gás (359.280) (386.548) (82.531) 335,3 (1.060.586) (223.002) 375,6

Serviços de terceiros (104.756) (108.719) (107.918) (2,9) (305.260) (306.994) (0,6)

Depreciação e amortização (154.303) (154.190) (148.200) 4,1 (462.465) (440.612) 5,0

Provisões e reversões (126.911) (87.968) (16.605) 664,3 (275.913) (148.724) 85,5

Custo de construção (345.170) (328.282) (253.204) 36,3 (971.733) (717.280) 35,5

Outros custos e despesas operacionais (78.748) (109.350) (126.234) (37,6) (265.778) (282.290) (5,8)

RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 35.469 29.313 25.062 41,5 120.051 57.032 110,5

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 341.519 312.591 315.054 8,4 1.358.699 1.126.453 20,6

RESULTADO FINANCEIRO (16.139) 42.063 84.265 - 136.891 233.221 (41,3)

Receitas financeiras 115.596 158.445 175.715 (34,2) 499.052 476.670 4,7

Despesas financeiras (131.735) (116.382) (91.450) 44,1 (362.161) (243.449) 48,8

LUCRO OPERACIONAL 325.380 354.654 399.319 (18,5) 1.495.590 1.359.674 10,0

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (91.934) (106.398) (126.368) (27,2) (430.838) (436.452) (1,3)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (126.155) (265.700) (128.316) (1,7) (674.926) (567.056) 19,0

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 34.221 159.302 1.948 1.656,7 244.088 130.604 86,9

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 233.446 248.256 272.951 (14,5) 1.064.752 923.222 15,3

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 219.753 212.488 266.037 (17,4) 968.808 898.498 7,8

Atribuído aos acionis tas não controladores 13.809 35.768 6.914 99,7 96.060 24.724 288,5

LAJIDA 495.822 466.781 463.254 7,0 1.821.164 1.567.065 16,2

R$ mil

Demonstração do Resultado


14


3. Balanço Patrimonial Consolidado

A seguir descrevemos as principais contas e as principais variações observadas no Balanço Patrimonial em

relação a dezembro de 2013. Informações adicionais podem ser obtidas nas referidas Notas Explicativas de

nossas ITRs.

3.1 Ativo

Em 30 de setembro de 2014, o ativo total da COPEL alcançou R$ 25.494,7 milhões, montante 10,3% superior ao

registrado em 31 de dezembro de 2013.

Principais Variações no Período

Ativo circulante:

(i) aumento de 43,2% em “títulos e valores mobiliários”, em decorrência, principalmente, do maior número de

garantias para (a) leilões da ANEEL e (b) financiamentos para construções de usinas hidrelétricas e linhas de

transmissão;

(ii) aumento de 42,1% em “clientes” devido, basicamente, ao valor de R$ 381,2 milhões referente à alocação de

energia no mercado de curto prazo do despacho da UTE Araucária (R$ 349,3 milhões) e da Copel GeT; e

(iii) aumento de 10,1% em “outros créditos”, em razão, sobretudo, do registro de R$ 151,7 milhões referentes

aos recursos da CDE a serem repassados pela Eletrobras para cobrir os descontos incidentes sobre as tarifas

aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição.

Ativo não circulante:

(i) ampliação de 17,0% na rubrica “contas a receber vinculadas à concessão”, reflexo, principalmente, da

capitalização do intangível em curso (investimentos realizados) e da variação monetária (IGP-M) sobre os ativos

relacionados às concessões de distribuição e transmissão;

(ii) redução de 56,2% em “contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão”, refletindo a transferência

de R$ 205,4 milhões para o ativo circulante; e

(iii) crescimento de 18,1% na conta “imposto de renda e contribuição social diferido” em função do

reconhecimento de prejuízo fiscal e base de cálculo negativa na Copel Distribuição.

Investimentos, Imobilizado e Intangível

O saldo na conta “investimentos” apresentou expansão de 37,4% nos primeiros nove meses de 2014, reflexo da

equivalência patrimonial e dos aportes registrados no período. A conta “imobilizado” cresceu 5,0% em função

da entrada de novos ativos, conforme o programa de investimentos da Companhia, líquido da quota de


15


depreciação do período. Já a conta “intangível” apresentou aumento de 7,4% decorrente, principalmente, da

contabilização de investimentos em novos ativos na Copel Distribuição, parcialmente compensada pelas

amortizações relacionadas ao Contrato de Concessão.

Principais contas do Ativo

Caixa, Equivalentes de Caixa e Títulos e Valores Mobiliários

Em 30 de setembro de 2014, as disponibilidades das subsidiárias integrais e controladas da COPEL (caixa,

equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários) totalizaram R$ 2.482,4 milhões e estavam aplicadas,

majoritariamente, em Certificados de Depósitos Bancários (CDB) e operações compromissadas. As aplicações

foram remuneradas, em média, à taxa de variação do Certificado de Depósito Interbancário (CDI) do período.

Repasse CRC ao Estado do Paraná

Através do quarto termo aditivo, assinado em 21 de janeiro de 2005, a Companhia renegociou com o Governo

do Estado do Paraná o saldo da Conta de Resultados a Compensar (CRC) em 31 de dezembro de 2004, no

montante de R$ 1.197,4 milhões, em 244 prestações mensais recalculadas pelo sistema price de amortização,

atualizado pela variação do IGP-DI, e juros de 6,65% a.a. O vencimento da primeira parcela ocorreu em 30 de

janeiro de 2005 e as demais têm vencimentos subsequentes e consecutivos até abril de 2025. O saldo atual da

CRC é de R$ 1.337,9 milhões.

O Governo do Estado vem cumprindo o pagamento das parcelas renegociadas conforme estabelecido no quarto

termo aditivo, que também prevê a garantia por dividendos das amortizações desse financiamento.

Em 2013, o saldo da CRC foi transferido da Copel Distribuição para a COPEL, conforme anuência da Aneel

(Despacho nº 4.222 de 11 de dezembro de 2013), com a quitação de um mútuo entre as Companhias e a

transferência do saldo financeiro remanescente.

Contas a Receber Vinculadas à Prorrogação da Concessão

Em decorrência do aceite da Copel Geração e Transmissão às condicionantes estabelecidas pelo poder

concedente para antecipação da prorrogação dos ativos de transmissão (MP 579), em 01 de novembro de 2012,

através das Portarias 578 e 579 e Portaria Interministerial 580, o Ministério de Minas e Energia informou o valor

da indenização que a Companhia faz jus no Contrato de Concessão de Transmissão nº 060/2001, no montante

de R$ 893,9 milhões (considerando apenas os ativos que entraram em operação após maio de 2000). Em 30 de

setembro, o montante registrado nessa conta foi de R$ 453,7 milhões, R$ 264,1 milhões menor que o registrado

em dezembro de 2013, devido às amortizações ocorridas no período.

Com a promulgação da Lei 12.783 em 11 de janeiro de 2013, o poder concedente reconsiderou o direito de

indenização dos ativos existentes em 31 de maio de 2000 (RBSE), e a Resolução Normativa Aneel nº 589 de 13

de dezembro de 2013 definiu que a indenização deve ser calculada com base no Valor Novo de Reposição –


16


VNR, descontada a taxa de depreciação do bem. A Copel está realizando os cálculos para apresentar à Aneel o

valor da indenização desses ativos.

Set/14 Dez/13 Set/13 Var.% Var.%

(1) (2) (3) (1/2) (1/3)

CIRCULANTE 5.409.291 4.680.284 4.634.676 15,6 16,7

Caixa e equiva lentes de ca ixa 1.790.122 1.741.632 1.531.816 2,8 16,9

Títulos e Valores Mobi l iários 557.174 389.222 509.183 43,2 9,4

Cauções e depós i tos vinculados 10.023 1.976 2.054 407,2 388,0

Cl ientes 1.900.378 1.337.628 1.355.849 42,1 40,2

Dividendos a receber 15.035 9.500 8.174 58,3 83,9

Repasse CRC ao Estado do Paraná 90.773 85.448 82.009 6,2 10,7

Contas a receber vinculadas à concessão 6.626 4.396 4.463 50,7 48,5

Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão 293.467 352.161 352.161 (16,7) (16,7)

Outros créditos 435.872 395.890 346.674 10,1 25,7

Estoques 142.061 139.278 134.293 2,0 5,8

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 34.517 133.158 212.012 (74,1) (83,7)

Outros tributos correntes a recuperar 111.779 70.013 72.845 59,7 53,4

Despesas antecipadas 21.464 19.982 23.143 7,4 (7,3)

NÃO CIRCULANTE 20.085.392 18.431.161 17.531.439 9,0 14,6

Realizável a Longo Prazo 7.887.035 7.224.241 6.539.100 9,2 20,6

Títulos e Valores Mobi l iários 135.075 120.536 106.943 12,1 26,3

Cauções e depós i tos vinculados 48.319 45.371 44.309 6,5 9,1

Cl ientes 74.422 132.686 44.635 (43,9) 66,7

Repasse CRC ao Estado do Paraná 1.247.170 1.295.106 1.296.240 (3,7) (3,8)

Depós i tos judicia is 726.254 675.225 599.661 7,6 21,1

Contas a receber vinculadas à concessão 4.076.184 3.484.268 3.106.098 17,0 31,2

Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão 160.218 365.645 453.685 (56,2) (64,7)

Outros créditos 42.207 29.435 26.382 43,4 60,0

Imposto de renda e contribuição socia l 196.424 197.659 8.495 (0,6) 2.212,23

Outros tributos correntes a recuperar 161.985 124.498 119.169 30,1 35,9

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 889.713 753.413 733.065 18,1 21,4

Despesas antecipadas 197 399 418 (50,6) (52,9)

Partes Relacionadas 128.867 - - - -

Investimentos 1.632.079 1.187.927 936.235 37,4 74,3

Imobilizado 8.379.565 7.983.632 7.931.436 5,0 5,7

Intangível 2.186.713 2.035.361 2.124.668 7,4 2,9

TOTAL 25.494.683 23.111.445 22.166.115 10,3 15,0

Ativo

R$ mil


17


3.2 Passivo

Principais Variações no Período

Passivo circulante

(i) aumento de 22,3% em “fornecedores” em decorrência, principalmente, (a) do aumento da compra de gás,

realizada pela Compagas, para atender ao consumo da UTE Araucária, e (b) da compra de energia no mercado

de curto prazo;

(ii) aumento de 23,8% em “empréstimos, financiamentos e debêntures”, decorrente da emissão de debêntures

de curto prazo dos parques eólicos (empréstimo ponte);

(iii) redução de 12,3% na rubrica “outras obrigações fiscais” em função, basicamente, do menor saldo de

imposto de renda sobre JCP e de PIS/PASEP e COFINS a recolher.

Passivo não circulante

(i) crescimento de 25,0% em “empréstimos, financiamentos e debêntures”, em razão da 5ª emissão de R$ 1,0

bilhão em debêntures da Copel Holding, realizada em maio de 2014;

(ii) aumento de 14,3% em “provisões para litígios”, decorrente de maior provisão para litígios (a) trabalhistas,

(b) cíveis e direito administrativo, e (c) desapropriações e patrimoniais.

Principais contas do Passivo

Provisões para Litígios

A Companhia responde por diversos processos judiciais perante diferentes tribunais e instâncias. A

Administração da COPEL, fundamentada na opinião de seus assessores legais, mantém provisão para litígios

sobre as causas cuja probabilidade de perda é considerada provável. Os saldos das provisões para litígios são os

seguintes:

Set/14 Dez/13 Set/13 Var % Var %

(1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Fiscais 288.685 287.239 285.349 0,5 1,2

Trabalhistas 263.142 196.054 181.444 34,2 45,0

Benefícios a Empregados 99.899 94.809 118.358 5,4 (15,6)

Cíveis: 742.544 636.346 611.688 16,7 21,4

Fornecedores 62.033 64.775 65.900 (4,2) (5,9)

Cíveis e direito administrativo 252.822 197.838 187.110 27,8 35,1

Servidões de passagem 19.629 10.639 7.239 84,5 171,2

Desapropriações e patrimoniais 397.618 353.461 341.812 12,5 16,3

Consumidores 10.442 9.633 9.627 8,4 8,5

Ambientais 237 211 203 12,3 16,7

Regulatórias 52.435 51.468 46.208 1,9 13,5

TOTAL 1.446.942 1.266.127 1.243.250 14,3 16,4

Perdas Prováveis - Consolidado

R$ mil


18


Perdas Possíveis

As causas classificadas como perdas possíveis, estimadas pela Companhia e suas controladas ao final do

período, totalizaram R$ 2.899,1 milhões, montante 0,4% maior ao registrado em dezembro de 2013,

distribuídos em ações das seguintes naturezas: fiscais - R$ 1.475,8 milhões; cíveis - R$ 726,4 milhões;

trabalhistas - R$ 528,9 milhões; benefícios a empregados - R$ 103,4 milhões e regulatórias - R$ 64,6 milhões.

Contas a pagar vinculadas à concessão – Utilização do Bem Público

Refere-se aos encargos de outorga de concessão pela Utilização do Bem Público (UBP) incorridos a partir da

assinatura do contrato de concessão do empreendimento até a data final da concessão.

R$ mil

Elejor Mauá Colíder PCHs¹ Total

Passivo circulante 49.686 960 1.276 1.014 52.936

Passivo não circulante 392.598 13.083 17.828 2.324 425.833

¹Referente às PCHs Cavernoso, Apucaraninha, Chopim I , Chaminé e Derivação Rio Jordão.

3.3 Endividamento e Patrimônio Líquido

O total da dívida consolidada da COPEL somava R$ 5.652,0 milhões em 30 de setembro de 2014, representando

endividamento de 41,1% sobre o patrimônio líquido consolidado, o qual, ao final do período, era de R$ 13.753,4

milhões, equivalente a R$ 50,26 por ação (Valor Patrimonial por Ação – VPA).

A composição dos saldos de empréstimos, financiamentos e debêntures está demonstrada na tabela a seguir:

R$ mil

Curto Prazo Longo Prazo Total

Tesouro Nacional 1.211 62.400 63.611

Eletrobras 3 - 3

Total 1.214 62.400 63.614

Eletrobras - COPEL 49.448 93.603 143.051

FINEP 6.152 28.817 34.969

BNDES 32.561 1.093.772 1.126.333

Banco do Brasil S/A e outros 701.324 960.941 1.662.265

Debêntures 464.856 2.156.894 2.621.750

Total 1.254.341 4.334.027 5.588.368

TOTAL 1.255.555 4.396.427 5.651.982

Moeda Estrangeira

Moeda Nacional


19


A seguir demonstramos o vencimento das parcelas dos empréstimos, financiamentos e debêntures:

R$ mil

Curto Prazo

Out/14 - Set/15 Out - Dez/15 2016 2017 2018 Após 2018

Moeda Nacional 1.254.341 66.063 1.024.320 1.157.302 642.909 1.443.433 5.588.368

Moeda Estrangeira 1.214 62.400 63.614

TOTAL 1.255.555 66.063 1.024.320 1.157.302 642.909 1.505.833 5.651.982

Longo PrazoTotal

No final de setembro de 2014 a Companhia contava com R$ 705,5 milhões em avais e garantias, conforme

tabela a seguir.

