lajida (r$ milhões) 833,3 767,8 707,2 17,8 1.601,1 1.713,3 ...ri.copel.com/ptb/10368/638079.pdf ·...

✓ Crescimento de 3,7% no mercado fio da Copel Distribuição;

✓ Investimento de R$ 603,5 milhões no 2T18;

✓ Emissão de R$ 1,0 bilhão em debêntures na Copel GeT;

✓ Redução de 6,7% nos custos com pessoal e administradores;

✓ Fitch Reafirma Rating Nacional da Copel - 'AA-(bra)'.

Resultados 2T18 Copel registra EBITDA de R$ 833,3 milhões no segundo trimestre

2T18 1T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var. %

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

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 3.605,8 3.348,7 3.173,2 13,6 6.954,5 6.470,2 7,5

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) 2.997,9 2.786,6 2.699,4 11,1 5.784,5 5.207,1 11,1

Resultado Operacional (R$ milhões) 538,4 520,9 260,9 106,4 1.059,3 927,9 14,2

Lucro Líquido (R$ milhões) 352,6 339,6 151,0 133,5 692,2 568,3 21,8

LPA - Lucro Líquido por ação (R$)¹ 1,27 1,21 0,51 147,9 2,48 2,01 23,5

LAJIDA (R$ milhões) 833,3 767,8 707,2 17,8 1.601,1 1.713,3 (6,6)

Rentabilidade do Patrimônio Líquido (anualizada)² 9,4% 9,0% 4,1% 129,8 9,1% 7,7% 18,0

Mercado Fio (GWh) 7.530 7.515 7.264 3,7 15.045 14.748 2,0

Programa de Investimentos (R$ milhões)³ 603,5 668,7 629,4 (4,1) 1.272,2 1.199,6 6,0

Margem LAJIDA 23,1% 22,9% 22,3% 3,7 23,0% 26,5% (13,1)

Margem Operacional 14,9% 15,6% 8,2% 81,6 15,2% 14,3% 6,2

Margem Líquida 9,8% 10,1% 4,8% 105,5 10,0% 8,8% 13,3

¹ Considera o Lucro Líquido atribuído aos acionistas da empresa controladora.

² Considera o Patrimônio Líquido inicial do exercício.

³ Inclui aportes, adiantamentos para futuros investimentos e aumentos de capital.

Valores sujeitos a arredondamentos.

Tarifas Médias (R$/MWh) jun/18 mar/18 dez/17 set/17 jun/17

Tarifa Média de Compra - Copel Dis 1 195,30 165,32 161,18 184,88 152,14

Tarifa Média de Fornecimento - Copel Dis 2 421,66 402,65 403,17 404,99 379,77

Tarifa Média de Suprimento - Copel GeT3 214,19 212,22 211,76 211,03 208,36

Indicadores Econômico-Financeiros jun/18 mar/18 dez/17 set/17 jun/17

Patrimônio Líquido (R$ mil) 16.180.850 15.833.907 15.510.503 15.717.885 15.315.591

Dívida Líquida (R$ mil) 8.159.514 8.401.759 8.495.080 7.898.628 7.708.410

Valor Patrimonial por Ação (R$) 59,13 57,86 56,68 57,44 55,97

Endividamento do PL4 62,9% 65,6% 63,4% 60,6% 61,8%

Liquidez Corrente 0,8 1,0 0,9 0,8 0,8

¹ Com PIS e CONFINS.

² Não Considera as bandeiras tarifárias. Líquida de ICMS.3 Com PIS e CONFINS. Líquida de ICMS.4 Considera a dívida bruta sem avais e garantias.

CPLE3 | R$ 19,21 CPLE6 | R$ 21,92

ELP | US$ 5,58 XCOP | € 4,78

Valor de Mercado | R$ 5,6 bi

* Cotações em 30.06.2018

Teleconferência de

Resultados 2T18

16.08.2018 - 10h00 (horário de Brasília)

Telefone para acesso (11) 3127-4971 (11) 3728-5971 Código: COPEL

* Valores sujeitos a arredondamentos. 2

Earnings Release 2T18

ÍNDICE

1. Principais Eventos no Período ____________________________________________________________ 3 2. Desempenho Econômico-Financeiro _______________________________________________________ 7

2.1 Receita Operacional ___________________________________________________________ 7

2.2 Custos e Despesas Operacionais _________________________________________________ 8

2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial ___________________________________________ 10

2.4 EBITDA ____________________________________________________________________ 11

2.5 Resultado Financeiro _________________________________________________________ 11

2.6 Lucro Líquido Consolidado _____________________________________________________ 12

2.7 Demonstração do Resultado Consolidado – DRE ___________________________________ 13 3. Principais Contas e Variações do Balanço Patrimonial ________________________________________ 14

3.1 Principais Contas ____________________________________________________________ 14

3.2 Balanço Patrimonial – Ativo ____________________________________________________ 16

3.3 Endividamento ______________________________________________________________ 17

3.4 Balanço Patrimonial - Passivo __________________________________________________ 20 4. Desempenho das Principais Empresas _____________________________________________________ 21

4.1 Copel Geração e Transmissão __________________________________________________ 21

4.2 Copel Distribuição ____________________________________________________________ 23

4.3 Copel Telecomunicações ______________________________________________________ 25

4.4 Informações Contábeis ________________________________________________________ 26 5. Programa de Investimentos _____________________________________________________________ 27 6. Mercado de Energia e Tarifas ____________________________________________________________ 27

6.1 Mercado Cativo – Copel Distribuição _____________________________________________ 27

6.2 Mercado Fio (TUSD) __________________________________________________________ 28

6.3 Fornecimento de Energia Elétrica ________________________________________________ 28

6.4 Total de Energia Vendida ______________________________________________________ 29

6.5 Fluxos de Energia ____________________________________________________________ 30

6.6 Tarifas _____________________________________________________________________ 33 7. Mercado de Capitais ___________________________________________________________________ 34

7.1 Capital Social _______________________________________________________________ 34

7.2 Desempenho das Ações _______________________________________________________ 35

7.3 Dividendos e JCP ____________________________________________________________ 36 8. Performance Operacional _______________________________________________________________ 37

8.1 Geração de Energia __________________________________________________________ 37

8.2 Transmissão de Energia _______________________________________________________ 45

8.3 Distribuição _________________________________________________________________ 46

8.4 Telecomunicações ___________________________________________________________ 48

8.5 Participações _______________________________________________________________ 48

8.6 Novos Projetos ______________________________________________________________ 49

9. Outras Informações ___________________________________________________________ 51

9.1 Recursos Humanos __________________________________________________________ 51

9.2 Principais Indicadores Físicos __________________________________________________ 52

9.3 Teleconferência sobre Resultados do 2T18 ________________________________________ 53 Anexos I – Fluxo de Caixa Consolidado ______________________________________________________ 54 Anexos II – Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais ___________________________________ 55 Anexos III – Demonstrações Financeiras por Empresa __________________________________________ 58



1. Principais Eventos no Período

A Copel registrou EBITDA de R$ 833,3 milhões no 2T18, montante 17,8% maior que os R$ 707,2 milhões

verificados no 2T17. O resultado foi impactado, principalmente, pelo aumento de 7,4% no volume de energia

vendida aos consumidores finais e pela redução de 6,7% nos custos com pessoal e administradores, além da

reversão de impairment e de indenizações provenientes de fornecedores.

O EBITDA ajustado por itens considerados não recorrentes atingiu R$ 751,4 milhões no período, crescimento de

0,1% em comparação ao apurado no 2T17 (R$ 750,4 milhões). Mais detalhes no item 2.

Reajuste tarifário da Copel Distribuição

Por meio da Resolução Homologatória nº 2.402, de 19 de junho de 2018, a ANEEL homologou o reajuste

tarifário da Copel Distribuição, com efeito médio de 15,99% a ser percebido pelos consumidores cativos,

conforme quadro a seguir:

Reajuste (%)

Atualização da Parcela A 7,49%

Atualização da Parcela B 0,31%

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 6,52%

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,67%

Efeito médio 15,99%

Item

Tal reajuste foi aplicado integralmente às tarifas da Copel Distribuição a partir de 24 de junho de 2018.

Receita Anual Permitida – RAP 2018/2019

No dia 26 de junho de 2018, a Aneel homologou a Receita Anual Permitida – RAP dos ativos de transmissão da

Copel Geração e Transmissão para o ciclo 2018/2019, totalizando R$ 733,9 milhões, dos quais R$ 348,5 milhões

correspondem à indenização da RBSE vinculada ao contrato 060/2001. Mais detalhes no item 8.2.

Receita Anual de Geração – RAG 2018/2019

Por meio da Resolução Homologatória nº 2.421, de 17 de julho de 2018, a Aneel definiu as Receitas Anuais de

Geração das usinas hidrelétricas em regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783. Com isso, a Copel GeT passa a

receber uma RAG, relaciona à UHE Gov. Pedro V. Parigot de Souza (GPS), de R$ 119,2 milhões. Cabe destacar

que, desde 1º de janeiro de 2017, 30% da garantia física da UHE GPS está disponível para venda pela Copel GeT.

Entrada em operação comercial – LT Araraquara II - Taubaté

Em 19 de julho de 2018 entrou em operação comercial a linha de transmissão Araraquara II – Taubaté. O

empreendimento, pertencente 100% à Copel GeT, tem extensão de 334 quilômetros e atravessa 28 municípios

paulistas para ligar a subestação Araraquara II, situada no município de Araraquara-SP, à subestação Taubaté,

localizada no município de Taubaté-SP. O conjunto possui concessão até outubro de 2040 e adiciona R$ 29,8

milhões à RAP da Copel GeT. A nova linha possibilita o escoamento pleno da energia proveniente do rio Madeira



(usinas Jirau e Santo Antônio) e irá melhorar a qualidade do fornecimento de energia elétrica para a região

Sudeste do Brasil, reforçando a confiabilidade do Sistema Interligado Nacional - SIN.

UHE Colíder

A UHE Colíder, que está sendo construída no rio Teles Pires, estado do Mato Grosso, sofreu impactos no seu

Cronograma, sendo que a primeira unidade geradora está prevista para entrar em operação comercial em

agosto de 2018, enquanto a terceira e última, em novembro de 2018. O empreendimento está em fase final de

instalação e comissionamento e adicionará 300MW ao portfólio da Copel GeT. A Copel GeT vem cumprindo seus

compromissos de suprimento de energia da seguinte forma:

- de janeiro de 2015 a maio de 2016: com sobras de energia descontratada em suas demais usinas;

- de junho de 2016 a dezembro de 2018: redução parcial no mês de junho de 2016 através de Acordo Bilateral e

de julho de 2016 a dezembro de 2018 com redução da totalidade dos Contratos de Comercialização de Energia

no Ambiento Regulado - CCEARs, através de Acordo Bilateral e da participação no Mecanismo de Compensação

de Sobras e Déficits - MCSD de Energia Nova.

Em 06 de abril de 2018, o Tribunal Regional Federal da 1ª Região deferiu integralmente a antecipação de tutela

recursal requerida pela Copel GeT no Agravo de Instrumento referente ao pedido de isenção de quaisquer ônus,

encargos ou restrições a direito decorrentes do deslocamento do cronograma de implantação da UHE Colíder.

Mais detalhes no item 8.1.

Complexo Eólico Cutia

A data de entrada em operação do empreendimento eólico Cutia foi revisada para agosto de 2018. De acordo

com o Contrato de Energia de Reserva (CER), a receita prevista para o período de 1º de outubro de 2017 até a

entrada em operação comercial de cada unidade geradora dos parques eólicos ficará retida e será utilizada para

abater os ressarcimentos devidos por eventual geração anual e/ou quadrienal abaixo do montante contratado,

enquanto que eventual remanescente positivo será lançado como crédito.

Vale destacar que, conforme o CER, a inexistência de entrega do montante de energia não sujeita o vendedor à

exposição

financeira no Mercado de Curto Prazo. Mais detalhes no item 8.1.

Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu

Foi revisada para janeiro de 2019 a data de início de suprimento da primeira unidade geradora da Usina

Hidrelétrica Baixo Iguaçu, anteriormente prevista para novembro de 2018. No canteiro de obras, as atividades

de desvio de segunda fase, montagem da casa de força e do vertedouro estão em pleno andamento, assim

como os programas fundiários e socioambientais. Mais detalhes no item 8.1.



Provisões e Reversões

A Companhia registrou R$ 99,6 milhões em provisões no 2T18, dos quais destacam-se as provisões de R$ 67,2

milhões referentes a questões trabalhistas e benefício a empregados, R$ 51,8 milhões a questões cíveis e

administrativas, R$ 16,9 milhões a PECLD e R$ 0,6 milhão aos demais assuntos. Essas provisões foram

parcialmente compensadas pelas reversões de R$ 18,9 milhões relacionados a questões tributárias e R$ 18,0

milhões a impairment.

Do saldo apresentado, R$ 45,1 milhões são considerados não recorrentes e estão relacionados a uma ação

trabalhista coletiva.

Emissão de R$ 1,0 bilhão em debêntures – Copel GeT

Em 31 de julho de 2018, a Copel GeT efetuou a 4ª Emissão de Debêntures Simples, não conversíveis em ações,

de espécie quirografária, em série única, para a sua distribuição pública, nos termos da ICVM 476/2009, no

montante total de R$ 1,0 bilhão. Foram emitidas 1.000.000.000 debêntures, com valor nominal unitário de R$

1,00, com prazo de vencimento de 5 anos e amortização em 3 parcelas no 3º, 4º e 5º anos. As debêntures serão

remuneradas com juros correspondentes à variação acumulada de 126% das taxas médias diárias dos Depósitos

Interfinanceiros - DI. Os recursos captados foram destinados ao resgate da 4ª Emissão de Notas Promissórias da

Copel GeT, bem como ao pagamento da 1ª parcela de amortização da 2ª Emissão de Debêntures, também da

Copel GeT.

Alteração do Estatuto Social da Copel

Em sua 197ª Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 28 de junho de 2018, o Conselho de Administração

aprovou a alteração no Estatuto Social da Companhia, ato que efetiva a aderência às melhores práticas de

governança corporativa e adequação ao cenário de mudanças legais, tanto no âmbito federal, quanto no

estadual. As alterações representam o aperfeiçoamento de seu conteúdo, especialmente no que se refere aos

dispositivos da Lei federal nº 13.303/2016, da Instrução CVM nº 586/2017, bem como a observância e validação

de programas de governança, integridade e plataformas de sustentabilidade.

Eleição dos membros do Conselho Fiscal

Em virtude do encerramento do mandato anterior, na 63ª Assembleia Geral Ordinária (AGO), realizada em 15

de junho de 2018, foram eleitos, por maioria, para compor o Conselho Fiscal durante o mandato de 2018/2019,

os seguintes membros:

Mandato Titular Suplente Indicado por

David Antonio Baggio Batista Otamir Cesar Martins Estado do Paraná (acionista majoritário)

George Hermann Rodolfo Tormin João Luiz Giona Jr Estado do Paraná (acionista majoritário)

Clemenceau Merheb Calixto Julio Takeshi Suzuki Júnior Estado do Paraná (acionista majoritário)

Roberto Lamb Kurt Janos Toth Minoritários ON

Letícia Pedercini Issa Maia Gilberto Pereira Issa Minoritários PN

2018 - 2019



Fitch Reafirma Rating Nacional da Copel – ‘AA-(bra)’

No dia 10 de agosto de 2018, a Fitch Ratings manteve o Rating Nacional de Longo Prazo ‘AA-(bra)’ da Copel, de

suas subsidiárias integrais Copel Geração e Transmissão, Copel Distribuição e Copel Telecomunicações e de suas

respectivas emissões de debêntures, com perspectiva Estável.

Segundo o press release da Agência, os ratings da Copel e de suas subsidiárias se apoiam na robusta geração de

fluxo de caixa operacional e na satisfatória flexibilidade financeira do grupo. A análise reflete, ainda, a atuação

do grupo como empresa integrada de energia, com importantes ativos de geração, transmissão e distribuição.

Copel Telecom – Revisão do Programa de Investimentos

O Conselho de Administração da Companhia, na 175ª Reunião Extraordinária, realizada no dia 14 de agosto de

2018, deliberou pela redução de R$ 50,0 milhões no valor inicialmente previsto no programa de investimento

da Copel Telecom para 2018, passando este de R$ 340,2 milhões para R$ 290,2 milhões.

Copel Distribuição conquista prêmio Abradee de Qualidade de Gestão

A Copel Distribuição conquistou o título de melhor em Qualidade de Gestão do Brasil e a melhor distribuidora

do Sul do País do prêmio Abradee. A premiação, promovida pela Associação Brasileira das Distribuidoras de

Energia Elétrica (Abradee), foi anunciada em 19 de julho de 2018. Criado há 20 anos, o prêmio Abradee avalia

sob diferentes enfoques de desempenho as principais empresas do setor em todo o território nacional.

Curitiba testa cobrança móvel para evitar corte de clientes

A Copel Distribuição implantou em Curitiba um projeto-piloto desenvolvido com o objetivo reduzir a

inadimplência dos clientes e, principalmente, evitar os custos e a perda da satisfação relacionada à suspensão

do fornecimento de energia por falta de pagamento da conta de luz.

O projeto permite que os clientes paguem as faturas em aberto no momento em que o técnico da empresa for

realizar o corte no fornecimento. Para tanto, os técnicos estarão equipados com máquinas on-line de cartão de

débito e crédito, gerando as contas pendentes na própria máquina e possibilitando uma última chance para o

consumidor resolver suas pendências, inclusive com opção de parcelamento em até 12 vezes.

Em duas semanas de atuação, as equipes evitaram 237 cortes no fornecimento, que seriam efetuados caso os

consumidores não tivessem realizado a quitação dos débitos no momento da visita dos eletricistas.



2. Desempenho Econômico-Financeiro

As análises a seguir referem-se ao segundo trimestre de 2018 e ao acumulado do primeiro semestre em

comparação com o mesmo período de 2017.

2.1 Receita Operacional

No segundo trimestre de 2018, a receita operacional líquida totalizou R$ 3.605,8 milhões, crescimento de 13,6%

em relação aos R$ 3.173,2 milhões apresentados no 2T17. Esse crescimento é proveniente, principalmente, do

incremento de 19,1% na “receita de fornecimento”, decorrente do crescimento de 7,4% no volume de energia

vendida aos consumidores finais – destacando-se o crescimento de 3,3% no mercado cativo da Copel Dis e a

venda de 464 GWh para clientes livres da Copel Comercialização – e do reajuste tarifário da Copel Distribuição

válido a partir de 24 de junho de 2017, que reajustou a tarifa de energia (TE) em 10,28%.

Destacam-se ainda:

(i) o aumento de 6,1% na linha “disponibilidade da rede elétrica”, efeito da melhora de 3,7% no mercado fio,

da entrada em operação de novos ativos de transmissão e do reajuste aplicado à RAP a partir de julho de

2017, descontada a eliminação do saldo oriundo de receita entre empresas do grupo (Copel GeT e Copel

Distribuição) referente à RBSE, a qual foi reconhecida na receita da GeT ao longo de 2016 e início de 2017;

(ii) o resultado positivo de R$ 315,9 milhões em ativos e passivos financeiros setoriais (ante R$ 67,8 milhões no

2T17), em função de maiores custos com energia elétrica comprada para revenda devido, principalmente,

ao maior déficit hidrológico (19,4% no 2T18 ante 15,9% no 2T17) e ao maior PLD médio (302,68/MWh no

2T18 e R$ 282,96/MWh no 2T17);

(iii) a redução de 24,8% em “suprimento de energia elétrica”, como consequência da estratégia de alocação de

energia da Copel GeT e do menor GSF no período (80,6% no 2T18 ante 84,1% no 2T17), resultando em um

menor volume de venda no mercado de curto prazo.

Além disso, as seguintes rubricas também apresentaram variação:

(iv) crescimento de 19,0% na “receita de telecomunicações” em virtude da ampliação do atendimento a novos

clientes;

(v) queda de 4,9% na “receita de distribuição de gás canalizado”, em função da retração no consumo de gás

natural; e

(vi) aumento de 21,1% em “outras receitas operacionais”, proveniente, basicamente, de arrendamento,

aluguéis e multas.



2T18 1T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

Fornecimento de energia elétrica 1.300.251 1.318.858 1.091.723 19,1 2.619.109 2.225.260 17,7

Suprimento de energia elétrica 581.921 617.568 773.830 (24,8) 1.199.489 1.498.029 (19,9)

Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 883.104 765.409 832.386 6,1 1.648.513 1.967.930 (16,2)

Receita de construção 263.258 198.598 175.410 50,1 461.856 394.816 17,0

Valor justo do ativo indenizável da concessão 13.291 9.568 (884) - 22.859 5.445 319,8

Receita de telecomunicações 89.543 86.564 75.225 19,0 176.107 145.137 21,3

Distribuição de gás canalizado 118.747 113.171 124.877 (4,9) 231.918 242.504 (4,4)

Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 315.896 203.469 67.793 366,0 519.365 (80.184) -

Outras receitas operacionais 39.819 35.476 32.869 21,1 75.295 71.303 5,6

Receita Operacional Líquida 3.605.830 3.348.681 3.173.229 13,6 6.954.511 6.470.240 7,5

Demonstrativo da Receita

R$ mil

No acumulado do primeiro semestre de 2018, a receita operacional líquida aumentou 7,5%, reflexo,

principalmente, da melhoria de 17,7% na receita com “fornecimento de energia elétrica” em função do

crescimento de clientes livres na Copel Comercialização e do reajuste tarifário da Copel Distribuição válido a

partir de 24 de junho de 2017, que reajustou a tarifa de energia (TE) em 10,28%.

