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Copel Distribuição S.A.
CNPJ/MF 04.368.898/0001-06
Inscrição Estadual 90.233.073-99
www.copel.com [email protected]
Rua José Izidoro Biazetto, 158 – Bloco C – Mossunguê - Curitiba - PR
CEP 81200-240
RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO E
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
REGULATÓRIAS
2015
�����
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SUMÁRIO
MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE .................................................................................................................................... 3�1.� PERFIL ORGANIZACIONAL ..................................................................................................................................................... 5�
A Copel Distribuição ......................................................................................................................................................... 5�
Certificações e Prêmios ................................................................................................................................................... 5�
2.� COPEL DISTRIBUIÇÃO EM NÚMEROS ................................................................................................................................... 6�3.� GOVERNANÇA CORPORATIVA .............................................................................................................................................. 7�
3.1.Administração ............................................................................................................................................................ 8�
3.2.Estrutura de Governança ......................................................................................................................................... 10�
3.3.Missão, valores, códigos de conduta e princípios internos ....................................................................................... 10�
3.4.Diretrizes estratégicas .............................................................................................................................................. 11�
4.� AMBIENTE MACROECONÔMICO .......................................................................................................................................... 15�5.� AMBIENTE REGULATÓRIO ................................................................................................................................................... 16�6.� COMPORTAMENTO DO MERCADO ...................................................................................................................................... 21�7.� DESEMPENHO OPERACIONAL ............................................................................................................................................. 23�
7.1.Compra de Energia .................................................................................................................................................. 23�
7.2.Fluxo de Energia (em % e GW/hora) ........................................................................................................................ 24�
7.3.Operação ................................................................................................................................................................. 24�
8.� DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO ......................................................................................................................... 29�8.1.Receita Operacional Líquida .................................................................................................................................... 29�
8.2.Custos e Despesas Operacionais............................................................................................................................. 30�
8.3.Resultado Financeiro ............................................................................................................................................... 31�
8.4.Captação de Recursos ............................................................................................................................................. 31�
8.5.Inadimplência de Consumidores .............................................................................................................................. 31�
8.6.Lucro Líquido e Ebitda Regulatório........................................................................................................................... 32�
8.7.Valor Adicionado ...................................................................................................................................................... 32�
8.8.Programa de Investimentos ...................................................................................................................................... 32�
9.� DESEMPENHO SOCIOAMBIENTAL....................................................................................................................................... 34�9.1.Gestão de Pessoas .................................................................................................................................................. 34�
9.2.Fornecedores ........................................................................................................................................................... 36�
9.3.Clientes..... ............................................................................................................................................................... 36�
9.4.Comunidade ............................................................................................................................................................. 38�
9.5.Meio ambiente .......................................................................................................................................................... 43�
9.6.Pesquisa e Desenvolvimento ................................................................................................................................... 44�
10.�GRUPOS RESPONSÁVEIS PELA GOVERNANÇA ................................................................................................................ 45�
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MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE
Após superar um ano de dificuldades no setor elétrico e de retração econômica, a Copel tem muito a
comemorar: no final de 2015, renovamos a concessão de distribuição de energia por mais 30 anos. Graças
ao engajamento de todos os empregados, conseguimos manter os resultados positivos através de uma
atuação pautada por uma relação de equilíbrio entre a gestão de custos e a qualidade do serviço prestado
aos paranaenses.
Ao longo do ano passado, enfrentamos no cenário macroeconômico uma recessão que levou à retração de
3,8% do Produto Interno Bruto (PIB) no Brasil. A situação foi agravada pelos desdobramentos da Medida
Provisória 579 – que comprometeu o desenvolvimento sustentável do setor elétrico – e pela estiagem, que
encareceu o custo da energia no Brasil ao requerer o despacho constante das usinas térmicas. Apesar
disso, com a revisão tarifária extraordinária, o reajuste anual e as bandeiras tarifárias, conseguimos
equilibrar as contas e trabalhar para manter os investimentos, imprescindíveis para a qualidade do
fornecimento de energia.
Em 2015, aplicamos R$ 639,9 milhões em obras de distribuição de energia. Buscando a inovação
constante, destinamos R$ 13,5 milhões a projetos de Pesquisa e Desenvolvimento. No que se refere à
modernização e à expansão da rede, alcançamos um dos maiores volumes de obras concluídas na
Distribuição em um mesmo ano, com a entrada em operação de nove novas subestações e a construção de
2 mil km de novas linhas de distribuição.
Um dos destaques foi o lançamento do Mais Clic Rural, o maior programa de eletrificação no campo já
implementado pela Companhia. Ao longo dos próximos três anos, vamos investir R$ 500 milhões em
automação e redes inteligentes na área rural para fornecer energia de maior qualidade ao produtor rural,
contribuindo para o desenvolvimento das atividades agroindustriais no Paraná e para o conforto da
população do campo.
Com o objetivo de aumentar a satisfação do consumidor, continuamos a apostar na diversificação dos
canais de atendimento, buscando sempre facilitar a vida do cliente e atendê-lo com eficiência. Os resultados
demonstram que estamos no caminho certo. Os consumidores elegeram a Copel a melhor distribuidora do
Brasil na avaliação do cliente pela Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee), e
a segunda melhor da América Latina, em premiação conferida pela Comissão de Integração Energética
Regional (CIER).
Essas conquistas foram embasadas por uma série de programas que contribuem para o crescimento
sustentável e socialmente responsável da Copel Distribuição. Lançamos o Programa Fatura Solidária, que
incentivou os clientes a substituírem a conta impressa pela versão eletrônica, em troca de uma doação feita
pela Companhia à Federação das Apaes do Estado do Paraná. Pelo programa Luz nas Escolas tornamos
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mais eficiente a iluminação de quase 400 escolas de todo o Paraná. As unidades tiveram suas lâmpadas
antigas substituídas por equipamentos de iluminação mais eficientes, disponibilizando recursos para
aplicação nas atividades pedagógicas.
Nesse momento em que a crise hídrica encareceu o custo de produção da energia, também criamos o
programa Lar Eficiente, que concedeu descontos de 45% para a substituição de 18 mil kits de lâmpadas e
12 mil refrigeradores antigos por equipamentos modernos e mais eficientes, beneficiando consumidores de
todo o Estado. Para as famílias de baixa renda, fomos além: a Copel trocou gratuitamente 9,8 mil geladeiras
e 10 mil chuveiros por aparelhos mais econômicos através do programa Geladeira da Família.
No que se refere à transparência das relações com os empregados, um processo recém-iniciado está
promovendo a revisão total da nossa comunicação em todos os níveis, de modo a torná-la cada vez mais
horizontal e harmoniosa. Aproximação é a palavra-chave para mensagens cada vez mais claras. Uma série
de seminários internos tem como objetivo impactar todo o nosso contingente, trabalhando valores, objetivos
comuns e pertencimento.
Ao mesmo tempo, fortalecemos ações que estimulem nossos empregados a assumir esse protagonismo.
Mantemos as Comissões Internas Socioambientais (CISAs) para sensibilizar empregados, uniformizar
procedimentos e ações relacionadas a questões socioambientais em todas as regiões do Estado, além de
propor soluções e gerenciar projetos nesse âmbito. Uma dessas iniciativas é o projeto EletriCidadania, que
permite a cada empregado utilizar até quatro horas mensais da jornada de trabalho em atividades de
voluntariado.
Com todas essas conquistas, ao olhar para o futuro sentimo-nos fortalecidos para encarar os desafios da
nova concessão que se inicia, fundamentados em uma gestão cuidadosa de custos e de qualidade, e com
atenção permanente às demandas socioambientais direta ou indiretamente ligadas a todas as nossas
atividades e negócios.
Neste contexto, apresentamos o relatório das Demonstrações Contábeis Regulatórias de 2015 da Copel
Distribuição, que juntamente com nossas Demonstrações Societárias, consideramos importantes para a
divulgação do desempenho da Companhia à sociedade, parceiros, investidores e consumidores.
Curitiba, 27 de abril de 2016.
Antonio Sergio de Souza Guetter
Diretor-Presidente
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1. PERFIL ORGANIZACIONAL
A Copel Distribuição
A Copel Distribuição S.A. (Copel Distribuição ou Companhia) é uma sociedade anônima de capital fechado
e subsidiária integral da Companhia Paranaense de Energia (Copel ou Controladora). Nossas atividades
visam ao atendimento dos mais de 4,4 milhões de consumidores de energia, em 1.113 localidades
pertencentes a 394 municípios do Paraná e um em Santa Catarina, Porto União. Os municípios de
Guarapuava e Coronel Vivida são atendidos parcialmente. Além de operar e manter as instalações nos
níveis de tensão até 34,5 kV, a Copel Distribuição também opera nas instalações de níveis de tensão 69 e
138 kV.
No âmbito da distribuição de energia elétrica, a Copel Distribuição tem como principais atividades prover,
operar e manter a infraestrutura, bem como prestar serviços correlatos, descritos no Contrato de Concessão
nº 046/1999, firmado em 24.06.1999.
Em 2015, a Copel Distribuição renovou seu Contrato de Concessão de Energia Elétrica, assinando o Quinto
Termo Aditivo em 09.12.2015. O Decreto nº 8.461, de 02.06.2015, regulamentou a prorrogação das
concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da Lei nº 12.783, de 11.01.2013,
prevendo indicadores de eficiência que deverão ser observados pela concessionária pelo período de cinco
anos contados de 1º de janeiro de 2016.
A participação no mercado da Copel Distribuição abrange 6,0% do mercado brasileiro e 34,0% do mercado
da Região Sul e no Paraná, sua participação é estimada em 94,9%.
Certificações e Prêmios
O compromisso da Copel Distribuição em atender o cliente com qualidade foi reconhecido com muitos
prêmios e certificações:
Prêmio Abradee de Melhor distribuidora, concedido pela Associação Brasileira de Distribuidores de
Energia Elétrica
Prêmio CIER Melhor Distribuidora na categoria Prata, da Comisíon de Integración Energética Regional -
CIER América Latina
Empresa Cidadã - Certificado pelas informações apresentadas em seu Relatório Conselho Regional de
Contabilidade do Rio de Janeiro, Sistema Firjan e Fecomércio
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2. COPEL DISTRIBUIÇÃO EM NÚMEROS
Na tabela abaixo demonstramos os valores e índices da Copel Distribuição referentes a atendimento ao consumidor, mercado, operacionais, financeiros e de performance em 2015 e em 2014.
Copel DIS em números 2015 2014 %
AtendimentoNúmero de consumidores Cativos 4.417.302 4.326.149 2,11%Número de empregados 6.032 6.071 -0,64%Número de consumidores por empregado 732,31 712,59 2,77%Número de localidades atendidas 1.113 1.113 0,00%
Número de agências 52 51 1,96%
Número de postos de atendimento 353 351 0,57%
Número de postos de arrecadação 1.115 1.070 4,21%
MercadoÁrea de concessão (Km2) 194.854 194.854 0,00%Demanda máxima (MWh/h) 5.276,90 5.410,75 -2,47%Distribuição direta (GWh) 24.043 24.208 -0,68%Consumo residencial médio (KWh/ano) 166,3 178,8 -6,96%Tarifas médias de fornecimento (R$ por MWh)Total (exceto curto prazo) 433,91 281,28 54,26%
Residencial 492,25 263,69 86,68%Comercial 418,49 300,88 39,09%Industrial 463,32 199,78 131,91%Rural 315,70 316,55 -0,27%Suprimento 287,29 204,10 40,76%
DEC (horas) 13,67 14,01 -2,43%
População antecipada - Urbana (em milhares de habitantes) 9.259 9.149 1,20%
População atendida - Rural (em milhares de habitantes) 1.284 1.328 -3,31%
FEC (número de interrupções) 8,33 9,08 -8,26%
Número de reclamações por 10.000 consumidores 72,1 76,6 -5,87%
Operacionais Número de subestações 363 361 0,55%Linhas de distribuição (Km) 193.527 189.925 1,90%Capacidade instalada (MW) 10.742 10.693 0,46%
FinanceirosReceita operacional bruta (R$ mil) 17.419.513 10.315.821 68,86%Receita operacional líquida (R$ mil) 8.594.792 6.802.436 26,35%Margem operacional do serviço líquida (%) 0,74% 0,70%EBITDA OU LAJIDA 355.323 339.472 4,67%Lucro líquido (R$ mil) 7.776 6.756 15,09%Patrimônio líquido (R$ mil) 5.179.501 4.103.767 26,21%Rentabilidade do patrimônio líquido (%) 0,15% 0,16%Endividamento do patrimônio líquido (%) 39,18% 50,37%Em moeda nacional (%) 37,16% 48,63%Em moeda estrangeira (%) 2,02% 1,73%
Indicadores de performanceSalário Médio dos Funcionários: 3.880 3.451 12,43%Energia Comprada (em MW) por Funcionário 4.809,71 4.732,98 1,62%Número de funcionários 6.032 6.071 -0,64%Energia Comprada (em MW) por Consumidor 6,57 6,64 -1,12%
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3. GOVERNANÇA CORPORATIVA
O modelo de governança da Copel Distribuição é pautado pela transparência, conformidade e
responsabilidade social empresarial, de acordo com as melhores práticas propostas pelo Instituto Brasileiro
de Governança Corporativa - IBGC. São quatro os princípios que orientam a governança corporativa da
Companhia: Transparência; Equidade; Prestação de Contas e Responsabilidade Corporativa.
Considerando esses princípios, a Copel Distribuição se compromete a:
• Realizar comunicação interna e externa com total transparência, de forma espontânea, franca e ágil,
sem restrição ao desempenho econômico-financeiro, social e ambiental, e que norteie ações
empresariais para a criação de valor.
• Conceder tratamento justo e igualitário a todos os grupos minoritários, sejam do capital (acionistas) ou
de qualquer outra parte interessada. Atitudes ou políticas discriminatórias, sob qualquer pretexto, são
totalmente inaceitáveis.
• Zelar para que os agentes da Governança Corporativa (acionistas/cotistas, Conselho de
Administração, Comitê de Auditoria, Conselho Fiscal e Diretoria Executiva) prestem conta de sua
atuação a quem os elegeu e respondam integralmente por todos os atos que praticarem no exercício
de seus mandatos.
• Fomentar as melhores práticas de desenvolvimento sustentável em sua área de abrangência,
conciliando as questões de desenvolvimento econômico com as de responsabilidade socioambiental.
• Aprimorar constantemente o gerenciamento de riscos que envolvem os negócios da Companhia.
• Manter um adequado sistema de controles internos, com avaliação constante de sua efetividade e
conformidade.
• Avaliar e propor ações para a disseminação contínua de ética em todos os níveis de relacionamento
interno e externo.
• Avaliar as possibilidades de existência de situações que envolvam decisões motivadas por interesses
distintos daqueles da organização, criando mecanismos para evitar conflito de interesses.
• Cumprir as disposições legais em âmbito nacional e internacional, quando aplicável, alinhadas aos
requisitos do ambiente regulatório da Companhia.
• Criar um conjunto eficiente de mecanismos, a fim de assegurar que a conduta da alta administração
da Companhia esteja sempre alinhada com suas partes interessadas.
O mais alto órgão de governança da Companhia é o Comitê de Auditoria. Subordinado ao Conselho de
Administração - CAD, sua constituição está prevista no Estatuto Social da Copel e as características,
composição, funcionamento e competências estão estabelecidas em Regimento Interno específico. O
Regimento Interno do Comitê de Auditoria estabelece que este é o órgão independente, de caráter
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consultivo e permanente, responsável pela revisão e supervisão dos processos de apresentação de
relatórios contábeis e financeiros, dos processos de controles internos e administração de riscos e das
atividades dos auditores internos e auditores externos independentes.
Para assessoramento do Comitê de Auditoria a Copel constituiu o Comitê de Gestão de Riscos
Corporativos, composto por representantes de cada Diretoria e das principais Subsidiárias Integrais. Ele tem
caráter consultivo e permanente para questões relativas à Gestão Integrada de Riscos Corporativos.
O Comitê de Auditoria também avalia a eficiência no uso de recursos e no estabelecimento de controles que
protejam a Copel contra eventuais perdas em face dos riscos de suas respectivas atividades, a emissão de
relatórios sobre a adequação dos processos de informação e de decisão e a conformidade das operações e
dos negócios da Copel com a legislação, os regulamentos e suas respectivas políticas. Os membros do
Comitê, ou ao menos um deles, participam também das reuniões do Conselho Fiscal, além de participarem
das reuniões do Conselho de Administração, por serem integrantes deste.
3.1. Administração
A Copel Distribuição segue as práticas e políticas de Governança adotadas pela Controladora, no tocante à
Assembleia Geral, Conselho de Administração, Conselho Fiscal, Comitê de Auditoria, Diretoria Executiva,
Código de Conduta, Conselho de Orientação Ética e Comissão de Análise de Denúncias de Assédio Moral,
onde destacamos:
Conduta Ética
A Copel preza pela conduta ética e atuação transparente. As diretrizes e princípios orientadores e
disciplinadores estão refletidas em suas políticas corporativas e em seu Código de Conduta: documento que
reflete a integridade dos procedimentos da empresa nas relações com seus empregados e demais partes
interessadas. O Código foi instituído com base nos valores da Copel, nos princípios do Pacto Global e nos
princípios da Governança Corporativa e serve como orientador a todas as pessoas que atuam em nome da
Copel sejam empregados, administradores ou contratados. Cada empregado da Copel recebe uma versão
impressa do Código de Conduta e declara o compromisso com as disposições nele contidas.