R$ mil

Avais e Garantias¹ 9M14

Dona Francisca 1.723

SPEs 703.795

Transmissora Sul Brasileira 57.920

Caiuá Transmissora 42.802

Integração Maranhense 70.923

Matrinchã Transmissora 267.083

Guaraciaba Transmissora 223.039

Costa Oeste 17.979

Mata de Santa Genebra 24.048

TOTAL 705.517

¹ Proporcional à participação da Copel nos empreendimentos.

A dívida líquida consolidada da COPEL (empréstimos, financiamentos e debêntures, menos disponibilidades) e a

relação Dívida Líquida/LAJIDA são demonstradas no gráfico a seguir:

1.193

562 51

(215) (407)

541

1.014

2.280

3.170

-0,5

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

(450)

(150)

150

450

750

1.050

1.350

1.650

1.950

2.250

2.550

2.850

3.150

3.450

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 9M14

veze

s

R$

mil

hõ

es

Dívida Líquida Dívida Líquida/LAJIDA¹

¹LAJIDA Anualizado


20


A tabela a seguir apresenta o passivo consolidado:

Set/14 Dez/13 Set/13 Var.% Var.%

(1) (2) (3) (1/2) (1/3)

CIRCULANTE 3.837.284 3.347.885 3.194.842 14,6 20,1

Obrigações socia is e trabalhis tas 213.987 239.685 324.174 (10,7) (34,0)

Fornecedores 1.335.890 1.092.239 958.615 22,3 39,4

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 368.522 297.620 325.082 23,8 13,4

Outras obrigações fi sca is 263.722 300.731 234.272 (12,3) 12,6

Empréstimos , financiamentos e debêntures 1.255.555 1.014.568 855.521 23,8 46,8

Dividendos a pagar 4.580 18.713 83.433 (75,5) (94,5)

Benefícios pós-emprego 30.918 29.983 25.996 3,1 18,9

Encargos do consumidor a recolher 23.986 37.994 47.227 (36,9) (49,2)

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 124.414 127.860 145.055 (2,7) (14,2)

Contas a pagar vinc. à concessão - Uso do Bem Públ ico 52.936 51.481 49.246 2,8 7,5

Outras contas a pagar 162.774 137.011 146.221 18,8 11,3

NÃO CIRCULANTE 7.904.051 6.834.808 5.854.796 15,6 35,0

Fornecedores 32.925 50.121 57.769 (34,3) (43,0)

Obrigações fi sca is 81.567 68.402 - 19,2 -

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 312.101 420.501 458.637 (25,8) (32,0)

Empréstimos , financiamentos e debêntures 4.396.427 3.517.161 2.662.531 25,0 65,1

Benefício pós-emprego 989.863 937.249 867.725 5,6 14,1

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 218.162 154.721 149.178 41,0 46,2

Contas a pagar vinculadas à concessão - Uso do Bem Públ ico 425.833 420.293 415.474 1,3 2,5

Outras contas a pagar 231 233 232 (0,9) (0,4)

Provisões para l i tígios 1.446.942 1.266.127 1.243.250 14,3 16,4

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 13.753.348 12.928.752 13.116.477 6,4 4,9

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 13.380.580 12.651.339 12.828.375 5,8 4,3

Capita l Socia l 6.910.000 6.910.000 6.910.000 - -

Ajustes de ava l iação patrimonia l 904.472 983.159 1.033.924 (8,0) (12,5)

Reserva lega l 624.849 624.849 571.221 - 9,4

Reserva de retenção de lucros 3.897.833 3.897.833 3.337.295 - 16,8

Dividendo adicional proposto - 235.498 - - -

Lucros acumulados 1.043.426 - 975.935 - 6,9

Atribuível aos acionistas não controladores 372.768 277.413 288.102 34,4 29,4

TOTAL 25.494.683 23.111.445 22.166.115 10,3 15,0

R$ mil

Passivo

4. Desempenho por Subsidiária

4.1 Copel Geração e Transmissão

No 3T14, a receita operacional da Copel GeT atingiu R$ 641,1 milhões, valor 7,4% superior aos R$ 597,2 milhões

registrados no mesmo período do ano anterior, influenciado, principalmente, pelo aumento de 26,6% no

fornecimento de energia elétrica, em decorrência do reajuste de parte dos contratos vigentes.

Os custos e despesas operacionais aumentaram 47,0% no 3T14 em relação ao 3T13, influenciados, (a) pelo

registro de R$ 175,6 milhões no custo com energia elétrica comprada para revenda em virtude, principalmente,

da compra de energia no mercado de curto prazo (CCEE), decorrente do menor GSF no período e (b) pelo


21


aumento de 53,8% em provisões e reversões, parcialmente compensado pela redução de 12,3% com pessoal e

administradores.

O resultado de equivalência patrimonial alcançou R$ 65,5 milhões no 3T14, motivado, principalmente, pela

participação da Copel GeT na UEGA (60%), montante que é eliminado no resultado consolidado em razão de

serem empresas do mesmo grupo.

No 3T14, o lucro líquido ficou 7,0% abaixo do resultado do 3T13, atingindo R$ 165,5 milhões. O LAJIDA alcançou

R$ 248,7 milhões , montante 20,9% inferior ao verificado no mesmo período de 2013.

Nos nove primeiros meses de 2014, a Copel GeT apresentou uma receita operacional de R$ 2.294,4 milhões,

aumento de 13,5%, enquanto os custos e despesas operacionais apresentaram um crescimento de 21,6% no

mesmo período. O lucro líquido atingiu R$ 986,8 milhões enquanto o LAJIDA apurado no período foi de R$

1.475,0 milhões, crescimento, respectivamente, de 34,5% e 21,3% em relação ao verificado no mesmo período

de 2013.

Principais Indicadores 3T14

(1)

2T14

(2)

3T13

(3)

Var. %

(1/3)

9M14

(4)

9M13

(5)

Var. %

(4/5)

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 641,1 810,1 597,2 7,4 2.294,4 2.021,1 13,5

Resultado Operacional (R$ milhões) 213,3 544,9 264,8 (19,5) 1.365,7 1.088,6 25,5

Lucro Líquido (R$ milhões) 165,5 389,8 177,9 (7,0) 986,8 733,7 34,5

LAJIDA (R$ milhões) 248,6 581,6 314,1 (20,9) 1.475,0 1.216,3 21,3

Margem Operacional 33,3% 67,3% 44,3% (25,0) 59,5% 53,9% 10,5

Margem Líquida 25,8% 48,1% 29,8% (13,4) 43,0% 36,3% 18,5

Margem LAJIDA 38,8% 71,8% 52,6% (26,3) 64,3% 60,2% 6,8

Programa de Investimento (R$ milhões) 324,8 129,0 112,4 189,0 612,6 340,1 80,1

4.2 Copel Distribuição

No 3T14 a receita operacional da Copel Distribuição atingiu R$ 2.070,0 milhões, valor 35,6% superior aos R$

1.526,9 milhões registrados no mesmo período do ano anterior, em decorrência, principalmente, (a) do reajuste

de 24,86% aplicado às tarifas a partir de 24 de junho de 2014, (b) do crescimento de 3,1% no mercado cativo no

período, e (c) da receita proveniente da venda de 106.843 MWh no mercado de curto prazo.

Os custos e despesas operacionais aumentaram 28,0% em relação ao mesmo período do ano anterior, atingindo

R$ 1.967,3 milhões, reflexo, principalmente, do aumento de 33,4% nos custos com energia elétrica comprada

para revenda, parcialmente compensados pela redução de 10,8% nos gastos com pessoal em comparação com

3T13.

No 3T14, a Copel Distribuição apresentou lucro de R$ 51,3 milhões e um LAJIDA de R$ 158,2 milhões. Caso os

ativos e passivos regulatórios fossem contabilizados, o efeito bruto do movimento da Conta de Compensação da

“Parcela A” (CVA) sobre o LAJIDA da subsidiária seria negativo em R$ 62,0 milhões no 3T14. Desse modo, o


22


LAJIDA ajustado equivale a R$ 96,2 milhões. Para mais detalhes sobre a CVA, consulte a Nota Explicativa 37 de

nossas ITRs.

No acumulado dos 9M14, a receita operacional líquida atingiu R$ 5.327,4 milhões, montante 23,2% superior aos

nove primeiros meses de 2013. Já os custos operacionais somaram R$ 5.650,1 milhões, um aumento de 27,3%

na comparação com o mesmo período do ano anterior. O LAJIDA ficou negativo em R$ 158,0 milhões, mas, se

considerado o ajuste da CVA, o LAJIDA seria positivo em R$ 311,6 milhões.


(1)

2T14

(2)

3T13

(3)

Var.%

(1/3)

9M14

(4)

9M13

(5)

Var.%

(4/5)

Receita Operacional Líquida (R$ millhões) 2.070,0 1.617,7 1.526,9 35,6 5.327,4 4.323,3 23,2

Resultado Operacional (R$ milhões) 78,0 (323,0) 64,3 21,3 (264,3) 67,1 -

Lucro Líquido (R$ milhões) 51,3 (214,3) 42,2 21,8 (177,6) 42,6 -

LAJIDA (R$ milhões) 158,2 (295,5) 41,8 278,7 (158,0) 37,4 -

Margem Operacional 3,8% - 4,2% (10,5) - 1,6% -

Margem líquida 2,5% - 2,8% (10,2) - 1,0% -

Margem LAJIDA 7,6% - 2,7% 179,3 - 0,9% -


Efeito CVA (milhões) 3T14

(1)

2T14

(2)

3T13

(3)

Var.%

(1/3)

9M14

(4)

9M13

(5)

Var.%

(4/5)

Efeito CVA Bruto (62,0) 266,3 (18,2) 241,5 469,6 96,5 386,6

Efeito CVA Líquido ¹ (40,9) 175,8 (12,0) 241,5 309,9 63,7 386,6

Resultado Operacional ajustado (R$ milhões) ² 15,9 (56,7) 46,1 (65,4) 205,3 163,6 25,5

Lucro Líquido ajustado (R$ milhões) ³ 10,4 (38,5) 30,2 (65,6) 132,4 106,3 24,5

LAJIDA ajustado (R$ milhões) ² 96,2 (29,2) 23,6 307,3 311,6 133,9 132,7

Margem Operacional ajustada ² 0,8% - 3,0% (74,5) - 3,8% -

Margem Líquida ajustada ³ 0,5% - 2,0% (74,6) - 2,5% -

Margem LAJIDA ajustada ² 4,6% - 1,5% 200,4 - 3,1% -

¹ Valor Estimado Líquido: valor bruto menos alíquota de 34% de IR.

² Ajustado pelo efeito bruto da CVA.

³ Ajustado pelo efeito líquido da CVA.

Principais Indicadores ajustados - CVA

4.3 Copel Telecomunicações

A receita operacional da Copel Telecomunicações no 3T14 atingiu R$ 54,1 milhões, valor 12,6% superior aos R$

48,1 milhões registrados no mesmo período do ano anterior em decorrência, principalmente, da ampliação da

área de atuação e do atendimento a novos clientes. Os custos e despesas operacionais tiveram aumento de

4,5%, influenciados (a) pelo aumento de 16,5% no serviço de terceiros e (b) pelo aumento de 3,5% no custo com

pessoal e administradores, dado que devido à restruturação ocorrida na empresa, empregados provenientes da

área de TI da Copel passaram a integrar o quadro da Copel Telecom. O lucro líquido do período foi de R$ 15,1

milhões, 34,2% maior em relação ao 3T13. O LAJIDA teve um incremento de 19,2%, alcançando R$ 29,2 milhões,

ante os R$ 24,5 milhões verificados do mesmo período do ano anterior.

No acumulado dos primeiros nove meses de 2014, a receita operacional da Copel Telecomunicações atingiu


23


R$ 151,7 milhões, valor 8,6% superior aos R$ 139,7 milhões registrados nos 9M13, enquanto que os custos e

despesas operacionais tiveram aumento de 0,7%. O Lucro Líquido do período foi de R$ 43,0 milhões, 30,8%

maior em relação aos 9M13, e o LAJIDA teve um incremento de 15,6%, alcançando R$ 83,3 milhões.


(1)

2T14

(2)

3T13

(3)

Var.%

(1/3)

9M14

(4)

9M13

(5)

Var.%

(4/5)

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 54,1 49,2 48,1 12,6 151,7 139,7 8,6

Resultado Operacional (R$ milhões) 22,8 20,6 18,5 23,2 65,0 53,5 21,5

Lucro Líquido (R$ milhões) 15,1 13,6 12,4 22,2 43,0 35,5 21,1

LAJIDA (R$ milhões) 29,2 26,9 24,5 19,2 83,3 72,1 15,6

Margem Operacional 42,1% 41,8% 38,4% 9,5 42,8% 38,3% 11,9

Margem Líquida 27,9% 27,6% 25,7% 8,6 28,3% 25,4% 11,5

Margem LAJIDA 53,9% 54,8% 50,9% 5,9 54,9% 51,6% 6,4


5. Programa de Investimentos

O programa de investimentos realizado pela COPEL nos 9M14 e a previsão de investimentos para 2014 são

apresentados na tabela a seguir:

R$ milhões

Realizado Realizado Previsto

3T14 9M14 2014

Geração e Transmissão 324,8 612,6 1.309,0

UHE Colíder 52,3 195,9 409,8

UHE Baixo Iguaçu 202,3 203,0 316,0

LT Araraquara / Taubaté 13,3 66,3 182,8

SE Cerquilho 3,9 17,2 8,3

LT Figueira-Londrina / Foz do Chopim-Salto Osório 2,7 7,5 42,9

SE Paraguaçu Paulista 0,3 1,9 25,6

SE Curitiba Norte 1,3 1,6 8,7

Outros 48,7 119,3 314,9

Distribuição 291,9 774,0 895,9

Telecomunicações 30,0 72,0 80,0

Participação em novos negócios ¹ 202,9 391,7 331,8

TOTAL 849,6 1.850,4 2.616,7

¹ Empreendimentos Eólicos, Voltalia, Costa Oeste Transmissora, Marumbi Transmissora, Transmissora Sul Brasileira, Caiuá Transmissora,

Integração Maranhense Transmissora, Matrinchã Transmissora de Energia, Guaraciaba Transmissora de Energia, Paranaíba Transmissora

e Mata de Santa Genebra.

O valor do investimento em participação em novos negócios realizado até 30 de setembro superou o valor

inicialmente previsto para o ano de 2014 em decorrência da inclusão de novos empreendimentos ao portifólio

de projetos da Companhia.


24


6. Mercado de Energia e Tarifas

6.1 Mercado Cativo – Copel Distribuição

A venda de energia para o mercado cativo da Copel Distribuição totalizou 17.932 GWh até setembro desse

ano, crescimento de 5,0% em comparação ao mesmo período de 2013, em decorrência, principalmente, do

aumento do consumo médio e da base de clientes no período. A tabela a seguir apresenta o comportamento

do mercado cativo aberto por classe de consumo:

Set/14 Set/13 Var. % 3T14 3T13 Var. % 9M14 9M13 Var. %

Residencial 3.415.335 3.285.855 3,9 1.753 1.737 0,9 5.425 5.133 5,7

Industrial 91.366 92.935 (1,7) 1.749 1.682 4,0 5.037 4.924 2,3

Comercial 356.322 335.319 6,3 1.290 1.220 5,7 4.030 3.771 6,9

Rural 372.612 372.553 - 495 484 2,3 1.681 1.556 8,0

Outros 56.289 55.489 1,4 583 571 2,1 1.759 1.689 4,1

Mercado Cativo 4.291.924 4.142.151 3,6 5.870 5.694 3,1 17.932 17.073 5,0

Energia vendida (GWh) No de consumidores

A classe residencial consumiu 5.425 GWh entre janeiro e setembro de 2014, registrando expansão de 5,7%, em

razão do crescimento na base de consumidores e da elevação no consumo médio, decorrente da manutenção

das condições favoráveis de renda e nível de emprego e pelo registro de temperaturas acima da média no

período. Ao final de setembro de 2014 esta classe era equivalente a 30,3% do mercado cativo, totalizando

3.415.335 consumidores residenciais.