2.2 Custos e Despesas Operacionais

No 2T18, os custos e despesas operacionais cresceram 11,1%, totalizando R$ 2.997,9 milhões. Esse incremento

se deve, principalmente, aos maiores gastos com “encargos de uso do sistema”, devido ao reajuste na TUST em

junho de 2017, quando a indenização referente aos ativos relacionados à RBSE passou a incorporar a RAP. A

rubrica “encargos de uso da rede elétrica” ainda foi afetada pelo reajuste da tarifa de transmissão da energia de

Itaipu.

2T18 1T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

Encargos de uso do sistema 274.308 266.770 148.490 84,7 541.078 289.727 86,8

Encargos de transporte de Itaipu 46.397 50.529 24.955 85,9 96.926 49.553 95,6

Encargo de Energia de Reserva - EER 41.350 17.076 - - 58.426 - -

Encargos dos serviços do sistema - ESS (15.274) 17.580 (18.293) (16,5) 2.306 2.614 (11,8)

(-) PIS / Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica (36.974) (37.483) (14.973) 146,9 (74.457) (32.704) 127,7

TOTAL 309.807 314.472 140.179 121,0 624.279 309.190 101,9

Encargos de uso da rede elétrica

R$ mil

Os custos e despesas operacionais também foram impactados pelo acréscimo de 10,4% nos custos com “energia

elétrica comprada para revenda”, decorrente, em especial, da compra de 782 GWh no 2T18 (ante a 210 GWh no

2T17) por parte da Copel Comercialização.

2T18 1T18 2T17 Var. % 1S18 1S17 Var. %

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

Compra de energia no ambiente regulado - CCEAR 579.268 628.374 703.033 (17,6) 1.207.642 1.423.513 (15,2)

Itaipu Binacional 325.065 271.447 290.441 11,9 596.512 555.036 7,5

Câmara de Comercialização de Energia - CCEE 453.378 190.709 356.554 27,2 644.087 482.400 33,5

Micro e mini geradores e recompra de clientes 1.470 1.428 472 211,4 2.898 875 231,2

Proinfa 56.826 56.942 54.486 4,3 113.768 108.824 4,5

Contratos bilaterais 182.277 156.805 10.573 - 339.082 19.721 -

(-) PIS/Pasep e Cofins (120.839) (115.269) (77.089) 56,8 (236.108) (175.390) 34,6

TOTAL 1.477.445 1.190.436 1.338.470 10,4 2.667.881 2.414.979 10,5

Energia Elétrica Comprada para Revenda

R$ mil



Destacam-se ainda as seguintes variações:

(i) redução de 6,5% em PMSO, excetuando perdas estimadas, provisões e reversões, destacando-se (a) a

redução de R$ 21,2 milhões (6,7% ante o 2T17) na linha de pessoal e administradores em face da redução no

quadro de empregados (8.104 empregados ao final junho de 2018, ante 8.453 em junho de 2017); e (b) a

diminuição de 48,1% em “outros custos e despesas operacionais” em decorrência do ressarcimento proveniente

de fornecedores de bens dos parques eólicos do Complexo Brisa Potiguar no valor de R$ 72,1 milhões. Essas

reduções foram parcialmente compensadas pelo aumento de 13,6% em serviços de terceiros, relacionados,

principalmente, com a manutenção do sistema elétrico.

2T18 1T18 2T17 Var. % 1S18 1S17 Var. %

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

Pessoal e administradores 297.898 390.310 319.142 (6,7) 688.208 625.240 10,1

Planos previdenciário e ass is tencia l 59.457 61.003 58.016 2,5 120.460 117.154 2,8

Materia l 17.774 19.011 19.588 (9,3) 36.785 38.959 (5,6)

Serviços de terceiros 147.294 133.203 129.676 13,6 280.497 250.586 11,9

Outros custos e despesas operacionais 38.105 88.828 73.378 (48,1) 126.933 186.156 (31,8)

TOTAL 560.528 692.355 599.800 (6,5) 1.252.883 1.218.095 2,9

R$ mil

Custos Gerenciáveis

Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI (reversão de R$ 0,2 milhões no 2T18

e provisão R$ 12,0 milhões no 2T17), os custos com pessoal reduziram 2,9%, equivalente a R$ 9,0 milhões, em

comparação com o 2T17.

2T18 1T18 2T17 Var. % 1S18 1S17 Var. %

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


(-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias 166 (91.152) (12.029) 2,5 (90.985) (19.222) 2,8

TOTAL 298.064 299.158 307.113 (2,9) 597.223 606.018 (1,5)

Custo com Pessoal

R$ mil

(ii) aumento de 1,1% em “provisões e reversões”, totalizando R$ 99,6 milhões no 2T18, como consequência,

principalmente, do registro de R$ 67,2 milhões em provisões trabalhistas e R$ 51,8 milhões a questões cíveis e

administrativas, parcialmente compensadas pela reversão de R$ 18,0 milhões relacionados a impairment,

decorrente da melhora na expectativa de comercialização de energia da usina de Colíder.

(iii) aumento de 14,4% em “matéria-prima e insumos para produção de energia” devido a maior geração de

energia por parte da UTE Figueira; e

(iv) redução de 6,3% em "gás natural e insumos para operação de gás", efeito da retração no consumo de gás

natural.



2T18 1T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

Energia elétrica comprada para revenda 1.477.445 1.190.436 1.338.470 10,4 2.667.881 2.414.979 10,5

Encargos de uso da rede elétrica 309.807 314.472 140.179 121,0 624.279 309.190 101,9


Planos previdenciário e assistencial 59.457 61.003 58.016 2,5 120.460 117.154 2,8

Material 17.774 19.011 19.588 (9,3) 36.785 38.959 (5,6)

Matéria-prima e insumos para produção de energia 9.643 8.693 8.427 14,4 18.336 13.488 35,9

Gás natural e insumos para operação de gás 82.015 77.421 87.496 (6,3) 159.436 169.835 (6,1)


Depreciação e amortização 189.954 177.210 184.116 3,2 367.164 367.194 (0,0)

Provisões e reversões 99.644 116.041 98.526 1,1 215.685 197.225 9,4

Custo de construção 268.850 209.971 242.370 10,9 478.821 517.099 (7,4)

Outros custos e despesas operacionais 38.105 88.828 73.378 (48,1) 126.933 186.156 (31,8)

TOTAL 2.997.886 2.786.599 2.699.384 11,1 5.784.485 5.207.105 11,1

Custos e Despesas Operacionais

R$ mil

No primeiro semestre de 2018, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 5.784,5 milhões (aumento de

11,1%). Os motivos que mais impactaram esse resultado foram (a) ao aumento de 101,9% em “encargos de uso

da rede elétrica”, efeito, sobretudo, dos maiores gastos com encargos de uso do sistema – rede básica, devido

ao reajuste na TUST em junho de 2017, quando a indenização referente aos ativos relacionados à RBSE passou a

incorporar a RAP, e ao reajuste na tarifa de transmissão da energia de Itaipu, e (b) pelo acréscimo de 10,6% nos

custos com “energia elétrica comprada para revenda”, decorrente, especialmente, da compra por parte da

Copel Comercialização.

2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial

O resultado de equivalência patrimonial demonstra os ganhos e perdas nos investimentos realizados nos

empreendimentos controlados em conjunto e nas coligadas da Copel e é apresentado na tabela abaixo.

R$ mil

2T18 1T18 2T17 Var. % 1S18 1S17 Var. %

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

Empreendimentos controlados em conjunto 30.023 23.268 45.008 (33,3) 53.291 74.476 (28,4)

Volta l ia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. (1.890) (3.594) 347 - (5.484) 707 -

Paraná Gás Exploração e Produção S.A. - (3) (3) - (3) (22) (86,4)

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 1.185 1.035 894 32,6 2.220 1.975 12,4

Marumbi Transmissora de Energia S.A. 2.696 1.949 2.205 22,3 4.645 4.891 (5,0)

Transmissora Sul Bras i lei ra de Energia S.A. 523 412 813 (35,7) 935 1.501 (37,7)

Ca iuá Transmissora de Energia S.A. 723 802 (83) - 1.525 1.424 7,1

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 1.513 1.187 (669) - 2.700 2.531 6,7

Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A. 13.658 9.028 22.583 (39,5) 22.686 28.505 (20,4)

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A. 5.881 3.307 8.289 (29,1) 9.188 16.609 (44,7)

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 3.845 2.204 3.712 3,6 6.049 7.689 (21,3)

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. 11.890 9.366 6.726 76,8 21.256 9.791 117,1

Cantareira Transmissora de Energia S.A. (10.001) (2.425) 194 - (12.426) (1.125) 1.004,5

Coligadas 5.343 5.250 4.277 24,9 10.593 8.522 24,3

Dona Francisca Energética S.A. 2.524 2.469 2.107 19,8 4.993 4.275 16,8

Foz do Chopim Energética Ltda. 2.821 2.794 2.081 35,6 5.615 4.764 17,9

Dominó Holdings Ltda.¹ 4 (7) 85 (95,3) (3) (544) (99,4)

Outras² (6) (6) 4 - (12) 27 -

TOTAL 35.366 28.518 49.285 (28,2) 63.884 82.998 (23,0)

Empresa

¹ Em novembro de 2017 ocorreu a tranformação de Sociedade Anônima para Sociedade Limitada e a alteração do investimento de empreendimento controlado em conjunto

para investimento em Coligada.

² Inclui Carbocampel S.A., Copel Amec S/C Ltda, Escoelectric Ltda e Dois Saltos Ltda.



2.4 EBITDA

No 2T18, o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização atingiu R$ 833,3 milhões, 17,8% maior

que os R$ 707,2 milhões registrados no 2T17, explicado, principalmente, pelo maior volume de energia vendida

aos consumidores finais, o qual elevou a receita de “fornecimento de energia elétrica”. O EBITDA também foi

impactado por eventos não recorrentes, destacando-se o incremento de R$ 72,1 milhões proveniente de

fornecedores de bens dos parques eólicos do Complexo Brisa Potiguar e a provisão de R$ 45,1 milhões referente

a uma ação trabalhista coletiva.

Desconsiderando os efeitos extraordinários, o EBITDA ajustado do 2T18 seria 0,1% superior ao registrado no

mesmo período do ano anterior.

A tabela a seguir apresenta os itens considerados no cálculo do EBITDA ajustado.

2T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

LAJIDA 833,3 707,2 17,8 1.601,1 1.713,3 (6,6)

(-)/+ Remensuração do ativo financeiro RBSE - - - - (183,0) -

(-)/+ Resultado do IRT 2018 (36,7) - - (36,7) - -

(-)/+ Impairment (18,0) 31,2 (157,7) (13,0) 61,2 -

(-)/+ Provisão para PDI (0,2) 12,0 (101,7) 91,0 19,2 374,0

(-)/+ Provisões para l i tígios ¹ 45,1 - - 69,3 - -

(-)/+ Crédito Tributário - Pasep - - - (25,1) - -

(-) Ressarcimento Fornecedores Brisa (72,1) - - (72,1) - -

LAJIDA Ajustado 751,4 750,4 0,1 1.614,5 1.610,7 0,2

¹ Li tígio referente a duas ações trabalhis tas coletivas , sendo de R$ 45,1 no 2T18 e R$ 24,2 mi lhões no 1T18.

LAJIDA Ajustado

R$ milhões

2.5 Resultado Financeiro

No 2T18, as receitas financeiras totalizaram R$ 255,0 milhões, aumento de 88,6%, ante os R$ 135,2 milhões

registrados no 2T17, em virtude, principalmente, do ressarcimento proveniente de fornecedores de bens dos

parques eólicos do Complexo Brisa Potiguar no valor de R$ 53,2 milhões e da maior variação monetária sobre a

CRC, reflexo da maior inflação (IGP-DI de 4,10% no 2T18).

As despesas financeiras totalizaram R$ 359,9 milhões, saldo 9,5% menor que o registrado no 2T17, refletindo,

principalmente, a redução da taxa SELIC (no 2T18 a média do DI foi de 6,39% ante 10,92% no 2T17). Cabe

ressaltar que o maior saldo de financiamentos e debêntures reduziu, em parte, a queda apresentada nas

despesas financeiras.



2T18 1T18 2T17 Var% 1S18 1S17 Var.%

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

Receitas Financeiras 254.983 205.395 135.229 88,6 460.378 298.816 54,1

Renda e variação monetária sobre repasse CRC 82.586 43.405 24.360 239,0 125.991 56.557 122,8

Renda de aplicações financeiras mantidas para negociação 28.068 24.420 9.900 183,5 52.488 48.111 9,1

Acréscimos moratórios sobre faturas de energia 46.158 54.275 43.252 6,7 100.433 91.314 10,0

Renda de aplicações financeiras disponíveis para venda - - 11.169 - - 11.169 -

Variação monetária e ajuste a valor presente sobre contas a pagar vinculadas à concessão - - 14.001 - - 14.001 -

Remuneração de ativos e passivos setoriais 8.119 8.947 9.507 (14,6) 17.066 21.016 (18,8)

Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu 733 3.562 - - 4.295 8.748 (50,9)

Reconhecimento de crédito tributário - 55.096 - - 55.096 - -

Outras receitas financeiras 89.319 15.690 23.040 287,7 105.009 47.900 119,2

Despesas Financeiras (359.894) (275.062) (397.470) (9,5) (634.956) (717.078) (11,5)

Variação monetária, cambial e encargos da dívida (222.852) (212.965) (254.922) (12,6) (435.817) (527.008) (17,3)

Variação monetária e reversão de juros sobre contas a pagar vinculadas à concessão - UBP (33.595) (21.525) (14.522) 131,3 (55.120) (32.883) 67,6

Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu (23.423) (2.064) (8.348) - (25.487) (8.348) 205,3

PIS/Pasep e Cofins sobre juros sobre capital próprio - - - - - - -

Remuneração de ativos e passivos setoriais (10.036) (10.763) (6.882) 45,8 (20.799) (6.882) 202,2

Juros sobre P&D e PEE (6.094) (6.107) (8.924) (31,7) (12.201) (19.516) (37,5)

Variação monetária sobre repasse CRC - - (41.052) - - (46.831) -

Perdas estimadas p/ redução ao valor recuperável de ativos f inanceiros - - - - - - -

Outras despesas financeiras (63.894) (21.638) (62.820) 1,7 (85.532) (75.610) 13,1

Resultado Financeiro (104.911) (69.667) (262.241) (60,0) (174.578) (418.262) (58,3)

R$ mil

2.6 Lucro Líquido Consolidado

No 2T18, a Copel registrou lucro líquido de R$ 352,6 milhões, montante 133,5% superior aos R$ 151,0 milhões

apresentados no mesmo período de 2017.

Já no acumulado do primeiro semestre de 2018, o lucro líquido aumentou 21,8%, fechando o período em

R$ 692,2 milhões.



2.7 Demonstração do Resultado Consolidado – DRE

2T18 1T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 3.605.830 3.348.681 3.173.229 13,6 6.954.511 6.470.240 7,5

Fornecimento de energia elétrica 1.300.251 1.318.858 1.091.723 19,1 2.619.109 2.225.260 17,7

Suprimento de energia elétrica 581.921 617.568 773.830 (24,8) 1.199.489 1.498.029 (19,9)

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 883.104 765.409 832.386 6,1 1.648.513 1.967.930 (16,2)


Va lor justo do ativo indenizável da concessão 13.291 9.568 (884) - 22.859 5.445 319,8

Receita de Telecomunicações 89.543 86.564 75.225 19,0 176.107 145.137 21,3

Dis tribuição de gás canal izado 118.747 113.171 124.877 (4,9) 231.918 242.504 (4,4)

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is 315.896 203.469 67.793 366,0 519.365 (80.184) -

Outras recei tas operacionais 39.819 35.476 32.869 21,1 75.295 71.303 5,6

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (2.997.886) (2.786.599) (2.699.384) 11,1 (5.784.485) (5.207.105) 11,1

Energia elétrica comprada para revenda (1.477.445) (1.190.436) (1.338.470) 10,4 (2.667.881) (2.414.979) 10,5

Encargos de uso da rede elétrica (309.807) (314.472) (140.179) 121,0 (624.279) (309.190) 101,9

Pessoal e adminis tradores (297.898) (390.310) (319.142) (6,7) (688.208) (625.240) 10,1

Planos previdenciário e ass is tencia l (59.457) (61.003) (58.016) 2,5 (120.460) (117.154) 2,8

Materia l (17.774) (19.011) (19.588) (9,3) (36.785) (38.959) (5,6)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (9.643) (8.693) (8.427) 14,4 (18.336) (13.488) 35,9

Gás natura l e insumos para operação de gás (82.015) (77.421) (87.496) (6,3) (159.436) (169.835) (6,1)

Serviços de terceiros (147.294) (133.203) (129.676) 13,6 (280.497) (250.586) 11,9

Depreciação e amortização (189.954) (177.210) (184.116) 3,2 (367.164) (367.194) (0,0)

Provisões e reversões (99.644) (116.041) (98.526) 1,1 (215.685) (197.225) 9,4

Custo de construção (268.850) (209.971) (242.370) 10,9 (478.821) (517.099) (7,4)

Outros custos e despesas operacionais (38.105) (88.828) (73.378) (48,1) (126.933) (186.156) (31,8)

RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 35.366 28.518 49.285 (28,2) 63.884 82.998 (23,0)

LUCRO ANTES DO RESULTADO FIN. E TRIBUTOS 643.310 590.600 523.130 23,0 1.233.910 1.346.133 (8,3)

RESULTADO FINANCEIRO (104.911) (69.667) (262.241) (60,0) (174.578) (418.262) (58,3)

Receitas financeiras 254.983 205.395 135.229 88,6 460.378 298.816 54,1

Despesas financeiras (359.894) (275.062) (397.470) (9,5) (634.956) (717.078) (11,5)

LUCRO OPERACIONAL 538.399 520.933 260.889 106,4 1.059.332 927.871 14,2

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (185.796) (181.353) (109.908) 69,0 (367.149) (359.620) 2,1

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (195.770) (245.607) (133.002) 47,2 (441.377) (326.114) 35,3

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 9.974 64.254 23.094 (56,8) 74.228 (33.506) -

LUCRO LÍQUIDO 352.603 339.580 150.981 133,5 692.183 568.251 21,8

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 347.207 332.278 140.040 147,9 679.485 550.382 23,5

Atribuído aos acionis tas não controladores 5.396 7.302 10.941 (50,7) 12.698 17.869 28,9-

LAJIDA 833.264 767.810 707.246 17,8 1.601.074 1.713.327 (6,6)

Demonstração do Resultado

R$ mil



3. Principais Contas e Variações do Balanço Patrimonial

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

dezembro de 2017. Informações adicionais podem ser obtidas nas Notas Explicativas de nosso ITR.

3.1 Principais Contas

Caixa, Equivalentes de Caixa e Títulos e Valores Mobiliários

Em 30 de junho de 2018, as disponibilidades das subsidiárias integrais e controladas da Copel (caixa,

equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários) totalizaram R$ 1.938,0 milhões, montante 53,8% superior

aos R$ 1.259,7 milhões registrados em dezembro de 2017. Tais recursos estavam aplicados, majoritariamente,

em Certificados de Depósitos Bancários (CDBs) e operações compromissadas. Essas aplicações são remuneradas

entre 60% e 100,8% da taxa de variação do Certificado de Depósito Interbancário - CDI.

Repasse CRC ao Estado do Paraná

Por meio 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 Estado do Paraná solicitou à Companhia e o Conselho de Administração aprovou em 16 de junho de 2016,

condicionado à anuência do Ministério da Fazenda, a Novação do Termo de Ajuste da CRC, que contemplou: (i)

no período de abril a dezembro de 2016, carência total dos pagamentos de principal e juros; e (ii) de janeiro a

dezembro de 2017, carência somente do valor principal, porém com pagamentos dos juros mensais. As demais

cláusulas foram mantidas, inclusive a manutenção dos índices de correção e juros atualmente vigentes, não

afetando desta forma, o valor presente líquido global do referido contrato.

O Estado do Paraná cumpriu os termos acordados e efetuou os pagamentos das parcelas mensais de juros

previstas até dezembro de 2017. Encerrado o período de carência, o Estado do Paraná, vem cumprido

rigorosamente os pagamentos nas condições contratadas, restando 82 parcelas mensais.

A Administração da Companhia e o Estado do Paraná formalizaram o quinto termo aditivo em 31 de outubro de

2017. O saldo atual da CRC é de R$ 1.512,3 milhões.

Ativos e Passivos Financeiros Setoriais

A partir de 31 de dezembro de 2014, a Copel Distribuição passou a reconhecer os ativos e/ou passivos

financeiros setoriais em suas demonstrações contábeis em decorrência da alteração no contrato de concessão,

que garante que os valores residuais de itens da Parcela A e outros componentes financeiros não recuperados

ou devolvidos via tarifa serão incorporados, ou descontados, no cálculo da indenização de ativos não



amortizados ao término da concessão. Em 30 de junho de 2018, a Companhia possuía um ativo líquido de R$

541,4 milhões. Mais detalhes em nossa ITR (NE nº 9).

Contas a Receber Vinculadas à Concessão

Essa conta refere-se a créditos a receber relacionados aos contratos de concessão da atividade de geração,

transmissão, distribuição de energia elétrica e distribuição de gás natural. Os montantes são relativos (a) à

bonificação de outorga paga em virtude do leilão envolvendo a Usina Governador Parigot de Souza - UHE GPS,

arrematada pela Copel GeT em 25 de novembro de 2015 (R$ 621,7 milhões), (b) aos investimentos em

infraestrutura e remuneração financeira que não foram ou não serão recuperados por meio da tarifa e/ou da

RAP até o vencimento da concessão (R$ 2.385,8 milhões), (c) aos valores a receber dos ativos de transmissão de

energia elétrica da Rede Básica do Sistema Existente - RBSE e das instalações de conexão e Demais Instalações

de Transmissão - RPC, em decorrência do reconhecimento dos efeitos da Portaria MME n° 120 e da

homologação, por parte da Aneel, do resultado da fiscalização do laudo de avaliação desses ativos (R$ 1.386,5

milhões) e (d) ao contrato de concessão de distribuição de gás – Compagas (R$ 315,9 milhões).