O documento também está disponível no site da Copel para consulta de todas as partes interessadas
(http://goo.gl/SqWEhX). Denúncias de fraudes de natureza contábil e fiscal, de assuntos relacionados à
auditoria e controles internos, assédio moral e descumprimento do Código de Conduta, são tratadas por
diferentes canais através da sua Controladora, tais como:
a. Canal de comunicação confidencial
Voltado ao público interno, destina-se à comunicação de fraudes ou irregularidades que envolvam questões
de finanças, auditoria ou contabilidade da Copel, bem como o descumprimento em relação às leis e normas
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da Companhia. O canal garante proteção e preservação da identidade do manifestante e resposta à
denúncia. Disponível 24 horas por dia, sete dias da semana e com ligação gratuita. Telefone: 0800 643
5665.
b. Ouvidoria
A Ouvidora, direcionada para o público interno e externo, disponibiliza informações e também é um canal
aberto para sugestões, reclamações, denúncias e questionamentos. Funciona durante os dias úteis, das 8h
às 18h, com ligação gratuita. Telefone: 0800 647 0606. E-mail: [email protected]. Pessoalmente ou por
escrito: Rua Professor Brasilio Ovidio da Costa, 1703 - Santa Quitéria - CEP: 80310-130 - Curitiba (PR).
c. Comissão de análise de denúncias de assédio moral - Cadam
A Copel também é pioneira no país na implantação de um processo preventivo que garanta práticas
humanas e saudáveis na gestão de pessoas. Como atribuição complementar, cabe à Comissão de Análise
de Denúncias de Assédio Moral - Cadam orientar os empregados em relação à prevenção do assédio
moral, em consonância com a responsabilidade social e as melhores práticas de governança corporativa.
Criada em 2 de dezembro de 2009, essa comissão estabelece regras sobre o tratamento das denúncias de
assédio moral na Companhia, formalizadas por meio da NAC 030315. Informações sobre a Cadam estão
disponíveis na internet e na intranet, inclusive quanto ao canal de consulta ([email protected]).
d. Conselho de orientação ética - COE
Avalia denúncias sobre descumprimento do Código de Conduta e tem um prazo máximo de 90 dias para
oferecer uma resposta final com as orientações pertinentes. E-mail: [email protected]
Além dos canais já citados, a Copel está aberta para receber demandas de informação, solicitação de
serviços, críticas ou sugestões de melhoria, orientações e reclamações de seus públicos de relacionamento
por meio de diversos canais de atendimento: http://www.copel.com/hpcopel/acopel/atendimento.jsp
Combate à Corrupção
A Companhia repudia a corrupção em todas as suas formas e oferece orientações para combatê-la. Elas
são comunicadas a todos os empregados por meio do Código de Conduta. Todas as unidades operacionais
são submetidas anualmente à avaliação de riscos relacionados à corrupção e a erros que possam interferir
nos resultados das demonstrações financeiras.
A Copel está empenhada em aperfeiçoar seus processos e normas, conferindo maior transparência e
segurança às suas atividades. Conheça seu hotsite de Compliance, com detalhes sobre as práticas e
políticas adotadas: http://goo.gl/Q1J3uh
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3.2. Estrutura de Governança
• O organograma a seguir apresenta a estrutura organizacional da Copel Distribuição em 31.12.2015:
3.3. Missão, valores, códigos de conduta e princípios internos
A Copel Distribuição, alinhado a sua Controladora, tem como referencial os seguintes valores: Ética,
Respeito às Pessoas, Dedicação, Transparência, Segurança e Saúde, Responsabilidade e Inovação. Os
princípios norteadores incorporam os valores, os Princípios do Pacto Global e os Princípios de Governança
Corporativa, constituindo-se em guia em contínua evolução, que deve permitir aos empregados,
administradores e contratados balizar sua conduta.
Esses princípios estão relacionados a seguir:
Integridade
A Copel valoriza a conduta íntegra e leal ao agir com os colegas de trabalho, parceiros, clientes, com a
sociedade e demais partes interessadas, pautada pelo comprometimento com suas atividades, e espera
que cada um discipline suas ações com base na lei, orientando-se pela verdade no desempenho de suas
atribuições e defendendo, como compromisso profissional e moral, os objetivos, diretrizes e legítimos
interesses da Companhia.
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Conformidade
A Copel valoriza o respeito incondicional e irrestrito à totalidade de leis, regulamentos, políticas, normas,
padrões, procedimentos e boas práticas organizacionais, em todas as atividades em nome da Copel e onde
quer que ela atue.
Transparência
A Copel preza para que as comunicações, informações e relatórios externos e internos divulgados às partes
relacionadas e interessadas pertinentes sejam transparentes, claros em seus objetivos, intenções e ações e
estejam completos, exatos e em conformidade com os controles e procedimentos da Copel, observados os
limites do direito à confidencialidade.
Segurança e Saúde
A Copel reconhece a saúde e a segurança no local de trabalho como um direito fundamental do ser
humano, valorizando a vida e respeitando a integridade física e moral das pessoas.
Responsabilidade Social e Ambiental
A Copel conduz suas ações com responsabilidade social e ambiental, minimizando os impactos ao meio
ambiente e na sociedade, reparando e compensando eventuais prejuízos causados por suas atividades e
contribuindo para o desenvolvimento sustentável.
Respeito
A Copel pauta suas ações no respeito às partes interessadas e relacionadas, valoriza a confiança
conquistada ao longo de sua história e incentiva a consideração e a cortesia com o próximo. A empresa tem
o compromisso de apoiar, proteger e preservar os direitos humanos, adotando políticas e práticas que
contribuam para este fim.
Tanto para empregados como para terceirizados a Copel realiza eventos periódicos para divulgação do
Código de Conduta. Além disso, para os empregados é disponibilizada uma versão impressa mediante
protocolo, que fica arquivado junto ao RH. Para fornecedores o conteúdo do Código de Conduta está
vinculado ao contrato, num documento intitulado Manual do Fornecedor. Ambos os documentos estão
disponíveis no site da Companhia.
3.4. Diretrizes estratégicas
A estratégia Corporativa orienta a condução e operação dos negócios a fim de alcançar sua Visão: “Ser
referência nos negócios em que atua gerando valor de forma sustentável”. Para isso, a Copel Distribuição
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mantém um processo estruturado de planejamento estratégico, revisado anualmente, considerando as
mudanças nos setores de atuação, na economia, alterações regulatórias e demandas das partes
interessadas.
As diretrizes estratégicas estabelecidas pelo CAD para a Copel Distribuição, que nortearam o planejamento
estratégico atual são:
Manter a concessão
• Atender os clientes com excelência;
• Manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão;
• Renovar e modernizar os ativos da concessão.
Priorizar as pessoas
• Desenvolver talentos e reter o conhecimento;
• Promover ações de melhoria de qualidade de vida dos empregados;
• Primar pela segurança no trabalho.
Contribuir para o desenvolvimento sustentável do Estado do Paraná
• Orientar sobre o uso seguro e racional da energia elétrica;
• Promover ações de interesse social alinhados ao nosso negócio;
• Investir em inovação e novas tecnologias
A partir do referencial estratégico da Companhia - Missão, Visão, Valores e diretrizes estratégicas, definidas
e aprovadas pelo Conselho de Administração e Diretoria Executiva, foram revisados os objetivos do Mapa
Estratégico Corporativo e desdobrados em indicadores e metas capazes de orientar empregados, iniciativas
corporativas e negócios da Companhia.
O valor da sustentabilidade
A Companhia acredita que a sustentabilidade deve gerar valor para suas partes interessadas e minimizar os
impactos negativos potenciais de sua operação. Com esse posicionamento, atrelado à gestão dos recursos
naturais, a Copel procura harmonizar os aspectos econômicos, sociais e ambientais de suas atividades. As
estratégias de sustentabilidade da Copel estão alinhadas ao seu referencial estratégico, às melhores
práticas do setor elétrico e aos compromissos assumidos. Para promover essa conduta e compromisso, a
Copel conta com uma área de sustentabilidade empresarial na Diretoria de Relações Institucionais, que
coordena as ações corporativas e seu Relatório de Sustentabilidade é aprovado pelo Conselho de
Administração.
Suas ações são orientadas pela sua Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial, que tem como
princípios: Comprometimento, Atitude proativa diante da lei, Diálogo, comunicação e transparência,
Respeito à dinâmica socioambiental, Responsabilidade individual e Valorização da diversidade.
Gestão de riscos
A Copel Distribuição adota a política de Gestão de Riscos da Controladora que, no intuito de fortalecer seu
processo de Governança Corporativa, adota como estratégia a Gestão Integrada de Riscos Corporativos -
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GIRC, permite identificar e considerar todas as formas de riscos em seu processo decisório e nas atividades
diárias.
As diretrizes adotadas estão refletidas na Política de Gestão de Riscos Corporativos e são baseadas em
estruturas e padrões reconhecidos, como o Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway
Commission - COSO e a ISO 31000, que têm como objetivos maximizar os valores econômicos, sociais e
ambientais para todas as partes interessadas e assegurar a conformidade com as leis e regulamentos
vigentes.
A estratégia de gestão de riscos adotada contempla riscos legais, regulatórios, socioambientais e
reputacionais, entre outros. Sua identificação e análise servem de base ao processo decisório e às
atividades operacionais e é realizada a partir do seguinte perfil:
• Riscos Estratégicos: são associados ao planejamento estratégico e à tomada de decisão da alta
administração, e que podem acarretar perdas substanciais no valor econômico da Companhia.
• Riscos Operacionais: são relacionados a eventos originados na própria estrutura da organização —
por meio de seus processos, seu quadro funcional ou seu ambiente de tecnologia — e a eventos
externos associados ao aspecto econômico, político, socioambiental, natural ou setorial em que a
organização atua.
• Riscos Financeiros: são relacionados às operações financeiras da Companhia, incluindo riscos de
mercado, crédito e liquidez.
Em função da incerteza intrínseca aos riscos e à natureza do setor em que opera, o modelo de gestão de
riscos da Copel adota parâmetros de apetite ao risco; considera sua possibilidade de ocorrência e seus
impactos financeiros, operacionais e de imagem; prevê ferramentas para seu tratamento e sua mitigação e,
no âmbito dos seus negócios, promove inúmeras ações que estão alinhadas ao princípio da precaução.
Como parte das ações adotadas, a Copel estabeleceu o Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, órgão
de caráter consultivo e permanente, cujos objetivos são a supervisão e o monitoramento do gerenciamento
de riscos e o assessoramento ao Comitê de Auditoria, de forma a assegurar a boa gestão dos recursos e a
proteção e valorização do seu patrimônio.
Em 2014, como forma de dar continuidade ao aprimoramento desse modelo de gestão de riscos
corporativos, a Copel intensificou a utilização de seu software de gerenciamento de riscos (SAP-GRC), que
é integrado ao seu sistema de gestão e auxilia no controle dos principais indicadores de risco, alinhando os
eventos de risco com seu potencial impacto, propiciando a tomada de decisão dos gestores de riscos nos
diversos níveis. Além disso, atua de forma sistemática na avaliação de riscos de corrupção, submetendo as
unidades operacionais anualmente à avaliação de riscos relacionados à corrupção e a erros que possam
interferir nos resultados de suas demonstrações financeiras.
Os controles internos são testados pela Auditoria Interna, visando avaliar a efetividade quanto à mitigação
dos riscos identificados. Nesse contexto são consideradas as atividades mais suscetíveis a fraudes, as
14
melhores práticas de auditoria do mercado e a experiência dos auditores. Os resultados de tais testes são
reportados à alta administração da Copel e são demandadas ações corretivas para os casos de não
conformidades. A Companhia também submete seus processos e controles internos à empresa de auditoria
independente, a qual realiza novos testes de conformidade dos controles internos, inclusive contra riscos de
fraude.
Além de tais procedimentos, a Copel adota como prática a emissão, pelos gestores dos processos, de
Certificados de Controles Internos, semestrais e anuais, pelos quais os gerentes formalizam sua ciência
quanto às não conformidades encontradas pela Auditoria Interna nos processos sob sua gestão, bem como
seu compromisso de regularizá-las.
Auditoria Externa
Em relação à Auditoria Externa, da mesma forma, a Copel Distribuição segue diretrizes internas de
Governança Corporativa da Companhia e diretrizes de Holding, que por sua vez segue dispositivos legais
estabelecidos pela CVM. É auditada pela KPMG Auditores Independentes desde 18 de abril de 2011, para
prestação de serviços de auditoria das demonstrações financeiras, com prazo de duração de 12 meses,
com os devidos aditamentos, com encerramento em 17 de abril de 2016. Desde sua contratação foram
prestados somente serviços relacionados a auditoria externa independente. A Companhia tem como ponto
fundamental não contratar outros serviços de consultoria com a KPMG Auditores Independentes que
interfiram na independência e objetividade dos trabalhos de auditoria externa assegurando dessa forma a
inexistência de conflitos de interesse.
15
4. AMBIENTE MACROECONÔMICO
O aumento da taxa básica de juros nos Estados Unidos marcou o cenário macroeconômico internacional
em 2015 ao sinalizar que a maior economia do globo começa a se recuperar dos impactos causados pela
última crise financeira que atingiu os mercados mundiais. Essa perspectiva de melhora, entretanto, não
alcançou a zona do euro, cujos indicadores apontam para baixo crescimento e inflação, e tampouco a China
que, além de crescer menos do que o esperado pelo governo, encerrou o ano restringindo o nível da
atividade industrial em Pequim devido à piora significativa dos índices que medem a qualidade do ar na
capital chinesa. Para 2016, projeta-se que os Estados Unidos irão crescer 2,6% incentivados pela demanda
doméstica, a zona do euro irá apresentar expansão moderada de 1,7% e a China, que reduzirá mais uma
vez o ritmo de crescimento, irá alcançar desempenho de 6,3% do seu Produto Interno Bruto, resultados
que, segundo o FMI, fortalecem a expectativa de um crescimento global “decepcionante”.
Internamente, em recessão, o Brasil contabilizou em 2015 (i) recuo previsto de 3,8% de sua economia, (ii)
aumento da taxa de desemprego (9% da população economicamente ativa no trimestre encerrado em
novembro) atribuído principalmente à indústria de transformação, à construção civil e ao comércio, (iii)
inflação acima do teto estabelecido pelo Comitê de Política Monetária (10,67%) apesar de a taxa básica de
juros ter sido majorada para 14,25% ao ano e (iv) incremento da dívida bruta agravado pelo segundo ano
consecutivo de déficit fiscal (1,88% do PIB). A falta de implementação de medidas capazes de equacionar
as contas públicas levou o país a adicionalmente perder a sua condição de “grau de investimento” e o dólar
a valorizar-se cerca de 50% ao longo do ano. Para 2016, estima-se inflação de 7,6% (novamente acima do
teto da banda de flutuação) e retração de 3,4% do PIB no que se configura ser a maior e mais longa
recessão da história brasileira. De acordo com analistas, a recuperação da economia somente deverá
ocorrer em 2017 e, ainda assim, a depender do avanço da política fiscal e da estabilização do quadro
político nacional perturbado, entre outras razões, pelos desdobramentos das investigações da Operação
Lava Jato.
No Paraná, dado preliminar indica que o Produto Interno Bruto estadual contraiu 1,9% entre janeiro e
setembro de 2015 em comparação ao mesmo período de 2014. No acumulado do ano, a agropecuária e o
setor de serviços, que inclui o comércio, mostraram comportamento melhor do que o da média brasileira,
porém, a indústria de transformação acompanhou a retração da indústria nacional. Conforme assevera o
Instituto Paranaense de Desenvolvimento Econômico e Social - Ipardes, quando a economia for retomada,
o Estado terá condições de sair mais rapidamente da crise em função de fatores como o grande volume de
suas exportações e o poder de compra de sua população que vem sendo mantido preservado.
16
5. AMBIENTE REGULATÓRIO
Desde 2013 o Setor Elétrico Brasileiro enfrenta uma importante crise que pode ser dividida em 3 momentos
distintos: (i) a partir de 2013 um período de restrições hidrológicas que prejudicou a produção de energia
elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN; (ii) a desestruturação financeira dos agentes de geração e
distribuição causada pela exposição ao mercado de curto prazo, seguido por um quadro de intensa
judicialização, praticamente travando as operação no mercado de energia nacional a partir de fins de 2014,
e; (iii) repactuação dos passivos contraídos pelos agentes neste período e tentativa de destravamento do
setor.
Neste contexto, 2015 foi um ano em que o setor elétrico brasileiro teve o seu ambiente regulatório
fortemente influenciado pela busca de soluções para o equacionamento desta terceira fase da crise. Após
um longo período de discussões com a sociedade, o Governo Federal editou a MP nº 688 de 18.08.2015,
posteriormente convertida na Lei n° 13.203 de 08.12.2015. Na sequência, em 11.12.2015, a Agência
Nacional de Energia Elétrica - Aneel publicou a Resolução Normativa n° 684, que estabeleceu os critérios
para anuência e as demais condições para repactuação do risco hidrológico de geração hidrelétrica por
agentes participantes do Mecanismo de Realocação de Energia.
No cenário de distribuição, desde janeiro de 2013 um conjunto significativo de distribuidoras ficaram
expostas ao Mercado de Curto Prazo - MCP, em um período caracterizado por valores elevados do Preço
de Liquidação das Diferenças - PLD. Como forma de evitar um impacto significativo sobre a saúde
econômica e financeira das empresas, o Governo Federal tomou uma série de medidas, entre elas, o
pagamento dessa exposição, entre outros itens, pela Conta de Desenvolvimento Energético - CDE em 2013
e a criação da Conta no Ambiente de Contratação Regulada - Conta-ACR, que permitiu a compensação de
custos das distribuidoras em 2014 no MCP, Encargo de Serviço do Sistema por Segurança Energética -
ESS, risco hidrológico, entre outros. Essas medidas permitiram também a diluição dos efeitos desses custos
ao consumidor.
A piora do cenário hidrológico em 2014 e 2015 impactou sensivelmente os reajustes tarifários realizados
naqueles anos e uma série de eventos impactaram sobremaneira os custos da Concessionária de
Distribuição de Energia. Entre os quais destacaram-se os custos com Exposição Involuntária ao MCP, risco
hidrológico dos Contratos de Cota de Garantia Física - CCGF, ESS, o aumento dos custos de compra de
energia em função do reajuste da tarifa de Itaipu, do resultado do 14º Leilão de Energia Existente e do 18º
Leilão de Ajuste, e aumento da Quota de CDE, que resultaram em aumentos tarifários verificados na
Revisão Tarifária Extraordinária - RTE e no reajuste tarifário anual em junho de 2015.