A classe industrial apresentou crescimento de 2,3% no consumo de energia nos primeiros nove meses de 2014,

totalizando 5.037 GWh, resultado impulsionado pelo bom desempenho da indústria paranaense, especialmente

dos setores de madeira, bebidas e derivados do petróleo. Ao final do período a classe industrial representava

28,1% do mercado cativo e eram atendidos 91.366 consumidores industriais.

A classe comercial consumiu 4.030 GWh entre janeiro e setembro de 2014, o que representa um crescimento de

6,9% em relação ao mesmo período do ano anterior, impactado, principalmente, pelo crescimento na base de

clientes e registro de elevadas temperaturas no período. No final de setembro esta classe representava 22,5%

do mercado cativo e eram atendidos 356.322 consumidores.

A classe rural consumiu 1.681 GWh e cresceu 8,0% nos primeiros nove meses do ano, reflexo do bom

desempenho apresentado pelo agronegócio paranaense. Ao final de setembro esta classe representava 9,3% do

mercado cativo e eram atendidos 372.612 consumidores rurais.

As outras classes (poderes públicos, iluminação pública, serviços públicos e consumo próprio) consumiram

1.759 GWh, aumento de 4,1% entre janeiro e setembro de 2014. Em conjunto, essas classes eram equivalentes

a 9,8% do mercado cativo, totalizando 56.289 consumidores no final do período.


25


6.2 Mercado Fio (TUSD)

O mercado fio da Copel Distribuição, composto pelo mercado cativo, pelo suprimento a concessionárias e

permissionárias dentro do Estado do Paraná e pela totalidade dos consumidores livres existentes na sua área de

concessão, avançou 4,9% nos primeiros nove meses do ano, conforme verificado na tabela abaixo:


Mercado Cativo 4.291.924 4.142.151 3,6 5.870 5.694 3,1 17.932 17.073 5,0

Concessionárias e Permissionárias 4 4 - 190 170 11,8 548 496 10,5

Consumidores Livres ¹ 130 127 2,4 1.122 1.175 (4,5) 3.362 3.259 3,2

Mercado Fio 4.292.058 4.142.282 3,6 7.182 7.039 2,0 21.842 20.828 4,9

¹ Total de consumidores livres atendidos pela Copel GeT e por outros fornecedores dentro da área de concessão da Copel DIS.

No de consumidores / Contratos Energia vendida (GWh)

6.3 Fornecimento de Energia Elétrica

O fornecimento de energia elétrica da Copel, composto pelas vendas no mercado cativo da Copel Distribuição e

pelas vendas no mercado livre da Copel Geração e Transmissão, registrou expansão de 4,1% nos primeiros nove

meses de 2014. A principal contribuição para esse resultado foi a expansão de 6,9% no fornecimento de energia

para a classe comercial e de 8,0% na classe rural, consequência do registro de temperaturas elevadas e do

aumento da base de consumidores no período.

Já as vendas no mercado livre da Copel Geração e Transmissão totalizaram 3.020 GWh até setembro,

representando uma queda de 1,2% em comparação com o mesmo período do ano anterior.

A tabela a seguir apresenta o fornecimento de energia aberto por classe de consumo:

3T14 3T13 Var. % 9M14 9M13 Var. %

Residencial 1.753 1.737 0,9 5.425 5.133 5,7

Total 2.765 2.712 2,0 8.048 7.973 0,9

Cativo 1.749 1.682 4,0 5.037 4.924 2,3

Livre 1.016 1.030 (1,4) 3.011 3.049 (1,2)

Total 1.293 1.223 5,7 4.039 3.780 6,9

Cativo 1.290 1.220 5,7 4.030 3.771 6,9

Livre 3 3 - 9 9 -

Rural 495 484 2,3 1.681 1.556 8,0

Outros 583 571 2,1 1.759 1.689 4,1

6.889 6.727 2,4 20.952 20.131 4,1

Energia vendida (GWh)

Fornecimento de Energia

Classe Mercado

Industrial

Comercial

6.4 Total de Energia Vendida

O total de energia vendida pela Copel, composto pelas vendas da Copel Distribuição e da Copel Geração e

Transmissão em todos os mercados atingiu 32.576 GWh nos primeiros nove meses de 2014, crescimento de

2,5% em relação ao mesmo período do ano passado. As vendas da Copel Geração e Transmissão alcançaram

13.847 GWh até setembro, queda de 2,6% em relação aos 9M13, reflexo da mudança da política de alocação de


26


energia no mercado de curto prazo em comparação com 2013, quando as vendas foram concentradas no

primeiro trimestre.

A tabela a seguir apresenta as vendas totais de energia da Copel abertas entre Copel Distribuição e Copel

Geração e Transmissão:


Copel DIS

Mercado Cativo 4.291.924 4.142.151 3,6 5.870 5.694 3,1 17.932 17.073 5,0

Concessionárias e Permissionárias 4 4 - 177 170 4,1 522 450 16,0

CCEE (MCP) - - 107 20 - 275 20 -

Total Copel DIS 4.291.928 4.142.155 3,6 6.154 5.884 4,6 18.729 17.543 6,8

Copel GeT

CCEAR (Copel DIS) 1 1 - 103 200 (48,6) 299 633 (52,8)

CCEAR (outras concessionárias) 41 36 13,9 1.144 1.526 (25,0) 3.496 4.739 (26,2)

Consumidores Livres 29 27 7,4 1.019 1.033 (1,4) 3.020 3.058 (1,2)

Contratos Bilaterais ¹ 32 21 52,4 1.816 1.319 37,7 5.534 3.924 41,0

CCEE (MCP) - - - 429 51 742,7 1.498 1.861 (19,5)

Total Copel GeT 103 85 21,2 4.511 4.129 9,3 13.847 14.215 (2,6)

Total Copel Consolidado 4.292.031 4.142.240 3,6 10.665 10.013 6,5 32.576 31.758 2,6

CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

CCEAR: Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.

MCP: Mercado de Curto Prazo.

¹ Inclui Contratos de Venda no Curto Prazo.

Obs.: Não considera a energia disponibilizada através do MRE (Mecanismo de Realocação de Energia).

Nº de consumidores / contratos Energia vendida (GWh)

Adicionalmente, a UTE Araucária vendeu no mercado de curto prazo (MCP) toda a energia produzida a partir de

1º de fevereiro de 2014. O montante de energia produzido no período é demonstrado no quadro a seguir:

Fonte: ONS

UTE Araucária (UEGA) Jul-Set/14 Abr-Jun/14 Fev-Mar/14 9M14

Geração Própria 796 872 657 2.326

GWh


27


6.5 Fluxos de Energia

Fluxo de Energia Consolidado (Jan/ Set 2014)

18.504 45,9% 44,5%

1,3%

7,5%

21.766 54,1% 38,8%

CCEAR: 11.881

Itaipu: 4.390

Itiquira: 452

Dona Francisca: 458

CCEE (MCP): 1.504

Angra: 783

CCGF: 981 7,9%

MRE: 0

Elejor: 887

Proinfa: 430

Distribuição 1.926

Alocação de contratos no CG: 243

Não considera a energia produzida pela UTE Araucária (2.326 GWh), vendida no mercado de curto prazo (MCP).

MRE: 4.531

Perdas e Diferenças

3.162

Rede Básica 993

Contratos Bilaterais 5.534

CCEAR: 3.796

CCEE (MCP): 1.773

GWh

15.634

Geração Própria Mercado Cativo

17.932

Concessionárias

522

Consumidores Livres

Disponibilidade Total 3.020

Energia Comprada 40.270 Energia Suprida


28


GWh

Fluxo de Energia Consolidado 9M14 9M13 Var. %

Geração Própria 18.504 17.479 5,9

Energia Comprada 21.766 22.240 (2,1)

Itaipu 4.390 3.898 12,6

Leilão – CCEAR 11.881 11.341 4,8

Itiquira 452 680 (33,5)

Dona Francisca 458 458 -

CCEE (MCP) 1.504 1.244 20,9

Angra 783 785 (0,3)

CCGF 981 936 4,8

MRE - 1.587 -

Proinfa 430 424 1,4

Elejor 887 887 -

Disponibilidade Total 40.270 39.719 1,4

Mercado Cativo 17.932 17.073 5,0

Concessionárias¹ 522 450 16,0

Consumidores Livres 3.020 3.058 (1,2)

Contratos Bilaterais 5.534 3.924 41,0

Leilão – CCEAR 3.796 5.371 (29,3)

CCEE (MCP) 1.773 1.881 (5,7)

MRE 4.531 5.149 (12,0)

Perdas e Diferenças 3.162 2.813 12,4

Rede básica 993 828 19,9

Distribuição 1.926 1.798 7,1

Alocação de contratos no CG 243 187 29,9

Valores sujeitos a alterações após o fechamento pela CCEE.

CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.

CCEE (MCP): Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (Mercado de Curto Prazo).

MRE: Mecanismo de Realocação de Energia.

CG: Centro de Gravidade do Submercado (diferença entre a energia faturada e a recebida no CG).

Não considera a energia produzida pela UTE Araucária (2.326 GWh), vendida no mercado de curto prazo (MCP).

¹ Não inclui os 46 GWh que a Concessionária CFLO consumiu nos meses de fevereiro e março de 2013, pois esta energia não foi suprida

pela Copel DIS.


29


GWh

Fluxo de Energia - Copel GeT 9M14 9M13 Var. %

Geração Própria 18.504 17.479 5,9

CCEE (MCP) - 266 -

MRE - 1.587 -

Dona Francisca 458 458 -

Disponibilidade Total 18.962 19.790 (4,2)

Contratos Bilaterais 5.534 3.924 41,0

CCEAR – COPEL Distribuição 299 633 (52,7)

CCEAR – Outras 3.496 4.739 (26,2)

Consumidores Livres 3.020 3.058 (1,2)

CCEE (MCP) 1.498 1.861 (19,5)

MRE 4.531 5.149 (12,0)

Perdas e diferenças 584 426 37,2

GWh

Fluxo de Energia - Copel Dis 9M14 9M13 Var. %

Itaipu 4.390 3.898 12,6

CCEAR – Copel Geração e Transmissão 299 633 (52,7)

CCEAR – Outras 11.582 10.708 8,2

CCEE (MCP) 1.504 979 53,7

Angra 783 785 (0,3)

CCGF 981 936 4,7

Itiquira 452 680 (33,5)

Proinfa 430 424 1,3

Elejor S.A 887 887 -

Disponibilidade 21.308 19.930 6,9

Mercado cativo 17.932 17.073 5,0

Concessionárias ¹ 522 450 16,0

CCEE (MCP) 275 20 -

Perdas e diferenças 2.579 2.387 8,0

Rede básica 410 402 2,1

Distribuição 1.926 1.798 7,1

Alocação de contratos no CG 243 187 29,5

¹ Não inclui os 46 GWh que a Concessionário CFLO consumiu nos meses de fevereiro e março/2013, pois esta energia não foi suprida

pela COPEL Distribuição.


30


6.6 Tarifas

Tarifas Médias de Compra de Energia – Copel Distribuição

Quantidade Set/14 Jun/14 Set/13 Var. % Var. %

MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Itaipu 1 634 142,35 129,08 128,30 10,3 10,9

Leilão 2007 - 2014 50 157,86 164,88 147,81 (4,3) 6,8

Leilão 2008 - 2015 52 132,75 126,61 124,78 4,8 6,4

Leilão 2010 - H30 70 178,89 178,89 168,17 - 6,4

Leilão 2010 - T15 2 65 189,41 189,41 178,06 - 6,4

Leilão 2011 - H30 58 183,66 183,66 172,65 - 6,4

Leilão 2011 - T15 2 54 208,85 208,85 196,33 - 6,4

Leilão 2012 - T15 2 115 187,36 187,36 176,13 - 6,4

Leilão CCEAR 2014 - 2019 ³ 73 439,30 448,82 - (2,1) -

Leilão CCEAR 2014 - 2019 4 187 270,81 270,81 - - -

Leilão 2014 - 12M 329 191,41 191,41 - - -

Leilão 2014 - 18M 19 165,20 165,20 - - -

Leilão 2014 - 36M 163 149,99 149,99 - - -

Angra 119 150,83 150,83 137,55 - 9,7

CCGF 5 150 32,82 32,22 32,42 1,9 1,2

Santo Antônio 92 113,83 108,60 107,01 4,8 6,4

Jirau 131 100,12 95,52 94,12 4,8 6,4

Outros Leilões 6 444 281,93 226,44 169,63 24,5 66,2

Bilaterais 187 203,12 189,55 176,38 7,2 15,2

Total / Tarifa Média de Compra 7 2.992 185,94 174,40 132,57 6,6 40,3 1 Transporte de Furnas não incluído.

³ Disponibilidade4 Quantidade

Tarifas

2 Preço médio do leilão corrigido pelo IPCA. Na prática o preço é formado por 3 componentes: parcela fixa, parcela variável e despesa na CCEE. O custo dos dois

últimos itens depende do despacho das usinas conforme programação do Operador Nacional do Sistema (ONS).

6 Preço médio ponderado dos produtos.7 Considera o montante de 812 MW médio referente ao leilão 2006-2013 para o cálculo de setembro/2013 (R$ 105,58).

R$ / MWh

5 Contrato de cotas de garantia física das UHEs que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos da Lei 12.783/13.

Tarifas Médias de Fornecimento de Energia - sem ICMS

TarifasSet/14

(1)

Jun/14

(2)

Set/13

(3)

Var. %

(1/2)

Var. %

(1/3)

Industrial ¹ 263,28 207,75 208,32 26,7 26,4

Residencial 327,49 263,50 266,52 24,3 22,9

Comercial 300,46 241,04 242,70 24,7 23,8

Rural 203,17 161,13 162,37 26,1 25,1

Outros 233,21 185,71 188,94 25,6 23,4

Tarifa média de fornecimento 282,48 225,56 227,53 25,2 24,2

¹ Não inclui consumidores livres.

R$ / MWh


31


Tarifas Médias de Suprimento de Energia – Copel Geração e Transmissão

Quantidade Set/14 Jun/14 Set/13 Var. % Var. %

MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Copel Geração e Transmissão 1 561 154,32 150,56 123,81 2,5 24,6

Leilão – CCEAR 2007 - 2014 77 122,61 118,77 115,37 3,2 6,3

Leilão – CCEAR 2008 - 2015 74 130,47 126,86 122,79 2,8 6,3

Leilão – CCEAR 2009 - 2016 214 149,68 144,31 140,76 3,7 6,3

Leilão – CCEAR 2011 - 2040 (UHE Mauá) 95 170,01 164,82 159,99 3,1 6,3

Leilão – CCEAR 2013 - 2042 (Cavernoso II) 8 182,37 177,28 171,81 2,9 6,1

Leilão - CCEAR 2014 (12 meses) 93 191,80 191,80 - - -


Concessionárias no Estado do Paraná 80 193,39 153,40 153,51 26,1 26,0

Total / Tarifa Média Ponderada de Suprimento ¹ 641 159,20 150,94 126,19 5,5 26,2

Tarifas

R$ / MWh

¹ C onsidera o montante de 329 MW médio referente ao leilão 2006-2013 para o cálculo de setembro/2013.