Em 30 de junho de 2018, o saldo da conta totalizou R$ 4.709,9 milhões. Mais detalhes em nossa ITR (NE n° 10).

Contas a Receber Vinculadas à Indenização da Concessão

Essa conta refere-se ao residual dos ativos de geração que tiveram a concessão vencida em 2015 (UHE Rio dos

Patos, UHE GPS e UHE Mourão I). Em 30 de junho de 2018, o montante registrado nessa conta era de R$ 72,9

milhões. Mais detalhes em nossa ITR (NE nº 11).

Investimento, Imobilizado e Intangível

O saldo na conta “investimentos” apresentou aumento de 2,3% até 30 de junho de 2018, reflexo da

equivalência patrimonial e dos aportes registrados no período. A conta “imobilizado” cresceu 6,2% em função

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

depreciação do período. Já a conta “intangível” apresentou crescimento de 0,3% devido aos investimentos em

novos ativos realizados no período.



3.2 Balanço Patrimonial – Ativo

jun/18 dez/17 jun/17 Var.% Var.%

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

CIRCULANTE 6.072.795 5.701.834 5.132.471 6,5 18,3

Caixa e equiva lentes de ca ixa 1.704.148 1.040.075 1.423.948 63,8 19,7

Títulos e Valores Mobi l iários 1.381 1.341 57.316 3,0 (97,6)

Cauções e depós i tos vinculados 42.200 59.372 1.656 (28,9) -

Cl ientes 2.624.021 2.733.240 2.364.460 (4,0) 11,0

Dividendos a receber 68.253 80.815 54.685 (15,5) 24,8

Repasse CRC ao Estado do Paraná 177.354 167.109 80.425 6,1 120,5

Ativos Financeiros Setoria is 333.717 171.609 - 94,5 -

Contas a receber vinculadas à concessão 149.996 149.744 225.818 0,2 (33,6)

Outros créditos 494.543 409.351 391.102 20,8 26,4

Es toques 111.321 110.559 120.886 0,7 (7,9)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 190.292 501.685 255.937 (62,1) (25,6)

Outros tributos correntes a recuperar 139.627 198.232 84.496 (29,6) 65,2

Despesas antecipadas 35.453 39.867 35.532 (11,1) (0,2)

Partes Relacionadas 489 38.835 36.210 (98,7) (98,6)

NÃO CIRCULANTE 28.407.205 27.460.543 26.766.777 3,4 6,1

Realizável a Longo Prazo 8.867.435 8.607.626 8.457.278 3,0 4,8

Títulos e Valores Mobi l iários 232.490 218.322 206.335 6,5 12,7

Outros investimentos temporários 18.902 18.727 486.983 0,9 (96,1)

Cauções e depós i tos vinculados 87.046 75.665 75.728 15,0 14,9

Cl ientes 203.234 261.082 274.791 (22,2) (26,0)

Repasse CRC ao Estado do Paraná 1.334.940 1.349.253 1.403.023 (1,1) (4,9)

Depós i tos judicia is 578.172 582.529 589.001 (0,7) (1,8)

Ativos Financeiros Setoria is 301.302 171.609 - 75,6 -

Contas a receber vinculadas à concessão 4.559.943 4.360.378 3.961.442 4,6 15,1

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 72.893 68.859 67.633 5,9 7,8

Outros créditos 184.442 149.416 132.860 23,4 38,8

Imposto de renda e contribuição socia l 83.706 176.480 159.555 (52,6) (47,5)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 986.286 915.492 821.706 7,7 20,0

Outros tributos correntes a recuperar 202.983 116.974 115.139 73,5 76,3

Despesas antecipadas 6.830 12.684 20.434 (46,2) (66,6)

Partes Relacionadas 14.266 130.156 142.648 (89,0) (90,0)

Investimentos 2.630.131 2.570.643 2.513.703 2,3 4,6

Imobilizado 10.435.519 9.829.450 9.272.610 6,2 12,5

Intangível 6.474.120 6.452.824 6.523.186 0,3 (0,8)

TOTAL 34.480.000 33.162.377 31.899.248 4,0 8,1

R$ mil

Ativo



3.3 Endividamento

Dívida Bruta

O total da dívida consolidada da Copel somava R$ 10.184,6 milhões em 30 de junho de 2018, aumento de 3,6%

em comparação com os R$ 9.830,5 milhões registrados em 2017. Esse aumento reflete, principalmente, a 7ª

emissão de debêntures da Copel Holding (R$ 600,0 milhões).

Em 30 de junho de 2018, o endividamento bruto da Companhia representava 62,9% do patrimônio líquido

consolidado, o qual era de R$ 16.180,9 milhões, equivalente a R$ 59,13 por ação (Valor Patrimonial por Ação –

VPA). A composição dos saldos de empréstimos, financiamentos e debêntures está demonstrada na tabela a

seguir:

TotalComposição

%

Eletrobras - COPEL 27.830 0,3

FINEP 13.453 0,1

BNDES 1.541.383 15,1

Banco do Brasil S/A e outros 1.321.901 13,0

Debêntures e Notas Promissórias 7.175.855 70,5

Total 10.080.422 99,0

Tesouro Nacional 104.157 1,0

Total 104.157 1,0

TOTAL 10.184.579 100,0

R$ mil

Moeda Estrangeira

Moeda Nacional

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

R$ mil

Curto Prazo

jul/18 - jun/19 jul/19 - dez/19 2020 2021 2022 2023 A partir de 2024

Moeda Nacional 3.859.720 926.910 1.505.442 1.377.141 1.014.425 208.467 1.188.317 10.080.422

Moeda Estrangeira 104.157 - - - - - - 104.157

TOTAL 3.963.877 926.910 1.505.442 1.377.141 1.014.425 208.467 1.188.317 10.184.579

Longo PrazoTotal



Avais e Garantias

Até 30 de junho de 2018, a Companhia concedeu R$ 1.661,0 milhões em avais e garantias, conforme tabela a

seguir.


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

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. - - 65.315 - -

Caiuá Transmissora de Energia S.A. 33.375 35.039 36.644 (4,7) (8,9)

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 54.276 57.328 60.261 (5,3) (9,9)

Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A. 366.622 372.833 385.419 (1,7) (4,9)

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A. 199.196 206.502 186.981 (3,5) 6,5

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. 422.064 352.652 261.261 19,7 61,5

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 166.721 169.564 173.598 (1,7) (4,0)

Cantareira Transmissora de Energia S.A. 277.987 215.204 189.086 29,2 47,0

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. 140.745 129.018 133.771 9,1 5,2

TOTAL 1.660.986 1.538.140 1.492.336 8,0 11,3

¹ Proporcional à participação da Copel nos empreendimentos.

Avais e Garantias¹

R$ mil

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

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

2.233

4.652 5.695

7.450 8.469 8.160

1,2

2,0 2,3

2,9 3,1 3,1

2013 2014 2015 2016 2017 1S18

Dívida Líquida/EBITDA¹(R$ milhões)

Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA

¹ EBITDA 12 meses

Dívida por Subsidiária

A tabela a seguir apresenta a dívida bruta e a dívida líquida das subsidiárias:

GeT DIS Telecom Holding Outras Total

Dívida Total 5.137.625 1.655.364 424.428 2.407.285 559.877 10.184.579

Disponibilidade 514.038 740.030 4.930 364.383 401.684 2.025.065

Dívida Líquida 4.623.587 915.334 419.498 2.042.902 158.193 8.159.514

R$ mil



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

Mauá Colíder Baixo Iguaçu PCHs¹ Elejor Total

16.512 23.473 7.279 258 530.273 577.795

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

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:

jun/18 mar/18 jun/17 Var % Var %

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

Fiscais 119.089 134.221 172.910 (11,3) (31,1)

Trabalhistas 594.744 539.816 479.484 10,2 24,0

Benefícios a Empregados 85.235 93.082 38.421 (8,4) 121,8

Cíveis 783.352 735.750 508.089 6,5 54,2

Cíveis e direito administrativo 559.788 515.946 315.302 8,5 77,5

Servidões de passagem 111.688 111.692 100.539 (0,0) 11,1

Desapropriações e patrimoniais 106.897 101.866 86.286 4,9 23,9

Consumidores 4.979 6.246 5.962 (20,3) (16,5)

Ambientais 1.954 2.485 1.231 (21,4) 58,7

Regulatórias 64.666 64.567 66.940 0,2 (3,4)

TOTAL 1.649.040 1.569.921 1.267.075 5,0 30,1

Perdas Prováveis - Consolidado

R$ mil

As causas classificadas como perdas possíveis, estimadas pela Companhia e suas controladas, totalizaram R$

3.283,1 milhões ao final de março de 2018, montante 5,1% maior que o registrado em dezembro de 2017 (R$

3.123,5 milhões). As perdas estão compostas por ações das seguintes naturezas: cíveis (R$ 1.178,8 milhões);

fiscais (R$ 951,7 milhões); regulatórias (R$ 794,1 milhões); trabalhistas (R$ 340,2 milhões); e benefícios a

empregados (R$ 18,3 milhões).



3.4 Balanço Patrimonial - Passivo


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

CIRCULANTE 7.724.505 6.109.914 6.535.088 26,4 18,2

Obrigações socia is e trabalhis tas 429.235 313.967 292.911 36,7 46,5

Fornecedores 1.672.888 1.683.577 1.527.821 (0,6) 9,5

Imposto de renda e contribuição socia l 182.462 86.310 181.582 111,4 0,5

Outras obrigações fi sca is 394.896 345.487 273.416 14,3 44,4

Empréstimos , financiamentos e debêntures 3.963.877 2.416.728 2.947.899 64,0 34,5

Dividendo mínimo obrigatório a pagar 278.742 288.981 303.270 (3,5) (8,1)

Benefícios pós-emprego 54.349 53.225 48.060 2,1 13,1

Encargos do consumidor a recolher 115.062 150.025 143.939 (23,3) (20,1)

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 267.677 282.766 195.043 (5,3) 37,2

Contas a pagar vinculadas à concessão 65.493 62.624 61.800 4,6 6,0

Pass ivos financeiros setoria is l íquidos - 192.819 393.440 - -

Outras contas a pagar 186.564 121.405 165.907 53,7 12,5

Provisões para l i tígios 113.260 112.000 - 1,1 -

NÃO CIRCULANTE 10.574.645 11.541.960 10.048.569 (8,4) 5,2

Fornecedores 50.410 43.469 36.711 16,0 37,3

Imposto de renda e contribuição socia l di feridos 144.722 156.630 221.098 (7,6) (34,5)

Outras Obrigações fi sca is 782.905 809.576 319.484 (3,3) 145,1

Empréstimos , financiamentos e debêntures 6.220.702 7.413.755 6.523.838 (16,1) (4,6)

Benefícios pós-emprego 833.200 812.878 746.207 2,5 11,7

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 296.701 249.709 300.948 18,8 (1,4)

Contas a pagar vinculadas à concessão 512.302 492.330 490.017 4,1 4,5

Pass ivos financeiros setoria is l íquidos 93.583 90.700 69.848 3,2 34,0

Outras contas a pagar 104.340 72.849 41.348 43,2 152,3

Provisões para l i tígios 1.535.780 1.400.064 1.299.070 9,7 18,2

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 16.180.850 15.510.503 15.315.591 4,3 5,6

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 15.871.151 15.207.842 15.048.731 4,4 5,5

Capita l Socia l 7.910.000 7.910.000 7.910.000 - -

Ajustes de ava l iação patrimonia l 857.999 895.601 965.470 (4,2) (11,1)

Reserva lega l 844.398 844.398 792.716 - 6,5

Reserva de retenção de lucros 5.557.843 5.557.843 4.793.650 - 15,9

Lucros acumulados 700.911 - 586.895 - 19,4

Atribuível aos acionistas não controladores 309.699 302.661 266.860 2,3 16,1

TOTAL 34.480.000 33.162.377 31.899.248 4,0 8,1

Passivo

R$ mil



4. Desempenho das Principais Empresas

4.1 Copel Geração e Transmissão

A Copel GeT apresentou EBITDA de R$ 508,5 milhões no 2T18, crescimento de 21,3% comparado aos R$ 419,2

milhões no 2T17. Esse desempenho reflete, sobretudo, o reajuste aplicado à RAP a partir de julho de 2017, a

entrada em operação de novos ativos e o registro, no 2T17, de um custo adicional no valor de R$ 67,0 milhões

na linha de “custo de construção” em decorrência, principalmente, do aumento do capex relacionado à linha de

transmissão Araraquara II – Taubaté, além do do ressarcimento proveniente de fornecedores de bens dos

parques eólicos do Complexo Brisa Potiguar no valor de R$ 72,1 milhões

Além disso, o EBITDA também foi impactado pela reversão de provisões no valor de R$ 72,5 milhões, motivado,

principalmente, pela melhora na expectativa de comercialização de energia da usina de Colíder, parcialmente

compensada pela provisão de impairment nos Complexos Eólicos Cutia (R$ 30,3 milhões) e Bento Miguel (R$

29,6 milhões), os quais afetaram a rubrica de equivalência patrimonial.

O resultado também foi afetado pela queda de 5,8% na receita de suprimento, como consequência da

estratégia de alocação de energia da Copel GeT e do menor GSF no período (80,6% no 2T18 ante 84,1% no

2T17), resultando em um menor volume de venda no mercado de curto prazo. Acrescenta-se ainda o aumento

de R$ 61,0 milhões com compra de energia para revenda, em função do maior PLD no mês de junho de 2018

(472,87/MWh ante R$ 65,91/MWh em junho de 2017) e menor GSF no mesmo período (70,9% em junho de

2018 ante 78,13% em junho de 2017).

Ressalta-se ainda que os custos gerenciáveis, excetuando perdas estimadas, provisões e reversões, e taxas

referentes à utilização de recursos hídricos, apresentaram crescimento de 6,6% e refletem, basicamente, a

política salarial aplicada a partir de outubro de 2017, a reestruturação organizacional - que acarretou na

transferência das atividades e de 56 empregados da Copel Renováveis para a Copel GeT a partir de setembro de

2017 - e o compartilhamento de custos entre as empresas do grupo, que passou a impactar o resultado a partir

de novembro de 2017, além de maiores custos com manutenção do sistema elétrico.

R$ mil

2T18 1T18 2T17 Var. % 1S18 1S17 Var. %

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

Pessoal e administradores 76.567 101.768 72.710 5,3 178.335 141.302 26,2


Materia l 4.082 3.256 4.242 (3,8) 7.338 7.857 (6,6)


Outros custos e despesas operacionais 1.854 1.065 6.227 (70,2) 2.919 (2.296) -

TOTAL 132.551 148.115 124.339 6,6 235.655 187.283 25,8




Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI (provisão de R$ 0,6 milhão no 2T18 e

R$ 2,0 milhões no 2T17), os custos com pessoal aumentaram 7,4% em comparação com o 2T17.

R$ mil

2T18 1T18 2T17 Var. % 1S18 1S17 Var. %

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

Pessoal e administradores 76.567 101.768 72.710 5,3 178.335 141.302 26,2

(-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias (587) (28.273) (1.950) (69,9) (28.860) (2.982) -

TOTAL 75.980 73.495 70.760 7,4 149.475 138.320 8,1

Custo com Pessoal

O lucro líquido foi de R$ 235,9 milhões no segundo trimestre de 2018, montante 60,6% superior aos R$ 146,9

milhões registrados no 2T17.

2T18 1T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 859,4 873,3 782,7 9,8 1.732,7 1.856,2 (6,7)

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (418,0) (452,2) (411,6) 1,6 (870,2) (844,8) 3,0

Resultado Operacional (R$ milhões) 355,1 330,5 231,7 53,3 685,6 746,6 (8,2)

Lucro Líquido (R$ milhões) 235,9 221,0 146,9 60,6 456,9 489,8 (6,7)

LAJIDA (R$ milhões) 508,5 491,4 419,2 21,3 999,9 1.133,1 (11,8)

Margem Operacional 41,3% 37,8% 29,6% 39,6 39,6% 40,2% (1,6)

Margem Líquida 27,4% 25,3% 18,8% 46,3 26,4% 26,4% (0,1)

Margem LAJIDA 59,2% 56,3% 53,6% 10,5 57,7% 61,0% (5,5)

Programa de Investimento (R$ milhões) 204,4 165,6 217,9 (6,2) 370,0 473,6 (21,9)

R$ mil

Principais Indicadores

Desconsiderando os eventos extraordinários, conforme demonstrado na tabela abaixo, o EBITDA da Copel GeT

no 2T18 apresentou redução de 7,4% em relação ao 2T17.

2T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

LAJIDA 508,5 419,2 21,3 999,9 1.133,1 (11,8)

(-)/+ Remensuração do ativo financeiro RBSE - - - - (183,0) -

(-)/+ Impairment (18,0) 31,2 (157,7) (13,0) 61,2 (121,2)

+ Provisão para PDI 0,6 2,0 (70,0) 28,9 3,0 -

+ Provisão para l i tígios - - - 3,0 - -

(-) Ressarcimento Fornecedores Brisa (72,1) - - (72,1) - -

LAJIDA Ajustado 419,0 452,4 (7,4) 946,7 1.014,3 (6,7)

LAJIDA Ajustado

R$ milhões

Nos seis primeiros meses de 2018, a Copel GeT registrou uma receita operacional de R$ 1.732,7 milhões,

redução de 6,7% em comparação com o mesmo período do ano anterior, enquanto que os custos e despesas

operacionais apresentaram um aumento de 3,0%, totalizando R$ 870,2 milhões no período. O lucro líquido

atingiu R$ 456,9 milhões e o EBITDA totalizou R$ 999,9 milhões, redução, respectivamente, de 6,7% e 11,8% em

relação ao verificado no primeiro semestre de 2017.



4.2 Copel Distribuição

A Copel Distribuição registrou EBITDA de R$ 231,4 milhões no 2T18, montante 71,5% superior aos R$ 13,9

milhões registrados no 2T17. Esse resultado é consequência, principalmente, do reajuste médio de 5,85%

aplicado às tarifas a partir de 24 de junho de 2017, sendo que o reajuste na tarifa de energia (TE) foi de 10,28%

(o qual impacta a rubrica de fornecimento de energia elétrica) e do crescimento de 3,7% no mercado fio da

distribuidora.

Esses efeitos foram parcialmente compensados pelo (a) aumento nos custos com encargos de uso do sistema –

rede básica, devido ao reajuste na TUST em junho de 2017 – quando a indenização referente aos ativos

relacionados à RBSE passou a incorporar a RAP das transmissoras – e do reajuste na tarifa de transmissão da

energia de Itaipu; e (b) maior saldo em provisões e reversões (registro de R$ 90,7 milhões no 2T18 contra R$

54,4 milhões no 2T17) relacionadas, principalmente, a questões trabalhistas e benefício a empregados.

A conta “resultado de ativos e passivos financeiros setoriais” totalizou R$ 315,9 milhões e corresponde aos

maiores custos com energia elétrica comprada para revenda, devido, principalmente, ao maior déficit

hidrológico (19,4% no 2T18 ante 15,9% no 2T17) e PLD médio (302,68/MWh no 2T18 e R$ 282,96/MWh no

2T17).

Os custos gerenciáveis, excetuando provisões e reversões, aumentaram 0,8% em relação ao 2T17 em

consequência, principalmente, de perdas na desativação de bens. Entretanto, destaca-se a redução de 6,9%,

equivalente a R$ 13,2 milhões (2T18 x 2T17), na rubrica pessoal e administradores, refletindo a redução de

empregados do quadro de pessoal em razão do Plano de Demissão Incentivada. Nos últimos 12 meses o quadro

de pessoal da Copel Distribuição apresentou redução de 292 empregados e de 57 empregados no 2T18.

2T18 1T18 2T17 Var. % 1S18 1S17 Var. %

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



Materia l 12.683 14.754 13.643 (7,0) 27.437 27.873 (1,6)

Serviços de terceiros 88.231 89.316 88.782 (0,6) 177.547 170.214 4,3

Outros custos e despesas operacionais 47.844 36.084 31.707 50,9 83.928 82.854 1,3

TOTAL 366.113 414.743 363.384 0,8 780.856 736.991 6,0


R$ mil

Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI (reversão de R$ 0,9 milhões no 2T18

e provisão R$ 5,6 milhões no 2T17), os custos com pessoal reduziram 3,6% em comparação com o 2T17.

2T18 1T18 2T17 Var. % 1S18 1S17 Var. %

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


(-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias 936 (51.566) (5.610) - (50.630) (9.760) 418,8

TOTAL 179.501 182.919 186.114 (3,6) 362.420 370.069 (2,1)

Custo com Pessoal

R$ mil



O lucro líquido no 2T18 foi de R$ 82,8 milhões, ante R$ 7,9 milhões registrados no mesmo período de 2017,

sendo influenciado, além dos fatores citados anteriormente, pela menor despesa financeira relacionada a

encargos da dívida.