17
• Revisão Tarifária Extraordinária - RTE
Os eventos citados conduziram a um desequilíbrio econômico e financeiro do Contrato de Concessão de
Distribuição, gerando motivos suficientes para um pedido de RTE, com base no que prevê o Contrato de
Concessão e a Lei Geral de Concessões (Lei nº 8.987/1995).
Por essa razão, em 23.01.2015 a Copel Distribuição solicitou a RTE das tarifas de fornecimento de energia
elétrica. Em 27.02.2015, a Aneel deliberou a RTE de 58 concessionárias de distribuição. Conforme
Resolução Homologatória nº 1.858/2015, o efeito tarifário médio percebido pelo consumidor da Copel
Distribuição foi de 36,37% aplicado a partir de 02.03.2015.
O reajuste tarifário médio da Copel Distribuição aprovado pela Aneel foi de 36,79% a partir de 02.03.2015,
sendo 22,14% relacionado à quota de CDE e 14,65% ao reposicionamento dos custos com aquisição de
energia.
• Reajuste Tarifário Anual - RTA
De acordo com a Resolução Homologatória nº 1.897/2015, as tarifas de aplicação da Copel Distribuição,
tiveram um novo reajuste, correspondendo ao efeito tarifário médio percebido pelos consumidores, de
15,32%.
Assim, o aumento acumulado das tarifas de fornecimento da Copel Distribuição em 2015 foi de 51,69%.
Deste total 31,11% referente ao reajuste tarifário anual econômico e 20,58% relativo aos componentes
financeiros. Estes percentuais não consideraram o adicional da bandeira tarifária vermelha aplicado a partir
de janeiro de 2015.
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18
Tarifa Média aplicada:
Classe
dez/2014 2014 dez/2015
Residencial 326,31 ##### 492,25Industrial 263,69 ##### 418,49Comercial 300,88 ##### 463,32Rural 199,78 ##### 315,70Poderes Públicos 316,55 ##### 482,89Outros 195,26 ##### 306,37
Total 281,28 ##### 433,91
Revenda 204,10 - 287,29
Tarifa média de fornecimento em R$/MW/h
• Bandeiras Tarifárias
O sistema de bandeiras tarifárias tem como finalidade sinalizar aos consumidores as condições de geração
de energia elétrica no SIN, por meio da cobrança de valor adicional na Tarifa de Energia - TE, permitindo a
oportunidade de adequação de seu consumo ao preço real da energia elétrica. As bandeiras verde, amarela
e vermelha indicam se a energia custa mais ou menos, em função das condições de geração de
eletricidade. A Resolução Normativa nº 689/2015, regulamenta o módulo 6.8 dos Procedimentos de
Regulação Tarifaria - PRORET, que estabelece os procedimentos comerciais para aplicação do sistema de
bandeiras tarifárias. Os valores das bandeiras tarifárias são publicados pela Aneel, a cada ano civil, em ato
específico.
A bandeira é aplicada a todos os consumidores, multiplicando-se o consumo (em quilowatts) pelo valor (em
Reais) da bandeira. Em 2013 e 2014 foram anos testes com finalidade educativa dos consumidores ao novo
sistema, onde a Aneel divulgou mês a mês as bandeiras que estariam em funcionamento. A partir de
01.01.2015, conforme regulamentação Aneel, teve início a cobrança da bandeira tarifária vermelha nas
faturas de energia elétrica, no valor de R$ 3,00 aplicados a cada 100 kWh.
Este mecanismo foi revisto em fevereiro de 2015 com a criação da Conta Centralizadora dos Recursos de
Bandeiras Tarifárias - CCRBT. As mudanças estão em consonância com o estabelecido no Decreto
nº 8.401/2015 e, a partir de 02.03.2015, o valor cobrado ao consumidor passou para R$ 5,50 aplicados a
cada 100 kWh, para a bandeira vermelha.
De acordo com a Resolução Homologatória nº 1.945/2015, a bandeira tarifária vermelha foi reduzida para o
valor de R$ 4,50 aplicados a cada 100 kWh, a partir de 1º.09.2015.
A partir de 1º.02.2016, a bandeira vermelha passou a ter dois patamares: R$ 3,00 e R$ 4,50, aplicados a
cada 100 kWh (quilowatt-hora) consumidos, e a bandeira amarela passou a R$ 1,50, aplicados a cada 100
kWh.
19
• Risco de Racionamento
Aproximadamente 61,0% da capacidade instalada no País atualmente é proveniente de geração hidrelétrica
(Aneel - Banco de Informações de Geração), o que torna o Brasil e a região geográfica em que operamos
sujeitos a condições hidrológicas que são imprevisíveis, devido a desvios não cíclicos da precipitação
média. Condições hidrológicas desfavoráveis podem causar, entre outras coisas, a implementação de
programas abrangentes de economia de eletricidade, tais como uma racionalização ou até uma redução
obrigatória de consumo, que é o caso de um racionamento.
Ao longo de 2015, as principais bacias hidrográficas do País, onde estão localizados os reservatórios do
Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste enfrentaram situações climáticas adversas, levando os órgãos
responsáveis pelo setor a adotarem medidas de otimização dos recursos hídricos para garantir o pleno
atendimento à carga. Todavia, no decorrer deste período úmido (dezembro de 2015 à abril de 2016) tem se
observado a recuperação dos níveis dos reservatórios dos subsistema Sudeste, que representa cerca de
70,0% da capacidade de armazenamento do Sistema Interligado Nacional.
Desta forma, em relação ao risco no curto prazo, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE tem
apontado equilíbrio entre demanda e oferta de energia, mantendo os índices dentro margem de segurança.
O mesmo posicionamento é adotado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS em relação ao risco
de déficit no médio prazo, conforme apresentado no PEN 2015 – Plano da Operação Energética 2015-2019.
Embora os estoques armazenados nos reservatórios não sejam os ideais, sob o ponto de vista dos órgãos
reguladores, quando combinadas com outras variáveis, são suficientes para manter o risco de déficit dentro
da margem de segurança estabelecida pelo Conselho Nacional de Política Energética - CNPE (risco
máximo de 5,0%) em todos os subsistemas.
• Prorrogação da Concessão
Outro ponto que concentrou atenções no ambiente regulatório e que impacta fortemente no negócio foi a
renovação das concessões de distribuição de energia elétrica. Importante resgatar que, em 2012 foi
estabelecido um novo regramento para as concessões no setor elétrico, fato que permitiu a prorrogação das
concessões, desde que aceitas uma série de contrapartidas do concessionário por parte do Poder
Concedente. Deste modo, foi editada a MP nº 579/2012, posteriormente convertida na Lei nº 12.783/2013,
que dispôs dentre outras, sobre o tratamento a ser dado às concessões de geração, transmissão e
distribuição alcançadas pelos artigos 17, 19 e 22 da Lei nº 9.074/1995, cujo vencimento se daria entre os
anos de 2015 e 2017 e que já haviam sofrido uma única renovação.
Em 02.06.2015, publicou-se o Decreto nº 8.461, o qual regulamentou a prorrogação das concessões de
distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da Lei nº 12.783, de 11.01.2013. Por esse decreto, o
Ministério de Minas e Energia - MME pôde prorrogar as concessões de distribuição de energia elétrica por
trinta anos, com vistas a atender aos seguintes critérios:
20
I – Eficiência com relação à qualidade do serviço prestado;
II – Eficiência com relação à gestão econômico-financeira;
III – Racionalidade operacional e econômica; e
IV – Modicidade tarifária.
Em 09.11.2015, por Despacho do Ministro de Minas e Energia, foi deferido o requerimento para a
prorrogação, sendo que no início de dezembro de 2015 foi assinado o quinto aditivo contratual que
formalizou a prorrogação do Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica
nº 46/1999, até 07.07.2045.
O quinto termo aditivo impõe condicionantes relacionadas a indicadores de qualidade do serviço e
sustentabilidade econômico-financeira, os quais serão suportados por um programa de investimentos com
foco em automação e novas tecnologias, pela aplicação integral dos reajustes tarifários aprovados pela
Aneel, e pela implementação da estrutura de governança corporativa a ser definida pelo regulador,
assegurando a blindagem e individualização da Copel Distribuição.
A tabela a seguir apresenta as metas definidas para a Copel Distribuição nos primeiros 5 anos de
renovação:
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A Companhia reitera o seu compromisso com a sustentabilidade econômica da concessão e com a
continuidade dos investimentos respaldada em uma gestão de controle de custos, maximização da
produtividade e melhoria da eficiência operacional.
21
6. COMPORTAMENTO DO MERCADO
Mercado de energia - Cativo e Fio (TUSD)
O mercado cativo de energia elétrica da Copel apresentou variação negativa de 0,7% em 2015 em relação a
2014 (aumento de 5,6%). O decréscimo do mercado de energia sofreu influência do contexto econômico e o
consequente impacto na renda média da população, fator que vem levando à racionalização do uso no setor
residencial, neste caso influenciado ainda pelos aumentos tarifários, apresentando queda de 4,3%
(acréscimo de 5,5% em 2014).
O consumo industrial apresentou crescimento no acumulado de 1,3% em 2015 (aumento de 3,5% em
2014). O menor crescimento se deve pela redução da produção no setor industrial, em função da diminuição
das vendas para o mercado interno, principalmente do setor de Fabricação de Produtos Alimentícios, sendo
o mais representativo da classe.
O mercado fio da Copel Distribuição, composto pelo
mercado cativo, pelo suprimento à concessionárias e
permissionárias dentro do Estado do Paraná e pela
totalidade dos consumidores livres existentes na sua
área de concessão, apresentou redução de 2,0% em
doze meses, reflexo da desaceleração do consumo
nas principais classes, quais sejam, residencial,
industrial e comercial. No caso industrial, a parcela
relacionada ao mercado livre apresentou a maior
queda, tendo em vista que muitos destes
consumidores são mais sensíveis às variações
econômicas conjunturais que ocorreram durante 2015.
A tabela abaixo apresenta o comportamento do mercado cativo por classe de consumo em número de
consumidores do mercado cativo:
Consumidores 2011 2012 2013 2014 2015
Residencial 3.089.619 3.196.457 3.320.098 3.437.030 3.527.126
Comercial 80.771 86.717 93.491 91.068 88.276
Industrial 319.667 327.244 338.502 369.205 376.959
Rural 374.819 372.640 372.835 372.464 368.297
Poderes Públicos 36.178 37.278 38.562 39.425 39.010
Iluminação Pública 10.794 12.114 12.907 12.301 12.770
Serviço Público 4.251 4.266 4.257 4.656 4.864
Total 3.916.099 4.036.716 4.180.652 4.326.149 4.417.302
Variação 4,2% 3,1% 3,6% 3,5% 2,1%
Número de Consumidores
22
A tabela abaixo apresenta o comportamento do mercado cativo por classe de consumo em energia
consumida:
Mercado Atendido - GWh 2011 2012 2013 2014 2015
Energia Faturada 23.054 23.883 23.546 24.907 24.742
Fornecimento 22.454 23.248 22.926 24.208 24.043
Residencial 6.224 6.559 6.888 7.267 6.957
Comercial 7.467 7.405 6.605 6.838 6.929
Industrial 4.769 5.048 5.074 5.470 5.530
Rural 1.871 2.025 2.081 2.252 2.256
Poderes Públicos 633 657 669 695 664
Iluminação Pública 826 859 902 946 971
Serviço Público 639 670 682 715 713
Próprio 25 25 25 25 23
Suprimento p/ agentes de distribuição 600 635 620 699 699
Uso da Rede de Dsitribuição 3.139 3.020 4.439 4.521 4.101
Consumidores Livres Distribuição (Fio) 3.139 3.020 4.439 4.483 4.045
Concessionárias Livres (Fio) - - - 38 56
Total 26.193 26.903 27.985 29.428 28.843
Variação 4,4% 2,7% 4,0% 5,2% -2,0%
Mercado Atendido
A tabela apresenta a energia requerida, que em 2015 apresentou um decréscimo de 2,24% em relação a
2014.
Energia Requerida - GWh 2011 2012 2013 2014 2015
Venda de Energia 23.054 23.883 23.546 24.907 24.742
- Fornecimento 22.454 23.248 22.926 24.208 24.043
- Suprimento p/ agentes de distribuição 600 635 620 699 699
Consumidores Livres/Dist./Ger. 3.139 3.020 4.531 4.521 4.100
Consumidores Rede Básica
Mercado Atendido 26.193 26.903 28.077 29.428 28.842
Perdas na Rede Básica 515 564 533 541 575
Perdas na Distribuição 2.318 2.556 2.519 2.598 2.422
Perdas Técnicas 1.726 1.916 2.022 1.996 1.908
Perdas não Técnicas - PNT 592 640 497 602 514
PNT / Energia Requerida % 2,0% 2,1% 1,6% 1,8% 1,6%
Perdas Totais - PT 2.833 3.120 3.052 3.139 2.997
PT / Energia Requerida % 9,8% 10,4% 9,8% 9,6% 9,4%
Total 29.026 30.023 31.129 32.567 31.839
Balanço Energético
23
7. DESEMPENHO OPERACIONAL
7.1. Compra de Energia
Pelo atual marco regulatório, a contratação de energia pelas distribuidoras ocorre principalmente através de
leilões regulados pela Aneel. Para suprir parte do mercado de 2015 e próximos anos, a Copel Distribuição
participou dos seguintes leilões:
• 14º Leilão de Energia Existente A-1, ocorrido em 05.12.2014, com a aquisição de 30,6 MWmed e
início de suprimento a partir de janeiro de 2015;
• 18º Leilão de Ajuste, ocorrido em 15.01.2015, com a aquisição de 299,9 MWmed, e início de
suprimento a partir de 01.01 a 30.06.2015;
• 3º Leilão de Fontes Alternativas, ocorrido em 27.04.2015, com aquisição de 1,15 MWmed e início de
suprimento a partir de 01.07.2017; e
• 22º Leilão de Energia Nova (A-3), ocorrido em 21.08.2015, com aquisição de 45,4 MWmed e início
de suprimento a partir de 01.01.2018.
Além destes certames, a partir de julho de 2015 a Copel Distribuição recebeu a alocação de novas cotas de
garantia física, oriundas de usinas que passaram a operar no regime de quotas pela Lei nº 12.783/2013.
A Copel Distribuição apurou um nível de contratação de 101,8% estando, portanto, resguardada de
quaisquer penalidades ou impactos financeiros decorrentes de sub ou sobrecontratação.
Os gráficos demonstram a composição do volume da compra de energia por contratos e por tipo de fonte:
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24
AR-Q - Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – Por Quantidade
a. CCEAR-D - Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – Por Disponibilidade
c. CCGF - Contrato de Cota de Garantia Física
d. CCEAL - Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Livre
e. Proinfa - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
Para o ano de 2016, a projeção do balanço de contratação aponta o atingimento do nível desejado, entre
100,0% e 105,0% do mercado. Contudo, esta perspectiva é objeto de acompanhamento e revisão frente ao
cenário observado de retração do mercado de energia.
7.2. Fluxo de Energia (em % e GW/hora)
CCEAR 14.650 - 50,5% CCEAR GET 215 Energia vendida 25.682 - 88,5% CCEAR 14.435 Distruição direta 24.043
Concessionárias e permissionárias 699 Mercado Curto Prazo 940
Energia comprada (a)29.012
Perdas e diferenças 3.330 - 11,5% Perdas rede básica 566 Perdas distribuição 2.422 Alocação de contratos no CG (b) 342
Outros 2.489 - 8,6% Elejor 1.186 Leilão Ajuste 1.303
- 2,1%
Itaipu 5.941 - 20,5%
Proinfa 609
- 3,6%
CCGF 3.873 - 13,3%
Angra 1.051
(a) Considerando a energia de cota Itaipu sem descontar as perdas e a energia comprada/vendida no mercado de curto prazo (CCEE)(b) CG = Centro de gravidade do Submercado (diferença entre a energia contratada e a recebida no CG - estabelecido em Contrato)
CCEE 399 - 1,4%
7.3. Operação
a. Subestações
Em 2015, foram conectadas novas subestações e linhas em alta tensão para reforçar o sistema elétrico de
distribuição, melhorando a qualidade e aumentando a disponibilidade de energia aos consumidores.