7. Mercado de Capitais

7.1 Capital Social

O capital social da COPEL é de R$ 6.910 milhões, composto por ações sem valor nominal e o número atual de

acionistas é de 24.960. Em setembro de 2014, o capital da Companhia estava assim representado:

Mil ações

Acionistas ON % PNA % PNB % TOTAL %

Estado do Paraná 85.029 58,6 - - 14 - 85.043 31,1

BNDESPAR 38.299 26,4 - - 27.282 21,3 65.581 24,0

Eletrobras 1.531 1,1 - - - - 1.531 0,6

Custódia da Bolsa 19.876 13,7 129 33,9 100.904 78,7 120.909 44,2

BM&FBovespa 19.134 13,2 129 33,9 59.950 46,7 79.213 28,9

NYSE 742 0,5 - - 40.886 31,9 41.628 15,2

LATIBEX - - - - 68 0,1 68 -

Outros 296 0,2 252 66,1 43 - 591 0,1

TOTAL 145.031 100,0 381 100,0 128.243 100,0 273.655 100,0

58,6%

26,4%

1,1%

13,7%

0,2%

ON

Estado do Paraná

BNDESPAR

Eletrobras

Custódia da Bolsa

Outros

21,2%

78,6%

0,2%

PN

BNDESPAR

Custódia da Bolsa

Outros

31,1%

24,0%

0,6%

44,2%

0,1%

Total

Estado do Paraná

BNDESPAR

Eletrobras

Custódia da Bolsa

Outros


32


7.2 Desempenho das Ações

De janeiro a setembro de 2014, as ações ordinárias nominativas (ON - código CPLE3) e as ações preferenciais

nominativas classe B (PNB - código CPLE6) da COPEL estiveram presentes em 100% dos pregões da Bolsa de

Valores, Mercadoria e Futuros (BM&FBovespa).

As ações em circulação totalizaram 45% do capital da Companhia. Ao final de setembro de 2014, o valor de

mercado da COPEL, considerando as cotações de todos os mercados, era de R$ 7.682,8 milhões. Dos 70 papéis

que compõem a carteira teórica do IBOVESPA, as ações PNB da COPEL participam com 0,4% e com índice Beta

de 0,8. Na carteira do IEE (Índice Setorial de Energia Elétrica), a COPEL participa com 5,9%. No Índice de

Sustentabilidade Empresarial da BM&FBovespa (ISE), a COPEL tem participação de 0,9%.

Na BM&FBovespa, as ações ON fecharam o período cotadas a R$ 23,37 e as ações PNB a R$ 33,34, com variação

positiva de 4,8% e 9,2% respectivamente. No mesmo período o IBOVESPA teve variação positiva de 5,1%.

Na Bolsa de Valores de Nova Iorque (NYSE), as ações PNB são negociadas no “Nível 3” na forma de ADS’s, sob o

código ELP, as quais estiveram presentes em 100% dos pregões, fechando o período cotadas a US$ 13,67 com

variação positiva de 4,0%. Neste mesmo período o índice Dow Jones teve variação negativa de 15,3%.

No Latibex (Mercado de Valores Latino-Americano em Euros), vinculado à Bolsa de Valores de Madri, as ações

PNB da Companhia são negociadas sob o código XCOP, as quais estiveram presentes em 98% dos pregões,

fechando o período cotadas a € 10,89 com variação positiva de 14,6%. No mesmo período, o índice Latibex All

Shares teve variação positiva de 6,0%.

A tabela a seguir sintetiza o comportamento das ações da COPEL nos 9M14:

Total Média diária Total Média diária

Negócios 39.404 212 598.541 3.218

Quantidade 16.699.900 89.784 115.134.100 619.001

Volume (R$ mil) 369.524 1.987 3.695.811 19.870

Presença nos Pregões 186 100% 186 100%

Quantidade 605.889 6.658 106.424.426 566.087

Volume (US$ mil) 6.362 70 1.488.761 7.919

Presença nos Pregões 91 48% 188 100%

Quantidade - - 296.937 1.588

Volume (Euro mil) - - 3.075 16

Presença nos Pregões - - 187 98%

LATIBEX

ON

(CPLE3 / ELPVY)

PNB

(CPLE6 / ELP / XCOP)

BM&FBovespa

NYSE

Desempenho das Ações (Jan - Set/ 14)


33


7.3 Dividendos e JCP

Na tabela a seguir estão discriminadas as distribuições de Dividendos e/ou JCP a partir de 2010:

ON PNA PNB

Total 2010 281.460 0,98027 2,52507 1,07854

JCP¹ 2010 17/08/10 20/09/10 85.000 0,29662 0,32638 0,32638

Dividendos 2010 28/04/11 23/05/11 81.460 0,28328 1,04782 0,31167

JCP 2010 28/04/11 23/05/11 115.000 0,40037 1,15087 0,44049

Total 2011 421.091 1,46833 2,52507 1,61546

JCP¹ 2011 11/08/11 15/09/11 225.814 0,78803 0,86706 0,86706

JCP 2011 26/04/12 29/05/12 195.277 0,68030 1,65801 0,74840

Total 2012 268.554 0,93527 2,52507 1,02889

JCP¹ 2012 19/12/12 15/01/13 138.072 0,47920 2,52507 0,52720

Dividendos 2012 25/04/13 23/05/13 130.482 0,45607 - 0,50169

Total 2013 560.537 1,95572 2,52507 2,15165

JCP¹ 2013 13/11/13 16/12/13 180.000 0,62819 0,69111 0,69111

Dividendos ¹ 2013 13/11/13 16/12/13 145.039 0,50617 0,55688 0,55688

Dividendos 2013 24/04/14 28/05/14 235.498 0,82136 1,27708 0,90366

Total 2014 380.770 1,32885 1,46197 1,46197

JCP¹ 2014 24/10/14 21/11/14 30.000 0,10469 0,11519 0,11519

Dividendos ¹ 2014 24/10/14 21/11/14 350.770 1,22416 1,34678 1,34678

¹ Antecipação

R$ por AçãoTipo de Provento Exercício Aprovado Pagamento Valor Bruto R$ Mil


34


8. Performance Operacional

8.1 Geração

Em Operação

Copel Geração e Transmissão

A seguir são apresentadas as principais informações do parque gerador da Copel GeT e a energia produzida

entre janeiro e setembro de 2014.

UsinasCapacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MW médio)

Geração

(GWh)

Vencimento da

Concessão

Hidrelétricas 4.731,9 2.056,8 18.457,0

Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 1.676,0 576,0 4.873,5 23.05.2023

Gov. Ney Aminthas de B. Braga (Segredo) 1.260,0 603,0 5.760,0 15.11.2029

Gov. José Richa (Salto Caxias) 1.240,0 605,0 5.698,8 04.05.2030

Gov. Pedro V. Parigot de Souza (Capivari-Cachoeira) 260,0 109,0 1.126,0 07.07.2015

Mauá (1) 185,0 100,0 772,5 03.07.2042

Guaricana (2) 36,0 16,1 16,15 16.08.2026

Cavernoso II 19,0 10,6 27,1 27.02.2046

Chaminé 18,0 11,6 54,4 16.06.2026

Apucaraninha 10,0 6,7 9,81 12.10.2025

Mourão 8,2 5,3 40,4 07.07.2015

Derivação do Rio Jordão 6,5 5,9 38,5 15.11.2029

Marumbi 4,8 2,4 8,9 (3)

São Jorge 2,3 1,5 10,6 03.12.2024

Chopim I 2,0 1,5 9,2 07.07.2015

Rio dos Patos (4) - - 2,6 (5)

Cavernoso 1,3 1,0 1,5 07.01.2031

Melissa 1,0 0,6 4,2 (6)

Salto do Vau 0,9 0,6 2,3 (6)

Pitangui 0,9 0,1 0,6 (6)

Termelétrica 20,0 10,3 45,0

Figueira 20,0 10,3 45,0 26.03.2019

Eólica 2,5 0,5 3,2

Eólica de Palmas (7) 2,5 0,5 3,2 28.09.2029

TOTAL 4.754,4 2.067,6 18.505,1

(1) Corresponde a parcela da Copel (51% do empreendimento, de 363 MW).(2) Em processo de modernização.(3) Em homologação na ANEEL.(4) Garantia Física e Geração Verificada até 14.02.2014, data de vencimento da concessão. (5) A concessão venceu em 14.02.2014, no entanto, a Companhia permanecerá responsável pela prestação dos serviços de operação e manutenção até

que o vencedor da licitação assuma a usina. Neste período a Companhia receberá uma tarifa predefinida para prestação do serviço, nos termos da

Portaria MME 170/2014.(6) Usinas com capacidade inferior a 1 MW possuem apenas registro na ANEEL.(7) Geração média da eólica.


35


Participação em Empreendimentos de Geração

A COPEL tem participação em seis empreendimentos de geração de energia elétrica em fase operacional com

capacidade instalada total de 1.786,6 MW, sendo 606 MW ajustados à participação da COPEL, conforme

demonstrado a seguir:

EmpreendimentoCapacidade

Instalada

(MW)

Garantia Física

(MW médio)Sócios

PPA assinado

com

Vencimento da

Concessão

UTE Araucária

(UEG Araucária)484,1 365,2

COPEL - 20%

COPEL GeT - 60%

Petrobras - 20%

¹ 2029

UHE Santa Clara

(Elejor)123,4 72,4

COPEL - 70%

Paineira Participações - 30%

COPEL Dis

Consumidores

Livres

2036

UHE Fundão

(Elejor)122,5 67,9

COPEL - 70%

Paineira Participações - 30%

COPEL Dis

Consumidores

Livres

2036

UHE Dona Francisca

(DFESA)125,0 78,0

COPEL - 23,03%

Gerdau - 51,82%

Celesc - 23,03%

Desenvix - 2,12%

COPEL GeT 2033

PCH Júlio de Mesquita

Filho (Foz do Chopim)29,1 20,4

COPEL - 35,77%

Silea Participações - 64,23%

Consumidores

livres2030

UHE Lajeado

(Investco S.A.)902,5 526,6

COPEL - 0,82%

CEB Lajeado - 16,98%

Paulista Lajeado Energia S.A. - 5,94%

EDP Energias do Brasil S.A. - 4,57%

Lajeado Energia S.A. - 62,39%

Furnas Centrais Elétricas S.A. - 0,21%

Outros - 9,09%

² 2033

¹ A partir de 1º de fevereiro de 2014 a operação da Usina voltou a estar sob responsabilidade da UEGA. A UTE Araucária não possui contrato de disponibilidade e opera

sob a modalidade “merchant”.

² Os ativos da UHE Lajeado estão arrendados às demais concessionárias da mesma em frações ideais dos ativos existentes.

Em Construção


A Copel GeT está construindo duas usinas hidrelétricas que irão adicionar um total de 405 MW em capacidade

instalada ao seu parque gerador.

UsinasCapacidade Instalada

(MW)

Garantia Física

(MW médio)Participação

UHE Colíder 300 179,6 100% Copel GeT

UHE Baixo Iguaçu 350 172,830% Copel GeT

70 % Geração Céu Azul S.A

Total ¹ 405 231,4

¹ Ajustado à Participação da Copel no empreendimento.


36


Usina Hidrelétrica Colíder

No Leilão de Energia Nova nº 03/2010 ANEEL, realizado no dia 30 de julho de 2010, a Copel GeT conquistou a

concessão para implantação e exploração da UHE Colíder por 35 anos. O Contrato de Concessão nº 01/2011-

MME-UHE Colíder, de uso de bem público para geração de energia elétrica, foi celebrado entre a União e a

Copel GeT em 17 de janeiro de 2011.

A usina terá potência instalada de 300 MW e garantia física de 179,6 MW médios e está em implantação no rio

Teles Pires, no Estado do Mato Grosso. O investimento é de R$ 1,8 bilhão e o início da operação comercial está

previsto para dezembro de 2015. Foram negociados 125 MW médios à tarifa de R$ 103,40/MWh na data base

de 1º de agosto de 2010, com atualização pela variação do IPCA. A energia vendida será fornecida por 30 anos a

partir de janeiro de 2015, e a energia restante está disponível para comercialização.

A construção da barragem segue em ritmo acelerado e a estrutura principal do vertedouro está concluída. Estão

em andamento a montagem das comportas, a concretagem da casa de força e a montagem eletromecânica das

unidades geradora. Além disso, os 48 programas e subprogramas do projeto básico ambiental estão em

execução, destacando-se a supressão vegetal da área a ser alagada para formação do reservatório, cujos

trabalhos foram iniciados em julho de 2014.

Em decorrência dos fatos fortuitos ocorridos no início de 2013, o início da geração comercial da unidade 1 da

UHE Colíder está previsto para 30 de dezembro de 2015 e das unidades 2 e 3 para fevereiro e abril de 2016,

respectivamente. A Copel GeT irá pleitear junto ao órgão regulador o reconhecimento de excludente de

responsabilidade.

Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu

A Copel tem participação de 30% no Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu, responsável pela construção e

operação da UHE Baixo Iguaçu. A Usina terá potência instalada de 350 MW, garantia física de 172,8 MW médios

e está em construção no rio Iguaçu, entre os municípios de Capanema e Capitão Leônidas Marques, no sudoeste

do Paraná. Parte da energia a ser produzida (121 MW médios) foi comercializada no 7º Leilão de Energia Nova,

realizado em 30 de setembro de 2008, por R$ 98,98/MWh.

Os trabalhos estão suspensos desde junho de 2014 em decorrência de questões judiciais. O Tribunal Regional

Federal da 4.ª Região determinou a suspensão dos trabalhos, por entender que a construção não possuía a

anuência do ICMBio, instituto que administra o Parque Nacional do Iguaçu (a reserva natural fica a cerca de 500

metros do eixo da usina). O Consórcio responsável pelo empreendimento tem adotado as medidas necessárias

para a retomada da obra. O início da geração comercial da unidade 1 está previsto para 14 de dezembro de

2016 e das unidades 2 e 3 para fevereiro e abril de 2017, respectivamente.