2T18 1T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 2.476,9 2.207,7 2.160,7 14,6 4.684,6 4.165,0 12,5

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (2.320,4) (2.149,5) (2.098,1) 10,6 (4.469,9) (3.980,1) 12,3

Resultado Operacional (R$ milhões) 126,0 66,8 23,2 441,9 192,8 161,2 19,6

Lucro Líquido (R$ milhões) 82,8 41,8 7,9 941,9 124,6 79,2 57,3

LAJIDA (R$ milhões) 231,4 131,3 134,9 71,5 362,7 328,1 10,5

Margem Operacional 5,1% 3,0% 1,1% 372,8 4,1% 3,9% 6,3

Margem Líquida 3,3% 1,9% 0,4% 808,9 2,7% 1,9% 39,9

Margem LAJIDA 9,3% 5,9% 6,2% 49,6 7,7% 7,9% (1,7)

Programa de Investimento (R$ milhões) 137,3 107,5 148,7 (7,7) 244,8 283,0 (13,5)

R$ mil


No 1S18 a Copel Distribuição apresentou um EBITDA de R$ 362,7 milhões, desempenho 10,5% maior que o

registrado no 1S17. Esse desempenho foi impactado, essencialmente, pelo crescimento de 12,6% na receita de

fornecimento de energia elétrica em função, principalmente, da atualização aplicada às tarifas a partir de junho

de 2017 que reajustou a tarifa de energia (TE) em 10,28%, parcialmente compensado pelo aumento de 66,7%

nas provisões, como consequência de ações trabalhistas coletivas, e de R$ 43,9 milhões com custos

gerenciáveis, essencialmente em função das provisões para o PDI no montante de R$ 50,6 milhões no semestre.

Excetuando os efeitos extraordinários relacionados a seguir, o EBITDA da Copel Distribuição seria de R$ 238,9

milhões no 2T18, ante R$ 140,5 milhões apresentados no 2T17. No 1S18 o EBITDA seria de R$ 430,9 milhões,

montante 27,5% superior ao registrado no 1S17 (R$ 337,9 milhões).

2T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

LAJIDA 231,4 134,9 71,5 362,7 328,1 10,5

(-)/+ Resultado do IRT 2018 (36,7) - - (36,7) - -

(-)/+ Provisão p/ indenização por demissões voluntárias (0,9) 5,6 - 50,6 9,8 416,3

(-)/+ Provisão para l i tígios ¹ 45,1 - - 62,3 - -

LAJIDA Ajustado 238,9 140,5 70,0 430,9 337,9 27,5

¹ Li tígio referente a duas ações trabalhis tas coletivas , sendo de R$ 45,1 no 2T18 e R$ 17,2 mi lhões no 1T18.

LAJIDA Ajustado

R$ milhões



4.3 Copel Telecomunicações

A Copel Telecom registrou um EBITDA de R$ 44,0 milhões no 2T18, montante 19,3% superior aos R$ 36,9

milhões registrados no 2T17. Esse resultado reflete o crescimento de 19,2% na receita de telecomunicações, em

virtude da ampliação da base de clientes, parcialmente compensado pelo aumento de 21,4% com custos

gerenciáveis.

Estes custos, excetuando provisões e reversões, totalizaram R$ 64,2 milhões no 2T18, como consequência dos

maiores custos com serviços de terceiros e do aumento dos gastos com aluguéis e arrendamentos para

acomodação das instalações.

R$ mil

2T18 1T18 2T17 Var. % 1S18 1S17 Var. %

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



Materia l 393 428 604 (34,9) 821 1.172 (29,9)


Outros custos e despesas operacionais 13.394 11.150 8.015 67,1 24.544 17.159 43,0

TOTAL 64.184 63.960 52.868 21,4 128.144 106.388 20,4


Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI, os custos com pessoal e

administradores apresentaram queda de 1,5% em comparação com o 2T17 e refletem, basicamente, a política

salarial aplicada a partir de outubro de 2017 e a redução de empregados do quadro de pessoal em razão do

Plano de Demissão Incentivada. O quadro de pessoal apresentou redução de 21 empregados nos últimos 12

meses.

R$ mil

2T18 1T18 2T17 Var. % 1S18 1S17 Var. %

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


(-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias (210) (5.815) (1.114) (81,1) (6.025) (2.843) 111,9

TOTAL 23.500 23.384 23.857 (1,5) 46.884 47.485 (1,3)

Custo com Pessoal

Desconsiderando os eventos extraordinários, o EBITDA da Copel Telecom no 2T18 apresentou crescimento de

16,4% em relação ao 2T17.

2T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

LAJIDA 44,0 36,9 19,3 70,7 68,4 3,5

+ Provisão p/ indenização por demissões voluntárias 0,2 1,1 (81,8) 6,0 2,8 114,3

+ Provisão para l i tígios - - - 4,0 - -

LAJIDA Ajustado 44,2 38,0 16,4 80,7 71,2 13,4

LAJIDA Ajustado

R$ milhões



O lucro líquido no 2T18 foi de R$ 15,8 milhões, montante 1,0% superior aos R$ 15,6 milhões registrados no

segundo trimestre de 2017.

A tabela a seguir apresenta os principais indicadores da Copel Telecom.

2T18 1T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 107,5 104,5 93,1 15,4 212,0 180,8 17,3

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (76,1) (89,4) (65,9) 15,5 (165,5) (131,5) 25,9

Resultado Operacional (R$ milhões) 23,7 9,8 23,4 1,2 33,5 40,5 (17,4)

Lucro Líquido (R$ milhões) 15,8 6,8 15,6 1,0 22,6 27,2 (16,9)

LAJIDA (R$ milhões) 44,0 26,7 36,9 19,3 70,7 68,4 3,5

Margem Operacional 22,0% 9,4% 25,1% (12,3) 15,8% 22,4% (29,5)

Margem Líquida 14,7% 6,5% 16,8% (12,5) 10,7% 15,0% (29,1)

Margem LAJIDA 40,9% 25,6% 39,6% 3,3 33,4% 37,8% (11,8)

Programa de Investimento (R$ milhões) 77,6 51,4 62,8 23,6 129,0 103,0 25,3

R$ mil


Até junho de 2018, o EBITDA da Copel Telecom alcançou R$ 70,7 milhões, crescimento de 3,5% em comparação

com o desempenho registrado no mesmo período de 2017. Enquanto o lucro líquido apresentou queda de

16,9%, totalizando R$ 22,6 milhões.

4.4 Informações Contábeis

Na tabela a seguir apresentamos informações contábeis de 30 de junho de 2018 referentes às principais

participações da Copel:

R$ mil

Participações - Jun/18 Ativo TotalPatrimônio

Líquido¹Rec. Oper. Líquida Lucro Líquido

Controladas (Consolida com Copel)

Companhia Paranaense de Gás - Compagás 686.179 423.249 245.488 25.491

Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. 659.513 72.348 141.793 29.489

UEG Araucária Ltda 462.863 403.011 - (43.193)

Controladas em Conjunto (Equivalência Patrimonial)

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 101.255 70.327 6.738 4.353

Caiuá Transmissora de Energia S.A. 230.432 117.476 9.130 3.114

Cantareira Transmissora S.A 1.039.109 310.840 60.716 (25.359)

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP Sul) S.A. 1.444.279 872.467 85.787 18.751

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 464.291 236.940 13.129 5.511

Marumbi Transmissora de Energia S.A. 165.395 112.483 10.385 5.805

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. 1.957.596 959.341 251.443 42.426

Matrinchã Transmissora de Energia (TP Norte) S.A. 2.827.634 1.752.051 175.146 46.299

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 1.708.180 687.027 132.890 24.686

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 655.620 326.477 24.931 4.676

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. 217.908 215.545 - (11.194)

Coligadas (Equivalência Patrimonial)

Dona Francisca Energética S.A. 137.752 128.857 35.075 21.677

Foz do Chopim Energética Ltda 78.462 52.277 21.273 15.699



5. Programa de Investimentos

A tabela a seguir apresenta o programa de investimentos realizado no 2T18 e o previsto para 2018, o qual foi

revisado na 175ª Reunião Extraordinária do Conselho de Administração, contemplando uma redução de R$ 50,0

milhões no valor inicialmente previsto para a Copel Telecom.

R$ milhões

Subsidiária / SPERealizado

1S18

Realizado

2T18

Previsto

2018¹

Copel Geração e Transmissão 370,0 204,4 743,6

UHE Colíder 88,3 50,7 98,7

UHE Baixo Iguaçu 31,0 15,6 71,7

LT Curitiba Leste-Blumenau 88,0 66,9 281,8

LT Araraquara-Taubaté 55,8 35,9 40,4

SE Bateias - - 17,5

SPE Cantareira Transmissora de Energia 2 35,3 - 14,8

Outros 71,6 35,3 218,7

Copel Brisa Potiguar 0,6 0,6 156,3

Cutia Empreendimentos Eólicos 483,0 183,0 888,5

São Bento Energia 8,6 0,6 6,6

Copel Distribuição 244,8 137,3 790,0

Copel Telecomunicações 129,0 77,6 290,2

Copel Comercialização - - 0,2

Holding - - 2,4

Outras Participações3 36,2 - 0,8

Total 1.272,2 603,5 2.878,6

2 Referente à participação da Copel no Empreendimento.3 Inclui SPE Voltalia São Miguel do Gostoso, SPE Paraná Gás e SPE Dois Saltos.

1 Orçamento de capital originalmente aprovado pelo Conselho de Administração e revisado na 175ª Reunião Extraordinária

do Conselho de Administração, com redução de R$50,0 milhões no valor inicialmente previsto para a Copel Telecom.

Não considera apropriação de mão de obra própria, encargos e outros.

6. Mercado de Energia e Tarifas

6.1 Mercado Cativo – Copel Distribuição

A venda de energia para o mercado cativo da Copel Distribuição totalizou 4.970 GWh no 2T18, crescimento de

3,3%. Esse resultado foi influenciado, principalmente, pelo desempenho dos segmentos residencial e comercial.

A tabela a seguir apresenta o comportamento do mercado cativo por classe de consumo:

jun/18 jun/17 Var. % 2T18 2T17 Var. % 1S18 1S17 Var. %

Residencial 3.721.532 3.638.842 2,3 1.828 1.710 6,9 3.677 3.608 1,9

Industrial 74.210 78.000 (4,9) 744 828 (10,2) 1.453 1.725 (15,8)

Comercial 393.777 384.949 2,3 1.180 1.106 6,7 2.394 2.406 (0,5)

Rural 353.461 356.753 (0,9) 590 558 5,7 1.222 1.188 2,9

Outros 57.525 57.394 0,2 628 611 2,8 1.233 1.222 0,9

Mercado Cativo 4.600.505 4.515.938 1,9 4.970 4.813 3,3 9.979 10.149 (1,7)

No de consumidores Energia vendida (GWh)

Para mais detalhes acesse o Comunicado ao Mercado – RI 014/18 (link).

http://ri.copel.com/ptb/10326/bri14_18port.pdf



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, apresentou crescimento de 3,7% no consumo de energia no 2T18, conforme apresentado na tabela

a seguir.


Mercado Cativo 4.600.505 4.515.938 1,9 4.970 4.813 3,3 9.979 10.149 (1,7)

Concessionárias e Permissionárias ¹ 6 6 - 200 197 1,8 394 386 2,1

Consumidores Livres ² 1.027 880 16,7 2.360 2.254 4,7 4.672 4.213 10,9

Mercado Fio 4.601.538 4.516.824 1,9 7.530 7.264 3,7 15.045 14.748 2,0

² Total de consumidores livres atendidos pela Copel GeT, Copel Comercialização e por outros fornecedores dentro da área de concessão da Copel Distribuição.

No de consumidores / Contratos Energia vendida (GWh)

¹ O volume de energia referente ao período de 2017 foi ajustado para refletir a migração de consumidores para o mercado livre dentro da área de concessão das

concessionárias e permissionárias.

O resultado observado é reflexo, principalmente, do incremento de 3,3% no consumo do mercado cativo,

destacando-se o segmento residencial e comercial (conforme detalhado a seguir), e o crescimento de 4,7% no

consumo proveniente de consumidores livres, em especial, de clientes industriais dos ramos de fabricação de

papel e celulose, produtos alimentícios e móveis.

6.3 Fornecimento de Energia Elétrica

O fornecimento de energia elétrica da Copel, que representa o volume de energia vendido aos consumidores

finais e é composto pelas vendas no mercado cativo da Copel Distribuição e pelas vendas no mercado livre da

Copel Geração e Transmissão e da Copel Comercialização, registrou crescimento de 7,4% entre abril e junho

de 2018.

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

2T18 2T17 Var. % 1S18 1S17 Var. %

Residencial 1.828 1.710 6,9 3.677 3.608 1,9

Total 2.083 1.918 8,6 4.106 3.764 9,1

Cativo 744 828 (10,2) 1.453 1.725 (15,8)

Livre 1.339 1.090 22,8 2.653 2.039 30,1

Total 1.256 1.151 9,1 2.546 2.486 2,4

Cativo 1.180 1.106 6,7 2.394 2.406 (0,5)

Livre 76 45 68,9 152 80 90,1

Rural 590 558 5,7 1.222 1.188 2,9

Outros 628 611 2,8 1.233 1.222 0,9

6.385 5.948 7,4 12.784 12.268 4,2

Energia vendida (GWh)Classe Mercado

Industrial

Comercial

Fornecimento de Energia



6.4 Total de Energia Vendida1

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

Transmissão, dos Complexos Eólicos e da Copel Comercialização em todos os mercados, atingiu 11.033 GWh

no segundo trimestre de 2018, representando um crescimento de 5,5%.

A tabela a seguir apresenta as vendas totais de energia da Copel, segmentadas entre Copel Distribuição, Copel

Geração e Transmissão, Parques Eólicos e Copel Comercialização:


Copel DIS

Mercado Cativo 4.600.505 4.515.938 1,9 4.970 4.813 3,3 9.979 10.149 (1,7)

Concessionárias e Permissionárias 3 4 (25,0) 72 131 (44,9) 163 257 (36,6)

CCEE (MCP) - - - 226 845 (73,3) 315 1.424 (77,9)

Total Copel DIS 4.600.508 4.515.942 1,9 5.268 5.789 (9,0) 10.457 11.830 (11,6)

Copel GeT

CCEAR (Copel DIS) 1 1 - 20 19 5 43 42 2,4

CCEAR (outras concessionárias) 37 28 32,1 204 201 1,5 413 413 (0,0)

Consumidores Livres 52 53 (1,9) 951 976 (2,6) 1.860 1.865 (0,2)

Contratos Bilaterais (Copel Comercialização) 7 - 736 - - 1.359 - -

Contratos Bilaterais ¹ 50 32 56,3 1.429 2.104 (32,1) 2.743 3.964 (30,8)

CCEE (MCP)² - - - 730 864 (15,5) 1.080 1.725 (37,4)

Total Copel GeT 147 114 28,9 4.070 4.164 (2,3) 7.498 8.009 (6,4)

Complexos Eólicos

CCEAR (outras concessionárias) 112 112 - 209 209 - 416 416 -

CER 3 3 - 89 89 - 177 177 -

Total Parques Eólicos 115 115 - 298 298 - 593 593 -

Copel Comercialização

Consumidores Livres 272 75 263 464 159 192 944 254 272

Contratos Bilaterais 176 12 1.367 1.045 50 1.990 1.869 102 1.728

CCEE (MCP)² - - - 9 1 800 9 1 800

Total Copel Comercialização 142 100- 1.518 210 623 2.822 357 690

Total Copel Consolidado 4.600.770 4.516.313 1,9 11.154 10.461 6,6 21.370 20.789 2,8

Nº de consumidores / contratos Energia vendida (GWh)

Obs.: Não cons idera a energia disponibi l i zada através do MRE (Mecanismo de Realocação de Energia).

¹ Inclui Contratos de Venda no Curto Prazo.

² Garantia Fís ica a locada no período, não cons idera o impacto do GSF.

CCEE: Câmara de Comercia l i zação de Energia Elétrica / CCEAR: Contratos de Comercia l i zação de Energia no Ambiente Regulado / MCP: Mercado de Curto Prazo / CER:

Contrato de Energia de Reserva.

1 Esse item apresenta saldo diferente do que foi publicado no Comunicado ao Mercado RI 14/18, por efeito das recontabilizações da CCEE, as quais impactaram na linha MCP da Copel Dis em 2018.



6.5 Fluxos de Energia

Fluxo de Energia – Copel Dis GWh

Fluxo de Energia - Copel Dis 1S18 1S17 Var. %

Itaipu 2.840 2.945 (3,6)

CCEAR – Copel Geração e Transmissão 43 42 2,4

CCEAR – Outras 5.264 5.614 (6,2)

CCEE (MCP) 18 - -

Angra 501 508 (1,4)

CCGF 3.266 3.613 (9,6)

Proinfa 233 245 (4,9)

Elejor S.A 588 588 -

Disponibilidade 12.753 13.555 (5,9)

Mercado cativo 9.979 10.149 (1,7)

Concessionárias e Permissionárias 1 115 257 (55,3)

Suprimento concessionária CCEE2 48 - -

Cessões MCSD EN3 639 183 -

CCEE (MCP) 315 1.424 (77,9)

Perdas e diferenças 1.657 1.542 7,5

Rede básica 235 242 (2,9)

Distribuição 1.277 1.127 13,3

Alocação de contratos no CG 145 173 (16,2) 1 Suprimento de energia a concessionárias e permissionárias com mercado próprio inferior a 500GWh/ano2 Suprimento de energia a distribuidora agente da CCEE, através de Contrato Bilateral Regulado - CBR3 Cessões MCSD EN - Cessões contratuais a outras distribudoras através do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova

Fluxo de Energia – Copel GeT

GWh

Fluxo de Energia - Copel GeT 1S18 1S17 Var. %

Geração Própria 9.496 9.846 (3,6)

MRE 581 838 (30,7)

Dona Francisca e terceiros 70 70 -

Disponibilidade Total 10.147 10.754 (5,6)

Contratos Bilaterais 2.743 3.964 (30,8)

Contratos Bilaterais (Copel Comercialização) 1.359 - -

CCEAR – COPEL Distribuição 43 42 2,4

CCEAR – Outras 413 413 -

Consumidores Livres 1.860 1.865 (0,3)

CCEE (MCP) 1.080 1.725 (37,4)

MRE 2.413 2.500 (3,5)

Perdas e diferenças 236 245 (3,7)



Fluxo de Energia – Parques Eólicos

GWh

Fluxo de Energia - São Bento Energia 1S18 1S17 Var. %

Geração Própria 143 175 (18,3)

Disponibilidade Total 143 175 (18,3)


Perdas e diferenças (46) (14) 228,6

GWh

Fluxo de Energia - Brisa Potiguar 1S18 1S17 Var. %

Geração Própria 268 279 (3,9)

Disponibilidade Total 268 279 (3,9)


CER 177 177 -

Perdas e diferenças (136) (125) 8,8

Fluxo de Energia – Copel Comercialização

GWh

Fluxo de Energia - Copel Com 1S18 1S17 Var. %

Copel GeT 1.359 - -

Outros 1.463 360 306,4

Disponibilidade Total 2.822 360 769,3

Consumidores Livres 944 257 267,3

Contratos Bilaterais 1.869 102 1.732,4

CCEE (MCP) 9 1 800,0



Fluxo de Energia Consolidado (Jan a Jun 2018)

9.907 40,1% 40,4%

0,5%

0,2%

2,6%

11,3%

38,2%

14.824 59,9%

CCEAR: 5.264

Itaipu: 2.840

Dona Francisca: 70

CCEE (MCP): 18

Angra: 501

CCGF: 3.266

MRE: 581 6,9%

Elejor: 588

Proinfa: 233

Outros1: 1.463

CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.

CER: Contrato de Energia de Reserva.

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).1Outros: Energia comprada pela Copel Comercialização.2 Suprimento de energia a concessionárias e permissionárias com mercado próprio inferior a 500GWh/ano3 Suprimento de energia a distribuidora agente da CCEE, através de Contrato Bilateral Regulado - CBR4 Cessões MCSD EN - Cessões contratuais a outras distribudoras através do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova

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

177

GWh

Consumidores Livres

CCEAR:

Contratos Bilaterais

Energia Suprida

9.435

4.612

829

Suprimento concessionária CCEE3

48

Cessões MCSD EN4

639

Geração Própria Mercado Cativo

9.979

Concessionárias2

115

Disponibilidade Total

2.804

Energia Comprada

24.731

Distribuição

CCEE (MCP):

MRE:

CER:

1.404

2.413

1.277

Alocação de contratos no CG: 199

Perdas e Diferenças

1.711

Rede Básica 235



6.6 Tarifas

Tarifas médias de Suprimento de Energia (CCEARs) – Copel Geração e Transmissão

Quantidade jun/18 mar/18 jun/17 Var. % Var. %

MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Copel Geração e Transmissão 99 214,19 212,22 208,36 0,9 2,8

Leilão – CCEAR 2011 - 2040 (UHE Mauá) 92 212,99 210,87 207,14 1,0 2,8

Leilão – CCEAR 2013 - 2042 (Cavernoso II) 7 229,94 229,28 223,66 0,3 2,8

Leilão - CCEAR 2015 - 2044 (UHE Colíder) - 162,98 160,85 158,68 1,3 2,7

Copel Distribuição

Concessionárias no Estado do Paraná 33 255,85 260,27 93,08 (1,7) 174,9

Total / Tarifa Média Ponderada de Suprimento 132 224,68 225,61 163,73 (0,4) 37,2

Para o ano de 2018, a energia de Colíder foi submetida ao MCSD de Energia Nova.

Tarifas

R$ / MWh

Com PIS/COFINS. Líquida de ICMS.

Tarifas Médias de Compra de Energia – Copel Distribuição

Quantidade jun/18 mar/18 jun/17 Var. % Var. %

MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Ita ipu 1 616,8 258,62 228,12 208,10 13,4 24,3

Lei lão 2010 - H30 63,4 219,34 218,27 211,77 0,5 3,6

Lei lão 2010 - T15 2 55,0 261,87 187,41 129,57 39,7 102,1

Lei lão 2011 - H30 52,7 226,43 226,05 219,94 0,2 3,0

Lei lão 2011 - T15 2 54,2 188,56 163,35 190,57 15,4 (1,1)

Lei lão 2012 - T15 2 107,5 246,71 299,22 223,17 (17,5) 10,5

Lei lão CCEAR 2014 - 2019 ³ 109,0 518,26 144,49 144,29 258,7 259,2

Lei lão CCEAR 2014 - 2019 4 - - 333,19 333,18 - -

Lei lão 2016 - T20² 14,0 161,30 161,57 160,83 (0,2) 0,3

Angra 115,2 251,45 243,33 229,71 3,3 9,5

CCGF 5 714,2 83,44 75,84 60,16 10,0 38,7

Santo Antônio 120,1 140,78 139,84 136,12 0,7 3,4

Ji rau 222,3 123,82 123,00 119,73 0,7 3,4

Outros Lei lões 6 204,9 211,58 185,20 165,84 14,2 27,6

Bi latera is 135,4 245,06 240,53 240,53 1,9 1,9

Total / Tarifa Média de Compra 2.584,8 195,30 165,32 152,14 18,1 28,41 Transporte de Furnas não incluído.