25
As obras de novas subestações concluídas são:
Subestação Potência Localidade
SE Nova Esperança 138 kV 41,67 MVA Nova Esperança
SE Almirante Tamandaré 138 kV 41,67 MVA Almirante Tamandaré
SE Distrito Industrial de Telêmaco Borba 138 kV 41,67 MVA Telêmaco Borba
SE Jardim Canadá 138 kV 41,67 MVA Londrina
SE Fazenda Rio Grande 138 kV 41,67 MVA Fazenda Rio Grande
SE Jardim das Américas 69 kV 83,34 MVA Curitiba
SE Bom Retiro 69 kV 83,34 MVA Curitiba
SE Centro 69 kV 83,34 MVA Curitiba
SE São José dos Pinhais 69 kV 83,34 MVA São José dos Pinhais
Novas linhas de alta tensão em 69 kV e 138 kV que foram concluídas:
Linhas Tensão Extensão
Santos Dumont - Cianorte 138 kV 44,8 km
Nova Esperança - Secc (Maringá - Alto Paraná) 138 kV 2,0 km
Apucarana - Arapongas 2 138 kV 14,6 km
Distr. Ind. Telêmaco Borna Secc - (Figueira - Telêmaco Borba) 138 kV 7,0 km
Mamborê - Ubiratã 138 kV 55,0 km
Hauer - Secc (Uberaba - Parolin 69 kV 2,8 km
Cambé - Secc (Londrina - Rolândia) 138 kV 4,0 km
Uberaba - Jardim das Américas 69 kV 4,0 km
Bateias - Almirante Tamandaré 138 kV 27,0 km
Campo do Assobio - Fazenda Rio Grande 138 kV 17,9 km
Pinheiros - Assis Chateaubriand 138 kV 76,4 km
Fazenda Iguaçu - Fazenda Rio Grande 138 kV 6,9 km
Cascavel Norte - Secc (Pinheiros - São Cristóvão) 138 kV 13,8 km
Laranjeiras do Sul - Palmital 138 kV 66,0 km
Distr. Ind. São José dos Pinhais - S. José dos Pinhais 69 kV 17,5 km
Santa Quitéria - Parolin 69 kV 10,0 km
Areia - Palmas 1 e 2 138 kV 80,3 km
Capanema - Jardim das Américas 69 kV 5,0 km
Ao todo, em 2015 estes empreendimentos adicionaram aproximadamente 541,66 MVA ao sistema de
distribuição e 455 km de novas linhas de transmissão de 69 ou 138 kV.
b. Linhas de Distribuição
Na tabela a seguir são apresentadas as extensões de linhas de distribuição da Copel Distribuição:
Linhas de Distribuição Extensão (em km)
13,8 kV 103.488,2
34,5 kV 83.347,4
69 kV 695,3
138 kV 5.866,6
230 kV 129,6
Total 193.527,1
26
c. Subestações
A tabela a seguir apresenta o parque de subestações da Copel Distribuição, aberto por tensão:
Tensão Subestações automatizadas MVA
34,5 kV 224 1.517,269 kV 37 2.440,988 kV - 5,0
138 kV 102 6.779,3
Total 363 10.742,4
d. Ligação de Consumidores
Foram realizadas 91.092 novas ligações no mercado cativo no ano de 2015, com destaque para 90.096
residenciais, totalizando 4.417.302 consumidores cativos atendidos pela Companhia, número 2,1% superior
ao de 2014.
e. Qualidade de Fornecimento
A qualidade de fornecimento é medida por indicadores que monitoram o desempenho das distribuidoras
quanto à continuidade do serviço prestado. O DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Unidade
Consumidora indica o número de horas em média que um consumidor fica sem energia elétrica durante um
período. O FEC - Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora indica quantas vezes,
em média, houve interrupção na unidade consumidora. É a partir do DEC e do FEC que a ANEEL
estabelece os parâmetros individuais de continuidade (DIC, FIC e DMIC) e que são informado mensalmente
na conta de energia elétrica do consumidor.
Esses indicadores são revistos na Revisão Tarifária Periódica - RTP, e vão se tornando cada vez mais
rigorosos, a fim de melhorar a qualidade do serviço prestado ao consumidor. O indicador é previsto no
Contrato da Concessão, sendo que o descumprimento do critério de eficiência com relação à qualidade do
serviço prestado, por dois anos consecutivos durante o período de avaliação ou no ano de 2020, acarretará
a extinção da concessão.
O resultado dos indicadores DEC e FEC da Copel Distribuição apresentou melhoria na quantidade e na
duração das interrupções para o ano de 2015 em comparação com o ano anterior, resultado do incremento
de manutenções periódicas, inspeções preventivas, obras de desempenho e expansão, apresentado na
tabela a seguir:
27
Jan/Dez DEC (horas) (1) FEC (interrupções) Tempo de espera (horas)
2011 10,64 8,26 01:40
2012 10,25 7,84 01:51
2013 11,62 8,06 02:08
2014 14,01 9,08 01:49
2015 13,67 8,33 02:03
(1) DEC medido em horas e centesimal de horas.
f. Gestão de perdas de energia
As perdas de energia são inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de
energia elétrica. Ao se analisar a energia necessária ao atendimento dos consumidores, há que se
considerar que nem toda energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final.
Neste contexto, as perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao
sistema de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na Distribuição
que podem ser de natureza técnica ou não técnica.
As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de transporte,
transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária. As perdas não técnicas, por sua
vez, representam todas as demais perdas associadas a distribuição de energia elétrica, tais como furtos de
energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de
medição, entre outros.
No ano de 2015, as perdas globais da distribuição — técnicas, não técnicas e da rede básica —
representaram 9,6% da energia injetada no sistema da distribuidora. Esse percentual registrou redução de
0,2 p.p. quando comparado ao ano de 2014.
Nesta mesma base, as perdas técnicas registraram redução de 0,1 p.p., as perdas não técnicas
apresentaram decréscimo de aproximadamente 0,2 p.p. e as perdas na rede básica, que não são
diretamente gerenciáveis pela Distribuidora, registraram elevação de 0,1 p.p. no ano de 2015.
A Copel Distribuição mantém um Programa de Combate às Perdas não Técnicas, fator que contribui para a
redução deste indicador. Este programa consiste em várias ações que objetivam reduzir ou manter o nível
atual de perdas não técnicas, através das seguintes ações:
• Mapeamento constante da situação das ligações clandestinas na Copel, através da identificação
das áreas e da quantidade de famílias com ligações clandestinas;
• Aperfeiçoamento das ações de combate ao procedimento irregular, melhorando a performance das
inspeções direcionadas;
• Investimentos destinados a disponibilização e ou aquisição de equipamentos para inspeção;
• Elaboração e execução de treinamentos específicos e reciclagem relacionados à perdas comerciais;
28
• Realização de inspeções, tanto na Média como na Baixa Tensão;
• Notas educativas na imprensa e mensagens na fatura de energia elétrica.
Em função da qualidade dos equipamentos adquiridos, do treinamento das equipes e das ações relativas às
inspeções de campo, a efetividade das inspeções aumentou significativamente nos últimos quatro anos,
passando de 11,1% em 2012 para 28,1% em 2015, quando foram feitas aproximadamente 55.000
inspeções e detectados 15.453 procedimentos irregulares. As prospecções, para a realização das
inspeções, são feitas através da utilização das informações disponíveis no cadastro das unidades
consumidoras e da análise de nichos de fraudadores instalados nas diversas classes de consumo.
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29
8. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO
8.1. Receita Operacional Líquida
Em 2015 a Copel Distribuição apurou uma Receita Operacional Líquida – ROL com acréscimo de 26,3%,
R$ 1.792,4 milhões em relação a 2014, impactado principalmente pelo: acréscimo de R$ 1.266,6 milhões,
36,5%, em receita de Fornecimento devido ao aumento tarifário pela Revisão Tarifária Extraordinária - RTE
aplicado em março de 2015 e pelo reajuste aplicado em junho de 2015, compensados pela retração do
consumo de energia verificado no mercado cativo; e pela variação positiva dos Ativos e Passivos
Financeiros Setoriais tiveram variação de R$ 297,3 milhões, devido a de constituição do período
compensados pela amortização iniciada em julho de 2015, quando da aplicação do reajuste tarifário.
Na tabela abaixo é apresentada a Receita Operacional Líquida total de 2015, em comparação a 2014.
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 8.594.792 6.802.436 26,3% 100,0%
Fornecimento de Energia Elétrica 4.739.814 3.473.212 36,5% 48,4%
Residencial 1.411.415 1.068.962 32,0% 18,0%
Industrial 1.462.776 1.039.346 40,7% 13,5%
Comercial, Serviços e Outras Atividades 1.139.362 829.994 37,3% 10,5%
Rural 335.208 258.641 29,6% 2,8%
Poder Público 147.596 107.269 37,6% 1,4%
Iluminação Pública 120.850 77.721 55,5% 1,0%
Serviço Público 122.607 91.279 34,3% 1,2%
Suprimento de Energia Elétrica 321.346 297.652 8,0% 1,7%
Câmara Comercialização Energia Elétrica-CCEE 144.098 176.967 -18,6% 0,2%
Contratos Bilaterais 177.248 120.685 46,9% 1,5%
Disponibilidade da Rede Elétrica 2.220.449 2.113.863 5,0% 32,7%
Residencial 706.984 793.021 -10,8% 12,1%
Industrial 461.237 400.221 15,2% 6,0%
Comercial, Serviços e Outras Atividades 536.043 472.736 13,4% 7,7%
Rural 170.733 154.271 10,7% 2,3%
Poder Público 71.141 72.591 -2,0% 1,1%
Iluminação Pública 53.844 56.377 -4,5% 0,9%
Serviço Público 39.896 37.212 7,2% 0,6%
Consumidores Livres 179.711 126.534 42,0% 2,0%
Rede básica, de fronteira e de conexão 860 900 -4,4% 0,0%
Ativos e Passivos Financeiros Setoriais 858.170 560.914 53,0% 0,0%
Doações, Contribuições e Subvenções 446.166 346.001 28,9% 0,0%
Serviços Cobráveis 8.847 10.794 -18,0% 2,2%
% ROL 2015Variação da Receita (R$ mil) 2015 2014 Variação %
30
8.2. Custos e Despesas Operacionais
Os Custos e Despesas Operacionais tiveram acréscimo de R$ 1.793,2 milhões em 2015, representando um
aumento de 26,4% em relação a 2014. Estes custos são segregados em custos gerenciáveis - Parcela A e
custos não gerenciáveis - Parcela B, e Depreciação e Amortização.
(a) A Parcela A representa 78,5% dos custos totais e teve aumento de R$ 1.619,8 milhões, 31,6%,
principalmente:
• Pelo acréscimo de R$ 1.122,2 milhões em Energia Elétrica Comprada para Revenda, correspondendo a
22,8%. Impactaram a) a energia adquirida de Itaipu que, devido ao aumento da tarifa às distribuidoras
decorrente do risco hidrológico, resultaram em aumento de R$ 828,8, 112,2% em relação a 2014, e b)
pelo fim dos repasses dos recursos da CDE e da Conta-ACR, que em 2014 foi de R$ 1.253,4 milhões.
• Acréscimo de R$ 497,6 milhões em Encargos do Uso da Rede em virtude, principalmente, do maior
custo com Encargos dos serviços do sistema – ESS, que absorveu o custo adicional do acionamento das
térmicas despachadas fora da ordem de mérito, que anteriormente era coberto pelo PLD.
(b) A Parcela B representa 21,5% dos custos totais e teve aumento de R$ 173,4 milhões, 10,4%, sendo:
• Acréscimo de R$ 105,3 milhões, 10,1%, em Pessoal e Administradores, decorrente, principalmente, do
reajuste salarial ocorrido em outubro de 2015; e
• Aumento de R$ 43,7 milhões em Provisões e Reversões, 28,8%, devido ao aumento Provisão para
Créditos de Liquidação Duvidosa, no montante de R$ 54,1 milhões.
O tabela abaixo apresenta os Custos e Despesas Operacionais totais de 2015 em comparação a 2014, em
milhões de R$:
CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS 8.594.248 6.801.008 26,4% 100,0%
a. Custos Não Gerenciáveis (Parcela A) 6.745.383 5.125.561 31,6% 78,5%
Energia Elétrica Comprada para Revenda 6.038.703 4.916.495 22,8% 70,3%
Encargos de Uso da Rede Elétrica 706.680 209.066 238,0% 8,2%
b. Custos Gerenciáveis (Parcela B) 1.848.865 1.675.448 10,4% 21,5%
Pessoal e Administradores 865.526 760.197 13,9% 10,1%
Material 55.531 53.918 3,0% 0,6%
Serviços de Terceiros 353.773 289.717 22,1% 4,1%
Provisões e Reversões 195.370 151.650 28,8% 2,3%
Depreciação e Amortização 291.783 292.094 -0,1% 3,4%
Outros Custos e Despesas Operacionais 86.882 127.872 -32,1% 1,0%
% ROL 2015
Variação dos Custos e Despesas (R$ mil) 2015 2014 Variação %
31
8.3. Resultado Financeiro
O resultado financeiro apresentou decréscimo de R$ 38,7 milhões, em decorrência da variação da
atualização financeira sobre litígios, dos encargos de dívidas, e pela variação cambial da aquisição de
energia elétrica de Itaipu, compensados pela atualização da remuneração de ativos e passivos setoriais.
8.4. Captação de Recursos
Para viabilizar o programa de investimentos, a Companhia captou, em 2015,principalmente os seguintes
recursos:
Ingressos - 2015 (Em R$ milhões) Financiador Valor
Obras da Copa 2014 BNDES 10,0
Luz Para Todos CEF 415.855-22/14 Caixa Econômica Federal 5,1
15,1
Os pagamentos ocorridos no ano totalizaram R$ 340,2 milhões, sendo R$ 26,7 milhões de principal e R$
313,5 milhões de encargos.
O cronograma de vencimento da dívida de longo prazo, contemplando empréstimos, financiamentos e
debêntures é:
2017 2018 2019 2020 2021 Após 2021 Total
Moeda estrangeira - - - - - 103.547 103.547
Moeda nacional 774.137 273.816 65.145 23.750 11.588 18.150 1.166.586
Total 774.137 273.816 65.145 23.750 11.588 121.697 1.270.133
8.5. Inadimplência de Consumidores
A partir do período contábil de 2003, a Copel passou a calcular o índice de inadimplência do produto
“fornecimento de energia elétrica”, utilizando a seguinte metodologia de cálculo:
Inadimplência (%) = � Débitos vencidos > 15 dias � 360 dias
� Faturamento no período de 12 meses
Para o cálculo, considera-se inadimplente o consumidor com débito vencido há mais de 15 dias até 360
dias, em conformidade com o prazo de aviso de vencimento (Resolução Aneel nº 414/2010), e é excluído o
reconhecimento de perdas dos débitos vencidos.
Em dezembro de 2015, a inadimplência de consumidores da Copel Distribuição foi de R$ 272,8 milhões,
que equivale a 1,81% do seu faturamento.
32
8.6. Lucro Líquido e Ebitda Regulatório
O Lucro Líquido alcançado em 2015 foi de R$ 7,8 milhões, com acréscimo de R$ 1,0 milhões em relação a
2014. O Ebitda de 2015 alcançou R$ 355,3 milhões, apresentando acréscimo de R$ 15,9 em relação a
2014. O gráfico apresenta a evolução do Ebitda no período de 2011 a 2015:
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8.7. Valor Adicionado
No exercício de 2015, a Copel Distribuição apurou R$ 10.181,7 milhões de Valor Adicionado Total
Societário, 112,1% superior ao ano anterior, devido, sobretudo, ao aumento acumulado das tarifas de
fornecimento da Copel em 2015. A demonstração, na íntegra, encontra-se nas Demonstrações Financeiras
Societárias.
8.8. Programa de Investimentos
Em 2015, os investimentos da Copel Distribuição importaram em R$ 883,0 milhões, 9 % inferior em relação
a 2014, dos quais R$ 869,4 milhões foram realizados em Máquinas e Equipamentos da Atividade de
Distribuição. O montante dos investimento liquido de obrigações especiais em 2015 foi de R$ 639,9
milhões.
A transferência do ativo imobilizado em curso para o ativo imobilizado em serviço, relacionado ao saldo das
obras que foram concluídas e entraram em operação em 2015, mais adições por incorporações de
instalações do sistema elétrico, foi de R$ 1.422 milhões, 80,9% superiores em relação a 2014, dos quais R$
1.366 milhões foram realizados em Máquinas e Equipamentos da Atividade de Distribuição. Para esta
mesma rubrica, nos próximos 5 (cinco) anos, a Companhia estima um investimento de R$ 4.352 milhões.
33
Evolução e projeção dos Investimentos
A tabela abaixo apresenta a evolução dos os investimentos da Companhia, realizados até 2015 e o
projetado até 2019:
R$ Mil Nominais R$ Mil em moeda constante de 31/dez/2015
Distribuição - Máquinas e Equipamentos - R$ Mil
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
AIS Bruto ¹ 700.975 765.986 1.365.990 620.169 926.985 1.004.302 915.068 885.636
Transformador de Distribuição 119.719 113.995 171.319 53.653 61.739 71.328 81.837 93.720
Medidor 33.334 28.116 63.347 29.232 36.309 41.136 46.560 52.697
Redes Baixa Tensão ( < 2,3 kV) 143.216 115.666 146.680 80.658 92.817 107.219 123.028 140.895
Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 286.476 347.033 492.184 146.026 305.050 284.450 236.079 175.513
Redes Alta Tensão (69 kV) 4.341 13.495 45.526 10.666 143 16.950 - -
Redes Alta Tensão (88 kV a 138 kV) 15.158 26.581 213.870 94.871 133.650 139.266 148.803 135.472
Redes Alta Tensão ( >= 230 kV) - - - - - - - -
Subestações Média Tensão (primário 30 kV a 44 kV)
25.378 24.385 21.944 7.727 54.561 57.926 65.438 73.059
Subestações Alta Tensão (primário de 69 kV)
19.072 20.139 57.904 34.060 85.555 39.759 10.925 7.255
Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV)
44.191 35.527 142.530 163.276 157.161 246.268 202.398 207.025
Subestações Alta Tensão (primário >= a 230 kV)
- - - - - - - -
Demais Máquinas e Equipamentos 10.090 41.049 10.686 - - - - -
Obrigações Especiais do AIS Bruto (89.396) (124.249) (417.088) - - - - -
Participações, Doações, Subvenções,
PEE, P&D, Universalização(89.396) (124.249) (225.322)
Outros - - (191.766) n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.
Originadas da Receita - - (191.766) n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.
Ultrapassagem de demanda (59.283) n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.
Excedente de reativos (132.483) n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.
Diferença das perdas regulatórias n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.
Outros n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.
Outros n.c. n.c. n.c. n.c. n.c.
Comparativo dos Investimentos em Máquinas e Equipamentos da Distribuição
R$ Mil 2015R 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P
Plano de Investimentos 2015 1.365.990 620.169 926.985 1.004.302 915.068 885.636
R$ Mil 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P
Plano de Investimentos 2014 917.515 511.980 803.977 1.064.997 1.279.977
Diferença 48,9% 21,1% 15,3% -5,7% -28,5%
34
9. DESEMPENHO SOCIOAMBIENTAL
9.1. Gestão de Pessoas
A Copel Distribuição tem eu seu quadro próprio 6.032 empregados distribuídos em quatro carreiras:
profissional de nível médio (4.189 empregados), profissional técnico de nível médio (1.234 empregados),
profissional de nível superior (572 empregados) e operacional (37 empregados). A Companhia vem
redimensionando seu quadro funcional, tendo admitido 166 novos empregados em 2015, mediante
concurso público. Desligaram-se durante o mesmo período 158 empregados . A taxa de rotatividade foi de
2,7% em 2015 e 2,5% em 2014.