37


Copel Renováveis

Complexo Eólico

A Copel está ampliando sua matriz de geração de energia com fontes renováveis através da construção de um

Complexo Eólico no Rio Grande do Norte, formado por 18 empreendimentos, já concluídos ou em fase de

construção, que totalizam 473,2 MW de capacidade instalada estimada, conforme tabela a seguir:

Empreendimento

Capacidade

Instalada

(MW)

Garantia Física

(MWméd)Preço ¹

Início de

Suprimento

CAPEX

(R$ milhões)

Valor do Prêmio

(R$ milhões)Localização do Parque

Vencimento da

Autorização

2º LFA 2010 ² (26/08/2010) 202,0 98,5 134,98 782,3 340,6

Boa Vista 3 14,0 6,3 137,99 São Bento do Norte 26/04/2046

Olho d'Água 3 30,0 15,3 133,97 São Bento do Norte 21/05/2046

São Bento do Norte 3 30,0 14,6 133,97 São Bento do Norte 18/05/2046

Farol 3 20,0 10,1 133,97 São Bento do Norte 19/04/2046

Nova Eurus IV 27,0 13,7 135,40 Touros 27/04/2046

Nova Asa Branca I 27,0 13,2 135,40 S. Miguel Gostoso 25/04/2046

Nova Asa Branca II 27,0 12,8 135,40 Parazinho 31/05/2046

Nova Asa Branca III 27,0 12,5 135,40 Parazinho 31/05/2046

4º LER 2011 5 (18/08/2011) 75,6 40,7 101,81 286,6 68,9

Santa Maria 29,7 15,7 101,98 João Câmara 08/05/2047

Santa Helena 29,7 16,0 101,98 João Câmara 04/04/2047

Ventos de Santo Uriel 16,2 9,0 101,19 mar/15 João Câmara 09/04/2047

6º LER 20145 (31/10/2014) 195,6 71,4 144,0 755,0 9,4

Dreen Cutia6 25,2 9,6 144,00 97,6 Pedra Grande 05/01/2042

Dreen Guajiru6 21,6 8,3 144,00 83,8 Pedra Grande 05/01/2042

Esperança do Nordeste6 30,0 9,1 144,00 116,1 São Bento do Norte s7

GE Jangada6 30,0 10,3 144,00 114,9 São Bento do Norte 05/01/2042

GE Maria Helena6 30,0 12,0 144,00 114,9 São Bento do Norte 05/01/2042

Paraíso dos Ventos do Nordeste6 30,0 10,6 144,00 115,7 São Bento do Norte s7

Potiguar6 28,8 11,5 144,00 112,1 São Bento do Norte s7

Total 473,2 210,6 131,63 1.823,9 409,5

¹ Preço histórico. Valor será atualizado pelo IPCA.

5 LER - Leilão de Energia de Reserva6 O valor do CAPEX corresponde ao registrado na EPE

9,4

3 O valor do prêmio desses parques considera os R$ 14,0 milhões pagos em 2011, referentes à participação de 49,9%.

dez/2014 4 382,4 123,5

² LFA - Leilão de Fontes Alternativas

217,1

68,9

mar/15 399,9

286,6dez/14

4 A Aneel atestou que as unidades geradoras dos parques atenderam aos requisitos para serem consideradas aptas a entrarem em operação a partir de 1º de setembro de 2013. No entanto, a operação

comercial terá início após a conclusão das obras das instalações de transmissão destinada ao acesso à Rede Básica de responsabilidade do agente de distribuição/transmissão. Os empreendimentos serão

remunerados pela receita fixa prevista em seus respectivos contratos, que atualmente é cerca de R$ 63,9 milhões/ano.

7 Em processo de Outorga / Autorização.

out/17

No 6º Leilão de Energia de Reserva (LER), realizado em 31 de outubro de 2014, a COPEL comercializou 71,2 MW

médios de energia do Complexo Eólico Cutia pelo preço de R$ 144,00/MWh (preço teto do leilão). Os sete

parques eólicos possuem, em conjunto, potência de 195,6 MW, garantia física de 71,4 MW médios e serão

construídos nos municípios de Pedra Grande e São Bento do Norte, no Rio Grande do Norte.

Toda a energia a ser produzida pelos parques eólicos foi comercializada por meio de contratos de 20 anos.

Adicionalmente, a Copel possui projetos eólicos que somam 411 MW em carteira, ver mais detalhes no item

8.6.


38


Participação em Parques Eólicos

Recentemente, a COPEL negociou com a Voltalia Energia do Brasil Ltda. – Voltalia, a aquisição de 49% de

participação no Complexo Eólico São Miguel do Gostoso, localizado no Estado do Rio Grande do Norte.

O Complexo Eólico São Miguel do Gostoso - já em fase de implantação - é composto por 4 parques eólicos com

108 MW de capacidade instalada. A energia foi comercializada no 4º Leilão de Energia de Reserva ao preço

médio de R$ 98,92 /MWh em contratos de 20 anos com início de suprimento em abril de 2015.

EmpreendimentoCapacidade Instalada¹

(MW)

Garantia Física

(MWméd)Preço²

Início de

Suprimento

CAPEX³

(R$ milhões)

Participação

(%)

Localização do

Parque

Vencimento da

Autorização

4º LER4 2011 (18/08/2011)

Carnaúbas 27,0 13,1 127,1

Reduto 27,0 14,4 128,9

Santo Cristo 27,0 15,3 128,9

São João 27,0 14,3 128,9

Total 108,0 57,1 98,92 513,9

² Preço histórico. Valor será atualizado pelo IPCA.

³ CAPEX estimado pela Aneel na data do leilão.

jul/47

4 LER - Leilão de Energia de Reserva.

abr/1598,92 São Miguel do

Gostoso (RN)

49% COPEL

51% Voltalia

¹ A capacidade instalada prevista no Leilão foi alterada de acordo com as características dos equipamentos da Acciona Windpower, respeitando o volume de energia vendido.

8.2 Transmissão

Operação

A tabela a seguir apresenta os contratos de concessão de transmissão e o dimensionamento do parque de

subestações e linhas de transmissão em operação:

LT

Extensão (km) Quantidade MVA

Copel GeT 060/2001 Diversos 1.889 32 12.052 150,1 dez/42

Copel GeT 075/2001 LT Bateias - Jaguariaiva 137 - - 16,5 jul/31

Copel GeT 006/2008 LT Bateias - Pilarzinho 32 - - 0,9 mar/38

Copel GeT 027/2009 LT Foz - Cascavel Oeste 116 - - 10,1 nov/39

Copel GeT 015/2010 SE Cerquilho III - 1 300 4,2 out/40

Subtotal Copel GeT ² 2.174 33 12.352 181,8

Costa Oeste Copel Get - 51%

Eletrosul - 49%

001/2012LT Cascavel Oeste - Umuarama Sul

SE Umuarama Sul143 1 300 5,4 jan/42

Transm. Sul BrasileiraCopel GeT - 20%

Eletrosul - 80%

004/2012 Nova Sta Rita - Camaquã 798 1 300 11,5 mai/42

Caiuá TransmissoraCopel GeT - 49%

Elecnor - 51%

007/2012

LT Guaíra - Umuarama Sul

LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste

SE Santa Quitéria / SE Cascavel Norte

136 2 700 10,1 mai/42

Subtotal SPEs ³ 1.077 4 1.300 27,0

Total 3.251 37 13.652 208,8

¹ Proporcional à participação da Copel no empreendimento.

² Resultado Consolidado.

³ Resultado por Equivalência Patrimonial.

SE Vencimento da

Concessão

RAP ¹

(R$ milhões)Subsidiária / SPE

Contrato de

ConcessãoEmpreendimento


39


Em construção

A Copel GeT está ampliando significativamente a sua participação no segmento de transmissão por meio de

investimentos próprios e parcerias em SPEs. Em conjunto, os empreendimentos equivalem a um total de 4.837

km de linhas de transmissão e 11 subestações que irão proporcionar uma RAP atualizada de R$ 691,0 milhões,

sendo R$ 353,6 milhões referentes à participação da Copel GeT nos empreendimentos. A seguir estão descritas

as principais obras de transmissão em andamento.

Subsidiária / SPE LeilãoAssinatura

do ContratoEmpreendimento Local km SE Participação RAP¹ CAPEX ²

Entrada Em

Operação

Vencimento da

Concessão

COPEL GeT 001/10 out/10 LT Araraquara II — Taubaté SP 356 - 100% COPEL GeT 26,0 250,0 dez/15 out/40

COPEL GeT 005/12 ago/12LT Londrina - Figueira

LT Foz do Chopim - Sa l to OsórioPR 98 - 100% COPEL GeT 4,7 37,0 fev/15 ago/42

COPEL GeT 007/12 fev/13LT Ass is — Paraguaçu Paul is ta II

SE Paraguaçu Paul is ta IISP 37 1 100% COPEL GeT 6,5 57,8 jun/15 fev/43

COPEL GeT 007/13 jan/14 LT Bateias - Curi tiba Norte PR 33 1 100% COPEL GeT 6,7 69,0 jul/16 jan/44

COPEL GeT 001/14 set/14 LT Foz do Chopim - Realeza PR 53 1 100% COPEL GeT 5,7 49,0 mar/17 set/44

COPEL GeT 001/14 set/14 LT Ass is – Londrina SP / PR 120 - 100% COPEL GeT 15,0 135,0 set/17 set/44

Subtotal Copel GeT 697 3 64,6 597,8

Marumbi 006/11 mai/12 LT Curi tiba - Curi tiba Leste PR 28 180% COPEL GeT

20% Eletrosul15,1 111,0 mar/15 mai/42

Integração

Maranhense 006/11 mai/12 LT Açai landia - Miranda II MA 365 -

49% COPEL GeT

51% Elecnor31,0 360,0 nov/14 mai/42

Matrinchã 002/12 mai/12 LT Paranaíta - Ribeirãozinho MT 1.005 349% COPEL GeT

51% State Grid145,0 1.800,0 abr/15 mai/42

Guaraciaba 002/12 mai/12 LT Ribeirãozinho - MarimbondoMT / GO /

MG600 1

49% COPEL GeT

51% State Grid83,8 900,0 abr/15 mai/42

Paranaíba 007/12 mai/13 LT Barreiras II - Pi rapora IIBA / MG /

GO967 -

24,5% COPEL GeT

24,5% Furnas

51% State Grid

100,3 960,0 mai/16 mai/43

Mata de Santa

Genebra007/13 mai/14 LT Araraquara II - Bateias SP / PR 847 3

50,1% COPEL GeT

49,9% Furnas174,4 1.566,0 out/17 mai/44

Cantareira 001/14 set/14 LT Estrei to - Fernão Dias SP / MG 328 -49% Copel GeT

51% Elecnor76,9 624,0 mar/18 set/44

Subtotal SPEs 4.140 8 626,4 6.321,0

Total 4.837 11 691,0 6.918,8

¹ Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel 1.756/2014 de 24/06/2014. (R$ milhões).

² Valor de referência da ANEEL (R$ milhões).

8.3 Distribuição

No negócio distribuição, a Copel atende mais de 4,2 milhões de consumidores de energia em 1.113 localidades,

pertencentes a 394 municípios do Paraná e um em Santa Catarina. A Copel Distribuição opera e mantem as

instalações nos níveis de tensão 34,5 kV, 69, 138 e algumas de 230kV.


40


Tensão Km SE MVA

13,8 kV 101.323,7 - -

34,5 kV 82.014,4 230 1.545,0

69 kV 727,2 35 2.412,5

88 kV¹ - - 5,0

138 kV 5.153,5 96 6.730,2

230 kV 123,5 - -

Total 189.342,3 361 10.692,7

¹ Não automatizada. Redes Compactas

A Copel Distribuição vem implantando redes compactas em áreas urbanas com elevado grau de arborização nas

proximidades das redes de distribuição. Essa tecnologia evita cortes e podas de árvores e melhora a qualidade

do fornecimento, pois reduz o número de desligamentos. Ao final de setembro de 2014, a extensão das redes

compactas de distribuição instaladas era de 6.194 km.

Redes Secundárias Isoladas

A Copel Distribuição também está investindo em redes secundárias isoladas em baixa tensão (127/220V), as

quais apresentam vantagens significativas em relação à rede aérea convencional, tais como: melhorar os

indicadores DEC e FEC, dificultar o roubo de energia, melhorar as condições do meio ambiente, reduzir a área de

podas, aumentar a segurança, reduzir a queda de tensão ao longo da rede e aumentar a vida útil dos

transformadores pela redução do número de curtos-circuitos na rede, entre outras.

Ao final de setembro de 2014, a extensão das redes de distribuição secundárias isoladas instaladas totalizava

11.872 km.

Qualidade de Fornecimento

Os dois principais indicadores da qualidade do fornecimento de energia elétrica são o DEC e o FEC. O

desempenho desses indicadores e do tempo de espera é mostrado no gráfico a seguir:

11,510,6 10,3

8,0

9,5

8,3 7,8 8,1

8,2 7,6 7,05,2

10,1

7,05,9 5,6 5,8 6,5

14,1 13,613,2

12,912,212,8 12,0

11,110,7

10,0

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

2010 2011 2012 2013 9M14

DEC Apurado FEC Apurado Limite Anual Aneel DEC Limite Anual Aneel FEC


41


8.4 Telecomunicações

A Copel Telecomunicações possui um backbone óptico composto por uma rede de transmissão de altíssima

capacidade e uma rede de acesso óptico de atendimento aos clientes. A rede de acesso pode ser multiponto

(GPON) ou ponto a ponto, conectando assim os clientes à rede de transmissão da Copel Telecom e provendo os

serviços contratados.

Em setembro de 2014, a rede de cabos de backbone era de 9.586 km e de cabos de acesso 17.382 km.

Atualmente são atendidos os 399 municípios do estado do Paraná e mais 2 em Santa Catarina. A Copel Telecom

tem apresentado expansão significativa em sua base de clientes nos últimos anos, conforme gráfico a seguir.

980 1.442

3.141

8.270

17.130

2010 2011 2012 2013 9M14

Número de Clientes - Copel Telecomunicações

Rede de Fibra Óptica - Copel Telecomunicações

Mapa do Estado do Paraná


42


8.5 Participações

Outros Setores

A COPEL tem participação em empresas de gás, telecomunicações, saneamento e serviços, conforme

apresentado na tabela a seguir:

Empreendimento Setor Sócios

Dominó Holdings S.A. SaneamentoCOPEL - 49,0%

Andrade Gutierrez - 51,0%

Sanepar Saneamento

COPEL - 7,6%

Governo do Estado do Paraná - 58,7%

Dominó Holdings S.A. - 12,2%

Daleth Participações - 8,3%

Andrade Gutierrez - 2,1%

Outros - 11,1%

Compagas Gás

COPEL - 51,0%

Mitsui Gás - 24,5%

Gaspetro - 24,5%

Paraná Gás Exploração e Produção S.A Petróleo e gás natural

COPEL - 30,0%

Petra Energia 1 - 30,0%

Bayar Participações -30,0%

Tucumann Engenharia - 10,0%

Sercomtel S.A. Telecom TelecomunicaçãoCOPEL - 45,0%

Município de Londrina - 55,0%

Carbocampel S.A. Exploração de CarvãoCOPEL - 49,0%

Carbonífera Cambuí - 51,0%

Escoelectric Ltda ServiçosCOPEL - 40,0%

Lactec - 60,0%

Copel-Amec Ltda 2 Serviços

COPEL - 48,0%

Amec - 47,5%

Lactec - 4,5%1 Empresa Operadora 2 Em liquidação


43


Informações Contábeis

Na tabela a seguir apresentamos informações contábeis do 9M14 referentes às participações da COPEL:

R$ mil

Participações Ativo TotalPatrimônio

Líquido¹Rec. Oper. Líquida Lucro Líquido

Controladas

Compagas S.A. 465.101 282.728 1.270.394 47.417

Elejor S.A. 738.013 101.648 182.172 31.461

UEG Araucária Ltda 1.157.393 1.018.686 1.508.902 316.932

Controladas em Conjunto

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 91.207 44.220 44.696 1.616

Caiuá Transmissora de Energia S.A. 234.905 91.901 84.480 9.619

Mata de Santa Genebra S.A 101.675 53.164 41.853 (1.334)

Dominó Holdings S.A. 465.903 450.501 - 75.383

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP Sul) S.A. 589.516 102.447 343.113 23.205

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 370.229 128.336 79.554 1.846

Marumbi Transmissora de Energia S.A. 99.714 44.624 64.498 7.328

Matrinchã Transmissora de Energia (TP Norte) S.A. 1.297.154 246.296 635.001 46.300

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 226.497 222.565 138.906 6.706

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 665.493 347.618 164.342 11.836

Cantareira Transmissora S.A 1 1 - -

Voltália São Miguel do Gostoso Participações S.A 105.277 86.660 - (8)

Coligada

Sanepar 7.156.117 3.592.276 1.939.392 321.259

Dona Francisca Energética S.A. 255.483 225.870 81.794 30.891

Foz do Chopim Energética Ltda 47.223 42.469 30.095 18.334

¹ Dados ajustados às práticas da COPEL.