³ Disponibilidade.4 Quantidade.

Com PIS e CONFINS

Tarifas*

2 Preço médio do leilão conforme pagamento bilateral aos vendedores. Não inclui efeitos de contratação contabilizados pela CCEE.

6 Preço médio ponderado dos produtos. Não inclui PROINFA.

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 Copel Distribuição

jun/18 mar/18 jun/17 Var. % Var. %

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

Industrial 416,89 409,96 378,13 1,7 10,3

Residencial 463,86 440,53 416,36 5,3 11,4

Comercial 451,57 435,27 412,13 3,7 9,6

Rural 313,37 299,26 280,62 4,7 11,7

Outros 349,88 324,40 305,52 7,9 14,5

Tarifa média de fornecimento 421,66 402,65 379,77 4,7 11,0

¹ Não considera as bandeiras tarifárias. Líquido de ICMS.

R$ / MWh

Tarifas¹

7. Mercado de Capitais

7.1 Capital Social

O capital social da Copel é de R$ 7.910,0 milhões, composto por ações sem valor nominal e o número atual de

acionistas é de 27.986. Em junho de 2018, o capital da Companhia estava assim representado:

Mil ações

Acionistas ON % PNA % PNB % TOTAL %

Estado do Paraná 85.029 58,6 - - - - 85.029 31,0

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 19.836 13,7 77 23,4 100.965 78,7 120.878 44,2

B3 18.798 13,0 77 23,4 67.642 52,7 86.517 31,6

NYSE 1.038 0,7 - - 33.132 25,8 34.170 12,5

LATIBEX - - - - 191 0,1 191 0,1

Outros 336 0,2 252 76,6 49 - 637 0,2

TOTAL 145.031 100,0 329 100,0 128.296 100,0 273.656 100,0

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

31,0%

24,0%

0,6%

44,2%

0,2%

Total

Estado do Paraná

BNDESPAR

Eletrobras

Custódia da Bolsa

Outros



7.2 Desempenho das Ações

Total Média diária Total Média diária

Negócios 32.238 260 482.781 3.893

Quantidade 7.808.000 62.968 95.302.000 768.565

Volume (R$ mil) 168.980 1.363 2.332.061 18.807

Presença nos Pregões 124 100% 124 100%

Quantidade 294.375 3.099 61.675.430 493.403

Volume (US$ mil) 1.895 20 444.475 3.556

Presença nos Pregões 95 76% 125 100%

Quantidade - - 495.877 11.019

Volume (Euro mil) - - 84 2

Presença nos Pregões - - 45 35%

LATIBEX

ON

(CPLE3 / ELPVY)

PNB

(CPLE6 / ELP / XCOP)

B3

NYSE

Desempenho das Ações (Jan - Jun/18)

De janeiro a junho de 2018, 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 Brasil Bolsa

Balcão (B3).

As ações em circulação totalizaram 45,0% do capital da Companhia. Ao final de junho de 2018, o valor de

mercado da COPEL, considerando as cotações de todos os mercados, ficou em R$ 5.593,0 milhões.

Dos 64 papéis que compõem a carteira teórica do Ibovespa, as ações PNB da Copel participam com 0,2% e com

índice Beta de 1,2.

Na carteira do IEE (Índice Setorial de Energia Elétrica), a Copel participa com 4,8%.

No Índice de Sustentabilidade Empresarial da B3 (ISE), a Copel PNB tem participação de 1,0%.

Na B3, as ações ON fecharam o período cotadas a R$ 19,21, com variação negativa de 10,2%, e as ações PNB

fecharam a R$ 21,92, com variação negativa de 12,1%. No mesmo período o Ibovespa teve variação negativa de

4,8%.

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$ 5,58 com

variação negativa de 26,9%. Neste mesmo período o índice Dow Jones teve variação negativa de 1,8%.

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 35,0% dos pregões,



fechando o período cotadas a € 4,78 com variação negativa de 24,0%. No mesmo período o índice Latibex All

Shares teve variação negativa de 2,6%.

A tabela a seguir sintetiza o comportamento das ações da Copel no 1S18.

30.06.2018 31.12.2017

CPLE3 R$ 19,21 R$ 21,40 (10,2)

CPLE6 R$ 21,92 R$ 24,95 (12,1)

Ibovespa 72.763 76.402 (4,8)

ELP US$ 5,58 US$ 7,63 (26,9)

Dow Jones 24.271 24.719 (1,8)

XCOP € 4,78 € 6,29 (24,0)

Latibex 1.922 1.974 (2,6) LATIBEX

Preço / PontosVar. (%)Código / Índice

B3

NYSE

7.3 Dividendos e JCP

Na tabela a seguir estão discriminadas as distribuições de Dividendos e/ou JCP a partir de 2011:

ON PNA PNB

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 622.523 2,17236 2,52507 2,39000

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

Dividendos 2014 23/04/15 22/06/15 241.753 0,84351 1,06310 0,92803

Total 2015 326.795 1,13716 2,52507 1,25473

JCP 2015 28/04/16 15/06/16 198.000 0,68748 2,10511 0,76022

Dividendos 2015 28/04/16 15/06/16 128.795 0,44968 0,41996 0,49451

Total 2016 506.213 1,76466 2,89050 1,94342

JCP 2016 28/04/17 30/06/17 282.947 0,98539 2,89050 1,08410

Dividendos 2016 28/04/17 28/12/17 223.266 0,77927 - 0,85932

Total 2017 289.401 1,00801 2,89050 1,10883

JCP¹ 2017 13/12/17 14/08/18 266.000 0,92624 2,89050 1,01887

Dividendos 2017 15/06/18 14/08/18 23.401 0,08177 - 0,08996

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



8. Performance Operacional

8.1 Geração de Energia

Ativos em Operação

Copel Geração e Transmissão

A seguir são apresentadas as principais informações do parque gerador da Copel GeT e a energia produzida no

primeiro semestre de 2018.

UsinasCapacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MW médio)

Geração

(GWh)

Vencimento da

Concessão

Hidrelétricas 4.541,9 1.979,5 9.454,0

UHE Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 1.676,0 603,3 2.515,1 17.09.2023

UHE Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) 1.260,0 578,5 2.857,8 15.11.2029

UHE Gov. José Richa (Salto Caxias) 1.240,0 605,6 2.978,6 04.05.2030

UHE Gov. Parigot de Souza (1) 78,0 32,7 204,9 05.01.2046

UHE Mauá (2) 185,2 100,8 629,9 02.07.2042

UHE Guaricana 36,0 16,1 72,2 16.08.2026

PCH Cavernoso II 19,0 10,6 40,2 27.02.2046

UHE Chaminé 18,0 11,6 62,4 16.08.2026

UHE Apucaraninha 10,0 6,7 36,9 12.10.2025

UHE Derivação do Rio Jordão 6,5 5,9 25,0 15.11.2029

UHE Marumbi 4,8 2,4 10,6 (3)

UHE São Jorge 2,3 1,5 7,6 03.12.2024

UHE Chopim I 2,0 1,5 6,9 (4)

UHE Cavernoso 1,3 1,0 1,1 07.01.2031

PCH Melissa 1,0 0,6 2,5 (4)

PCH Salto do Vau 0,9 0,6 2,1 (4)

PCH Pitangui 0,9 0,1 0,3 (4)

Termelétrica 20,0 10,3 41,1

UTE Figueira 20,0 10,3 41,1 26.03.2019

Eólica 2,5 0,5 1,2

UEE Eólica de Palmas (5) 2,5 0,5 1,2 28.09.2029

TOTAL 4.564,4 1.990,3 9.496,3

Observações :

(1) Us ina Gov. Parigot de Souza: 30% da energia gerada em 2017 destinada a Copel GeT e 70% ao regime de cotas .

(2) Corresponde à parcela da Copel (51% do empreendimento de 363 MW).

(3) Em homologação na ANEEL.

(4) Us inas dispensadas de concessão, possuem apenas regis tro na ANEEL.

(5) Garantia Fís ica cons iderada a geração média da eól ica .

A Copel GeT protocolou, em 24 de março de 2017, junto à Aneel, sua intenção em prorrogar a outorga da

concessão de geração da UTE Figueira, ressaltando, porém, que firmará os necessários contratos e/ou aditivos,

somente após conhecer e aceitar os termos contratuais e as regras que orientarão todo processo relacionado à

prorrogação da outorga.



Adicionalmente, a Copel GeT realiza a operação de uma usina sob o regime de cotas, conforme demonstrado a

seguir:

Usinas - Regime de CotasCapacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MW médio)

RAG² (jul.18 - jun.19)

(R$ milhões)

Bonificação de Outorga

(R$ milhões)

Vencimento da

Concessão

UHE Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS)¹ 182,0 76,3 119,2 574,8 05.01.2046

TOTAL 182,0 76,3 119,2 574,8

(1) Proporcional a energia alocada no regime de cotas de garantia física (70% da energia da usina). Para essa parcela de energia, a Copel GeT não arcará com os riscos hidrológicos nem com

os resultados financeiros do MRE associados à usina.(2) Atualizada pela Resolução Homologatória nº 2.421, de 17 de julho 2018, da Aneel.

A Copel foi designada como o operador provisório da usina Rio dos Patos (1,7 MW de capacidade instalada e

garantia física de 1MW médio) após o termo final da concessão. Contudo, sua operação foi suspensa em

setembro de 2014, em virtude de danos causados pelas inundações em julho daquele ano.

Em 5 de junho de 2018, a ANEEL, por meio de Resolução Autorizativa nº 7.050, extinguiu a concessão da usina

sem a reversão dos bens para o poder concedente, considerados inservíveis à continuidade do serviço e

portanto, livremente disponibilizados à Copel GeT, sendo a empresa responsável pela desmobilização e

eventual alienação dos bens. Em 04 de julho de 2018 a Companhia recorreu da decisão.

Complexos Eólicos

A Copel possui 11 parques eólicos em operação comercial, que geraram 411,9 GWh no 1S18, conforme

apresentado na tabela a seguir:

Complexo Eólico Leilão ¹Capacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MWméd)

Geração

(GWh)Preço ²

Vencimento da

Autorização

São Bento Energia, Invest. e Part. S.A. 94,0 46,3 143,6 218,03

GE Boa Vista S.A. 14,0 6,3 18,6 223,66 27.04.2046

GE Olho D’Água S.A. 30,0 15,3 49,3 217,14 31.05.2046

GE São Bento do Norte S.A. 30,0 14,6 45,0 217,14 18.05.2046

GE Farol S.A. 20,0 10,1 30,7 217,14 19.04.2046

Copel Brisa Potiguar S.A. 183,6 92,6 268,3 190,85

Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A. 27,0 13,2 35,5 219,46 24.04.2046

Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A. 27,0 12,8 38,1 219,46 30.05.2046

Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A. 27,0 12,5 37,6 219,46 30.05.2046

Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A. 27,0 13,7 41,5 219,46 26.04.2046

Santa Maria Energias Renováveis S.A. 29,7 15,7 42,8 154,15 07.05.2047

Santa Helena Energias Renováveis S.A. 29,7 15,7 46,6 154,15 08.04.2047

Ventos de Santo Uriel S.A. 16,2 9,0 26,1 152,96 08.04.2047

Total 277,6 138,9 411,9 199,91

¹LFA - Leilão de Fontes Alternativas/ LER - Leilão de Energia de Reserva.

² Preço atualizado até junho/2018. Fonte: CCEE.

2º LFA

(26/08/2010)

4º LER

(18/08/2011)

2º LFA

(26/08/2010)



Participação em Empreendimentos de Geração

A Copel tem participação em sete empreendimentos de geração de energia elétrica em fase operacional com

capacidade instalada total de 884,7 MW, sendo 599,0 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)484,1 390,3

COPEL - 20%

COPEL GeT - 60%

Petrobras - 20%

¹ 22.12.2029

UHE Santa Clara

(Elejor)120,2 69,2

COPEL - 70%

Paineira Participações - 30%

COPEL Dis

Consumidores

Livres

28.05.2037

PCH Santa Clara I

(Elejor)3,6 2,8

COPEL - 70%


Consumidores

Livres18.12.2032

UHE Fundão

(Elejor)120,2 63,8

COPEL - 70%


COPEL Dis

Consumidores

Livres

28.05.2037

PCH Fundão I

(Elejor)2,5 2,1

COPEL - 70%


Consumidores

Livres18.12.2032

UHE Dona Francisca

(DFESA)125,0 75,9

COPEL GeT - 23,03%

Gerdau - 51,82%

Celesc - 23,03%

Desenvix - 2,12%

COPEL

Gerdau

Celesc

Desenvix

27.08.2033

PCH Arturo Andreoli

(Foz do Chopim)²29,1 20,4

COPEL GeT - 35,77%

Silea Participações - 64,23%

Consumidores

livres23.04.2030

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

opera sob a modalidade “merchant”.

² Em fevereiro de 2018, a coligada Foz do Chopim foi transferida da Copel para a Copel GeT.

Participação em Parques Eólicos

A Copel possui 49% de participação no Complexo Eólico Voltalia São Miguel do Gostoso I, localizado no Estado

do Rio Grande do Norte. A energia foi comercializada no 4º Leilão de Energia de Reserva em contratos de 20

anos com início de suprimento em julho de 2015, conforme tabela a seguir.

EmpreendimentoCapacidade Instalada¹

(MW)

Garantia Física

(MWméd)Preço²

Início de

Suprimento

Participação

(%)

Localização do

Parque

Vencimento da

Autorização

Voltalia - São Miguel do Gostoso I Participações S.A.

Carnaúbas 27,0 13,1 08.04.2047

Reduto 27,0 14,4 15.04.2047

Santo Cristo 27,0 15,3 17.04.2047

São João 27,0 14,3 25.03.2047

Total 108,0 57,1 149,53

² Preço atualizado até junho/2018.

jul/15149,53 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.



Em 17 de junho de 2017, os quatro parques eólicos que compõem o complexo foram conectados ao Sistema

Interligado Nacional (SIN). O complexo estava apto a operar desde junho de 2015, época em que a construção

do complexo foi finalizada. Deste então, o complexo recebia a receita total de remuneração, conforme previsto

pelo leilão público realizado em 2011.

Ativos 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.

UsinasContrato de

Concessão

Capacidade Instalada

(MW)

Garantia Física

(MW médio)

Energia Vendida no ACR

(MW médio)

Início de

SuprimentoPreço1

(R$/MWh)

CAPEX²

(R$ milhões)

Vencimento da

Concessão

UHE Colíder100% Copel GeT

01/2011

de 17.01.2011300 178,1 125,0 01.01.2015 167,66 2.364,0 16.01.2046

UHE Baixo Iguaçu30% Copel GeT

70% Geração Céu Azul S.A

02/2012

de 20.08.2012350 171,3 121,0 12.11.20183 174,49 703,8 30.10.2049

Total³ 650 349,4

¹ Atualizado pelo IPCA até junho/2018. Fonte CCEE.

² Proporcional à participação da Copel no empreendimento (considera capital próprio e capital de terceiros).

³ Conforme 2º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, que considera o excludente de responsabilidade de 756 dias e o Despacho Aneel Nº 3770 de 7 de novembro de 2017, que reconheceu um adicional de

excludente de responsabilidade de 46 dias.

Usina Hidrelétrica Colíder

Em 30 de julho de 2010, por meio do Leilão de Energia Nova nº 003/2010 Aneel, a Copel GeT conquistou a

concessão para exploração da UHE Colíder, com prazo de 35 anos, a partir de 17 de janeiro de 2011, data da

assinatura do Contrato de Concessão nº 001/11-MME-UHE Colíder.

O empreendimento será constituído por casa de força principal de 300 MW de potência instalada, suficientes

para atender cerca de 1 milhão de habitantes, a partir do aproveitamento energético inventariado no rio Teles

Pires, na divisa dos municípios de Nova Canaã do Norte e Itaúba, na região norte do Estado de Mato Grosso.

O BNDES aprovou o enquadramento do projeto da UHE Colíder para apoio financeiro no montante total de R$

1.041,2 milhões. Os montantes liberados até 30.06.2018 totalizam R$ 1.005,1 milhões.

Devido a questões de caso fortuito ou de força maior e atos do poder público, tais como incêndio no canteiro de

obras, dificuldades relacionadas ao licenciamento ambiental, atraso de fornecedores no cumprimento do

cronograma de entrega de equipamentos, dos serviços de montagem eletromecânica e da construção da linha

de transmissão associada à usina, o empreendimento sofreu impactos no seu cronograma, de modo que a

geração comercial da usina foi postergada, sendo que a primeira unidade geradora está prevista para agosto de

2018, enquanto que a terceira (e última) unidade geradora está prevista para entrar em operação em dezembro

de 2018. Em decorrência desses eventos, consta registrado para este empreendimento um saldo de perdas

estimadas por redução ao valor recuperável do ativo no montante de R$ 599,1 milhões em 30 de junho de 2018



ante R$ 683,0 milhões em 1º de janeiro de 2018, reversão de R$ 83,9 milhões no 1S18, reconhecida

principalmente em função da melhora da expectativa de comercialização de energia.

A energia da UHE Colíder foi comercializada em leilão da Aneel, à tarifa final de R$ 103,40/MWh, na data base

de 1º de julho de 2010, atualizada pela variação do IPCA para R$167,66 em 30 de junho de 2018. Foram

negociados 125 MW médios, com fornecimento a partir de janeiro de 2015, por 30 anos. A Copel GeT

protocolou junto à Aneel um pedido de excludente de responsabilidade para que a obrigatoriedade do

fornecimento da energia vendida seja postergada. Em primeiro julgamento, o pedido não foi aceito, no entanto,

exercendo seu direito ao contraditório, a Copel GeT solicitou tempestivamente reconsideração da decisão, a

qual também foi negada em 14 de março de 2017. Não concordando com a decisão, a Copel GeT tornou a

solicitar a reconsideração, a qual foi definitivamente negada em 04 de julho de 2017. A Copel GeT protocolou

em 18 de dezembro de 2017 ação ordinária junto ao Poder Judiciário solicitando a reversão da decisão da

agência e, em 06 de abril de 2018, o Tribunal Federal da 1ª Região deferiu integralmente a antecipação de tutela

recursal requerida pela Copel GeT no Agravo de Instrumento para isentá-la de quaisquer ônus, encargos ou

restrições a direito decorrentes do deslocamento do cronograma de implantação da UHE Colíder. A Companhia

vem cumprindo seus compromissos de suprimento de energia da seguinte forma:

de janeiro de 2015 a maio de 2016: com sobras de energia descontratada em suas demais usinas;

de junho de 2016 a dezembro de 2018: redução parcial no mês de junho de 2016 através de Acordo

Bilateral e de julho de 2016 a dezembro de 2018 com redução da totalidade dos Contratos de

Comercialização de Energia no Ambiento Regulado - CCEARs, através de Acordo Bilateral e da

participação no Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD de Energia Nova.

A garantia física de 177,9 MW médios da planta, estabelecida pela Portaria MME nº 258, em 21 de dezembro de

2016, foi aumentada para 178,1 MW médio, de acordo com a Portaria MME nº 213/SPE, de 14 de julho de

2017.

Em 30.06.2018, os gastos realizados na UHE Colíder apresentavam o saldo de R$ 2,3 bilhões.

Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu

A Copel detém 30% de participação no Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu – CEBI. O consórcio tem o

objetivo de construir e explorar o empreendimento denominado Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu, com potência

instalada de 350,2 MW e garantia física de 171,3 MW médios localizado no Rio Iguaçu, entre os Municípios de

Capanema e de Capitão Leônidas Marques, e entre a UHE Governador José Richa e o Parque Nacional do Iguaçu,

no Estado do Paraná. Com investimento total estimado de R$ 2,3 bilhões, o início da geração comercial da

unidade 1 está atualmente previsto para final de janeiro de 2019, e das unidades 2 e 3, para fevereiro e março

de 2019, respectivamente.



Os trabalhos no canteiro de obras foram iniciados em julho de 2013, com a escavação do circuito de geração, a

terraplanagem do canteiro e a construção das áreas de alojamento. O cronograma original sofreu alterações em

função da suspensão da Licença de Instalação, conforme a decisão do Tribunal Regional Federal da 4ª Região

(TRF-RS), ocorrida em 16 de junho de 2014, que paralisou as obras a partir de julho daquele ano. Em março de

2015 foi publicada decisão autorizando a retomada das obras. No entanto, o Instituto Chico Mendes de

Conservação da Biodiversidade - ICMBio impôs condicionantes adicionais ao licenciamento ambiental que

impediam a retomada imediata da obra. O CEBI encaminhou ao Instituto Ambiental do Paraná - IAP todas as

informações necessárias para o atendimento de tais condicionantes e, em agosto de 2015, a licença foi emitida.

Após as providências discutidas e acordadas junto ao Consórcio Construtor, em 1º de fevereiro de 2016 a obra

reiniciou sua plena retomada.

Em agosto de 2016, a ANEEL publicou o 2º Termo Aditivo do Contrato de Concessão que teve por objetivo

formalizar a redefinição do cronograma da UHE Baixo Iguaçu bem como de sua data final de encerramento,

reconhecendo a favor do CEBI excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação do empreendimento

de um período correspondente a 756 dias, recomendando ao MME a prorrogação do prazo da outorga e

determinando à CCEE que promova a postergação do início do período de suprimento dos CCEARs pelo período

do excludente de responsabilidade reconhecido.