Desenvolvimento de Pessoal
O Desenvolvimento de Pessoal na Copel Distribuição se desdobra em programas corporativos, cursos de
formação e obrigatórios voltados às diferentes carreiras na Companhia. Suas ações de educação foram
voltadas ao atendimento de todo o quadro funcional.
Subsidiária com o maior número de empregados, a Copel Distribuição atuou com os novos admitidos por
meio do Bem-vindo à DIS, com o objetivo de acolher, integrar, apresentar e disseminar a cultura da
Distribuição. Em 2015, 204 empregados participaram das palestras que falaram sobre os processos
inerentes ao Negócio Distribuição, o Referencial Estratégico DIS, Gestão de Pessoas, Operação e
Manutenção, Serviços, entre outros temas. Além dessas palestras, também foram realizadas visitas a
algumas instalações da Copel Distribuição, visualizando como funcionam alguns dos processos mais
importantes desta Subsidiária.
A Copel Distribuição possui o Programa de Capacitação Gerencial em que os cursos realizados pelo corpo
gerencial são indicados conforme o gap individual apontado no Mapeamento de Competências Gerenciais.
Em 2015, esse Programa contou com 502 participações em 8 cursos diferentes com o objetivo de
desenvolvimento de 14 componentes distintos. Conta ainda com um Banco de Talentos que visa identificar
e desenvolver potenciais empregados para ocupação de eventuais vagas em cargos de liderança. Para isso
são analisados critérios como desempenho, potencial, maturidade e tempo restante na empresa. O Banco
conta em 2015 com 336 potenciais líderes que podem ocupar vagas como gerentes de divisão, gerentes de
departamento ou superintendentes.
No final de 2015, trinta e oito empregados da Copel Distribuição concluíram o MBA Executivo em Gestão
Empresarial, realizado na modalidade in company. Este curso teve início em 2013 e foi fundamentado nos
valores e nas competências organizacionais da Copel e com temas voltados à liderança.
35
Benefícios
Entre os benefícios concedidos diretamente pela Companhia a todos os empregados, além dos previstos
pela legislação, destacam-se: auxílio-educação; adiantamento de férias e pagamento adicional de mais 1/3
da remuneração, além dos valores obrigatórios previstos em Lei; adiantamento da primeira parcela do 13º
salário no mês de janeiro; participação nos lucros e resultados; incentivo à qualidade de vida, com
iniciativas como o Coral da Copel e os Jogos Internos; auxílio-alimentação e refeição; vale lanche; auxílio-
creche; auxílio a empregados com deficiência e a empregados com dependentes deficientes; licença
maternidade e licença paternidade estendidas; complementação de auxílio doença; além de outros
benefícios proporcionados pelo convênio existente entre a Copel e o Instituto Nacional do Seguro Social -
INSS. Adicionalmente, por meio da Fundação Copel de Previdência e Assistência Social, da qual a Copel é
mantenedora, há concessão de: plano de previdência privada, adicional ao valor da previdência oficial, e
plano de assistência médico-hospitalar e odontológica. A Fundação Copel disponibiliza, ainda, uma carteira
de empréstimos aos seus participantes, obedecendo às disposições legais que regem as aplicações das
reservas do seu fundo previdenciário.
Política salarial
As práticas de remuneração, reconhecimento e incentivo estão baseadas no modelo de remuneração
estruturado pela Companhia, apoiando-se em dois pilares: remuneração fixa (comparação de mercado e
mérito) e variável (Participação dos Empregados nos Lucros e/ou Resultados - PLR). A PLR dos
empregados da Copel ocorre de acordo com a Lei Federal nº 10.101/2000, o Decreto Estadual
n° 1.978/2007 e a Lei Estadual n° 16.560/2010, sendo o montante do lucro distribuído de forma igualitária a
cada empregado. A proporção entre o menor salário praticado pela Companhia dezembro de 2015 (R$
1.590,91) e o salário mínimo nacional vigente naquela data (R$ 788,00) era de duas vezes, não havendo
diferença significativa no mesmo período relativamente à proporção de salário-base entre homens e
mulheres.
Relações trabalhistas
A Companhia se relaciona com 19 sindicatos representativos das diversas classes de trabalhadores e, ao
longo do ano, promove reuniões para discussão de assuntos de interesse mútuo. Por ocasião da data base
(outubro) esse relacionamento se intensifica quando os sindicatos e Copel discutem as reivindicações para
chegar ao Acordo Coletivo de Trabalho - ACT. O cumprimento das cláusulas dos ACTs mitiga possíveis
problemas com sindicatos e empregados.
Além disso, as dispensas por justa causa são precedidas de processo administrativo sumário, regulado por
norma administrativa interna, que garante ao empregado o direito de defesa.
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Avaliação de desempenho
O Nossa Energia é o Programa de Gestão de Desempenho da Copel, composto por dois eixos:
Competências Organizacionais e Resultados. Esse programa subsidia a aplicação de diferentes tratativas
em relação à carreira e remuneração e ao desenvolvimento profissional, tais como promoções funcionais,
meritocracia, adequação funcional, conferências, treinamentos, bolsas para pós-graduação e línguas
estrangeiras, entre outros.
Iniciado em 2013, o plano passou por melhorias pontuais e assertivas proporcionadas pela experiência dos
ciclos anteriores e vivência dos gerentes e empregados nas práticas de Gestão de Desempenho na Copel.
A intenção é que, a cada ciclo, ele traga aprendizados e aprimoramentos para proporcionar maior aderência
à cultura e realidade da Companhia.
9.2. Fornecedores
Como concessionária de um serviço público, a Copel tem como critérios principais para a seleção de
fornecedores o atendimento à legislação trabalhista, fiscal e ambiental. Esses critérios estão definidos nos
editais de licitação, cláusulas contratuais, manuais de cadastramento de Fornecedores e normas e manuais
técnicos permanentemente disponíveis aos interessados no endereço:
www.copel.com/hpcopel/fornecedores
Não há política ou prática que dê preferência para contratação de fornecedores locais, tendo em vista a
necessidade de observação e cumprimento da Lei Federal nº 8.666/1993 e Lei Estadual nº 15.608/2007 do
Paraná.
9.3. Clientes
O relacionamento da Copel Distribuição com seus clientes — residenciais, comerciais, industriais e órgãos
públicos, considerando todos os seus segmentos de operação — é pautado pela busca da excelência nos
serviços para satisfação desse público.
A Copel acompanha a pesquisa de satisfação Aneel e também realiza uma pesquisa própria contratada por
meio da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - Abradee. Essa pesquisa permite o
estudo comparativo com outras distribuidoras associadas e são realizadas com três grupos de clientes:
Grupo B de clientes residenciais urbanos, Grupo B de clientes industriais e comerciais (comércio e serviço)
e Grupo A. As pesquisas realizadas pela Abradee geram o Índice de Satisfação com a Qualidade Percebida
- ISQP. Os resultados cobrem cinco aspectos: Fornecimento de Energia, Informação e Comunicação, Conta
de Luz, Atendimento ao Cliente e Imagem da Empresa.
Em razão de não estarem incorporados em nenhum dos escopos das pesquisas citadas anteriormente a
Companhia passou a realizar uma pesquisa de satisfação com seus clientes da classe rural. Esta pesquisa
foi realizada novamente no ano de 2015, após um período sem sua realização.
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2013 2014 2015
Pesquisa Abradee de Satisfação - Cliente Residencial 89,4% 89,3% 88,6%
Pesquisa Abradee de Satisfação - Cliente do Grupo B Não Residencial 88,6% 86,0% 86,5%
Pesquisa Abradee de Satisfação - Cliente do Grupo A 87,6% 86,3% 78,6%
Pesquisa Aneel de Satisfação dos Clientes - IASC 62,0% 75,2% 60,3%
Pesquisa de Satisfação do Cliente Rural Não realizada Não realizada 77,9%
Com foco nos altos índices de satisfação, entre as principais ações da Copel Distribuição estão a
manutenção da rede de energia elétrica para garantir a qualidade e continuidade no fornecimento e
investimentos em desenvolvimento de novos canais de atendimento, além da melhora dos canais existentes
tanto por meio de treinamento de atendentes quanto na evolução tecnológica necessária a cada um dos
canais de atendimento. Durante o ano de 2015 foram implantadas novas soluções de atendimento, tais
como:
• Copel com Você: atendimento presencial em cidades de pequeno porte em parceria com
estabelecimentos comercias locais.
• Criação da ISO Comercial: certificação ISO para o processo comercial que envolve mais de 3.400
pessoas em todo estado do Paraná.
• Portal Imobiliário: canal de atendimento exclusivo para imobiliárias.
• Copel Mobile: inclusão de novas funcionalidades no canal de atendimento para smartphones e
tablets.
• Segunda via em agências: implantação de uma senha de atendimento exclusiva para atendimento de
solicitações de segunda via com o objetivo de reduzir o tempo de atendimento nas agências e postos
de atendimento.
• Treinamentos: foco em serviços com grande número de não conformidades com o objetivo de sanar
os problemas relatados.
Canais de contato
A Companhia possui diversos canais de atendimento para os públicos de cada um dos negócios e registra
os contatos recebidos em todos eles, a fim de manter o foco nas necessidades dos clientes e melhorar seus
processos para atendê-los com mais qualidade. Os principais canais de atendimento e mecanismos de
queixas são:
Institucional (todos os negócios)
• +55 (41) 3331-4141 e 3310-5050 - assuntos corporativos relacionados à Copel
• Formulário on-line: http://goo.gl/qduklP
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• Ouvidoria da Copel: solicitações de informações, sugestões, reclamações, denúncias e
questionamentos.
Distribuição
• Atendimento pessoal nas agências da Copel: www.copel.com/agencias
• Linhas telefônicas:
0800 51 00 116 - serviço relativo à energia elétrica ou informações sobre a conta de luz. Ligação
gratuita, 24 horas e sete dias por semana.
• Serviço de chat: www.copel.com/solidus/htmlc/jsp/upfront.jsp
• Copel Mobile: app gratuito para smartphones e tablets com sistema operacional Android ou iOS
• SMS: em caso de falta de energia, envio gratuito de SMS pelo celular para número 28593, com a
mensagem SL e o número da unidade consumidora que consta na fatura.
• Agência virtual: http://agencia.copel.com/AgenciaWeb/
9.4. Comunidade
Nos projetos de investimentos da Companhia ocorrem impactos econômicos positivos e negativos. Os
impactos socioeconômicos se apresentam em diferentes magnitudes e de acordo com a característica de
cada projeto e de cada lugar e a Companhia age em consonância com suas políticas de meio ambiente e
respeito aos direitos humanos universais. Para tanto estabeleceu uma Política de Sustentabilidade e
Cidadania Empresarial que visa conduzir as decisões e ações, buscando sustentabilidade interna, respeito
a todas as partes interessadas e ampla promoção da diversidade e da ética na condução dos negócios.
Programa Luz Fraterna
O Programa Luz Fraterna, do Governo do Estado do Paraná, realiza o pagamento das faturas dos
consumidores inscritos na Tarifa Social de Energia Elétrica, desde que o consumo não ultrapasse 120 kWh
- uma ação que representa um impacto financeiro positivo entre os consumidores de baixa renda que ficam
isentos de despesas com energia elétrica. Em 2015, o total de recursos do Governo do Estado com o
pagamento do programa foi da ordem de R$ 36,6 milhões, com uma média de 136 mil famílias atendidas
mensalmente.
Programa Tarifa de Irrigação Noturna e Programa Tarifa Rural Noturna
O Programa Tarifa de Irrigação Noturna e Programa Tarifa Rural Noturna incentivam o aumento da
produtividade agrícola mediante desconto de 60% a 70% na tarifa de energia elétrica utilizada para a
produção, no período entre 21h30 e 6h. Valores mais baixos da conta de energia refletem diretamente na
redução dos custos de produção e possibilitam aumento da renda do produtor rural. Em 2015 foram
beneficiados cerca de 4.100 agricultores na Tarifa de Irrigação Noturna e 9.794 consumidores rurais no
39
Programa Tarifa Rural Noturna.
Programa de Eficiência Energética - PEE
O Programa de Eficiência Energética promove a eficiência no uso final da energia elétrica, por meio da
aplicação de recursos financeiros determinados pela Lei nº 9.991/2000 e Resolução Normativa Aneel n°
556/2013.
Por meio do PEE, a Copel Distribuição realiza o projeto “A Copel na Comunidade”, que tem por objetivo o
desenvolvimento de ações para consumidores baixa renda, beneficiados pela Tarifa Social de Energia
Elétrica - TSEE. Neste projeto são realizadas palestras sobre o consumo seguro e eficiente da energia
elétrica, diagnósticos energéticos e substituição de lâmpadas incandescentes por outras mais eficientes
para todos os beneficiados.
Com base no resultado dos diagnósticos energéticos, é feita a seleção dos consumidores para substituição
de refrigeradores e chuveiros por outros equipamentos mais eficientes. Ao final da edição mais recente do
projeto Copel na Comunidade, voltado para atendimento a consumidores baixa renda, foram realizadas 500
palestras, 50 mil diagnósticos energéticos, substituídas 150 mil lâmpadas incandescentes por outras mais
eficientes (fluorescentes compactas e LED), trocados 12 mil refrigeradores por outros novos e com selo
Procel de economia de energia e 10 mil chuveiros elétricos convencionais por chuveiros com sistema
recuperador de calor. Estas ações visam engajar a comunidade da área de concessão em ações de
conservação de recursos naturais, especialmente a energia.
A Copel Distribuição também realiza anualmente chamadas públicas para projetos de eficiência energética,
nas quais os consumidores da Companhia podem apresentar propostas de projetos de eficiência energética
para serem custeadas com recursos do PEE. Podem participar da chamada consumidores industriais,
residenciais (condomínios), comércio e serviços, poderes públicos, rurais, serviços públicos e iluminação
pública. Em 2015 foram disponibilizados R$ 12,0 milhões, sendo que foram aprovadas 11 propostas,
totalizando R$ 11,97 milhões.
Também em 2015, foi realizada a primeira edição do projeto “Copel Lar Eficiente” para o atendimento a
consumidores residenciais da Distribuidora. Neste projeto, executado em parceira com as Lojas Colombo,
vencedora do processo licitatório, foi concedido um bônus de 45% para a substituição de um
eletrodoméstico antigo (geladeira ou freezer), por outro mais eficiente. Ainda neste projeto, foram
disponibilizados 18.000 kits de lâmpadas eficientes, ao custo de R$ 1,00 cada. Cada kit é composto de
cinco lâmpadas (quatro fluorescentes compactas e uma lâmpada LED), para substituir a mesma quantidade
de lâmpadas incandescentes.
40
Tarifa Social de Energia Elétrica
A TSEE oferece descontos sobre o consumo de energia elétrica, até o limite de 220 kWh, às famílias
inscritas no Cadastro Único dos Programas Sociais do Governo Federal, desde que obedecidos os demais
critérios dispostos na Resolução Aneel nº 414/2010, resultando em economia para o consumidor.
Por uma determinação da Aneel, ao final de 2015, a Copel, assim como as demais concessionárias de
energia de todo o país, realizou o recadastramento dos consumidores beneficiários da TSEE. Existiam 406
mil unidades consumidoras vinculadas à TSEE e, após a validação, restaram 242 mil unidades
consumidoras com benefício regular.
Seminário Copel de Sustentabilidade
Em 2015, a Copel promoveu a sexta edição do Seminário Copel de Sustentabilidade. Por meio de palestras,
workshops e uma feira, a Companhia deu visibilidade às boas práticas de sustentabilidade nas empresas,
indústrias, universidades e órgãos do poder público. O evento teve como tema “A Empresa e seu Papel
para um Mundo Sustentável”, com foco em mudanças climáticas, Objetivos do Desenvolvimento
Sustentável - ODS e ética.
Comunidades indígenas
Segundo dados da Fundação Nacional do Índio - Funai, existem hoje, existem no estado do Paraná cerca
de 9.500 indígenas distribuídos em 17 tribos das etnias Caingangue, Guarani e Xetás.
Para chegar às comunidades indígenas localizadas em unidades de conservação ambiental ou outras áreas
onde não é viável implantar a rede de distribuição de energia, a Copel Distribuição desenvolveu projetos
que abrangem novas ligações de energia, promoção do uso eficiente da eletricidade, na instalação de
painéis fotovoltaicos em aldeias localizadas no litoral do Estado e novas ligações de energia em
comunidades do interior. Nos últimos anos, a empresa destinou mais de R$ 6,0 milhões de reais para
projetos desenvolvidos em 28 terras indígenas do Paraná.
Em 2015, 669 unidades consumidoras de indígenas estiveram inscritas na Tarifa Social de Energia Elétrica
- Baixa Renda e não houve casos de violação de direitos de povos indígenas.
Voluntariado Corporativo - EletriCidadania
O Programa permite que os empregados utilizem até 4 horas mensais do seu tempo de trabalho para a
execução, de forma voluntária e espontânea, de ações comunitárias que, muito além do simples
assistencialismo, levem ao desenvolvimento sustentável da sociedade em todos os aspectos, sejam eles
culturais, educacionais ou profissionais. Em 2015 foi realizando um total de 901 horas de voluntariado pelos
empregados da Copel Distribuição.
41
Programa Morar Bem Paraná
Em 2011, através do Decreto nº 2.845/2011, foi instituído o Programa Morar Bem Paraná. Este convênio
tem o objetivo de incentivar a produção e a aquisição de novas unidades habitacionais, requalificação,
ampliação ou reformas de imóveis urbanos e rurais, regularização fundiária e urbanização para famílias com
renda mensal de até seis salários mínimos nacional, bem como o desenvolvimento Estadual de Habitação
de Interesse Social.
Dentre as atribuições da Copel Distribuição no convênio, a principal é a construção das redes de
distribuição de energia elétrica e das entradas de serviços das unidades consumidoras dos conjuntos
habitacionais. A gestão do convênio é realizada pela Companhia de Habitação do Paraná - Cohapar.