8.6 Novos Projetos

Parques Eólicos em Carteira

A COPEL possui 411 MW de capacidade instalada estimada em projetos eólicos. Esses empreendimentos,

quando em operação comercial, acrescentarão 224 MW médio ao portfólio de energia da Companhia.

EmpreendimentoCapacidade Instalada

(MW)

Garantia Física

(MWméd)

N.S. Conceição do NE 12,0 6,8

Fazenda Nova do NE 12,0 7,3

Dreen Pedra Grande 27,0 15,2

Complexo Alto Oriente 171,0 87,7

Complexo Jandaira 120,0 69,3

Complexo Caiçara do Norte 69,0 37,7

Total 411,0 224,0


44


Usina Hidrelétrica São Jerônimo

O projeto compreende o futuro aproveitamento hidrelétrico São Jerônimo, com potência instalada prevista de

331 MW, localizado no rio Tibagi, no Estado do Paraná. A implantação do empreendimento terá como base a

concessão de uso do bem público constante no Edital de Leilão ANEEL 02/2001 e que está adjudicada ao

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

autorização do Congresso Nacional, em conformidade com o artigo 231, parágrafo 3º, da Constituição Federal,

visto que o reservatório da usina atinge áreas indígenas.

Projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs)

A COPEL possui participação em alguns projetos de geração em PCHs que somam 206,2 MW de capacidade

instalada. A tabela a seguir apresenta as características desses projetos:

Projeto Hidrelétrico

PCH

Capacidade Instalada Estimada

(MW)

Energia Assegurada Estimada

(MW médio)

Participação da COPEL

(%)

PCH Bela Vista 29,0 18,0 36,0

PCH Dois Saltos 25,0 13,6 30,0

PCH Foz do Curucaca 29,5 16,2 15,0

PCH Salto Alemã 29,0 15,9 15,0

PCH São Luiz 26,0 14,3 15,0

PCH Pinhalzinho 10,9 5,9 30,0

PCH Alto Chopim 20,3 11,2 15,0

PCH Burro Branco 10,0 5,1 30,0

PCH Rancho Grande 17,7 9,7 15,0

PCH Foz do Turvo 8,8 4,7 30,0

Total 206,2 114,6

Aproveitamentos Hidrelétricos Inventariados no Rio Piquiri

As quatro usinas hidrelétricas que compõem o aproveitamento hidrelétrico do rio Piquiri, no Estado do Paraná,

tiveram seus estudos de viabilidade apresentados pela Copel GeT e aceitos pela ANEEL em 2012. A tabela a

seguir lista essas usinas, que totalizam 459,3 MW de capacidade instalada:

Projeto Capacidade Instalada Estimada (MW)

UHE Apertados¹ 139,0

UHE Comissário 140,0

UHE Foz do Piquiri 93,2

UHE Ercilândia¹ 87,1

¹ Projetos pré-habilitados para o 20° Leilão A-5. Pendentes de Licença Ambiental Prévia.

As audiências públicas, pré-requisito legal para a emissão de licença ambiental prévia pelo órgão ambiental

licenciador (Instituto Ambiental do Paraná – IAP), das usinas hidrelétricas Apertados e Ercilândia foram

realizadas entre os dias 03 e 06 de novembro de 2014. A licença ambiental prévia é condição para a habilitação

técnica dos empreendimentos nos leilões de energia nova promovidos pela ANEEL.


45


Complexo Hidrelétrico do Tapajós

A COPEL assinou Acordo de Cooperação Técnica com outras oito empresas para desenvolver estudos nos rios

Tapajós e Jamanxim, na região Norte do Brasil, compreendendo a avaliação ambiental da Bacia do rio Tapajós e

estudos de viabilidade do Complexo do rio Tapajós, composto por cinco usinas, totalizando 10.682 MW de

capacidade instalada.

As usinas que atualmente estão em estudo são: Jatobá, com 2.338 MW, e São Luiz do Tapajós, a maior delas,

com 6.133 MW, ambas no rio Tapajós. Já no rio Jamanxim, serão estudadas futuramente as Usinas de Cachoeira

do Caí (802 MW), Cachoeira dos Patos (528 MW) e Jamanxim (881 MW).

O Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica da Usina de São Luiz do Tapajós (EVTE) foi entregue à Aneel em

abril de 2014. O documento apresenta o estudo das condições econômicas e técnicas que compõem um dos

aspectos da viabilidade de se construir a usina, a qual alcança uma capacidade instalada estimada de 8.000 MW.

A agência agora fará a análise do estudo e concluir esse processo que fará parte da documentação que

subsidiará o edital de licitação da concessão da usina.

Exploração e Produção de Petróleo e Gás

Em 28 de novembro de 2013, na 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e

Biocombustíveis (ANP), a SPE Paraná Gás Exploração e Produção S.A., formada pela participação da COPEL

(30%), Bayar Participações (30%), Tucumann Engenharia (10%) e Petra Energia (30%), essa última na condição

de empresa operadora, conquistou o direito de explorar, desenvolver e produzir petróleo e gás natural em

quatro blocos localizados na região centro-sul do Estado do Paraná, numa área correspondente a 11.297 km².

Com investimento total de cerca de R$ 78,1 milhões, a primeira fase da exploração terá duração prevista de seis

anos.

Bônus de Assinatura: R$ 12,5 milhões Programa Exploratório: R$ 78,1 milhões


46


9. Outras Informações

9.1 Recursos Humanos

O quadro de pessoal da COPEL encerrou os primeiros nove meses

de 2014 com 8.631 empregados, distribuídos conforme

demonstrado no gráfico ao lado. Até setembro de 2014, a COPEL

apresentou uma redução de 3,4% no número de empregados em

comparação ao mesmo período do ano anterior. A tabela a seguir

demonstra a evolução do quadro de pessoal da Companhia e suas

subsidiárias nos últimos 4 anos:

Quadro de Pessoal 2011 2012 2013 9M14

Geração e Transmissão 1.863 1.841 1.702 1.562

Distribuição 7.034 7.169 6.375 6.107

Telecomunicações 503 458 434 597

Holding - - 136 336

Participações - - - 11

Renováveis - - - 18

TOTAL 9.400 9.468 8.647 8.631

Ao final de setembro de 2014 a Copel Distribuição contava com 4.291.924 consumidores, cuja relação com o seu

quadro de empregados é de 703 consumidores por empregado.

A Compagas, a Elejor e a UEG Araucária, empresas consolidadas com a COPEL, contavam com 158, 7, e 14

empregados, respectivamente.

GeT18%

Dis71%

Telecom7%

Outras4%


47


9.2 Principais Indicadores Físicos

Copel GeT Copel GeT

Em operação 4.754,4 Em operação

Hidrelétrica 18 4.731,9 Linhas de Transmissão (km) 2.205

Termelétrica 1 20,0 Subestações (quantidade) 33

Eólica 1 2,5 Em construção

Em construção 405,0 Linhas de Transmissão (km) 697

Hidrelétrica 2 405,0 Subestações (quantidade) 3

Copel Holding Participações

Em operação 94,0 Em operação

Parques eólicos 4 94,0 Linhas de Transmissão (km) 1.077

Em construção 379,2 Subestações (quantidade) 4

Parques eólicos 14 379,2 Em construção

Participações Linhas de Transmissão (km) 4.140

Em operação 606,0 Subestações (quantidade) 8

Hidrelétrica 5 218,7

Termelétrica 1 387,3

Em construção 108,0

Parques eólicos 4 108,0 Linhas e redes de distribuição (km) 189.342

Subestações 361

Potência instalada em subestações (MVA) 10.693

Municípios atendidos 395

9.586 Localidades atendidas 1.113

17.382 Consumidores cativos 4.291.924

Cidades atendidas no Paraná 399 Consumidores por empregado da Dis 703

2 DEC (em horas e centesimal de hora) 10,05

Clientes 17.130 FEC (em número de interrupções) 6,51

8.631

1.562 Copel Participações 11

6.107 Copel Renováveis 18

597 Copel Holding 336 Copel Telecomunicações

Número total de empregados

Telecomunicações

Transmissão

Distribuição

Administração

Geração Capacidade

Instalada (MW)

Cabos ópticos de acesso - urbano (km)

Cabos ópticos de backbone - interurbano (km)

Cidades atendidas em Santa Catarina




48


9.3 Teleconferência sobre Resultados do 3T14

Detalhes sobre a teleconferência que a COPEL fará sobre os Resultados do 3T14:

Terça-feira, 18 de novembro de 2014, às 15:00 (horário de Brasília)

Telefone para acesso (11) 3127-4971 ou (11) 3728-5971

Código: COPEL

A teleconferência também será transmitida ao vivo pela internet no endereço eletrônico: www.copel.com/ri

Solicitamos conectar com 15 minutos de antecedência.

Relações com Investidores – COPEL

[email protected]

Telefone: (41) 3222-2027

Informações contidas neste documento podem incluir considerações futuras e refletem a percepção atual e

perspectivas da diretoria sobre a evolução do ambiente macroeconômico, condições da indústria, desempenho

da Companhia e resultados financeiros. Quaisquer declarações, expectativas, capacidades, planos e conjecturas

contidos neste documento, que não descrevam fatos históricos, tais como informações a respeito da declaração

de pagamento de dividendos, a direção futura das operações, a implementação de estratégias operacionais e

financeiras relevantes, o programa de investimento, os fatores ou tendências que afetem a condição financeira,

liquidez ou resultados das operações são considerações futuras de significado previsto no “U.S. Private Securities

Litigation Reform Act” de 1995 e contemplam diversos riscos e incertezas. Não há garantias de que tais

resultados venham a ocorrer. As declarações são baseadas em diversos fatores e expectativas, incluindo

condições econômicas e mercadológicas, competitividade da indústria e fatores operacionais. Quaisquer

mudanças em tais expectativas e fatores podem implicar que o resultado real seja materialmente diferente das

expectativas correntes.

http://www.copel.com/ri


49


Anexos I – Fluxo de Caixa Consolidado

Fluxo de Caixa Consolidado 9M14 9M13

Fluxos de caixa das atividades operacionais

Lucro líquido do exercício 1.064.752 923.222

Ajustes para a reconciliação do lucro líquido do período com a geração de caixa das atividades

operacionais1.528.641 1.231.156

Depreciação 272.528 265.189

Amortização de intangível - concessão 184.042 169.783

Amortização de intangível - outros 5.330 5.075

Amortização de investimentos - di rei to de concessão e autorização 565 565

Variações monetárias e cambia is não rea l izadas - l íquidas 237.690 11.245

Remuneração de contas a receber vinculadas à concessão (45.210) (22.756)

Resultado da equiva lência patrimonia l (120.051) (57.032)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 674.926 567.056

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos (244.088) (130.604)

Provisão para créditos de l iquidação duvidosa 67.680 33.423

Provisão (reversão) para perdas com créditos tributários 1.657 (624)

Reversão de provisão para perdas com desvalorização de investimentos (2.168) -

Provisões (reversões) para l i tígios 206.576 118.280

Provisão para benefícios pós-emprego 157.528 146.555

Provisão para pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 84.018 58.940

Ba ixas de contas a receber vinculadas à concessão 20.660 41.977

Ba ixas de investimentos 20.590

Resultado das ba ixas de imobi l i zado 2.460 9.523

Resultado das ba ixas de intangíveis 3.908 14.561

Redução (aumento) dos ativos (286.278) 409.912

Aumento (redução) dos passivos (1.089.574) (1.324.316)

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 1.217.541 1.239.974

Fluxos de caixa das atividades de investimento

Apl icações financeiras (192.292) 172.172

Adições em investimentos (395.526) (393.995)

Adições no imobi l i zado (639.563) (255.684)

Adições no intangível vinculado à concessão (827.378) (722.713)

Adições no intangível - di rei to de concessão e autorização (34.834) -

Participação financeira do consumidor 127.673 115.104

Adições em outros intangíveis (19.824) (279.465)

Caixa líquido gerado (utilizado) nas atividades de investimento (1.981.744) (1.364.581)

Fluxos de caixa das atividades de financiamento

Ingresso de empréstimos e financiamentos obtidos com terceiros 121.556 217.450

Emissão de Debêntures 1.373.982 203.000

Amortização de principa l de empréstimos e financiamentos (402.602) (36.295)

Amortização de principa l de debêntures (30.456) -

Dividendos e juros sobre o capita l próprio pagos (249.787) (186.949)

Caixa líquido utilizado pelas atividades de financiamento 812.693 197.206

Total dos efeitos no caixa e equivalentes a caixa 48.490 72.599

Saldo inicia l de ca ixa e equiva lentes a ca ixa 1.741.632 1.459.217

Sa ldo fina l de ca ixa e equiva lentes a ca ixa 1.790.122 1.531.816

Variação no caixa e equivalentes a caixa 48.490 72.599

R$ mil


50


Anexos II – Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais

Demonstração do Resultado – Copel Geração e Transmissão

3T14 2T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

RECEITA OPERACIONAL 641.141 810.142 597.220 7,4 2.294.432 2.021.102 13,5

Fornecimento de energia elétrica 148.118 121.833 116.988 26,6 379.358 342.107 10,9

Suprimento de energia elétrica 373.702 570.502 404.654 (7,6) 1.571.690 1.474.454 6,6

Disponibi l idade da rede elétrica (TUST) 57.137 41.584 39.741 43,8 144.382 112.714 28,1


Outras recei tas operacionais 12.419 8.811 11.623 6,8 32.298 33.164 (2,6)

Custos e Despesas Operacionais (530.181) (385.794) (360.580) 47,0 (1.277.258) (1.049.996) 21,6

Energia elétrica comprada para revenda (175.614) (30.601) (28.616) 513,7 (225.286) (91.689) 145,7



Planos previdenciário e ass is tencia l (12.427) (12.110) (12.982) (4,3) (37.479) (36.025) 4,0

Materia l (4.364) (3.125) (4.374) (0,2) (12.321) (10.689) 15,3

Matéria-prima e insumos para produção de energia (6.521) (5.434) (5.190) 25,6 (15.891) (17.810) (10,8)

Serviços de terceiros (26.459) (26.067) (25.430) 4,0 (81.036) (71.230) 13,8





RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 65.515 84.636 7.682 752,8 239.863 34.705 591,1

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 176.475 508.984 244.322 (27,8) 1.257.037 1.005.811 25,0

RESULTADO FINANCEIRO 36.819 35.906 20.480 79,8 108.679 82.742 31,3

Receitas financeiras 44.903 44.948 30.126 49,1 135.699 111.015 22,2

Despesas financeiras (8.084) (9.042) (9.646) (16,2) (27.020) (28.273) (4,4)

LUCRO OPERACIONAL 213.294 544.890 264.802 (19,5) 1.365.716 1.088.553 25,5

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (47.807) (155.128) (86.884) (45,0) (378.912) (354.863) 6,8

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (79.461) (191.680) (109.250) (27,3) (487.588) (470.559) 3,6