Em 07 de novembro de 2017 a Aneel reconheceu um adicional de 46 dias de excludente de responsabilidade

pelo atraso na implantação da UHE Baixo Iguaçu, afastando a aplicação de quaisquer penalidades e obrigações

contratuais, comerciais ou regulatórias advindas do atraso. Com isso, o empreendimento, que já contava com

um excludente de responsabilidade de 746 dias, passou a ter o vencimento da sua concessão em 30 de outubro

de 2049 e o início de suprimento dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica em 12 de novembro de

2018.

No canteiro de obras, os trabalhos seguem em ritmo acelerado. As atividades de desvio de segunda fase,

montagem da casa de força e do vertedouro estão em pleno andamento, assim como a implantação do sistema

de transmissão e os programas fundiários e sócio-ambientais.

Complexos Eólicos

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

Complexos Eólicos no Rio Grande do Norte, formado por 13 empreendimentos, que totalizam 312,9 MW de

capacidade instalada estimada, conforme tabela a seguir:



Leilão ¹

Capacidade

Instalada

(MW) 2

Garantia

Física

(MWméd)

Preço ³Início de

Suprimento

CAPEX

(R$ milhões)

Valor do

Prêmio

(R$ milhões)

Localização

do Parque

Vencimento

da

Autorização

Complexo Eólico Cutia 180,6 71,4 181,24

UEE Cutia S.A. 23,1 9,6 181,24 Pedra Grande 04.01.2042

UEE Guajiru S.A. 21,0 8,3 181,24 Pedra Grande 04.01.2042

UEE Esperança do Nordeste S.A. 27,3 9,1 181,24 São Bento do Norte 10.05.2050

UEE Jangada S.A. 27,3 10,3 181,24 São Bento do Norte 04.01.2042

UEE Maria Helena S.A. 27,3 12,0 181,24 São Bento do Norte 04.01.2042

UEE Paraíso dos Ventos do Nordeste S.A. 27,3 10,6 181,24 São Bento do Norte 10.05.2050

UEE Potiguar S.A. 27,3 11,5 181,24 São Bento do Norte 10.05.2050

Complexo Eólico Bento Miguel 132,3 58,1 171,52

CGE São Bento do Norte I S.A. 23,1 10,1 171,52 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Bento do Norte II S.A. 23,1 10,8 171,52 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Bento do Norte III S.A. 23,1 9,6 171,52 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Miguel I S.A. 21,0 9,3 171,52 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Miguel II S.A. 21,0 9,1 171,52 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Miguel III S.A. 21,0 9,2 171,52 São Bento do Norte 03.08.2050

Total 312,9 129,5 176,88 2.003,8 23,6

¹ Tipos de Leilões: LER - Leilão de Energia de Reserva / LEN - Leilão de Energia Nova.

² A capacidade instalada dos novos projetos poderá ser otimizada em relação à cadastrada nos leilões.

³ Preço atualizado até Junho/2018.

6º LER

(31/10/2014)9,4

20ª LEN

(28/11/2014)14,2

1.158,7

845,0

ago/18

jan/19

O empreendimento eólico da Copel denominado Cutia, está dividido em dois grandes complexos:

• Complexo Cutia: composto por sete parques eólicos (Guajiru, Jangada, Potiguar, Cutia, Maria Helena,

Esperança do Nordeste e Paraíso dos Ventos do Nordeste) com 180,6 MW de capacidade total

instalada, 71,4 MW médios de garantia física, todos localizados no Estado do Rio Grande do Norte. A

energia que será gerada pelos parques foi comercializada no 6º Leilão de Reserva que ocorreu em 31 de

outubro de 2014, ao preço médio histórico de R$ 144,00/MWh, atualizado pela variação do IPCA para

R$ 181,24 em 30 de junho de 2018. A entrada em operação comercial desses parques está prevista para

agosto de 2018; e

• Complexo Bento Miguel: composto por seis parques eólicos (São Bento do Norte I, São Bento do Norte

II, São Bento do Norte III, São Miguel I, São Miguel II e São Miguel III) com 132,3 MW de capacidade

total instalada, 58,1 MW médios de garantia física, todos localizados no Estado do Rio Grande do Norte.

A energia que será gerada pelos parques eólicos foi comercializada no 20º Leilão de Energia Nova que

ocorreu em 28 de novembro de 2014, ao preço médio histórico de R$ 136,97/MWh, atualizado pela

variação do IPCA para R$ 171,52 em 30 de junho de 2018. A previsão inicial para entrada em operação

comercial desses parques é janeiro de 2019.

Destaca-se, a seguir, os marcos relevantes da execução das obras desde janeiro de 2016 até junho de 2018:

Em janeiro de 2016 foram obtidas as licenças ambientais, iniciadas as execuções de vias de acesso, bases e

plataforma de montagem do conjunto gerador. Em abril de 2016 iniciou-se a construção da Subestação Cutia,

com potência instalada de três transformadores de 120 MVA e 26 circuitos de 34,0 KV, sendo dois circuitos para

cada parque eólico. Em outubro de 2016, com o estágio avançado dos serviços civis em alguns parques,



começaram a ser entregues os primeiros conjuntos geradores, bem como entrou em operação o Centro

Produtivo de Torres, estrutura na qual são confeccionados elementos pré-moldados que constituirão as torres

de sustentação dos aerogeradores. Em janeiro de 2017 iniciou-se o processo de montagem das torres dos

aerogeradores.

Em decorrência da revisão do valor recuperável desses empreendimentos, consta registrado um saldo de perdas

estimadas por redução ao valor recuperável do ativo, no montante de R$ 382,6 milhões ante R$ 322,7 milhões

em 31 de março de 2018. As movimentações observadas se justificam, principalmente, pela atualização do valor

de capex estimado, redução da expectativa de geração e, para o Complexo Eólico Cutia, pela mudança da

expectativa da entrada em operação, com início a partir de agosto de 2018.



8.2 Transmissão de Energia

Ativos em 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 060/20012 Diversos 2.024 32 12.202 360,9 31.12.2042

Copel GeT 075/20013 LT Bateias - Jaguariaiva 137 - - 12,7 16.08.2031

Copel GeT 006/2008 LT Bateias - Pilarzinho 32 - - 1,0 16.03.2038

Copel GeT 027/2009 LT Foz - Cascavel Oeste 116 - - 11,5 18.11.2039

Copel GeT 001/2010 LT Araraquara II — Taubaté 334 - - 29,8 05.10.2040

Copel GeT 015/2010 SE Cerquilho III - 1 300 4,7 05.10.2040

Copel GeT 022/2012LT Foz do Chopim - Salto Osório

LT Londrina - Figueira102 - - 5,6 26.08.2042

Copel GeT 002/2013 LT Assis — Paraguaçu Paulista II 83 1 200 8,2 24.02.2043

Copel GeT 005/2014 LT Bateias - Curitiba Norte 31 1 300 6,5 28.01.2044

Copel GeT 021/2014 LT Foz do Chopim - Realeza 52 1 150 6,9 04.09.2044

Copel GeT 022/2014 LT Assis – Londrina 122 - - 18,7 04.09.2044

Subtotal Copel GeT 4 3.033 36 13.152 466,5

Costa Oeste Copel Get - 51%

Eletrosul - 49%

001/2012

LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste

LT Cascavel Norte - Umuarama Sul

SE Umuarama Sul

152 1 300 4,7 11.01.2042

Transm. Sul BrasileiraCopel GeT - 20%

Eletrosul - 80%

004/2012 LT Nova Sta Rita - Camaquã 785 1 300 12,1 09.05.2042

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 10,0 09.05.2042

Integração MaranhenseCopel GeT - 49%

Elecnor - 51%

011/2012 LT Açailandia - Miranda II 365 - - 16,1 09.05.2042

MarumbiCopel GeT - 80%

Eletrosul - 20%

008/2012 LT Curitiba - Curitiba Leste 29 1 300 14,5 09.05.2042

Matrinchã Copel GeT - 49%

State Grid - 51%

012/2012 LT Paranaíta - Ribeirãozinho 1.005 3 - 86,6 09.05.2042

GuaraciabaCopel GeT - 49%

State Grid - 51%

013/2012 LT Ribeirãozinho - Marimbondo 600 1 - 44,1 09.05.2042

ParanaíbaCopel GeT - 24,5%

Furnas - 24,5%

State Grid - 51%

007/2012 LT Barreiras II - Pirapora II 953 - - 31,6 01.05.2043

CantareiraCopel GeT - 49%

Elecnor - 51%

19/2014 LT Estreito - Fernão Dias 342 - - 47,8 04.09.2044

Subtotal SPEs 5 4.367 9 1.600 267,4

Total 7.400 45 14.752 733,9

1 Proporcional à participação da Copel no empreendimento. Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel Nº 2.408 de 26.06.2018. 2 Contrato renovado conforme Lei 12.783/13.3 A partir de 31.10.2018 a RAP sofrerá redução de 50%.4 Resultado Consolidado.5 Resultado por Equivalência Patrimonial.

Vencimento da

Concessão

RAP ¹ com redução de PA

(R$ milhões)Subsidiária / SPE

Contrato de

ConcessãoEmpreendimento

SE



Ativos 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 1.074

km de linhas de transmissão e 4 subestações que irão proporcionar uma RAP atualizada de R$ 234,9 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

RAP¹

(R$ milhões)

CAPEX²

(R$ milhões)

Entrada em

operação

estimada

Próxima RevisãoVencimento da

Concessão

LT Curitiba Leste - Blumenau mar/21

LT Baixo Iguaçu - Realeza set/19

Subtotal Copel GeT 189 3 117,8 560,9

Mata de Santa GenebraCopel GeT - 50,1%

Furnas - 49,9%

007/13 mai/14 LT Araraquara II - Bateias SP / PR 885 1 117,1 823,1 nov/18 2019 13.05.2044

Subtotal SPEs 885 1 117,0 823,1

Total 1.074 4 234,9 1.384,0

06.04.2046

¹ Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel Nº 2.408 de 26.06.2018. Valor referente à participação da Copel no empreendimento.

² Valor referente à participação da Copel no empreendimento (considera capital próprio e capital de terceiros).

2021560,9PR / SC 117,8189005/15 abr/16Copel GeT 3

8.3 Distribuição

Contrato de concessão

Em dezembro de 2015, a Companhia assinou o quinto termo aditivo ao Contrato de Concessão de Serviço

Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 46/1999 da Copel Distribuição S.A., o qual prorroga a concessão

até 07 de julho de 2045.

O contrato de concessão impõe condicionantes de eficiência econômico-financeira e de qualidade, sendo que o

descumprimento das condições por dois anos consecutivos ou de quaisquer dos limites ao final do período dos

primeiros cinco anos acarretará na extinção da concessão. A partir do sexto ano subsequente à celebração do

contrato, o descumprimento dos critérios de qualidade por três anos consecutivos ou de gestão econômico-

financeira por dois anos consecutivos implicará na abertura do processo de caducidade.

A tabela a seguir apresenta as metas definidas para a Copel Distribuição nos primeiros 5 anos da renovação:

DECi² FECi² DECi² FECi

²

2016 13,61 9,24 10,80 7,14

2017 EBITDA4 ≥ 0 12,54 8,74 10,41 6,79

2018 EBITDA4 (-) QRR³ ≥ 0 11,23 8,24 - -

2019 {Dívida Líquida / [EBITDA4 (-) QRR³]} ≤ 1 / (0,8 * SELIC

5) 10,12 7,74 - -

2020 {Dívida Líquida / [EBITDA4 (-) QRR³]} ≤ 1 / (1,11 * SELIC

5) 9,83 7,24 - -

Qualidade Realizado

² DECi - Duração Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade Consumidora; e FECi - Frequência Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade

³ QRR: Quota de Reintegração Regulatória ou Despesa de Depreciação Regulatória. Será o valor definido na última Revisão Tarifária Periódica - RTP, acrescido do IGP-M entre o

mês anterior ao da RTP e o mês anterior ao do período de 12 (doze) meses da aferição de sustentabilidade econômico-financeira. Em junho/2016 o valor definido foi R$ 333,8

milhões.

Qualidade (Limite estabelecido)¹Ano

1 Conforme NT 0335/2015 ANEEL

5 Selic: limitada a 12,87% a.a.

Gestão Econômico-Financeira

4 EBITDA ajustado por efeitos de beneficio pós-emprego, provisões e PDV.



Dados Operacionais

No negócio distribuição, a Copel atende mais de 4,5 milhões de consumidores de energia em 1.113 localidades,

pertencentes a 394 municípios do Paraná e 1 em Santa Catarina. A Copel Distribuição opera e mantém as

instalações nos níveis de tensão 13,8 kV, 34,5 kV, 69 kV e 138 kV.

Tensão Km de linhas Quantidade de Subestações MVA

13,8 kV 105.836 - -

34,5 kV 84.905 226 1.502

69 kV 866 35 2.351

88 kV ¹ - - 5

138 kV 5.935 110 7.146

Total 197.543 371 11.005

¹ Não automatizada.

A Copel Dis migrou de sistema de cadastro de redes e o dado antes apurado com tensão de isolamento para 230 kV hoje reflete a tensão

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 junho de 2018, a extensão das redes de

distribuição compactas instaladas era de 9.949 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 junho de 2018, a

extensão das redes de distribuição secundária isolada instalada era de 17.821 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 o tempo total de atendimento é mostrado na tabela a seguir:

Jan-JunDEC ¹

(horas)

FEC ²

(interrupções)

Tempo Total de Atendimento

(horas)

2014 6,97 4,45 02:36

2015 6,21 3,97 02:10

2016 5,61 3,75 02:15

2017 5,38 3,59 02:46

2018 4,82 2,98 03:21

¹ DEC medido em horas e centesimal de horas

² FEC expresso em número de interrupções e centésimos do número de interrupções no acumulado do ano



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 junho de 2018, a rede de cabos de backbone era de 10.359 km e de cabos de acesso 22.411 km. Atualmente

são atendidos os 399 municípios do estado do Paraná e mais 2 em Santa Catarina.

Rede de Fibra Óptica - Copel Telecomunicações

Mapa do Estado do Paraná

8.5 Participações

Outros Setores

A Copel tem participação em empresas de gás, telecomunicações e serviços, conforme apresentado na tabela a

seguir:

Empreendimento Setor Sócios

Dominó Holdings Ltda Participação em sociedadeCOPEL - 49,0%

Andrade Gutierrez - 51,0%

Companhia Paranaense de Gás - Compagas Gás

COPEL - 51,0%

Mitsui Gás - 24,5%

Gaspetro - 24,5%

Paraná Gás Exploração

e Produção S.A¹Petróleo e gás natural

COPEL - 30,0%

Petra Energia - 30,0%

Bayar Participações -30,0%

Tucumann Engenharia - 10,0%

Sercomtel S.A. Telecom Telecomunicação

COPEL - 45,0%

Município de Londrina - 44,4%

Banco Itauleasing S.A. - 7,1%

Outros - 3,5%

Carbocampel S.A. Exploração de CarvãoCOPEL - 49,0%

Carbonífera Cambuí - 51,0%

Copel Amec Ltda

Em LiquidaçãoServiços

COPEL - 48,0%

Amec - 47,5%

Lactec - 4,5%

GBX Tietê II Empreendimentos

Participações S.A.Fundo de Invest. Multimercado

UEG- 19,3%

Outros - 80,7%

1 Mais informações no item 8.6



8.6 Novos Projetos

Projetos em Carteira

A Copel possui participação em diversos projetos de geração de energia. Esses empreendimentos, quando em

operação comercial, acrescentarão 327,2 MW de capacidade instalada (proporcional à participação nos

empreendimentos) ao portfólio da Companhia.

Projeto Capacidade Instalada Estimada

(MW)¹

Energia Assegurada Estimada

(MW médio)

Participação da COPEL

(%)

PCH 88,0 52,0

PCH Bela Vista 29,0 16,6 36,0

PCH Dois Saltos 30,0 15,5 30,0

PCH Salto Alemã 29,0 19,8 19,0

UHE 378,0 205,0

UHE São Jerônimo 331,0 178,1 41,2

UHE Salto Grande 47,0 26,9 35,8

EOL 149,1 79,6

EOL Complexo Alto Oriente 48,3 24,7 100,0

EOL Complexo Jandaia 100,8 54,9 100,0

Total 615,1 336,6

¹ A capacidade instalada dos novos projetos poderá ser otimizada em relação à cadastrada nos leilões.

A Copel, em parceria com outras empresas também está desenvolvendo estudos no trecho baixo do Rio Chopim

que poderão acarretar na viabilização de outros projetos hidrelétricos.

Quanto a geração eólica, há estudos para viabilização de novos parques eólicos no Rio Grande do Norte, região

onde a Copel já possui ativos eólicos. O objetivo de curto prazo é cadastrar tais projetos junto à EPE para

possibilitar a participação nos próximos leilões a serem organizados pelo Governo Federal. As características

técnicas poderão sofrer adequações até a efetiva comercialização de energia dos projetos, pois a engenharia da

Copel está realizando estudos de otimização, de forma a que os projetos se tornem mais competitivos.



Participação em Estudo de Viabilidade

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. Os

empreendimentos se encontram em processo de licenciamento ambiental junto ao Instituto Ambiental do

Paraná. A tabela a seguir lista essas usinas, que totalizam 459,3 MW de capacidade instalada:

Projeto Capacidade Instalada Estimada (MW)

UHE Apertados 139,0

UHE Comissário 140,0

UHE Foz do Piquiri 93,2

UHE Ercilândia 87,1

Total 459,3

Exploração e Produção de Gás (Paraná Gás Exploração e Produção S.A)

Na 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás

Natural e Biocombustíveis (ANP), realizada no final de 2013, o

consórcio formado pela Copel (30%), Bayar Participações (30%),

Tucumann Engenharia (10%) e Petra Energia (30%), essa última na

condição de empresa operadora, conquistou o direito de explorar,

pesquisar, desenvolver e produzir gás natural em 4 blocos

localizados na região centro-sul do Estado do Paraná, numa área

correspondente a 11.327 km². O investimento mínimo na primeira

fase da pesquisa seria de cerca de R$ 78,1 milhões para o prazo de 4

anos concedido pela ANP. A Copel e suas parceiras Bayar, Tucumann

e Petra assinaram os contratos de concessão de 2 blocos em maio de 2014. No entanto, estes 2 blocos estão

com suas atividades da primeira fase de exploração do consórcio paralisadas devido a uma Ação Civil Pública,

que também mantém pendentes as assinaturas dos contratos de concessão dos outros dois blocos. No final de

2016, foi sancionada a Lei Estadual nº 18.947/2016 que suspende por dez anos o licenciamento ambiental de

qualquer atividade de perfuração ou exploração de gás de xisto pelo método do fraturamento hidráulico, mais

conhecido como “fracking”.

Em virtude de sentença na Ação Civil Pública acima citada (em primeira instância), proferida em 07 de junho de

2017, declarando a nulidade do procedimento licitatório e dos respectivos contratos firmados referentes às

Bônus de Assinatura: R$ 12,5 milhões Programa Exploratório: R$ 78,1 milhões



áreas da Bacia do Rio Paraná, e da ausência de perspectivas de cumprimento do objeto da 12ª Rodada de

Licitações da ANP, o consórcio deliberou por solicitar à ANP a liberação das obrigações contratuais sem ônus

para as licitantes, com a consequente devolução dos bônus de assinatura, reembolso dos custos com garantia

incorridos e liberação das garantias apresentadas (solicitação protocolada na ANP em 06 de junho de 2017).

9. Outras Informações

9.1 Recursos Humanos

O quadro de pessoal da Copel encerrou o segundo trimestre de 2018 com 8.104 empregados. A tabela a seguir

demonstra a evolução do quadro de pessoal da Companhia e suas subsidiárias nos últimos 4 anos:

Quadro de Pessoal 2015 2016 2017 2018

Geração e Transmissão 1.568 1.680 1.734 1.728

Distribuição 6.032 6.022 5.746 5.622

Telecomunicações 621 660 649 640

Holding 347 69 78 78

Comercialização 10 30 38 36

Renováveis 50 70 - -

TOTAL 8.628 8.531 8.245 8.104

Ao final de junho de 2018, a Copel Distribuição contava com 4.600.505 consumidores cativos, cuja relação com

o seu quadro de empregados é de 818 consumidores por empregado.

A Compagas, a Elejor e a UEG Araucária, empresas consolidadas com a Copel, contavam com 160, 7, e 17

empregados, respectivamente.



9.2 Principais Indicadores Físicos

Copel GeT Copel GeT

Em operação 4.746,4 Em operação

Hidrelétrica¹ 16 4.541,9 Linhas de Transmissão (km) 3.033

Regime de Cotas¹ 1 182,0 Subestações (quantidade) 36

Termelétrica 1 20,0 Em construção

Eólica 1 2,5 Linhas de Transmissão (km) 189

Em construção 405,0 Subestações (quantidade) 3

Hidrelétrica 2 405,0 Participações

Parques Eólicos Em operação

Em operação 11 277,6 Linhas de Transmissão (km) 4.367

Em construção 13 312,9 Subestações (quantidade) 9

Participações Em construção

Em operação 651,9 Linhas de Transmissão (km) 885

Hidrelétrica 6 211,7 Subestações (quantidade) 1

Termelétrica 1 387,3

Parques eólicos 4 52,9

Linhas e redes de distribuição (km) 197.543

Subestações 371

10.359 Potência instalada em subestações (MVA) 11.005

22.411 Municípios atendidos 395

Cidades atendidas no Paraná 399 Localidades atendidas 1.113

2 Consumidores cativos 4.600.505

Consumidores por empregado da Dis 818

DEC (em horas e centesimal de hora) 4,82

FEC (em número de interrupções) 2,98

8.104

1.728 Copel Comercialização 36

5.622 Copel Renováveis -

640 Copel Holding 78

¹ Desde 1º de janeiro de 2017, a UHE Governador Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS) tem 30% da sua garantia física comercializada pela Copel GeT e 70% alocada no

regime de cotas.