No ano de 2015 foram atendidos com obras, 10.364 consumidores.
Telemedição Grupo A
Em 2015, a Copel Distribuição expandiu a telemedição para os consumidores pertencentes ao grupo A. Em
2015 foram mais de 13.000 pontos telemedidos, correspondendo a quase 92% do total destes
consumidores.
Os dados deste faturamento são obtidos automaticamente, sem a necessidade de deslocamento de um
leiturista. Isto melhora a qualidade do processo, elimina erros e agrega valor, com a disponibilidade de
dados para os processos internos e, via internet, para os clientes.
Este sistema tem ainda a capacidade de monitorar o uso da energia elétrica, emitindo alarmes, quando
situações anômalas ocorrem, contribuindo para a detecção de defeitos e procedimentos irregulares na
medição e reduzindo as perdas comerciais da Copel.
Projeto Paraná Smart Grid
O Projeto Paraná Smart Grid, instalou 2000 pontos de telemedição na área urbana de Curitiba e 1000
pontos na área rural de Colombo e Bocaiúva do Sul para testar as tecnologias. A leitura é feita de hora em
hora possibilitando a detecção de erros, falta de energia e a obtenção da leitura para faturamento sem
deslocamentos.
Programa Iluminando Gerações
O Projeto Iluminando Gerações tem como objetivo a realização de palestras para alunos do 4º ano do
ensino fundamental de escolas públicas, com caráter informativo e preventivo quanto ao uso consciente e
seguro de energia elétrica, utilização dos recursos naturais (energia e água) e destinação correta dos
resíduos. Para reforçar as informações das palestras é entregue aos alunos, professores e funcionários das
escolas, um Kit contendo: 02 cartilhas, uma sobre cuidados com a energia elétrica e uso dos recursos
naturais e outra “Desafio elétrico”
Em 2015 o Programa Iluminando Gerações levou orientações sobre uso eficiente e seguro de energia e
sustentabilidade para mais de 50 mil alunos do Paraná.
42
Programa + Clic Rural
Lançado em agosto de 2015, visa a melhoria da qualidade do fornecimento de energia elétrica na área rural,
com foco nas atividades agropecuárias integradas com processos produtivos sensíveis a interrupções.
A previsão de Investimento é de R$ 500,0 milhões para aplicar o conceito de redes inteligentes na área rural
do Paraná até 2018, com previsão de atendimento a 68.334 consumidores diretos e mais de 600 mil
consumidores indiretos.
Projeto Mais que Energia
Criado em 2014, tem como objetivo de implantação, expansão e consolidação de projetos e programas de
investimentos sociais para a comunidade. No primeiro projeto, os recursos foram oriundos da linha de
Investimentos Sociais de Empresas - ISE, do BNDES, em um montante de R$ 750,0 mil e visa apoiar
instituições e escolas que atendem pessoas surdas e/ou surdocegas. Para este primeiro projeto, três
instituições foram selecionadas. O Projeto está em fase de licitação para contratação dos projetos de
engenharia.
Projeto Fatura Solidária
Desde 1º de julho de 2015, clientes que optarem pela fatura por e-mail participam do Projeto Fatura
Solidária. A cada adesão pela fatura por e-mail a Copel doa R$ 1,00 para as APAEs do Estado do Paraná.
Programa Cultivar
Tem como objetivo implementar hortas comunitárias nos imóveis sob linhas de energia elétrica da Copel,
em parceria com prefeituras municipais e comunidades. Através da ocupação social de espaços ociosos,
pretende-se promover a inclusão, segurança alimentar e geração de renda. Além disso, o programa visa
também proporcionar segurança a comunidade, pois tem o potencial de inibir ocupações irregulares e
perigosas sob as linhas de energia.
A primeira horta comunitária sob linha da Copel foi inaugurada em 2013 como uma experiência piloto em
parceria com a Prefeitura Municipal de Maringá. Com os primeiros resultados positivos, outras hortas foram
viabilizadas e estão beneficiando atualmente em torno de 140 famílias de três diferentes comunidades
daquele município.
Visando a normatização e expansão desta iniciativa no contexto de um programa socioambiental
corporativo, a Copel está elaborando normas e procedimentos e tem como estratégia implantar o programa
em outros municípios do Paraná.
Benefício Calamidade
Benefício concedido a consumidores de localidades em situação de emergência ou de calamidade pública,
atingidos por chuvas intensas e inundações. Consiste no bloqueio das ações de cobrança, aplicadas aos
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demais consumidores, e define condições excepcionais na negociação dos débitos do período. Em 2015
não houve aplicação do benefício.
Cobrança de Valores de Terceiros - CVT
Arrecadação de contribuições via fatura de energia, para entidades filantrópicas contratantes junto à Copel.
Os valores a serem incluídos devem ter autorização por escrito do cliente. Os limites para doações são de
no mínimo R$ 1,00 e no máximo R$ 150,00. Em 2015 foram 186.000 doadores, com uma arrecadação
média mensal de R$ 1,5 milhão, distribuídos entre 108 instituições filantrópicas.
9.5. Meio ambiente
Ecossistemas
A Copel Distribuição sempre adota as medidas mais adequadas técnica e legalmente à mitigação e
compensação dos impactos gerados por seus empreendimentos. Além disso, vem cumprindo as exigências
impostas nas licenças ambientais de modo a manter seus empreendimentos totalmente regulares do ponto
de vista ambiental e legal.
Em 2015, a Copel Distribuição não realizou compensações ambientais com a execução de plantios
florestais. As compensações foram feitas por meio de doação de mudas para plantios por terceiros. Nesse
mesmo período, como compensação ambiental pelo corte de vegetação em linhas de distribuição, foram
fornecidas 8.894 mudas florestais nativas e 671 mudas de arborização urbana. Ainda, em outras ações
ambientais realizadas por funcionários da Companhia, foram plantadas 200 mudas florestais nativas e 275
mudas de arborização.
Licenciamento Ambiental
No ano de 2015, foram protocoladas 76 solicitações de licenças ambientais para os empreendimentos da
Copel Distribuição. Durante este mesmo período, 95 licenças foram emitidas pelos órgãos ambientais
licenciadores.
Em agosto de 2015, realizou-se o VI Workshop de Licenciamento Ambiental com o IAP, no qual foram
abordados pontos que interferem diretamente no processo de licenciamento ambiental. Com tal ação busca-
se propiciar eficiência e agilidade visando compatibilizar os prazos do licenciamento ambiental com os do
planejamento de empreendimentos em implantação.
Em novembro de 2015, foi realizado o treinamento interno “Gestão de Licenças Ambientais e Cumprimento
de Condicionantes”. Este treinamento teve como objetivo disseminar conceitos, informações e
procedimentos relacionados ao licenciamento ambiental e arqueológico de linhas de transmissão (acima de
69kV) e subestações.
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Programa Florestas Urbanas
Tem por objetivo incentivar a melhoria da arborização urbana dos municípios da área de concessão da
Copel, por meio de ações junto às prefeituras, visando à convivência das redes de distribuição de energia e
árvores urbanas.
Após nove anos de execução, o então Programa de Arborização Urbana foi reformulado em 2015, sendo
renomeado como Programa Florestas Urbanas, com alteração de forma de repasse de mudas aos
municípios, com tramites iniciados para fornecimento de mudas no ano de 2016.
Em 2015, as principais ações realizadas foram: continuidade de convênio de substituição de árvores com a
Prefeitura Municipal de Curitiba, com substituição de 304 árvores de risco sob as redes de energia; curso
técnico de arborização urbana, em parceria com a SEDU e o IAP, no qual foram treinados 26 gestores e
servidores de 12 municípios do Paraná; participação no Comitê de Trabalho Interinstitucional, Planos
Municipais de Arborização Urbana, coordenado pelo Ministério Público do Paraná, com avaliação de 57
planos municipais de arborização.
Estudos Ambientais
Os Estudos de Impacto Ambiental (Estudo de Impacto Ambiental - EIA, Estudo Ambiental Simplificado -
EAS e Relatório Ambiental Simplificado - RAS) para a fase de Licenciamento Prévio têm por objetivo:
diagnosticar a situação local quanto aos meios físico, biótico e socioeconômico; identificar e avaliar os
potenciais impactos socioambientais positivos e negativos das etapas de planejamento, construção e
operação de um empreendimento; e propor medidas para minimizar eventuais impactos negativos e
potencializar os positivos. Na Copel Distribuição, foram elaborados estudos ambientais para cinco
Subestações e três Linhas de Transmissão.
9.6. Pesquisa e Desenvolvimento
Em conformidade com a Lei n.º 9.991/2000, as concessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de
energia elétrica devem aplicar anualmente um percentual mínimo de sua Receita Operacional Líquida - ROL
em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica - P&D, segundo
regulamentos estabelecidos pela Aneel. O projeto de P&D no setor de energia elétrica deve ser original e
inovador.
Em 2015, foram investidos R$ 13,5 milhões em 29 projetos de P&D, dos quais 10 contratados e 3
concluídos ao longo do ano, permanecendo em execução 26 projetos, participando de forma cooperada
com outras empresas do setor elétrico em 8 projetos, dentre eles 3 estratégicos cujos temas foram
estabelecidos pela Aneel, através de chamada de projetos.
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10. GRUPOS RESPONSÁVEIS PELA GOVERNANÇA
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
Presidente CRISTIANO HOTZ
Secretário Executivo ANTONIO SERGIO DE SOUZA GUETTER
Membro SERGIO LUIZ LAMY
CONSELHO FISCAL
Presidente JOAQUIM ANTONIO GUIMARÃES DE OLIVEIRA PORTES
Membros Titulares GEORGE HERMANN RODOLFO TORMIN
NELSON LEAL JUNIOR
Membros Suplentes OSNI RISTOW
ROBERTO BRUNNER
GILMAR MENDES LOURENÇO
DIRETORIA
Diretor Presidente ANTONIO SERGIO DE SOUZA GUETTER
Diretor de Finanças LUIZ EDUARDO DA VEIGA SEBASTIANI
Diretor Adjunto ACÁCIO MASSATO NAKAYAMA
CONTADOR
Contador - CRC-PR- 047941/O-4 ROBSON CARLOS NOGUEIRA
COPELCopel Distribuição S.A.
CNPJ/MF 04.368.898/0001-06
Inscrição Estadual 90.233.073-99
Subsidiária Integral da Companhia Paranaense de Energia
www.copel.com [email protected]
Rua José Izidoro Biazetto, 158 - Bloco C - Mossunguê - Curitiba - PR
CEP 81200-240
DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS
REGULATÓRIAS
2015
SUMÁRIO DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS .................................................................................................... 3�
Balanços Patrimoniais ........................................................................................................................................... 3�levantados em 31 de dezembro de 2015 e de 2014 .............................................................................................. 3�Demonstrações de Resultados Abrangentes ......................................................................................................... 6�Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido ........................................................................................... 7�Demonstrações dos Fluxos de Caixa .................................................................................................................... 8�
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS ..................................................... 10�1� Contexto Operacional ........................................................................................................................... 10�2� Base de Preparação ............................................................................................................................. 10�3� Principais Políticas Contábeis Regulatórias .......................................................................................... 12�4� Caixa e Equivalentes de Caixa.............................................................................................................. 22�5� Consumidores, Concessionárias e Permissionárias .............................................................................. 23�6� Tributos ................................................................................................................................................ 26�7� Depósitos Judiciais e Cauções.............................................................................................................. 28�8� Investimentos Temporários ................................................................................................................... 28�9� Ativos e Passivos Financeiros Setoriais ................................................................................................ 28�10� Outros Ativos Circulantes e Não Circulantes ......................................................................................... 31�11� Imobilizado e Intangível ........................................................................................................................ 32�12� Fornecedores ........................................................................................................................................ 36�13� Empréstimos, Financiamentos e Debêntures ........................................................................................ 37�14� Obrigações Sociais e Trabalhistas ........................................................................................................ 44�15� Benefícios Pós-Emprego....................................................................................................................... 44�16� Provisões para Litígios .......................................................................................................................... 49�17� Encargos Setoriais ................................................................................................................................ 55�18� Outras Contas a Pagar ......................................................................................................................... 56�19� Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica .......................................... 57�20� Patrimônio Líquido ................................................................................................................................ 59�21� Receita Operacional Bruta .................................................................................................................... 61�22� Custos e Despesas Operacionais ......................................................................................................... 65�23� Outras Receitas Operacionais............................................................................................................... 68�24� Outras Despesas Operacionais ............................................................................................................. 68�25� Resultado Financeiro ............................................................................................................................ 69�26� Revisão e Reajuste Tarifário ................................................................................................................. 69�27� Instrumentos Financeiros ...................................................................................................................... 73�28� Transações com Partes Relacionadas .................................................................................................. 81�29� Seguros ............................................................................................................................................... 83�30� Conciliação do Balanço Patrimonial e DRE Regulatória e Societária .................................................... 83�31� Conciliação do Patrimônio Líquido Societário e Regulatório .................................................................. 91�32� Conciliação do Lucro Líquido Societário e Regulatório .......................................................................... 92�33� Evento subsequente ............................................................................................................................. 94�
RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ....................... 96�
3
DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS
Balanços Patrimoniais
levantados em 31 de dezembro de 2015 e de 2014
(Valores expressos em milhares de reais)
ATIVO NE nº 31.12.2015Reapresentado
31.12.2014Não auditado
Ativo circulanteCaixa e equivalentes de caixa 4 416.086 160.417 Consumidores 5 2.199.322 1.289.423 Concessionárias e permissionárias 5 141.208 63.792 Serviços em curso 54.671 37.796 Tributos compensáveis 6 70.580 60.456 Depósitos judiciais e cauções 7 1.717 38 Almoxarifado operacional 89.343 101.399 Investimentos temporários 8 165 3 Ativos financeiros setoriais 9 1.824.028 906.961 Despesas pagas antecipadamente 21.634 16.193 Outros ativos circulantes 10 229.056 304.017
5.047.810 2.940.495 Ativos de operações descontinuadasBens destinados a alienação 3.620 3.620
Ativo não circulanteConsumidores 5 40.681 41.864 Serviços em curso 12.566 13.293 Tributos compensáveis 6 60.734 66.361 Depósitos judiciais e cauções 7 438.849 455.833 Investimentos temporários 8 1.289 2.073 Tributos diferidos 6 525.665 476.376 Ativos financeiros setoriais 9 658.692 637.136 Bens e direitos para uso futuro 1.374 1.374 Outros ativos não circulantes 10 25.995 1.422 Bens e atividades não vinculadas à concessão do serviço público 3 4 Imobilizado 11 7.143.979 6.721.118 Intangível 11 161.837 155.860
9.071.664 8.572.714
TOTAL DO ATIVO 14.123.094 11.516.829
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações contábeis regulatórias.
4
Balanços Patrimoniais
levantados em 31 de dezembro de 2015 e de 2014 (continuação)
(Valores expressos em milhares de reais)
PASSIVO NE nº 31.12.2015Reapresentado
31.12.2014Não auditado
Passivo circulanteFornecedores 12 988.675 815.407 Empréstimos, financiamentos e debêntures 13 625.108 426.087 Obrigações sociais e trabalhistas 14 124.932 128.020 Benefício pós-emprego 15 30.722 26.548 Tributos 6 281.639 109.975 Dividendos declarados e juros sobre capital próprio 133.950 124.791 Encargos setoriais 17 376.080 146.395 Passivos financeiros setoriais 9 913.269 297.663 Outros passivos circulantes 18 92.632 104.042
3.567.007 2.178.928
Passivo não circulanteEmpréstimos, financiamentos e debêntures 13 1.270.133 1.523.210 Benefício pós-emprego 15 365.049 576.575 Tributos 6 79.343 63.952 Provisão para litígios 16 578.880 523.079 Encargos setoriais 17 164.441 101.783 Passivos financeiros setoriais 9 523.789 205.289 Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica 19 2.394.951 2.240.246
5.376.586 5.234.134
TOTAL DO PASSIVO 8.943.593 7.413.062
PATRIMÔNIO LÍQUIDOCapital social 20.1 3.342.841 2.624.841 Outros resultados abrangentes 20.2 (48.588) (196.790) Reserva de lucros 20.3 920.722 1.072.716 Recursos destinados a aumento de capital 834.000 603.000 Dividendo adicional proposto 20.4 130.526 -
TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 5.179.501 4.103.767
TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 14.123.094 11.516.829
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações contábeis regulatórias.
5
Demonstrações de Resultados
para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e de 2014
(Valores expressos em milhares de reais)
NE nº 31.12.2015Reapresentado
31.12.2014Não auditado
Operações em continuidade
Receita/Ingresso 21 Fornecimento de energia elétrica 10.042.626 5.483.636 Suprimento de energia elétrica 195.332 133.031 Energia elétrica de curto prazo 149.557 183.671 Disponibilização do sistema de transmissão e distribuição 5.667.013 3.557.543 Ativos e passivos financeiros setoriais 858.170 560.914 Doações, contribuições e subvenções vinculadas ao serviço concedido 497.067 385.473 Serviços cobráveis 9.748 11.553 Outras receitas - -
17.419.513 10.315.821 Tributos ICMS (4.106.775) (2.417.799) Pis-Pasep (272.886) (160.022) Cofins (1.256.937) (737.082)
(5.636.598) (3.314.903)
Encargos - Parcela "A"Pesquisa e desenvolvimento - P&D (42.915) (31.709) Programa de eficiência energética - PEE (42.916) (31.710) Conta de desenvolvimento econômico - CDE (1.975.859) (129.783) Taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica - TFSEE (6.215) (5.591) Outros encargos (1.120.218) 2
(3.188.123) (198.791)
Receita líquida/Ingresso líquido 8.594.792 6.802.127
Custos não gerenciáveis - Parcela "A" 22 Energia elétrica comprada para revenda (6.038.703) (4.916.495) Encargos de transmissão, conexão e distribuição (706.680) (209.066)
(6.745.383) (5.125.561)
Resultado antes dos custos gerenciáveis 1.849.409 1.676.566
Custos gerenciáveis - Parcela "B" 22 Pessoal e administradores (865.526) (760.197) Material (55.531) (53.918) Serviços de terceiros (353.773) (289.717) Arrendamentos e aluguéis (9.294) (11.508) Seguros (3.054) (2.735) Provisões (195.370) (151.650) (-) Recuperação de despesas 36.150 28.218 Tributos (6.898) (70.871) Depreciação e amortização (291.783) (292.094) Gastos diversos (103.786) (70.975)
(1.848.865) (1.675.447)
Outras receitas operacionais 23 112.963 84.513 Outras despesas operacionais 24 (49.967) (38.254) Resultado da atividade 63.540 47.378
Resultado financeiro 25 Receitas financeiras 444.483 264.376 Despesas financeiras (512.799) (293.995)
(68.316) (29.619) Resultado antes dos impostos sobre o lucro (4.776) 17.759
Imposto de renda e contribuição social (131.619) - Imposto de renda e contribuição social diferidos 144.171 (11.003)
12.552 (11.003)
Resultado líquido do exercício 7.776 6.756
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações contábeis regulatórias.