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 31.654 36.552 22.366 41,5 108.676 115.696 (6,1)

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 165.487 389.762 177.918 (7,0) 986.804 733.690 34,5

LAJIDA 248.552 581.649 314.130 (20,9) 1.475.032 1.216.337 21,3

R$ mil



51


Demonstração do Resultado – Copel Distribuição

3T14 2T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

RECEITA OPERACIONAL 2.069.990 1.617.696 1.526.869 35,6 5.327.418 4.323.296 23,2


Suprimento de energia elétrica 137.882 41.219 25.578 439,1 205.320 74.180 176,8

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 548.288 479.845 489.743 12,0 1.559.455 1.430.257 9,0


Outras receitas operacionais 33.142 43.524 29.384 12,8 114.099 101.131 12,8

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (1.967.265) (1.968.033) (1.536.521) 28,0 (5.650.147) (4.437.388) 27,3

Energia elétrica comprada para revenda (1.179.253) (1.230.882) (884.245) 33,4 (3.445.283) (2.479.599) 38,9




Materia l (13.805) (14.198) (10.577) 30,5 (40.745) (37.837) 7,7

Serviços de terceiros (71.971) (70.706) (75.210) (4,3) (205.269) (225.458) (9,0)





LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 102.725 (350.337) (9.652) - (322.729) (114.091) 182,9

RESULTADO FINANCEIRO (24.745) 27.330 73.929 - 58.410 181.166 (67,8)

Receitas financeiras 16.283 63.114 131.839 (87,6) 183.050 337.444 (45,8)

Despesas financeiras (41.028) (35.784) (57.910) (29,2) (124.640) (156.278) (20,2)

LUCRO OPERACIONAL 77.980 (323.007) 64.277 21,32 (264.319) 67.075 -

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (26.645) 108.685 (22.121) 20,45 86.757 (24.437) -

Imposto de renda e contribuição socia l (2.337) 2.549 3 - (2.337) (45.335) (94,8)

Imposto de renda e contribuição socia l di feridos (24.308) 106.136 (22.124) - 89.094 20.898 326,3

LUCRO LÍQUIDO/(PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO 51.335 (214.322) 42.156 21,8 (177.562) 42.638 -

LAJIDA 158.213 (295.484) 41.779 278,7 (157.989) 37.368 -

R$ mil



52


Demonstração do Resultado – Copel Telecomunicações

3T14 2T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

RECEITA OPERACIONAL 54.139 49.179 48.100 12,6 151.681 139.659 8,6

Receita de Telecomunicações 52.641 47.646 46.398 13,5 147.077 134.565 9,3

Outras receitas operacionais 1.498 1.533 1.702 (12,0) 4.604 5.094 (9,6)

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (32.091) (29.357) (30.723) 4,5 (89.397) (88.805) 0,7

Pessoal e adminis tradores (12.622) (11.326) (12.195) 3,5 (34.272) (37.451) (8,5)


Materia l (411) (296) (287) 43,3 (994) (1.048) (5,1)

Serviços de terceiros (5.795) (5.284) (4.975) 16,5 (15.366) (13.425) 14,5

Depreciação e amortização (7.145) (7.119) (7.105) 0,6 (21.057) (21.256) (0,9)

Provisões e reversões (808) (581) (489) 65,2 (2.540) (2.059) 23,4

Outros custos e despesas operacionais (3.256) (2.901) (3.335) (2,4) (9.198) (7.690) 19,6

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 22.048 19.822 17.377 26,9 62.284 50.854 22,5

RESULTADO FINANCEIRO 724 746 1.105 (34) 2.711 2.619 3,5

Receitas financeiras 1.110 1.132 1.493 (25,7) 3.278 3.714 (11,7)

Despesas financeiras (386) (386) (388) (0,5) (567) (1.095) (48,2)

LUCRO OPERACIONAL 22.772 20.568 18.482 23,2 64.995 53.473 21,5

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (7.671) (6.979) (6.125) 25,2 (21.999) (17.981) 22,3

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (8.520) (6.263) (5.942) 43,4 (22.920) (17.891) 28,1

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 849 (716) (183) - 921 (90) -

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 15.101 13.589 12.357 22,2 42.996 35.492 21,1

LAJIDA 29.193 26.941 24.482 19,2 83.341 72.110 15,6

R$ mil



53


Anexos III – Demonstrações Financeiras por Empresa

Balanço Patrimonial por Empresa

Ativo - Set/14 GeT DIS TEL COM ELE UEGA OUTRAS ¹ HOL Elimin. e

Reclassif. CONSOLIDADO

CIRCULANTE 1.884.149 2.010.520 54.374 163.244 61.857 756.579 282.699 746.714 (550.845) 5.409.291

Caixa e equiva lentes de ca ixa 1.021.027 230.743 11.481 36.686 39.910 3.987 279.557 166.731 - 1.790.122

Títulos e va lores mobi l iários 106.284 47.446 - - - 403.293 - 151 - 557.174

Cauções e depós i tos vinculados 8.042 1.454 - 527 - - - - - 10.023

Cl ientes 253.752 1.258.687 25.216 102.161 20.211 342.319 - - (101.968) 1.900.378

Dividendos a receber 1.337 - - - - - - 448.183 (434.485) 15.035

Repasse CRC ao Estado do Paraná - - - - - - - 90.773 - 90.773

Contas a receber vinculadas à concessão 6.626 - - - - - - - - 6.626

Contas a receber vinculadas à prorrog da concessão 293.467 - - - - - - - - 293.467

Outros créditos 141.944 280.808 3.880 654 1.506 1.149 1.364 18.958 (14.391) 435.872

Es toques 30.104 101.559 9.623 775 - - - - - 142.061

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 234 8.393 264 2.843 - - 865 21.918 - 34.517

Outros tributos correntes a recuperar 18.790 64.103 3.906 19.140 - 5.831 9 - - 111.779

Despesas Antecipadas 2.542 17.327 4 458 230 - 903 - - 21.464

Partes relacionadas - - - - - - 1 - (1) -

NÃO CIRCULANTE 9.256.583 6.121.974 484.123 301.857 676.156 400.814 303.956 14.927.785 (12.387.856) 20.085.392

Realizável a Longo Prazo 1.012.297 4.778.809 52.652 50.936 30.010 229 2.488 2.025.722 (66.108) 7.887.035

Títulos e va lores mobi l iários 126.970 8.105 - - - - - - - 135.075

Cauções e depós i tos vinculados - 48.319 - - - - - - - 48.319

Cl ientes 4.269 43.751 26.402 - - - - - - 74.422

Repasse CRC ao Estado do Paraná - - - - - - - 1.247.170 - 1.247.170

Depós i tos judicia is 54.396 392.670 5.016 190 37 229 27 273.689 - 726.254

Contas a receber vinculadas à concessão 592.841 3.483.073 - 270 - - - - - 4.076.184


Outros créditos 20.165 16.616 - 5.291 - - (36) 171 - 42.207

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 539 13.635 - - - - - 182.250 - 196.424

Outros tributos a recuperar 52.899 68.810 4.830 35.446 - - - - - 161.985

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos - 703.830 16.404 9.542 29.973 - - 129.964 - 889.713

Despesas antecipadas - - - 197 - - - - - 197

Partes relacionadas - - - - - - 2.497 192.478 (66.108) 128.867

Investimentos 1.386.022 1.374 - - - - - 12.899.007 (12.654.324) 1.632.079

Imobilizado 6.808.124 - 416.589 - 454.442 400.442 299.919 49 - 8.379.565

Intangível 50.140 1.341.791 14.882 250.921 191.704 143 1.549 3.007 332.576 2.186.713

TOTAL 11.140.732 8.132.494 538.497 465.101 738.013 1.157.393 586.655 15.674.499 (12.938.701) 25.494.683

¹ Parques Eól icos , Copel Renováveis e Copel Participações

R$ mil


54


Ativo - Set/13 GeT DIS TEL COM ELE UEGA OUTRAS ¹ HOL Elimin. e


CIRCULANTE 1.597.205 2.190.625 90.923 91.312 76.847 271.861 6.120 1.725.572 (1.415.789) 4.634.676

Caixa e equiva lentes de ca ixa 593.603 602.862 32.643 35.714 52.681 24.169 6.008 184.136 - 1.531.816

Títulos e va lores mobi l iários 157.567 112.571 - - 4.418 234.443 - 184 - 509.183

Cauções e depós i tos vinculados - 1.009 - 1.045 - - - - - 2.054

Cl ientes 263.545 1.038.544 35.492 45.312 18.726 - - - (45.770) 1.355.849

Dividendos a receber 20 - - - - - - 467.661 (459.507) 8.174

Repasse CRC ao Estado do Paraná - 82.009 - - - - - - - 82.009

Contas a receber vinculadas à concessão 4.463 - - - - - - - - 4.463


Outros créditos 175.905 158.612 2.725 1.626 816 7.514 - 85 (609) 346.674

Es toques 30.563 93.325 9.522 883 - - - - - 134.293

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 729 39.481 5.933 - - 5.281 12 160.576 - 212.012

Outros tributos correntes a recuperar 15.481 46.481 4.109 6.309 11 454 - - - 72.845

Despesas Antecipadas 3.168 15.731 499 423 195 - 100 - 3.027 23.143

Partes relacionadas - - - - - - - 912.930 (912.930) -

NÃO CIRCULANTE 8.376.974 6.513.945 382.279 217.299 702.963 439.912 67.357 12.459.316 (11.628.606) 17.531.439

Realizável a Longo Prazo 935.294 5.152.059 21.265 14.692 27.821 8.724 202 444.294 (65.251) 6.539.100

Títulos e va lores mobi l iários 53.535 53.408 - - - - - - - 106.943

Cauções e depós i tos vinculados - 44.309 - - - - - - - 44.309

Cl ientes 6.166 38.464 5 1.317 - - - - (1.317) 44.635

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - 1.296.240 - - - - - - - 1.296.240

Depós i tos judicia is 26.866 298.513 1.667 341 46 229 - 271.999 - 599.661

Contas a receber vinculadas à concessão 338.192 2.767.906 - - - - - - - 3.106.098


Outros créditos 4.252 9.312 - 12.818 - - - - - 26.382

Imposto de renda e contribuição socia l - - - - - 8.495 - - - 8.495

Outros tributos correntes a recuperar 52.598 61.571 5.000 - - - - - - 119.169

Imposto de renda e contribuição socia l di feridos - 582.336 14.593 - 27.775 - - 108.361 - 733.065

Despesas antecipadas - - - 216 - - 202 - - 418

Partes relacionadas - - - - - - - 63.934 (63.934) -

Investimentos 779.053 4.012 - - - - - 12.015.022 (11.861.852) 936.235

Imobilizado 6.617.326 - 344.944 - 471.839 431.006 66.321 - - 7.931.436

Intangível 45.301 1.357.874 16.070 202.607 203.303 182 834 - 298.497 2.124.668

TOTAL 9.974.179 8.704.570 473.202 308.611 779.810 711.773 73.477 14.184.888 (13.044.395) 22.166.115

¹ Parques Eól icos

R$ mil


55


Passivo -Set/14 GeT DIS TEL COM ELE UEGA OUTRAS ¹ HOL Elimin. e


CIRCULANTE 1.318.638 1.884.650 56.344 121.433 121.764 132.529 352.173 301.804 (552.051) 3.737.284

Obrigações socia is e trabalhis tas 44.257 132.076 16.301 6.301 280 170 1.713 12.889 - 213.987

Partes Relacionadas - - - - - - 1 - (1) -

Fornecedores 372.296 857.220 10.559 109.760 14.808 78.931 6.047 2.623 (116.354) 1.335.890

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 313.436 - 3.027 - 10.041 41.925 93 - - 368.522

Outras obrigações fi sca is 24.020 221.187 4.174 1.501 1.635 9.688 1.497 20 - 263.722

Empréstimos e financiamentos 78.331 385.541 5.729 - - - - 222.309 (1.211) 690.699

Debêntures - 48.909 - 1.072 40.488 - 333.150 41.237 - 464.856

Dividendo mínimo obrigatório a pagar -

Dividendos a pagar 419.876 - 14.604 1.208 - - 5 3.372 (434.485) 4.580

Benefícios pós-emprego 7.994 21.841 1.071 - - - - 12 - 30.918

Encargos do consumidor a recolher 7.544 16.442 - - - - - - - 23.986

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 16.575 102.342 - - 3.704 1.793 - - - 124.414

Contas a pagar vinculadas à concessão - Uso do Bem Públ ico 3.250 - - - 49.686 - - - - 52.936

Outras contas a pagar 31.059 99.092 879 1.591 1.122 22 9.667 19.342 - 162.774

NÃO CIRCULANTE 2.662.090 2.760.828 85.363 60.940 514.601 6.178 133.540 1.992.115 (211.604) 8.004.051

Partes Relacionadas - - 16.000 - - - 133.204 - (149.204) -

Fornecedores 22.188 10.737 - - - - - - - 32.925

Obrigações Fisca is 17.655 59.789 3.406 - - - 33 684 - 81.567

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 312.101 - - - - - - - - 312.101

Empréstimos e financiamentos 1.259.000 414.267 28.817 - - - - 699.849 (62.400) 2.339.533

Debêntures - 998.833 - 41.813 121.602 - - 994.646 - 2.156.894

Benefícios pós-emprego 303.855 633.394 31.782 2.499 - - - 18.333 - 989.863

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 68.938 143.046 - - - 6.178 - - - 218.162

Contas a pagar vinculadas à concessão - Uso do Bem Públ ico 33.235 - - - 392.598 - - - - 425.833

Outras contas a pagar - - - - - - 231 - - 231

Provisões para l i tígios 645.118 500.762 5.358 16.628 401 - 72 278.603 - 1.446.942

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 7.160.004 3.487.016 396.790 282.728 101.648 1.018.686 100.942 13.380.580 (12.175.046) 13.753.348

Capita l socia l 3.505.994 2.624.841 240.398 135.943 35.503 707.440 106.599 6.910.000 (7.356.718) 6.910.000

AFAC - 293.000 - - - - - - (293.000) -

Ajustes de ava l iação patrimonia l 1.070.248 (150.203) (4.940) - 256 - - 904.472 (915.361) 904.472

Reserva Legal 297.179 135.294 9.093 18.220 4.541 - 9 624.849 (464.336) 624.849

Reserva de retenção de lucros 1.225.880 761.646 109.243 81.148 29.887 - 177 3.897.833 (2.207.981) 3.897.833

Lucros acumulados/ prejuízos acumulados 1.060.703 (177.562) 42.996 47.417 31.461 311.246 (5.843) 1.043.426 (1.310.418) 1.043.426

Atribuível aos acionistas não controladores - - - - - - - - 372.768 372.768

TOTAL 11.140.732 8.132.494 538.497 465.101 738.013 1.157.393 586.655 15.674.499 (12.938.701) 25.494.683

R$ mil


56


R$ mil

Passivo - Set/13 GeT DIS TEL COM ELE UEGA OUTRAS ¹ HOL Elimin. e


CIRCULANTE 1.258.590 2.475.880 50.240 64.527 133.585 4.747 1.255 626.089 (1.420.071) 3.194.842

Obrigações socia is e trabalhis tas 90.950 205.061 22.229 5.230 316 139 - 249 - 324.174

Col igadas e Controladas - 909.903 - - - - - - (909.903) -

Fornecedores 279.818 652.534 9.447 53.958 1.907 3.909 1.123 2.186 (46.267) 958.615