Copel Telecomunicações

Número total de empregados

Telecomunicações


Copel Distribuição

Transmissão

Distribuição

Administração

Geração Capacidade

Instalada (MW)

Cabos ópticos de acesso - urbano (km)

Cabos ópticos de backbone - interurbano (km)

Cidades atendidas em Santa Catarina



9.3 Teleconferência sobre Resultados do 2T18

Detalhes sobre a teleconferência que a Copel fará sobre os Resultados do trimestre:

Quinta-feira, 16 de agosto de 2018, às 10h00 (horário de Brasília)

Telefone para acesso +55 (11) 3127-4971 ou + 55 (11) 3728-5971

Código: COPEL

A teleconferência também será transmitida ao vivo pela internet no endereço eletrônico: ri.copel.com

Solicitamos conectar com 15 minutos de antecedência.

Relações com Investidores – Copel

[email protected]

Telefone: (41) 3331-4011

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://ri.copel.com/



Anexos I – Fluxo de Caixa Consolidado

Fluxo de Caixa Consolidado 1S18 1S17

Lucro líquido do exercício 692.183 568.251

Ajustes para a reconciliação do lucro líquido do período com a geração de caixa das atividades operacionais 663.439 1.248.407

Depreciação e Amortização 367.164 367.194

Encargos , variações monetárias e cambia is não rea l izadas - l íquidas 372.857 500.371

Remuneração de contratos de concessão de transmissão (82.977) (41.103)

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is (566.122) 80.184

Juros efetivos - boni ficação de outorga (47.853) (42.359)

Remuneração pela remensuração do fluxo de ca ixa dos ativos RBSE (97.937) (280.829)

Resultado da equiva lência patrimonia l (63.884) (82.998)

Reconhecimento do va lor justo do ativo indenizável concessão (22.859) (6.164)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 441.377 326.114

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos (74.228) 33.506

Perdas estimadas , provisão e reversões operacionais l íquidas 215.685 197.225

Apropriação do cá lculo atuaria l dos benefícios pós-emprego 48.517 48.215

Apropriação das contribuições previdenciárias e ass is tencia is 82.915 72.939

Consti tuição para programas de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 60.408 53.885

Ba ixas de contas a receber vinculadas à concessão 1.485 16

Resultado das ba ixas de imobi l i zado 4.973 3.168

Resultado das ba ixas de intangíveis 23.918 19.043

Redução (aumento) dos ativos 735.609 (156.585)

Aumento (redução) dos passivos (52.346) 20.141

Imposto de renda e contribuição socia l pagos (345.225) (185.986)

Encargos de empréstimos e financiamentos pagos (157.799) (175.304)

Encargos de debêntures pagos (205.779) (283.144)

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 1.330.082 1.035.780

Apl icações financeiras (8.592) (8.280)

Empréstimos concedidos a partes relacionadas - (5.145)

Recebimento de empréstimos concedidos a partes relacionadas 116.849 12.493

Aportes em investimentos - (176.841)

Redução de capita l em investidas 35.280 73.361

Aquis ições de imobi l i zado (840.768) (564.075)

Aquis ições de intangível (288.835) (348.077)

Participação financeira do consumidor - intangível 52.245 53.056

Caixa líquido gerado (utilizado) nas atividades de investimento (933.821) (963.508)

Ingressos de empréstimos e financiamentos 630.000 691.378

Ingressos de debêntures emitidas 600.000 522.521

Amortizações de principa l de empréstimos e financiamentos (237.131) (275.178)

Amortizações de principa l de debêntures (709.158) (371.238)

Dividendos e juros sobre o capita l próprio pagos (15.899) (197.880)

Caixa líquido utilizado pelas atividades de financiamento 267.812 369.603

Total dos efeitos no caixa e equivalentes a caixa 664.073 441.875

Saldo inicia l de ca ixa e equiva lentes a ca ixa 1.040.075 982.073

Sa ldo fina l de ca ixa e equiva lentes a ca ixa 1.704.148 1.423.948

Variação no caixa e equivalentes a caixa 664.073 441.875

R$ mil

Fluxos de caixa das atividades operacionais

Fluxos de caixa das atividades de investimento

Fluxos de caixa das atividades de financiamento



Anexos II – Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais

Demonstração do Resultado – Copel Geração e Transmissão

2T18 1T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 859.392 873.266 782.694 9,8 1.732.658 1.856.236 (6,7)

Fornecimento de energia elétrica 156.598 150.067 157.081 (0,3) 306.665 298.908 2,6

Suprimento de energia elétrica 449.687 528.587 480.577 (6,4) 978.274 1.037.993 (5,8)

Disponibi l idade da rede elétrica (TUST) 152.794 140.266 126.538 20,7 293.060 425.338 (31,1)

Receita de construção 89.239 43.212 6.693 - 132.451 68.862 92,3

Outras recei tas operacionais 11.074 11.134 11.805 (6,2) 22.208 25.135 (11,6)

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (417.999) (452.195) (411.580) 1,6 (870.194) (844.829) 3,0

Energia elétrica comprada para revenda (73.377) (6.642) (12.087) 507,1 (80.019) (18.775) 326,2


Pessoal e adminis tradores (76.567) (101.768) (72.710) 5,3 (178.335) (141.302) 26,2


Materia l (4.082) (3.256) (4.242) (3,8) (7.338) (7.857) (6,6)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (8.896) (8.215) (7.680) 15,8 (17.111) (12.014) 42,4


Depreciação e amortização (65.787) (66.218) (68.859) (4,5) (132.005) (138.166) (4,5)

Provisões e reversões 72.515 (38.516) (7.438) - 33.999 (13.352) -

Custo de construção (94.831) (54.585) (73.653) 28,8 (149.416) (191.145) (21,8)

Outros custos e despesas operacionais (39.342) (52.552) (50.376) (21,9) (91.894) (92.410) (0,6)

RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 1.344 4.069 (20.809) - 5.413 (16.482) -

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 442.737 425.139 350.305 26,4 867.877 994.925 (12,8)

RESULTADO FINANCEIRO (87.687) (94.625) (118.640) (26,1) (182.312) (248.342) (26,6)



LUCRO OPERACIONAL 355.050 330.514 231.665 53,3 685.565 746.583 (8,2)

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (119.170) (109.468) (84.776) 40,6 (228.638) (256.738) (10,9)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (91.329) (150.929) (98.027) (6,8) (242.258) (215.737) 12,3

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos (27.841) 41.461 13.251 - 13.620 (41.001) -

LUCRO LÍQUIDO 235.880 221.046 146.889 60,6 456.927 489.845 (6,7)

LAJIDA 508.524 491.358 419.164 21,3 999.882 1.133.091 (11,8)

R$ mil




Demonstração do Resultado – Copel Distribuição

2T18 1T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.476.915 2.207.700 2.160.696 14,6 4.684.615 4.165.015 12,5

Fornecimento de energia elétrica 1.056.425 1.080.350 915.180 15,4 2.136.775 1.897.505 12,6

Suprimento de energia elétrica 79.125 24.612 243.880 (67,6) 103.737 356.167 (70,9)

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD) 802.795 705.062 733.537 9,4 1.507.857 1.595.961 (5,5)


Va lor justo do ativo indenizável da concessão 10.173 5.084 1.303 680,7 15.257 6.164 147,5

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is 315.896 203.469 67.793 366,0 519.365 (80.184) -

Outras recei tas operacionais 41.860 36.327 33.601 24,6 78.187 71.372 9,5

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (2.320.372) (2.149.494) (2.098.082) 10,6 (4.469.866) (3.980.149) 12,3

Energia elétrica comprada para revenda (1.330.204) (1.128.190) (1.360.959) (2,3) (2.458.394) (2.480.485) (0,9)




Materia l (12.683) (14.754) (13.643) (7,0) (27.437) (27.873) (1,6)

Serviços de terceiros (88.231) (89.316) (88.782) (0,6) (177.547) (170.214) 4,3

Depreciação e amortização (74.811) (73.125) (72.262) 3,5 (147.936) (143.243) 3,3

Provisões e reversões (90.667) (80.111) (54.395) 66,7 (170.778) (113.071) 51,0

Custo de construção (170.641) (152.796) (165.402) 3,2 (323.437) (318.030) 1,7

Outros custos e despesas operacionais (47.844) (36.084) (31.707) 50,9 (83.928) (82.854) 1,3

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 156.543 58.206 62.614 150,0 214.749 184.866 16,2

RESULTADO FINANCEIRO (30.579) 8.627 (39.371) (22,3) (21.952) (23.670) (7,3)

Receitas financeiras 77.768 73.899 75.522 3,0 151.667 153.175 (1,0)


LUCRO OPERACIONAL 125.964 66.833 23.243 441,9 192.797 161.196 19,6


Imposto de Renda e Contribuição Socia l (35.817) (41.620) (1.591) - (77.437) (52.015) 48,9

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos (7.345) 16.632 (13.705) (46,4) 9.287 (29.946) -

LUCRO LÍQUIDO 82.802 41.845 7.947 941,9 124.647 79.235 57,3

LAJIDA 231.354 131.331 134.876 71,5 362.685 328.109 10,5

R$ mil




Demonstração do Resultado – Copel Telecomunicações

2T18 1T18 2T17 Var.% 1S18 1S17 Var.%

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

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 107.508 104.510 93.124 15,4 212.018 180.815 17,3

Receita de Telecomunicações 97.763 94.675 83.249 17,4 192.438 161.419 19,2

Outras receitas operacionais 9.745 9.835 9.875 (1,3) 19.580 19.396 0,9

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (76.123) (89.413) (65.934) 15,5 (165.536) (131.462) 25,9



Materia l (393) (428) (604) (34,9) (821) (1.172) (29,9)


Depreciação e amortização (12.619) (11.614) (9.699) 30,1 (24.233) (18.998) 27,6

Provisões e reversões 680 (13.839) (3.367) - (13.159) (6.076) 116,6

Outros custos e despesas operacionais (13.394) (11.150) (8.015) 67,1 (24.544) (17.159) 43,0

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 31.385 15.097 27.190 15,4 46.482 49.353 (5,8)

RESULTADO FINANCEIRO (7.726) (5.305) (3.816) 102,5 (13.031) (8.872) 46,9


Despesas financeiras (10.723) (10.811) (5.739) 86,8 (21.534) (13.411) 60,6

LUCRO OPERACIONAL 23.659 9.792 23.374 1,2 33.451 40.481 (17,4)


Imposto de Renda e Contribuição Socia l (6.668) (10.386) (8.441) (21,0) (17.054) (15.982) 6,7

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos (1.190) 7.381 714 - 6.191 2.667 132,1

LUCRO LÍQUIDO 15.801 6.787 15.647 1,0 22.588 27.166 (16,9)

LAJIDA 44.004 26.711 36.889 19,3 70.715 68.351 3,5

R$ mil



Earnings Release 2T18 Anexos III – Demonstrações Financeiras por Empresa

Balanço Patrimonial por Empresa

Ativo -Jun/18 Geração e

Transmissão Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG Araucária Comercialização Outras¹ Holding

Elimin. e

Reclassif. Consolidado

CIRCULANTE 1.236.894 3.684.152 93.010 181.897 77.255 62.521 210.599 349.593 1.205.013 (1.028.139) 6.072.795

Caixa e equiva lentes de ca ixa 398.904 651.940 4.930 90.174 39.243 53.473 75.750 255.425 134.309 - 1.704.148

Títulos e va lores mobi l iários - - - - - - 1.289 - 92 - 1.381

Cauções e depós i tos vinculados - 41.942 - 129 - - - - 129 - 42.200

Cl ientes 415.036 2.017.526 55.492 66.587 24.511 - 116.785 36.481 - (108.397) 2.624.021

Dividendos a receber 105.874 - - - - - - 12.966 431.475 (482.062) 68.253

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - - - - - 177.354 - 177.354

Ativos financeiros setoria is - 333.717 - - - - - - - - 333.717

Contas a receber vinculadas à concessão 149.996 - - - - - - - - - 149.996

Outros créditos 97.322 353.107 9.383 1.298 5.591 129 765 17.695 9.567 (314) 494.543

Es toques 28.290 73.657 6.928 2.446 - - - - - - 111.321

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 9.648 92.053 8.500 20.628 - 6.468 3.650 5.344 44.001 - 190.292

Outros tributos a recuperar 19.703 96.536 7.764 149 - 2.451 12.360 335 329 - 139.627

Despesas Antecipadas 7.724 19.320 13 486 7.910 - - - - - 35.453

Partes relacionadas 4.397 4.354 - - - - - 21.347 407.757 (437.366) 489

NÃO CIRCULANTE 15.040.104 8.114.362 1.056.976 504.282 582.258 400.342 34.725 3.643.900 17.627.620 (18.597.364) 28.407.205

Realizável a Longo Prazo 3.991.850 2.318.147 71.686 470.592 24.203 68.554 32.031 167.151 1.879.998 (156.777) 8.867.435

Títulos e va lores mobi l iários 115.134 1.044 - 7.354 - - - 108.958 - - 232.490

Outros investimentos temporários - - - - - - - - 18.902 - 18.902

Cauções e depós i tos vinculados - 87.046 - - - - - - - - 87.046

Cl ientes 111.953 70.402 20.879 - - - - - - - 203.234

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - - - - - 1.334.940 - 1.334.940

Depós i tos judicia is 73.114 308.660 12.834 49.976 78 11.053 181 314 121.962 - 578.172

Ativos financeiros setoria is - 301.302 - - - - - - - - 301.302

Contas a receber vinculadas à concessão 3.524.268 719.777 - 315.898 - - - - - - 4.559.943

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 72.893 - - - - - - - - - 72.893

Outros créditos 24.238 39.424 104 97.254 - 18.241 - 5.181 - - 184.442

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 640 17.320 - - - - - - 65.746 - 83.706

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos - 730.425 25.449 - 24.125 39.260 31.850 - 135.177 - 986.286

Outros tributos a recuperar 62.926 42.747 12.420 - - - - 78 84.812 - 202.983

Despesas antecipadas 6.684 - - 110 - - - - 36 - 6.830

Partes relacionadas - - - - - - - 52.620 118.423 (156.777) 14.266

Investimentos 4.600.417 1.345 - - - 7.053 2.454 1.083.645 15.745.038 (18.809.821) 2.630.131

Imobilizado 6.357.799 - 969.756 - 389.972 324.610 52 2.392.463 867 - 10.435.519

Intangível 90.038 5.794.870 15.534 33.690 168.083 125 188 641 1.717 369.234 6.474.120

TOTAL 16.276.998 11.798.514 1.149.986 686.179 659.513 462.863 245.324 3.993.493 18.832.633 (19.625.503) 34.480.000

¹ Parques Eól icos e Copel Renováveis .

R$ mil



Ativo - Dez/17 Geração e


Elimin. e


CIRCULANTE 1.053.154 3.609.663 102.002 151.966 77.216 99.101 187.966 302.912 998.294 (880.440) 5.701.834

Caixa e equiva lentes de ca ixa 299.234 174.468 31.977 84.079 37.905 51.264 97.068 207.247 56.833 - 1.040.075

Títulos e va lores mobi l iários - - - - - - 1.251 - 90 - 1.341

Cauções e depós i tos vinculados - 59.146 - 97 - - - - 129 - 59.372

Cl ientes 345.736 2.184.280 44.453 44.161 25.380 39.151 73.027 40.811 - (63.759) 2.733.240

Dividendos a receber 100.193 - - - - - 2.008 12.966 459.464 (493.816) 80.815

Contas a receber vinculadas à concessão 149.744 - - - - - - - - - 149.744

Outros créditos 76.247 307.261 3.100 1.561 4.722 1.284 297 7.979 8.287 (1.387) 409.351

Es toques 29.063 71.653 7.356 2.487 - - - - - - 110.559

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 6.522 440.040 8.154 19.440 - 7.402 1.773 4.299 14.055 - 501.685

Outros tributos a recuperar 18.257 160.547 6.825 - - - 11.998 329 276 - 198.232

Despesas Antecipadas 9.366 21.090 61 141 9.209 - - - - - 39.867

Partes relacionadas 18.792 19.569 76 - - - 544 29.281 292.051 (321.478) 38.835

NÃO CIRCULANTE 14.401.871 7.919.925 952.739 480.944 598.234 407.959 20.403 2.931.439 16.957.672 (17.210.643) 27.460.543

Realizável a Longo Prazo 3.830.993 2.167.690 69.543 437.056 27.885 66.859 17.703 163.135 1.967.632 (140.870) 8.607.626

Títulos e va lores mobi l iários 104.157 1.012 - 7.172 - - - 105.981 - - 218.322

Outros investimentos temporários - - - - - - - - 18.727 - 18.727

Cauções e depós i tos vinculados - 75.665 - - - - - - - - 75.665

Cl ientes 111.953 121.363 27.766 - - - - - - - 261.082

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - - - - - 1.349.253 - 1.349.253

Depós i tos judicia is 84.462 305.075 12.376 49.984 77 10.952 129 307 119.167 - 582.529

Contas a receber vinculadas à concessão 3.372.504 684.206 - 303.668 - - - - - - 4.360.378

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 68.859 - - - - - - - - - 68.859

Outros créditos 21.604 29.758 104 76.122 - 16.647 - 5.181 - - 149.416

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 632 17.040 - - - - - - 158.808 - 176.480

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos - 712.976 18.671 - 24.775 39.260 17.574 - 102.236 - 915.492

Outros tributos a recuperar 57.281 48.986 10.626 - - - - 66 15 - 116.974

Despesas antecipadas 9.541 - - 110 3.033 - - - - - 12.684

Partes relacionadas - - - - - - - 51.600 219.426 (140.870) 130.156

Investimentos 4.235.657 1.362 - - - 7.053 2.457 782.081 14.987.607 (17.445.574) 2.570.643

Imobilizado 6.244.837 - 866.489 - 397.786 333.889 57 1.985.562 830 - 9.829.450

Intangível 90.384 5.750.873 16.707 43.888 172.563 158 186 661 1.603 375.801 6.452.824

TOTAL 15.455.025 11.529.588 1.054.741 632.910 675.450 507.060 208.369 3.234.351 17.955.966 (18.091.083) 33.162.377


R$ mil



Passivo - Jun/18 Geração e


Elimin. e


CIRCULANTE 3.135.482 2.906.551 159.829 148.102 118.458 37.161 118.149 691.820 1.439.173 (1.030.220) 7.724.505

Obrigações socia is e trabalhis tas 115.044 255.971 32.421 9.706 378 349 3.676 136 11.554 - 429.235

Partes Relacionadas 4.627 6.952 6.252 - - - 164 417.830 470 (436.295) -

Fornecedores 166.187 1.136.964 79.547 111.148 3.419 5.622 110.210 167.817 2.827 (110.853) 1.672.888

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 158.352 - - 1.529 10.507 - - 7.599 4.475 - 182.462

Outras obrigações fi sca is 84.807 285.242 8.551 7.104 2.045 467 8 6.081 591 - 394.896

Empréstimos e financiamentos 1.259.424 355.748 5.796 - - - - 29.191 119.834 (1.010) 1.768.983

Debêntures 936.920 283.517 8.420 15.559 10.093 - - 20.486 919.899 - 2.194.894

Dividendos a pagar 289.500 98.968 15.405 - 21.922 30.718 3.717 34.552 266.022 (482.062) 278.742

Benefícios pós-emprego 14.295 38.018 1.933 - - - 5 29 69 - 54.349

Encargos do consumidor a recolher 11.958 103.104 - - - - - - - - 115.062

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 74.099 185.480 - - 8.098 - - - - - 267.677

Contas a pagar vinculadas à concessão 3.927 - - - 61.566 - - - - - 65.493

Pass ivos financeiros setoria is - - - - - - - - - - -

Outras contas a pagar 16.342 156.587 1.504 3.056 430 5 369 8.099 172 - 186.564

Provisões para l i tígios - - - - - - - - 113.260 - 113.260

NÃO CIRCULANTE 4.260.887 3.206.566 474.040 114.828 468.707 22.691 1.838 657.475 1.522.309 (154.696) 10.574.645

Partes Relacionadas - - - - - - - 51.556 - (51.556) -

Fornecedores 30.105 - - 20.305 - - - - - - 50.410

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 118.929 - - 16.852 - - - 8.941 - - 144.722

Obrigações Fisca is 171.027 597.365 8.218 - - 3.339 159 314 2.483 - 782.905


Debêntures 1.816.844 742.261 402.555 14.638 - - - 254.930 595.523 - 3.826.751

Benefícios pós-emprego 219.860 566.619 34.062 5.658 - 695 1.566 513 4.227 - 833.200

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 45.944 232.100 - - - 18.657 - - - - 296.701


Pass ivos financeiros setoria is - 93.583 - - - - - - - - 93.583

Outras contas a pagar 22.815 1.892 - 57.210 - - - 21.914 509 - 104.340

Provisões para l i tígios 667.331 698.908 21.548 165 - - 113 177 147.538 - 1.535.780

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 8.880.629 5.685.397 516.117 423.249 72.348 403.011 125.337 2.644.198 15.871.151 (18.440.587) 16.180.850

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 8.880.629 5.685.397 516.117 423.249 72.348 403.011 125.337 2.644.198 15.871.151 (18.750.286) 15.871.151

Capita l socia l 5.528.226 5.235.943 316.098 220.966 35.503 707.440 66.289 2.756.939 7.910.000 (14.867.404) 7.910.000

Adiantamentos para Futuro Aumento de Capita l - 8.000 11.200 - - - 24.170 784.422 - (827.792) -