6
Demonstrações de Resultados Abrangentes
para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e de 2014
(Valores expressos em milhares de reais)
NE nº 31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 7.776 6.756
Outros resultados abrangentes
Itens que não serão reclassificados para o resultado
Ganhos com passivos atuariais
Benefícios pós-emprego 20.2 279.065 71.067
Tributos sobre outros resultados abrangentes 20.2 (94.882) (24.163)
Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos 184.183 46.904
RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 191.959 53.660
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações contábeis regulatórias.
7
Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido
para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e de 2014
(Valores expressos em milhares de reais)
Adiantamento
para futuro Ajustes de Reserva de Reserva Dividendo
Capital aumento avaliação avaliação Reserva de retenção adicional Lucros
social de capital patrimonial patrimonial legal de lucros proposto acumulados Total
Saldo em 1º de janeiro de 2014 Não auditado
2.624.841 - (155.096) (33.012) 135.294 999.871 - - 3.571.898
Lucro líquido do exercício - - - - - - - 6.756 6.756
Outros resultados abrangentes
Ganhos atuariais, líquidos de tributos 20.2 - - 46.904 - - - - - 46.904
Resultado abrangente total do exercício - - 46.904 - - - - 6.756 53.660
Recebimento de adiantamento - 603.000 - - - - - - 603.000 Realização de avaliação patrimonial, líquida de tributos
20.2 - - - (55.586) - - - 55.586 -
Destinação proposta à A.G.O.:
Reserva legal 20.4 - - - - 21.893 - - (21.893) -
Dividendos - - - - - - - (124.791) (124.791)
Reserva de retenção de lucros - - - - - (84.342) - 84.342 -
Saldo em 31 de dezembro de 2014 Não auditado
2.624.841 603.000 (108.192) (88.598) 157.187 915.529 - - 4.103.767
Lucro líquido do exercício - - - - - - - 7.776 7.776
Outros resultados abrangentes
Ganhos atuariais, líquidos de tributos 20.2 - - 184.183 - - - - - 184.183
Resultado abrangente total do exercício - - 184.183 - - - - 7.776 191.959
Recebimento de adiantamento - 949.000 - - - - - - 949.000
Aumento de capital social 718.000 (718.000) - - - - - - - Realização de avaliação patrimonial, líquida de tributos
20.2 - - - (35.981) - - - 35.981 -
Destinação proposta à A.G.O.:
Reserva legal 20.4 - - - - 10.303 - - (10.303) -
Juros sobre o capital próprio 20.4 - - - - - - - (43.333) (43.333)
Dividendos 20.4 - - - - - - 130.526 (152.418) (21.892)
Reserva de retenção de lucros - - - - - (162.297) - 162.297 -
Saldo em 31 de dezembro de 2015 3.342.841 834.000 75.991 (124.579) 167.490 753.232 130.526 - 5.179.501
NE nº
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações contábeis regulatórias.
Reservas de lucros
8
Demonstrações dos Fluxos de Caixa
para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e de 2014
(Valores expressos em milhares de reais)
NE nº 31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAISLucro líquido do exercício 7.776 6.756
Despesas (receitas) que não afetam caixa e equivalentes de caixa
�������������� ��������� 22 276.051 275.586
� ��������������������� 22 15.731 16.507
�������������������������������������������������������������������������������� 22 1 1 Resultado líquido de ativos e passivos financeiros setoriais (58.519) (612.206) Imposto de renda e contribuição social 6.3 (12.552) 11.003
����������������� ��������� 257.161 191.327
����������� �!� ����� 173.581 140.799 Provisão para créditos de liquidação duvidosa 22.4 104.122 49.988
"�������������� ����������������������� 22.4 91.248 101.662
#��������������������� ���������$����������������� ��������%���&��������������� 88.073 64.530 Resultado das baixas de investimentos - - Resultado das baixas de imobilizado 43.115 58.284 Resultado das baixas de obrigações vinculadas à concessão do serviço público 14.199 (13.813)
'����������������(���������������� 4.913 -
Redução (aumento) dos ativos#���� ������ (1.002.424) (287.466)
#�������������������� ����������� 5 (77.416) (30.600)
)�������� ������ (16.148) 15.896
*���������� ��������� 7.299 88.637
��� ������+����������������� 15.305 (53.035)
�� �(���%��������������� 12.056 (4.533)
�������%�������������������� 175.402 -
������������������������� ���� (5.441) 221
������������� 39.974 (138.039)
Aumento (redução) dos passivos,����������� 12 173.268 71.526 Obrigações sociais e trabalhistas 14 (3.088) 7.123
-���%������ �!� ����� (101.868) (96.043) Tributos 180.555 (111.634) Provisões para litígios 16.1 (119.422) (40.628) Encargos setoriais 180.780 (52.236) Outros passivos (11.410) 18.811
CAIXA GERADO (UTILIZADO) PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS 452.322 (321.576)
Encargos de dívidas pagos (313.528) (171.183) Imposto de renda e contribuição social pagos 6.3 (131.619) -
CAIXA LÍQUIDO GERADO (UTILIZADO) PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS 7.175 (492.759) (continua)
9
Demonstrações dos Fluxos de Caixa
para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e de 2014
(Valores expressos em milhares de reais)
(continuação)
NE nº 31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTOAquisições de bens não vinculados à concessão do serviço público de energia elétrica - - Aquisições de imobilizado (856.362) (957.644) Participação financeira dos consumidores 243.049 168.933 Aquisições de intangível (26.625) (12.332) Títulos e valores mobiliários adquiridos 622 52.572 Recebimento de mútuos concedidos a partes relacionadas - principal - 468.317
CAIXA LÍQUIDO UTILIZADO PELAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO (639.316) (280.154)
FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTOEmpréstimos e financiamentos obtidos 15.095 216.667
. ������ �����%������� ������������!�� �������������������� (26.719) (133.382)
������������������������ ����������������������� (49.566) -
������� �����������%�������� ������������������������� 949.000 603.000
CAIXA LÍQUIDO GERADO PELAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO 887.810 686.285
VARIAÇÃO LÍQUIDA DO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 255.669 (86.628)
DEMONSTRAÇÃO DA VARIAÇÃO LÍQUIDA DO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
)�������������������(�����$�����������������(� 4 160.417 247.045
)�����%�����������(�����$�����������������(� 4 416.086 160.417
VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 255.669 (86.628)
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações contábeis regulatórias.
10
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS
para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e de 2014
(em milhares de reais)
1 Contexto Operacional
A Copel Distribuição S.A. (Copel Distribuição ou Companhia), com sede na rua José Izidoro Biazetto, 158,
bloco C, Curitiba, Estado do Paraná, é uma sociedade anônima, de capital fechado, subsidiária integral da
Companhia Paranaense de Energia (Copel). Explora a distribuição e a comercialização regulada de energia
elétrica em 1.113 localidades, pertencentes a 394 municípios do Paraná e no município de Porto União, em
Santa Catarina. Os municípios de Guarapuava e Coronel Vivida são atendidos parcialmente.
A Companhia assinou em 09.12.2015 o Quinto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 46/1999,
prorrogando a vigência até 07.07.2045, de acordo com o Despacho do Ministro de Estado de Minas e
Energia de 09.11.2015, com fundamento na Lei nº 12.783/2013, no Decreto nº 7.805/2012 e no Decreto
nº 8.461, de 02.06.2015.
2 Base de Preparação
2.1 Declaração de conformidade
A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL promoveu a revisão das normas e procedimentos contidos
no Plano de Contas do Serviço Público de Energia Elétrica, instituindo um documento denominado de
Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE, contendo o plano de contas, instruções contábeis e
roteiro para divulgação de informações econômicas, financeiras e socioambientais resultando em
importantes alterações nas práticas contábeis e de divulgação, até então aplicáveis, às empresas do setor.
As normas contidas no referido Manual são de aplicação compulsória a partir de 1º de janeiro de 2015.
As demonstrações contábeis regulatórias da Companhia foram elaboradas e apresentadas de acordo com
normas emitidas pela Aneel, constantes no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, e conforme
as políticas contábeis estabelecidas na declaração de práticas contábeis regulatórias.
As demonstrações contábeis regulatórias englobam as práticas contábeis adotadas nas demonstrações
financeiras da Companhia, aquelas reconhecidas e aprovadas pela Aneel, que são emitidas conforme as
Normas Internacionais de Contabilidade (Internacional Financial Reporting Standards - IFRS), emitidas pelo
Internacional Accounting Standards Board - IASB e também de acordo com as práticas contábeis adotadas
no Brasil (BR GAAP), que compreendem os pronunciamentos, as orientações e as interpretações emitidos
pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM
e pelo Conselho Federal de Contabilidade – CFC.
A emissão das demonstrações financeiras da Companhia foi autorizada pela Diretoria em 27.04.2016.
11
2.2 Moeda funcional e moeda de apresentação
As demonstrações contábeis regulatórias são apresentadas em real, que é a moeda funcional da
Companhia. As informações financeiras foram arredondadas para o milhar mais próximo, exceto quando
indicado de outra forma.
2.3 Base de mensuração
As demonstrações financeiras foram preparadas com base no custo histórico, com exceção dos seguintes
itens materiais reconhecidos nos balanços patrimoniais:
• os instrumentos financeiros não-derivativos designados pelo valor justo por meio do resultado são
mensurados pelo valor justo;
• o valor do passivo assistencial líquido é reconhecido pelo valor presente da obrigação atuarial,
calculada por atuário contratado, deduzido o valor justo dos ativos do plano;e
• O ativo imobilizado, ativo intangível e as obrigações vinculadas à concessão do serviço público de
energia elétrica sofreram reavaliação regulatória compulsória, conforme determinação prevista na
Resolução Normativa Aneel nº 396/2010 de 23.02.2010.
2.4 Uso de estimativas e julgamentos
Na preparação destas demonstrações contábeis regulatórias, a Administração utilizou julgamentos,
estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis da Companhia e os valores
reportados dos ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas
estimativas.
As estimativas e premissas são revisadas de forma contínua. As revisões das estimativas são reconhecidas
prospectivamente.
2.4.1 Julgamentos
As informações sobre julgamentos realizados na aplicação das políticas contábeis que têm efeitos
significativos sobre os valores reconhecidos nas demonstrações financeiras está incluída na NE nº 3.15 -
Arrendamentos.
2.4.2 Incertezas sobre premissas e estimativas
As informações sobre as incertezas relacionadas a premissas e estimativas que possuem um risco
significativo de resultar em um ajuste material no próximo exercício financeiro estão incluídas nas seguintes
notas explicativas:
•••• NEs nos 3.2.1 e 25 - Instrumentos financeiros;
12
•••• NE nº 5 – Consumidores, concessionárias e permissionárias;
•••• NEs nos 3.2.8 e 9 - Ativos e passivos financeiros setoriais;
•••• NEs nos 3.4.1 e 6.2 - Imposto de renda e contribuição social diferidos;
•••• NEs nos 3.9 e 15 - Benefícios pós-emprego; e
•••• NEs nos 3.11 e 16 - Provisões.
3 Principais Políticas Contábeis Regulatórias
As práticas contábeis utilizadas são as mesmas adotadas nas demonstrações financeiras (societárias),
apresentadas na NE nº 3 , exceto quanto ao que se estabelecem nas seguintes notas explicativas:
•••• NEs nos 3.5, 3.6 e 11 - Imobilizado e Intangível;
•••• NEs nos 3.7 e 19 - Obrigações especiais vinculadas à concessão;
•••• NEs nos 3.8 e 20.2 - Reserva de reavaliação;
•••• NEs nos 3.11 e 16 - Provisões para litígios.
3.1 Reapresentação de saldos comparativos
Para melhor comparabilidade, com base nas orientações contidas no CPC 23 – Políticas Contábeis,
Mudança de Estimativa e Retificação de Erro, a Companhia reclassificou os saldos de 31.12.2014 do Ativo,
Passivo e Demonstração de Resultado, em função das alterações do Manual de Contabilidade do Setor
Elétrico para 2015. Essas reclassificações não tiveram impactos no lucro líquido da Companhia.
13
PublicadoNão auditado Reclassificação
ReapresentadoNão auditado
Balanço Patrimonial
Ativo CirculanteConsumidores 1.387.792 1.289.423
Para Concessionárias e permissionárias (63.792)
Para Outros ativos circulantes (34.577)
Concessionárias e permissionárias - 63.792
De Consumidores 63.792
Serviços em curso - 37.796
De Outros ativos circulantes 37.796
Outros ativos circulantes 307.236 304.017
Para Serviços em curso (37.796) De Consumidores 34.577
Bens destinados à alienação - 3.620
De Outros ativos não circulantes 3.620
Ativo Não circulante
Consumidores 41.859 41.864
De Outros ativos não circulantes 5
Serviços em curso - 13.293
De Outros ativos não circulantes 13.293
Outros ativos não circulantes 18.340 1.422
Para Consumidores (5)
Para Serviços em curso (13.293)
Para Bens destinados à alienação (3.620)
Imobilizado 4.480.876 6.721.122
Para Obrigações vinculadas à concessão do serviço público 2.240.246
Passivo Circulante
Obrigações sociais e trabalhistas 160.423 (32.403) 128.020
Tributos 77.572 32.403 109.975
Encargos Setoriais 145.735 660 146.395
Outros passivos circulantes 104.702 (660) 104.042
Passivo não Circulante
Obrigações vinculadas à concessão do serviço público - (2.240.246)
De Imoblizado (2.240.246)
6.724.535 - 6.724.535
14
PublicadoNão auditado Reclassificação
ReapresentadoNão auditado
Demonstração do Resultado
Receita/ingresso
Fornecimento de energia elétrica 5.320.994 5.483.636
Para Ativos e passivos f inanceiros setoriais 162.642
Disponibilização do sistema de transmissão e distribuição 3.724.246 3.557.543
Para Ativos e passivos f inanceiros setoriais (166.703)
Ativos e passivos f inanceiros setoriais - 560.914
De Fornecimento de energia elétrica (162.642)
De Disponibilização do sistema de transmissão e distribuição 166.703
De Conta de desenvolvimento econômico - CDE 15.751
De Conta de consumo de combustíveis - CCC 306
De Energia elétrica comprada para revenda 485.115
De Encargos de transmissão, conexão e distribuição 55.681
Serviços cobráveis - 11.553
De Outras receitas 11.553
Doações, contribuições e subvenções vinculadas ao serviço - 385.473
De Outras receitas 385.473
Outras receitas 489.272 -
Para Serviços cobráveis (11.553)
Para Doações, contribuições e subvenções vinculadas ao serviço (385.473)
Para Outras receitas operacionais (92.246)
Tributos
Pis-Pasep (163.096) (159.967)
Para Outras receitas operacionais 3.129
Cofins (751.243) (736.828)
Para Outras receitas operacionais 14.415
Encargos - Parcela "A" -
Conta de desenvolvimento econômico - CDE (114.032) (129.783)
Para Ativos e passivos f inanceiros setoriais (15.751)
Conta de consumo de combustíveis - CCC 306 -
Para Ativos e passivos f inanceiros setoriais (306)
Taxa de f iscalização de serviços de energia elétrica - TFSEE - (5.591)
De Custos não gerenciáveis - Parcela "A" (5.591)
Custos não gerenciáveis - Parcela "A"
Energia elétrica comprada para revenda (4.431.380) (4.916.495)
Para Ativos e passivos f inanceiros setoriais (485.115)
Encargos de transmissão, conexão e distribuição (153.385) (209.066)
Para Ativos e passivos f inanceiros setoriais (55.681)
Taxa de f iscalização de serviços de energia elétrica - TFSEE (5.591) -
Para Encargos - Parcela "A" 5.591
Custos gerenciáveis - Parcela "B"
Provisões (185.207) (151.650)
Para Resultado Financeiro 33.557
Gastos diversos (49.677) (70.975)
De Outras despesas operacionais (8.236)
De Resultado f inanceiro (13.062)
Outras receitas operacionais 9.503 84.205
Receita operacional
De Outras receitas 92.246
Tributos
De Pis-Pasep (3.129)
De Cofins (14.415)
Outras despesas operacionais (46.490) (38.254)
Para Custos gerenciáveis - Parcela "B" 8.236
Resultado financeiro
Despesas f inanceiras (273.500) (293.995)
De Custos gerenciáveis - parcela "B" (33.557)
De Custos gerenciáveis - parcela "B" 13.062
3.370.720 - 3.370.720
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3.2 Instrumentos financeiros
A Companhia não opera com instrumentos financeiros derivativos.
Os instrumentos financeiros não derivativos são reconhecidos imediatamente na data de negociação, ou
seja, na concretização do surgimento da obrigação ou do direito. São inicialmente registrados pelo valor
justo acrescido ou deduzido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis.
Os valores justos são apurados com base em cotação no mercado, para os instrumentos financeiros com
mercado ativo, e pelo método do valor presente de fluxos de caixa esperados, para os sem cotação
disponível no mercado.