Imposto de renda e contribuição socia l 312.832 - 1.716 1.716 8.818 - - - - 325.082

Outras obrigações fi sca is 26.133 170.952 3.395 1.765 30.903 682 132 420 (110) 234.272

Empréstimos e financiamentos 64.662 172.432 3.811 - - - - 540.900 (4.284) 777.521

Debêntures - 37.512 - - 40.488 - - - - 78.000

Dividendos a pagar -

Dividendo mínimo obrigatório a pagar 392.525 59.000 7.982 1.208 - - - 82.225 (459.507) 83.433

Benefícios pós-emprego 6.754 18.316 926 - - - - - - 25.996

Encargos do consumidor a recolher 36.153 11.074 - - - - - - - 47.227

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 14.654 127.826 - - 2.575 - - - - 145.055

Contas a pagar vinc. à concessão - uso do bem públ ico 1.653 - - - 47.593 - - - - 49.246

Outras contas a pagar 32.456 111.270 734 650 985 17 - 109 - 146.221

NÃO CIRCULANTE 1.844.503 2.725.514 62.791 5.698 546.601 - 6.027 730.424 (66.762) 5.854.796

Partes relacionadas - - - - - - 5.795 - (5.795) -

Fornecedores 59.086 - - - - - - - (1.317) 57.769

Obrigações fi sca is - - - - - - - - - -

Imposto de renda e contribuição socia l di feridos 456.454 - - 2.183 - - - - - 458.637

Empréstimos e financiamentos 449.908 624.489 34.383 - - - - 452.996 (59.650) 1.502.126

Debêntures - 998.301 - - 162.104 - - - - 1.160.405

Benefícios pós-emprego 261.200 577.944 25.774 2.807 - - - - - 867.725

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 54.190 94.988 - - - - - - - 149.178

Contas a pagar vinc. à concessão - uso do bem públ ico 31.277 - - - 384.197 - - - - 415.474

Outras contas a pagar - - - - - - 232 - - 232

Provisões para l i tígios 532.388 429.792 2.634 708 300 - - 277.428 - 1.243.250

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 6.871.086 3.503.176 360.171 238.386 99.624 707.026 66.195 12.828.375 (11.557.562) 13.116.477

Capita l socia l 3.505.994 2.624.841 240.398 135.943 35.503 707.440 69.060 6.910.000 (7.319.179) 6.910.000

Ajustes de ava l iação patrimonia l 1.183.516 (139.752) (2.327) - 2.088 - - 1.033.924 (1.043.525) 1.033.924

Reserva lega l 247.134 135.294 6.706 17.295 2.444 - 8 571.221 (408.881) 571.221

Reserva de retenção de lucros 1.123.315 840.155 79.902 69.067 34.827 - 148 3.337.295 (2.147.414) 3.337.295

Lucros acumulados 811.127 42.638 35.492 16.081 24.762 (414) (3.021) 975.935 (926.665) 975.935

Atribuível aos acionistas não controladores - - - - - - - - 288.102 288.102

TOTAL 9.974.179 8.704.570 473.202 308.611 779.810 711.773 73.477 14.184.888 (13.044.395) 22.166.115

¹ Parques Eól icos .


57


Demonstração do Resultado por Empresa

Demonstração do Resultado 3T14 GeT DIS TEL COM ELE UEGA OUTRAS ¹ HOL Elimin. e


RECEITA OPERACIONAL 641.141 2.069.990 54.139 421.030 59.058 465.758 - - (424.232) 3.286.884

Fornecimento de energia elétrica 148.118 1.081.858 - - - - - - (746) 1.229.230

Suprimento de energia elétrica 373.702 137.882 - - 59.058 465.444 - - (77.973) 958.113

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 57.137 548.288 - - - - - - (18.009) 587.416

Receita de construção 49.765 268.820 - 26.852 - - - - - 345.437

Telecomunicações - - 52.641 - - - - - (9.750) 42.891

Dis tribuição de gás canal izado - - - 394.177 - - - - (307.255) 86.922

Outras receitas operacionais 12.419 33.142 1.498 1 - 314 - - (10.499) 36.875

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (530.181) (1.967.265) (32.091) (421.246) (48.128) (371.788) (2.092) (32.272) 424.229 (2.980.834)

Energia elétrica comprada para revenda (175.614) (1.179.253) - - (34.039) - - - 77.973 (1.310.933)

Encargos de uso da rede elétrica (58.842) (119.874) - - (2.057) (4.539) - - 17.424 (167.888)

Pessoal e adminis tradores (49.497) (131.225) (12.622) (6.336) (628) (381) (2.188) (20.309) - (223.186)

Planos previdenciário e ass is tencia l (12.427) (29.898) (2.054) (512) - (53) (195) (2.615) - (47.754)

Materia l (4.364) (13.805) (411) (730) (50) (36) (4) (189) - (19.589)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (6.521) - - - - (343.497) - - 307.702 (42.316)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - (359.280) - - - - - (359.280)

Serviços de terceiros (26.459) (71.971) (5.795) (5.258) (2.186) (13.157) 470 (1.653) 21.253 (104.756)

Depreciação e amortização (72.077) (55.488) (7.145) (4.086) (6.707) (8.612) - (188) - (154.303)

Provisões e reversões (29.629) (80.196) (808) (15.961) (101) - (72) (144) - (126.911)

Custos de construção (49.498) (268.820) - (26.852) - - - - - (345.170)

Outros custos e despesas operacionais (45.253) (16.735) (3.256) (2.231) (2.360) (1.513) (103) (7.174) (123) (78.748)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 65.515 - - - - - - 260.031 (290.077) 35.469

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 176.475 102.725 22.048 (216) 10.930 93.970 (2.092) 227.759 (290.080) 341.519

RESULTADO FINANCEIRO 36.819 (24.745) 724 (493) (12.455) 9.184 4.018 (29.195) 4 (16.139)

Receitas financeiras 44.903 16.283 1.110 994 904 9.325 4.095 38.029 (47) 115.596

Despesas financeiras (8.084) (41.028) (386) (1.487) (13.359) (141) (77) (67.224) 51 (131.735)

RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS SOBRE O LUCRO 213.294 77.980 22.772 (709) (1.525) 103.154 1.926 198.564 (290.076) 325.380

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (79.461) (2.337) (8.520) (5.403) 1.051 (31.065) (420) - - (126.155)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 31.654 (24.308) 849 5.486 (533) - - 21.073 - 34.221

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 165.487 51.335 15.101 (626) (1.007) 72.089 1.506 219.637 (290.076) 233.446

LAJIDA 248.552 158.213 29.193 3.870 17.637 102.582 (2.092) 227.947 (290.080) 495.822


R$ mil


58


Demonstração do Resultado 9M14 GeT DIS TEL COM ELE UEGA OUTRAS ¹ HOL Elimin. e


RECEITA OPERACIONAL 2.294.432 5.327.418 151.681 1.270.394 182.172 1.508.902 - - (1.278.869) 9.456.130

Fornecimento de energia elétrica 379.358 2.694.832 - - - - - - (1.819) 3.072.371

Suprimento de energia elétrica 1.571.690 205.320 - - 182.172 1.503.616 - - (223.863) 3.238.935

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 144.382 1.559.455 - - - - - - (55.113) 1.648.724



Dis tribuição de gás canal izado - - - 1.216.859 - - - - (944.472) 272.387

Outras recei tas operacionais 32.298 114.099 4.604 1.955 - 5.286 - - (28.708) 129.534

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (1.277.258) (5.650.147) (89.397) (1.198.774) (80.852) (1.098.254) (7.670) (94.113) 1.278.983 (8.217.482)



Pessoal e adminis tradores (146.741) (395.265) (34.272) (19.263) (1.996) (1.090) (5.947) (67.050) - (671.624)

Planos previdenciário e ass is tencia l (37.479) (90.392) (5.970) (1.475) - (64) (548) (8.445) - (144.373)

Materia l (12.321) (40.745) (994) (1.331) (124) (99) (6) (353) - (55.973)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (15.891) - - - - (1.021.431) - - 944.896 (92.426)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - (1.060.586) - - - - - (1.060.586)

Serviços de terceiros (81.036) (205.269) (15.366) (14.357) (6.502) (34.453) (234) (4.129) 56.086 (305.260)

Depreciação e amortização (217.995) (164.740) (21.057) (12.163) (20.119) (25.825) (1) (565) - (462.465)

Provisões e reversões (86.562) (168.940) (2.540) (15.838) (101) - (72) (1.860) - (275.913)


Outros custos e despesas operacionais (122.966) (88.089) (9.198) (22.181) (7.286) (3.378) (862) (11.711) (107) (265.778)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 239.863 - - - - - - 1.032.500 (1.152.312) 120.051

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 1.257.037 (322.729) 62.284 71.620 101.320 410.648 (7.670) 938.387 (1.152.198) 1.358.699

RESULTADO FINANCEIRO 108.679 58.410 2.711 1.411 (53.661) 13.634 9.297 (3.475) (115) 136.891

Receitas financeiras 135.699 183.050 3.278 4.716 2.886 18.740 9.481 142.975 (1.773) 499.052

Despesas financeiras (27.020) (124.640) (567) (3.305) (56.547) (5.106) (184) (146.450) 1.658 (362.161)

RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS SOBRE O LUCRO 1.365.716 (264.319) 64.995 73.031 47.659 424.282 1.627 934.912 (1.152.313) 1.495.590

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (487.588) (2.337) (22.920) (37.231) (16.198) (107.350) (1.302) - - (674.926)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 108.676 89.094 921 11.617 - - - 33.780 - 244.088

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 986.804 (177.562) 42.996 47.417 31.461 316.932 325 968.692 (1.152.313) 1.064.752

LAJIDA 1.475.032 (157.989) 83.341 83.783 121.439 436.473 (7.669) 938.952 (1.152.198) 1.821.164


R$ mil


59


Demonstração do Resultado 3T13 GeT DIS TEL COM ELE UEGA OUTRAS ¹ HOL Elimin. e


RECEITA OPERACIONAL 597.220 1.526.869 48.100 116.098 57.083 18.768 - - (109.508) 2.254.630

Fornecimento de energia elétrica 116.988 764.336 - - - - - - (321) 881.003

Suprimento de energia elétrica 404.654 25.578 - - 57.083 - - - (79.314) 408.001

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 39.741 489.743 - - - - - - (16.438) 513.046



Dis tribuição de gás canal izado - - - 103.361 - - - - - 103.361

Outras receitas operacionais 11.623 29.384 1.702 3.116 - 18.768 - - (3.300) 61.293

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (360.580) (1.536.521) (30.723) (109.177) (13.868) (22.698) (163) (414) 109.506 (1.964.638)

Energia elétrica comprada para revenda (28.616) (884.245) - - - - - - 79.315 (833.546)


Pessoal e adminis tradores (56.448) (147.159) (12.195) (5.181) (600) (418) - (2.457) - (224.458)

Planos previdenciário e ass is tencia l (12.982) (31.500) (2.337) (405) - - - (219) - (47.443)

Materia l (4.374) (10.577) (287) (627) (69) (28) - (1) - (15.963)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (5.190) - - - - (657) - - - (5.847)


Serviços de terceiros (25.430) (75.210) (4.975) (3.780) (2.335) (9.121) (68) (705) 13.706 (107.918)


Provisões e reversões (19.259) (9.606) (489) 33 - - - 12.716 - (16.605)


Outros custos e despesas operacionais (59.996) (48.183) (3.335) (2.602) (2.218) (155) (95) (9.559) (91) (126.234)


RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 244.322 (9.652) 17.377 6.921 43.215 (3.930) (163) 263.013 (246.049) 315.054

RESULTADO FINANCEIRO 20.480 73.929 1.105 1.090 (24.005) 7.641 - 4.024 1 84.265

Receitas financeiras 30.126 131.839 1.493 1.350 363 7.651 - 28.979 (26.086) 175.715

Despesas financeiras (9.646) (57.910) (388) (260) (24.368) (10) - (24.955) 26.087 (91.450)

RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS SOBRE O LUCRO 264.802 64.277 18.482 8.011 19.210 3.711 (163) 267.037 (246.048) 399.319

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (109.250) 3 (5.942) (3.246) (8.988) (893) - - - (128.316)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 22.366 (22.124) (183) 432 2.457 - - (1.000) - 1.948

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 177.918 42.156 12.357 5.197 12.679 2.818 (163) 266.037 (246.048) 272.951

LAJIDA 314.131 41.779 24.482 11.384 49.916 4.572 (163) 263.202 (246.049) 463.254

¹ Parques Eól icos

R$ mil


60


Demonstração do Resultado 9M13 GeT DIS TEL COM ELE UEGA OUTRAS ¹ HOL Elimin. e


RECEITA OPERACIONAL 2.021.102 4.323.296 139.659 324.224 161.184 94.894 - - (328.187) 6.736.172

Fornecimento de energia elétrica 342.107 2.097.329 - - - - - - (1.659) 2.437.777

Suprimento de energia elétrica 1.474.454 74.180 - - 161.184 - - - (232.125) 1.477.693

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 112.714 1.430.257 - - - - - - (52.522) 1.490.449



Dis tribuição de gás canal izado - - - 278.989 - - - - - 278.989

Outras recei tas operacionais 33.164 101.131 5.094 12.949 - 94.894 - - (9.871) 237.361

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (1.049.996) (4.437.387) (88.805) (301.891) (54.078) (56.899) (163) (5.669) 328.137 (5.666.751)



Pessoal e adminis tradores (176.923) (470.762) (37.451) (15.756) (1.921) (1.003) - (7.614) - (711.430)

Planos previdenciário e ass is tencia l (36.025) (89.481) (5.875) (1.190) - - - (570) - (133.141)

Materia l (10.689) (37.837) (1.048) (1.514) (193) (77) - (2) - (51.360)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (17.810) - - - - (2.518) - - - (20.328)


Serviços de terceiros (71.230) (225.458) (13.426) (12.023) (7.268) (18.519) (68) (3.284) 44.282 (306.994)


Provisões e reversões (71.524) (102.465) (2.059) 140 - - - 27.184 - (148.724)


Outros custos e despesas operacionais (146.511) (95.745) (7.690) (4.463) (7.101) 603 (95) (20.817) (471) (282.290)


RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 1.005.811 (114.091) 50.854 22.333 107.106 37.995 (163) 889.631 (873.023) 1.126.453

RESULTADO FINANCEIRO 82.742 181.166 2.619 2.982 (63.921) 12.600 - 14.985 48 233.221

Receitas financeiras 111.015 337.444 3.714 3.513 847 12.758 - 77.329 (69.950) 476.670

Despesas financeiras (28.273) (156.278) (1.095) (531) (64.768) (158) - (62.344) 69.998 (243.449)

RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS SOBRE O LUCRO 1.088.553 67.075 53.473 25.315 43.185 50.595 (163) 904.616 (872.975) 1.359.674

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (470.559) (45.335) (17.891) (9.990) (14.121) (9.160) - - - (567.056)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 115.696 20.898 (90) 756 (538) - - (6.118) - 130.604

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 733.690 42.638 35.492 16.081 28.526 41.435 (163) 898.498 (872.975) 923.222

LAJIDA 1.216.337 37.368 72.110 34.130 126.984 63.125 (163) 890.197 (873.023) 1.567.065

¹ Parques Eól icos .

R$ mil

elp us$ 13,67 4,0% 3t14 2t14 3t13 var. % 9m14 9m13 var. · pdf filelpa ... vpa 50,26 49,41...

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