Reservas de capita l - - - - - - - - - - -

Ajustes de ava l iação patrimonia l 847.925 1.509 5.998 (657) 256 - (668) 1.646 857.999 (856.009) 857.999

Reserva Legal 464.846 117.233 20.315 25.917 7.100 - 2.508 4.077 844.398 (641.996) 844.398

Reserva de retenção de lucros 1.548.961 213.908 140.784 151.532 - - 41.312 35.222 5.557.843 (2.131.719) 5.557.843

Lucros acumulados/ prejuízos acumulados 490.671 108.804 21.722 25.491 29.489 (304.429) (8.274) (938.108) 700.911 574.634 700.911

Atribuível aos acionistas não controladores - - - - - - - - - 309.699 309.699

TOTAL 16.276.998 11.798.514 1.149.986 686.179 659.513 462.863 245.324 3.993.493 18.832.633 (19.625.503) 34.480.000

¹ Parques Eól icos e Copel Renováveis

R$ mil



Passivo - Dez/17 Geração e


Elimin. e


CIRCULANTE 1.941.599 2.872.432 114.511 147.743 164.574 38.386 73.107 581.110 1.057.679 (881.227) 6.109.914

Obrigações socia is e trabalhis tas 81.040 188.369 25.586 8.800 284 291 2.410 210 6.977 - 313.967

Partes Relacionadas 22.561 30.746 5.319 - - - 1.101 257.084 3.936 (320.747) -

Fornecedores 177.970 1.129.475 42.392 89.756 3.328 5.539 65.664 233.236 2.096 (65.879) 1.683.577

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 45.277 - - - 36.964 - 22 1.580 2.467 - 86.310

Outras obrigações fi sca is 130.256 192.079 9.002 6.583 2.079 1.536 23 3.453 476 - 345.487

Empréstimos e financiamentos 103.003 325.219 5.936 - - - - 29.201 322.092 (785) 784.666

Debêntures 947.310 262.246 7.415 25.138 30.370 - - 20.242 339.341 - 1.632.062

Dividendos a pagar 297.500 98.968 15.405 15.573 24.055 30.718 3.717 28.873 267.988 (493.816) 288.981

Benefícios pós-emprego 13.551 37.680 1.900 - - - 6 31 57 - 53.225

Encargos do consumidor a recolher 8.393 141.632 - - - - - - - - 150.025

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 83.642 191.359 - - 7.467 298 - - - - 282.766



Outras contas a pagar 26.883 81.840 1.556 1.893 1.616 4 164 7.200 249 - 121.405

Provisões para l i tígios - - - - - - - - 112.000 - 112.000

NÃO CIRCULANTE 5.104.056 3.204.453 457.035 87.409 449.149 22.470 1.751 665.277 1.690.445 (140.085) 11.541.960

Partes Relacionadas - - - - - - - 51.600 - (51.600) -

Fornecedores 30.105 - - 13.364 - - - - - - 43.469

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 132.274 - - 17.475 - - - 6.881 - - 156.630

Obrigações Fisca is 177.077 618.527 7.933 - - 3.237 131 306 2.365 - 809.576


Debêntures 2.149.524 741.743 392.766 17.537 - - - 261.206 876.140 - 4.438.916

Benefícios pós-emprego 215.059 552.708 32.869 5.658 - 628 1.464 497 3.995 - 812.878

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 36.235 194.869 - - - 18.605 - - - - 249.709



Outras contas a pagar 22.149 4.098 - 33.223 - - - 12.549 830 - 72.849

Provisões para l i tígios 625.418 618.025 13.066 152 - - 156 152 143.095 - 1.400.064

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 8.409.370 5.452.703 483.195 397.758 61.727 446.204 133.511 1.987.964 15.207.842 (17.069.771) 15.510.503

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 8.409.370 5.452.703 483.195 397.758 61.727 446.204 133.511 1.987.964 15.207.842 (17.372.432) 15.207.842

Capita l socia l 5.459.598 4.746.053 316.098 220.966 35.503 707.440 66.289 1.495.153 7.910.000 (13.047.100) 7.910.000

Adiantamentos para Futuro Aumento de Capita l 54.829 374.000 - - - - 24.070 1.261.785 - (1.714.684) -

Ajustes de ava l iação patrimonia l 881.136 1.509 5.998 (657) 256 - (668) 1.646 895.601 (889.220) 895.601

Reserva Legal 464.846 117.233 20.315 25.917 7.100 - 2.508 4.080 844.398 (641.999) 844.398

Reserva de retenção de lucros 1.548.961 213.908 140.784 151.532 - - 41.312 40.672 5.557.843 (2.137.169) 5.557.843

Dividendo adicional proposto - - - - 18.868 - - - - (18.868) -

Lucros acumulados/ prejuízos acumulados - - - - - (261.236) - (815.372) - 1.076.608 -

Atribuível aos acionistas não controladores - - - - - - - - - 302.661 302.661

TOTAL 15.455.025 11.529.588 1.054.741 632.910 675.450 507.060 208.369 3.234.351 17.955.966 (18.091.083) 33.162.377

¹ Parques Eól icos e Copel Renováveis

R$ mil


Earnings Release 2T18 Demonstração do resultado por empresa

Geração Transmissão

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 614.763 244.629 2.476.915 107.508 125.243 72.558 (165) 286.657 3.435 - (325.713) 3.605.830

Fornecimento de energia elétrica 156.598 - 1.056.425 - - - - 88.062 - - (834) 1.300.251

Suprimento de energia elétrica 449.687 - 79.125 - - 72.558 - 198.382 3.435 - (221.266) 581.921

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 152.794 802.795 - - - - - - - (72.485) 883.104

Receita de construção - 89.239 170.641 - 3.378 - - - - - - 263.258

Va lor justo do ativo indenizável da concessão - - 10.173 - 3.118 - - - - - - 13.291

Telecomunicações - - - 97.763 - - - - - - (8.220) 89.543

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 118.747 - - - - - - 118.747

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - 315.896 - - - - - - - - 315.896

Outras recei tas operacionais 8.478 2.596 41.860 9.745 - - (165) 213 - - (22.908) 39.819

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (258.917) (159.082) (2.320.372) (76.123) (113.282) (21.373) (21.482) (292.659) (22.606) (37.703) 325.713 (2.997.886)

Energia elétrica comprada para revenda (73.377) - (1.330.204) - - (6.686) - (288.398) (43) - 221.263 (1.477.445)

Encargos de uso da rede elétrica (77.583) - (287.936) - - (3.006) (6.234) - (7.577) - 72.529 (309.807)

Pessoal e adminis tradores (47.422) (29.145) (178.565) (23.710) (9.175) (973) (674) (2.774) (2.107) (3.353) - (297.898)

Planos previdenciário e ass is tencia l (9.061) (5.769) (38.790) (3.721) (972) (42) (94) (337) (129) (542) - (59.457)

Materia l (2.850) (1.232) (12.683) (393) (289) (45) (38) (6) (79) (159) - (17.774)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (8.896) - - - - - (747) - - - - (9.643)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (82.015) - - - - - - (82.015)

Serviços de terceiros (27.013) (8.206) (88.231) (22.966) (5.003) (2.706) (7.339) (513) (7.814) (5.414) 27.911 (147.294)

Depreciação e amortização (64.085) (1.702) (74.811) (12.619) (10.523) (6.353) (5.984) (3) (13.569) (305) - (189.954)

Provisões e reversões 87.392 (14.877) (90.667) 680 (1.023) - - 75 (59.877) (21.347) - (99.644)

Custos de construção - (94.831) (170.641) - (3.378) - - - - - - (268.850)

Outros custos e despesas operacionais (36.022) (3.320) (47.844) (13.394) (904) (1.562) (372) (703) 68.589 (6.583) 4.010 (38.105)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (30.569) 31.913 - - - - - 4 (82.164) 342.760 (226.578) 35.366

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 325.277 117.460 156.543 31.385 11.961 51.185 (21.647) (5.998) (101.335) 305.057 (226.578) 643.310

RESULTADO FINANCEIRO (63.417) (24.270) (30.579) (7.726) 226 (32.656) (1.325) 1.578 8.978 44.280 - (104.911)

Receitas financeiras 12.016 4.430 77.768 2.997 13.539 360 968 1.585 59.103 91.331 (9.114) 254.983

Despesas financeiras (75.433) (28.700) (108.347) (10.723) (13.313) (33.016) (2.293) (7) (50.125) (47.051) 9.114 (359.894)

LUCRO OPERACIONAL 261.860 93.190 125.964 23.659 12.187 18.529 (22.972) (4.420) (92.357) 349.337 (226.578) 538.399

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (98.553) (20.617) (43.162) (7.858) 717 (6.298) - 1.528 (9.423) (2.130) - (185.796)

LUCRO LÍQUIDO 163.307 72.573 82.802 15.801 12.904 12.231 (22.972) (2.892) (101.780) 347.207 (226.578) 352.603

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 163.307 72.573 82.802 15.801 6.581 8.562 (18.378) (2.892) (101.780) 347.207 (226.578) 347.207

Atribuído aos acionis tas não controladores - - - - 6.323 3.669 (4.594) - - - - 5.396

LAJIDA 389.362 119.162 231.354 44.004 22.484 57.538 (15.663) (5.995) (87.766) 305.362 (226.578) 833.264

¹ Parques Eól icos , Copel Renováveis e Copel Comercia l i zação

Elimin. e


R$ mil

Demonstração do Resultado 2T18 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG

Araucária Comercialização Outras¹ Holding




RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 646.867 135.827 2.160.696 93.124 126.005 73.989 - 78.606 - (141.885) 3.173.229

Fornecimento de energia elétrica 157.081 - 915.180 - - - - 20.228 - (766) 1.091.723

Suprimento de energia elétrica 480.577 - 243.880 - - 73.989 - 58.261 - (82.877) 773.830

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 126.538 733.537 - - - - - - (27.689) 832.386

Receita de construção - 6.693 165.402 - 3.315 - - - - - 175.410

Va lor justo do ativo indenizável da concessão - - 1.303 - (2.187) - - - - - (884)

Telecomunicações - - - 83.249 - - - - - (8.024) 75.225

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 124.877 - - - - - 124.877

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - 67.793 - - - - - - - 67.793

Outras recei tas operacionais 9.209 2.596 33.601 9.875 - - - 117 - (22.529) 32.869

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (280.714) (130.866) (2.098.082) (65.934) (108.339) (22.669) (23.507) (113.598) (10.973) 155.298 (2.699.384)

Energia elétrica comprada para revenda (12.087) - (1.360.959) - - (6.602) - (42.398) - 83.576 (1.338.470)

Encargos de uso da rede elétrica (73.375) - (81.680) - - (2.875) (5.911) (3.829) - 27.491 (140.179)

Pessoal e adminis tradores (43.874) (28.836) (191.724) (24.971) (7.767) (924) (630) (8.701) (11.715) - (319.142)

Planos previdenciário e ass is tencia l (8.610) (5.583) (37.528) (3.600) (728) (23) (84) (833) (1.027) - (58.016)

Materia l (3.047) (1.195) (13.643) (604) (556) (114) (101) (76) (252) - (19.588)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (7.680) - - - - - (747) - - - (8.427)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (87.496) - - - - - (87.496)

Serviços de terceiros (20.925) (6.042) (88.782) (15.678) (5.693) (3.006) (9.464) (4.679) (3.920) 28.513 (129.676)

Depreciação e amortização (67.668) (1.191) (72.262) (9.699) (7.249) (6.825) (5.983) (12.940) (299) - (184.116)

Provisões e reversões 3.359 (10.797) (54.395) (3.367) (364) - - (44.726) (1.650) 13.414 (98.526)

Custos de construção - (73.653) (165.402) - (3.315) - - - - - (242.370)

Outros custos e despesas operacionais (46.807) (3.569) (31.707) (8.015) 4.829 (2.300) (587) 4.584 7.890 2.304 (73.378)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (65.473) 44.664 - - - - - (31.948) 189.702 (87.660) 49.285

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 300.680 49.625 62.614 27.190 17.666 51.320 (23.507) (66.940) 178.729 (74.247) 523.130

RESULTADO FINANCEIRO (106.953) (11.687) (39.371) (3.816) (674) (617) 546 (34.789) (64.880) - (262.241)

Receitas financeiras 8.565 3.724 75.522 1.923 1.223 14.653 791 681 30.643 (2.496) 135.229

Despesas financeiras (115.518) (15.411) (114.893) (5.739) (1.897) (15.270) (245) (35.470) (95.523) 2.496 (397.470)

LUCRO OPERACIONAL 193.727 37.938 23.243 23.374 16.992 50.703 (22.961) (101.729) 113.849 (74.247) 260.889

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (87.799) 3.023 (15.296) (7.727) (5.773) (17.251) - (5.276) 26.191 - (109.908)

LUCRO LÍQUIDO 105.928 40.961 7.947 15.647 11.219 33.452 (22.961) (107.005) 140.040 (74.247) 150.981

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 105.928 40.961 7.947 15.647 5.722 23.416 (18.368) (107.005) 140.040 - 140.040

Atribuído aos acionis tas não controladores - - - - 5.497 10.036 (4.593) - - - 10.941

LAJIDA 368.348 50.816 134.876 36.889 24.915 58.145 (17.524) (54.000) 179.028 (74.247) 707.246


Outras¹ Holding Elimin. e


R$ mil

Demonstração do Resultado 2T17 Geração e Transmissão


Araucária




RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.301.920 430.738 4.684.615 212.018 245.488 141.793 - 528.721 44.121 - (634.903) 6.954.511

Fornecimento de energia elétrica 306.665 - 2.136.775 - - - - 177.331 - - (1.662) 2.619.109

Suprimento de energia elétrica 978.274 - 103.737 - - 141.793 - 350.973 44.121 - (419.409) 1.199.489

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 293.060 1.507.857 - - - - - - - (152.404) 1.648.513

Receita de construção - 132.451 323.437 - 5.968 - - - - - - 461.856

Va lor justo do ativo indenizável da concessão - - 15.257 - 7.602 - - - - - - 22.859

Telecomunicações - - - 192.438 - - - - - - (16.331) 176.107

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 231.918 - - - - - - 231.918

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - 519.365 - - - - - - - - 519.365

Outras recei tas operacionais 16.981 5.227 78.187 19.580 - - - 417 - - (45.097) 75.295

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (574.201) (295.993) (4.469.866) (165.536) (213.750) (43.803) (42.897) (544.888) (51.008) (17.446) 634.903 (5.784.485)

Energia elétrica comprada para revenda (80.019) - (2.458.394) - - (13.408) - (535.415) (123) - 419.478 (2.667.881)

Encargos de uso da rede elétrica (156.000) - (588.465) - - (6.098) (12.432) - (12.762) - 151.478 (624.279)

Pessoal e adminis tradores (108.811) (69.524) (413.050) (52.909) (18.030) (1.859) (1.369) (6.814) (4.314) (11.528) - (688.208)

Planos previdenciário e ass is tencia l (18.254) (11.698) (78.894) (7.552) (1.758) (84) (203) (677) (229) (1.111) - (120.460)

Materia l (5.072) (2.266) (27.437) (821) (556) (96) (98) (20) (141) (278) - (36.785)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (17.111) - - - - - (1.225) - - - - (18.336)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (159.436) - - - - - - (159.436)

Serviços de terceiros (47.364) (14.759) (177.547) (42.318) (9.871) (5.457) (14.465) (889) (14.282) (9.068) 55.523 (280.497)

Depreciação e amortização (128.516) (3.489) (147.936) (24.233) (11.808) (12.702) (11.968) (5) (25.898) (609) - (367.164)

Provisões e reversões 70.362 (36.363) (170.778) (13.159) (2.904) - - 43 (59.881) (3.005) - (215.685)

Custos de construção - (149.416) (323.437) - (5.968) - - - - - - (478.821)

Outros custos e despesas operacionais (83.416) (8.478) (83.928) (24.544) (3.419) (4.099) (1.137) (1.111) 66.622 8.153 8.424 (126.933)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (53.366) 58.779 - - - - - (3) (90.158) 621.100 (472.468) 63.884

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 674.353 193.524 214.749 46.482 31.738 97.990 (42.897) (16.170) (97.045) 603.654 (472.468) 1.233.910

RESULTADO FINANCEIRO (130.900) (51.412) (21.952) (13.031) (75) (53.322) (296) 3.563 (12.819) 105.666 - (174.578)

Receitas financeiras 17.670 7.202 151.667 8.503 19.429 731 2.093 3.639 64.414 199.722 (14.692) 460.378

Despesas financeiras (148.570) (58.614) (173.619) (21.534) (19.504) (54.053) (2.389) (76) (77.233) (94.056) 14.692 (634.956)

LUCRO OPERACIONAL 543.453 142.112 192.797 33.451 31.663 44.668 (43.193) (12.607) (109.864) 709.320 (472.468) 1.059.332

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (200.625) (28.013) (68.150) (10.863) (6.172) (15.179) - 4.333 (12.645) (29.835) - (367.149)

LUCRO LÍQUIDO 342.828 114.099 124.647 22.588 25.491 29.489 (43.193) (8.274) (122.509) 679.485 (472.468) 692.183

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 342.828 114.099 124.647 22.588 13.000 20.642 (34.554) (8.274) (122.509) 679.485 (472.468) 679.485

Atribuído aos acionis tas não controladores - - - - 12.491 8.847 (8.639) - - - - 12.698

LAJIDA 802.869 197.013 362.685 70.715 43.546 110.692 (30.929) (16.165) (71.147) 604.263 (472.468) 1.601.074


Consolidado

R$ mil

Demonstração do Resultado 1S18 Geração e Transmissão


Araucária Comercialização Outras¹ Holding

Elimin. e

Reclassif.




RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.355.820 500.416 4.165.015 180.815 249.709 142.746 - 150.889 - (275.170) 6.470.240

Fornecimento de energia elétrica 298.908 - 1.897.505 - - - - 30.366 - (1.519) 2.225.260

Suprimento de energia elétrica 1.037.993 - 356.167 - - 142.746 - 120.284 - (159.161) 1.498.029

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 425.338 1.595.961 - - - - - - (53.369) 1.967.930

Receita de construção - 68.862 318.030 - 7.924 - - - - - 394.816

Va lor justo do ativo indenizável da concessão - - 6.164 - (719) - - - - - 5.445

Telecomunicações - - - 161.419 - - - - - (16.282) 145.137

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 242.504 - - - - - 242.504

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - (80.184) - - - - - - - (80.184)

Outras recei tas operacionais 18.919 6.216 71.372 19.396 - - - 239 - (44.839) 71.303

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (544.995) (299.834) (3.980.149) (131.462) (217.748) (42.756) (48.983) (196.764) (27.570) 283.156 (5.207.105)

Energia elétrica comprada para revenda (18.775) - (2.480.485) - - (10.576) - (65.605) - 160.462 (2.414.979)

Encargos de uso da rede elétrica (148.232) - (188.329) - - (5.698) (11.873) (7.262) - 52.204 (309.190)

Pessoal e adminis tradores (86.658) (54.644) (379.829) (50.328) (15.784) (1.769) (1.236) (15.869) (19.123) - (625.240)

Planos previdenciário e ass is tencia l (17.355) (11.051) (76.221) (7.344) (1.467) (44) (168) (1.624) (1.880) - (117.154)

Materia l (5.540) (2.317) (27.873) (1.172) (1.185) (176) (186) (141) (369) - (38.959)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (12.014) - - - - - (1.474) - - - (13.488)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (169.835) - - - - - (169.835)

Serviços de terceiros (42.143) (11.027) (170.214) (30.385) (11.730) (6.191) (20.874) (6.888) (7.932) 56.798 (250.586)

Depreciação e amortização (135.807) (2.359) (143.243) (18.998) (14.296) (14.052) (11.964) (25.877) (598) - (367.194)

Provisões e reversões 6.730 (20.082) (113.071) (6.076) (340) - - (69.332) (3.039) 7.985 (197.225)

Custos de construção - (191.145) (318.030) - (7.924) - - - - - (517.099)

Outros custos e despesas operacionais (85.201) (7.209) (82.854) (17.159) 4.813 (4.250) (1.208) (4.166) 5.371 5.707 (186.156)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (90.272) 73.790 - - - - - (58.980) 630.222 (471.762) 82.998

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 720.553 274.372 184.866 49.353 31.961 99.990 (48.983) (104.855) 602.652 (463.776) 1.346.133

RESULTADO FINANCEIRO (190.909) (57.433) (23.670) (8.872) 2.841 (19.255) 1.987 (30.293) (92.658) - (418.262)

Receitas financeiras 16.390 6.315 153.175 4.539 10.516 15.615 2.772 22.615 72.505 (5.626) 298.816

Despesas financeiras (207.299) (63.748) (176.845) (13.411) (7.675) (34.870) (785) (52.908) (165.163) 5.626 (717.078)

LUCRO OPERACIONAL 529.644 216.939 161.196 40.481 34.802 80.735 (46.996) (135.148) 509.994 (463.776) 927.871

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (208.574) (48.164) (81.961) (13.315) (11.786) (27.438) - (8.770) 40.388 - (359.620)

LUCRO LÍQUIDO 321.070 168.775 79.235 27.166 23.016 53.297 (46.996) (143.918) 550.382 (463.776) 568.251

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 321.070 168.775 79.235 27.166 11.738 37.308 (37.597) (143.918) 550.382 - 550.382

Atribuído aos acionis tas não controladores - - - - 11.278 15.989 (9.399) - - - 17.869

LAJIDA 856.360 276.731 328.109 68.351 46.257 114.042 (37.019) (78.978) 603.250 (463.776) 1.713.327


UEG

Araucária Outras¹ Holding

Elimin. e


R$ mil

Demonstração do Resultado 1S17 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor

lajida (r$ milhões) 833,3 767,8 707,2 17,8 1.601,1 1.713,3 ...ri.copel.com/ptb/10368/638079.pdf ·...

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