Posteriormente ao reconhecimento inicial, os instrumentos financeiros não derivativos são mensurados
conforme descrito a seguir:
Ativos financeiros
3.2.1 Instrumentos financeiros ao valor justo por meio do resultado
Um instrumento financeiro é assim classificado se for designado como mantido para negociação no seu
reconhecimento inicial e se a Companhia gerencia esses investimentos e toma as decisões de compra e
venda com base em seu valor justo, de acordo com a estratégia de investimento e gerenciamento de risco.
Após o reconhecimento inicial, os custos de transação e os juros atribuíveis, quando incorridos, são
reconhecidos no resultado.
3.2.2 Empréstimos e recebíveis
Ativos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis, que não estão cotados em um mercado
ativo, são reconhecidos pelo método do custo amortizado com base na taxa de juros efetiva.
3.2.3 Instrumentos financeiros disponíveis para venda
São instrumentos financeiros cujo reconhecimento inicial é efetuado com base no valor justo e sua variação,
proveniente da diferença entre a taxa de juros de mercado e a taxa de juros efetiva, é registrada
diretamente no patrimônio líquido, líquido dos efeitos tributários. A parcela dos juros definidos no início do
contrato, calculada com base no método de juros efetivos, assim como quaisquer mudanças na expectativa
de fluxo de caixa, é registrada no resultado do exercício. Quando esses ativos são desreconhecidos, os
ganhos e as perdas acumulados mantidos no patrimônio líquido são reclassificados para o resultado do
exercício.
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3.2.4 Instrumentos financeiros mantidos até o vencimento
Os instrumentos financeiros são classificados nesta categoria se a Companhia tem intenção e capacidade
de mantê-los até o seu vencimento. São mensurados pelo custo amortizado utilizando o método da taxa de
juros efetiva, deduzido de eventuais reduções em seu valor recuperável.
Passivos financeiros e instrumentos de patrimônio
3.2.5 Passivos financeiros ao valor justo por meio do resultado
São os passivos financeiros designados dessa forma no reconhecimento inicial e os classificados como
mantidos para negociação. São demonstrados ao valor justo e os respectivos ganhos ou perdas são
reconhecidos no resultado. Os ganhos ou as perdas líquidas reconhecidos no resultado incorporam os juros
pagos pelo passivo financeiro.
3.2.6 Outros passivos financeiros
Os outros passivos financeiros são mensurados pelo valor de custo amortizado utilizando o método de juros
efetivos. Esse método também é utilizado para alocar a despesa de juros desses passivos pelo respectivo
período. A taxa de juros efetiva é a taxa que desconta exatamente os fluxos de caixa futuros estimados
(inclusive honorários pagos ou recebidos que constituem parte integrante da taxa de juros efetiva, custos da
transação e outros prêmios ou descontos), ao longo da vida estimada do passivo financeiro ou, quando
apropriado, por um período menor, para o reconhecimento inicial do valor contábil líquido.
3.2.7 Baixas de passivos financeiros
Os passivos financeiros somente são baixados quando as obrigações são extintas, canceladas ou
liquidadas. A diferença entre o valor contábil do passivo financeiro baixado e a contrapartida paga e a pagar
é reconhecida no resultado.
Ativos e passivos financeiros setoriais
3.2.8 Ativos e passivos financeiros setoriais
O termo aditivo ao contrato de concessão das concessionárias de distribuição, aprovado pelo Despacho
Aneel nº 4.621/2014 prevê que, no caso de extinção da concessão por qualquer motivo, os valores residuais
de itens da conta de compensação de valores de itens da “Parcela A” (custos não administráveis) e outros
componentes financeiros não recuperados ou não devolvidos via tarifa, sejam incorporados no cálculo da
indenização ou descontados dos valores da indenização de ativos não amortizados, ficando, então,
resguardado o direito ou a obrigação do concessionário junto ao Poder Concedente quanto a esses ativos e
passivos.
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Seguindo orientação do Órgão Regulador, a empresa contabiliza as variações deste custos como ativos e
passivos financeiros setoriais, quando existe uma expectativa provável de que a receita futura, equivalente
aos custos incorridos, será faturada e cobrada, como resultado do repasse direto dos custos em uma tarifa
ajustada de acordo com a fórmula paramétrica definida no contrato de concessão. Os Ativos e Passivos
Financeiros Setoriais serão realizados quando o Poder Concedente autorizar o repasse na base tarifária da
empresa, ajustada anualmente em junho, na Copel Distribuição.
3.3 Estoque (inclusive do Imobilizado )
Os materiais no almoxarifado classificados no ativo circulante e aqueles destinados a investimentos,
classificados no imobilizado, estão registrados pelo custo médio de aquisição. Os valores contabilizados
não excedem seus valores de realização.
3.4 Tributos
3.4.1 Imposto de renda e contribuição social corrente e diferido
A apuração do Imposto de Renda e Contribuição Social corrente é realizada com base na contabilidade
societária.
A tributação sobre o lucro compreende o imposto de renda e a contribuição social calculados com base nos
resultados tributáveis (lucro ajustado) de cada entidade tributável e as alíquotas aplicáveis segundo a
legislação vigente, é de 15%, acrescido de 10% sobre o que exceder a R$ 240 anuais, para o imposto de
renda, e 9% para a contribuição social.
O prejuízo fiscal e a base negativa de contribuição social são compensáveis com lucros tributáveis futuros,
observado o limite de 30% do lucro tributável no período, não estando sujeitos a prazo prescricional.
O imposto de renda e a contribuição social diferidos são aplicados sobre as diferenças entre os ativos e
passivos reconhecidos para fins fiscais e os correspondentes valores apropriados nas demonstrações
financeiras, os quais são reconhecidos somente na extensão em que seja provável que existirá base
tributável positiva, para a qual as diferenças temporárias possam ser utilizadas e os prejuízos fiscais
possam ser compensados.
Os ativos e passivos fiscais diferidos são divulgados por seu valor líquido caso haja um direito legal de
compensar passivos e ativos fiscais correntes, e eles se relacionam a tributos lançados pela mesma
autoridade tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação.
3.4.2 Outros tributos
As receitas de vendas e de serviços estão sujeitas à tributação pelo Imposto sobre Circulação de
Mercadorias e Serviços - ICMS e Imposto sobre Serviços - ISS às alíquotas vigentes, assim como à
tributação pelo Programa de Integração Social - PIS e pela Contribuição para Financiamento da Seguridade
Social - Cofins.
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As receitas de ativos financeiros setoriais reconhecidas na demonstração do resultado conforme OCPC 08,
consistente com o procedimento adotado em exercícios anteriores, são tributadas no momento de seu
faturamento ao consumidor final.
Os créditos decorrentes da não cumulatividade do PIS e da Cofins são apresentados deduzindo os custos
operacionais na demonstração do resultado.
Os créditos decorrentes da não cumulatividade do ICMS, PIS e da Cofins relacionados às aquisições de
bens são apresentados deduzindo o custo de aquisição dos respectivos ativos.
As antecipações ou valores passíveis de compensação são demonstrados no ativo circulante ou no não
circulante, de acordo com a previsão de sua realização.
3.5 Imobilizado
3.5.1 Imobilizado em serviço
Registrado ao custo de aquisição ou construção, acrescidos do valor de reavaliação registrado em 31 de
agosto de 2012. A depreciação é calculada pelo método linear, tomando-se por base os saldos contábeis
registrados conforme legislação vigente. As taxas anuais de depreciação estão determinadas nas tabelas
anexas à Resolução vigente emitida pelo Órgão Regulador.
O valor residual é determinado considerando a premissa de existência de indenização de parcela não
amortizada de bens, pela taxa de depreciação regulatória, e o prazo de vigência da outorga (concessão,
permissão e/ou autorização). O valor residual de um ativo pode aumentar ou diminuir em eventuais
processos de revisão das taxas de depreciação regulatória.
O resultado na alienação ou na retirada de um item do ativo imobilizado é determinado pela diferença entre
o valor da venda e o saldo contábil do ativo e é reconhecido no resultado do exercício.
3.5.2 Imobilizado em curso
A Outorgada agrega mensalmente ao custo de aquisição do imobilizado em curso os juros, as variações
monetárias e cambiais e demais encargos financeiros incorridos sobre empréstimos e financiamentos
diretamente atribuídos à aquisição ou constituição de ativo qualificável considerando os seguintes critérios
para capitalização: (a) período de capitalização correspondente à fase de construção do ativo imobilizado,
sendo encerrado quando o item do imobilizado encontra-se disponível para utilização; (b) utilização da taxa
média ponderada dos empréstimos vigentes na data da capitalização; (c) o montante dos juros, as
variações monetárias e cambiais e demais encargos financeiros capitalizados mensalmente não excedem o
valor das despesas de juros apuradas no período de capitalização; e (d) os juros, as variações monetárias e
cambiais e demais encargos financeiros capitalizados são depreciados considerando os mesmos critérios e
vida útil determinada para o item do imobilizado ao qual foram incorporados.
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3.6 Intangível
Registrado ao custo de aquisição ou realização. A amortização, quando for o caso, é calculada pelo método
linear. Os encargos financeiros, juros e atualizações monetárias incorridos, relativos a financiamentos
obtidos de terceiros vinculados ao intangível em andamento, são apropriados às imobilizações intangíveis
em curso durante o período de construção do intangível.
3.7 Obrigações especiais vinculadas à concessão
Estão representadas pelos valores nominais ou bens recebidos de consumidores das concessionárias para
realização de empreendimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia
elétrica. Esta conta é amortizada pela taxa média de depreciação dos ativos correspondentes a essas
obrigações, conforme legislação vigente.
3.8 Reserva de reavaliação
A reserva é realizada proporcionalmente à depreciação, baixa ou alienação dos respectivos bens
reavaliados, mediante a transferência da parcela realizada para lucros acumulados líquida dos efeitos de
imposto de renda e contribuição social demonstrado na NE nº 20.2 – Outros resultados abrangentes.
Para fins da contabilidade societária, a Lei 11.638/2007 permitiu a manutenção dos saldos de reservas de
reavaliação existentes em 31.12.2007 até a sua efetiva realização. A reavaliação compulsória foi
estabelecida pela Aneel.
3.9 Benefícios pós-emprego
A Companhia patrocina planos de benefícios a empregados. Os valores desses compromissos atuariais
(contribuições, custos, passivos e/ou ativos) são calculados anualmente por atuário independente, com data
base que coincide com o encerramento do exercício.
A adoção do método da unidade de crédito projetada agrega cada ano de serviço como fato gerador de
uma unidade adicional de benefício, somando-se até o cálculo da obrigação final.
Os ativos do plano de benefícios são avaliados pelos valores de mercado (marcação a mercado).
São utilizadas outras premissas atuariais que levam em conta tabelas biométricas e econômicas, além de
dados históricos dos planos de benefícios, obtidos pela Fundação Copel de Previdência e Assistência,
entidade que administra estes planos.
Ganhos ou perdas atuariais, motivados por alterações de premissas e/ou ajustes atuariais, são
reconhecidos em outros resultados abrangentes.
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3.10 Programa de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Programa de Eficiência Energética - PEE
Conforme a Lei nº 9.991/2000, as concessionárias de distribuição de energia elétrica estão obrigadas a
destinar anualmente o percentual de 1% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento
do setor elétrico e devem segregar esse mesmo percentual entre os programas de pesquisa e
desenvolvimento do setor elétrico e de eficiência energética, conforme Resoluções Normativas Aneel nº
504/2012 e 556/2013.
3.11 Provisões
As provisões são reconhecidas para obrigações presentes (legal ou construtiva) resultantes de eventos
passados, em que seja possível estimar os valores de forma confiável e cuja liquidação seja mais provável
ocorrer.
As estimativas de desfechos e de efeitos financeiros são determinadas pelo julgamento da Administração,
complementado pela experiência de transações semelhantes e, em alguns casos, por relatórios de peritos
independentes.
Quando alguns ou todos os benefícios econômicos requeridos para a liquidação de uma provisão são
esperados que sejam recuperados de um terceiro, um ativo é reconhecido se, e somente se, o reembolso
for virtualmente certo e o valor puder ser mensurado de forma confiável.
A provisão para custos ou obrigações socioambientais é registrada à medida que são assumidas as
obrigações formais com os órgãos reguladores ou a Administração tenha conhecimento de potencial risco
relacionado às questões socioambientais, cujos desembolsos de caixa sejam considerados prováveis e
seus valores possam ser estimados.
Durante a fase de implantação do empreendimento, os valores provisionados são registrados em
contrapartida ao ativo imobilizado em curso. Após a entrada em operação comercial do empreendimento,
todos os custos ou despesas incorridos com programas socioambientais relacionados com as licenças de
operação e manutenção do empreendimento são registrados diretamente no resultado do exercício.
3.12 Apuração do resultado
As receitas, custos e despesas são reconhecidas pelo regime de competência, ou seja, quando os produtos
são entregues e os serviços efetivamente prestados, independentemente de recebimento ou pagamento.
3.13 Reconhecimento da receita
As receitas operacionais são reconhecidas quando: (i) o valor da receita é mensurável de forma confiável;
(ii) os custos incorridos ou que serão incorridos em respeito à transação podem ser mensurados de maneira
confiável; (iii) é provável que os benefícios econômicos sejam recebidos; e (iv) os riscos e benefícios
tenham sido integralmente transferidos ao comprador.
21
A receita é mensurada pelo valor justo da contrapartida recebida ou a receber, deduzida de descontos e/ou
bonificações concedidos e encargos sobre vendas.
A receita referente à prestação de serviços é registrada no momento em que o serviço foi efetivamente
prestado, regido por contrato de prestação de serviços entre as partes.
3.13.1 Receita não faturada
Corresponde ao reconhecimento da receita de fornecimento e suprimento de energia elétrica e encargos de
uso da rede elétrica, do período entre o último faturamento e o final de cada mês, por meio de estimativa
com base na última medição efetuada.
3.13.2 Receita de juros
A receita de juros é reconhecida quando for provável que os benefícios econômicos futuros deverão fluir
para a Companhia e o valor da receita possa ser mensurado com confiabilidade. A receita de juros é
reconhecida pelo método linear com base no tempo e na taxa de juros efetiva sobre o montante do principal
em aberto. A taxa de juros efetiva é aquela que desconta exatamente os recebimentos de caixa futuros
estimados durante a vida estimada do ativo financeiro em relação ao valor contábil líquido inicial desse
ativo.
3.14 Operações de compra e venda de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica - CCEE
Os registros das operações de compra e venda de energia na CCEE são reconhecidos pelo regime de
competência, de acordo com informações divulgadas por essa entidade ou, quando essas informações não
estão disponíveis tempestivamente, por estimativa preparada pela Administração da Companhia.
3.15 Arrendamentos
Os arrendamentos são classificados como financeiros sempre que os termos do contrato de arrendamento
transferirem substancialmente todos os riscos e benefícios da propriedade do bem para o arrendatário. Os
outros arrendamentos que não se enquadram nas características acima são classificados como
operacionais.
22
4 Caixa e Equivalentes de Caixa
31.12.201531.12.2014
Não auditado
Caixa e bancos conta movimento 159.660 106.452
Aplicações f inanceiras de liquidez imediata 256.426 53.966
416.086 160.417
Compreendem numerários em espécie, depósitos bancários à vista e aplicações financeiras de curto prazo
com alta liquidez, que possam ser resgatadas no prazo de 90 dias da data de contratação em caixa. Essas
aplicações financeiras estão demonstradas ao custo, acrescido dos rendimentos auferidos até a data de
encerramento do exercício e com risco insignificante de mudança de valor.
As aplicações financeiras da Companhia referem-se a Certificados de Depósitos Bancários - CDBs e a
operações compromissadas, que se caracterizam pela venda de título com o compromisso, por parte do
vendedor (Banco), de recomprá-lo, e do comprador, de revendê-lo no futuro. As aplicações são
remuneradas, em média, à taxa da variação do Certificado de Depósito Interbancário - CDI.
23
5 Consumidores, Concessionárias e Permissionárias
Reapresentado31.12.2014
Não auditado
Consumidores
Fornecimento 2.035.061 1.159.749
Residencial 593.803 343.911
Industrial 326.221 156.736
Comercial 377.447 202.950
Rural 81.772 39.982
Poderes públicos 66.919 56.507
Iluminação pública 40.599 20.820
Serviço público 42.985 21.947
Receita de fornecimento não faturada 648.818 402.685
PCLD (5.1 e 5.3) (143.503) (85.789)
Serviços cobráveis 1.281 1.246
Serviços cobráveis 2.047 1.793
PCLD (5.1 e 5.3) (766) (546)
Participação financeira 3.408 5.347
Participação f inanceira 3.875 5.347
PCLD (5.3) (467) -
(-) Arrecadação em processo de classificação (9.931) (1.980)
Parcelamentos de créditos a receber (5.2) 56.595 78.966
Parcelamentos 94.360 109.924
(-) Ajuste a valor presente (3.563) (3.035)
PCLD (5.2 e 5.3) (34.202) (27.923)
Outros créditos de consumidores 112.907 46.095
Outros créditos 141.863 77.916
PCLD (5.3) (28.955) (31.821)
2.199.322 1.289.423
Concessionárias e permissionárias
Suprimento de energia elétrica 12.682 9.870
Receita de suprimento não faturada 18.922 12.310
Encargos de uso da rede elétrica 31.722 4.279
Receita de encargos de uso não faturada 34.407 15.061
Energia elétrica de curto prazo 45.834 24.632
PCLD (5.1 e 5.3) (2.360) (2.360)
141.208 63.792
CIRCULANTE 2.340.530 1.353.215
Consumidores
Parcelamentos de créditos a receber (5.2) 39.792 40.976
Parcelamentos de créditos a receber 63.189 67.010
(-) Ajuste a valor presente (23.397) (26.034)
Outros créditos 889 888
NÃO CIRCULANTE 40.681 41.864
2.381.211 1.395.079
31.12.2015
24
5.1 Fornecimento, serviços cobráveis e concessionárias
Demonstramos a seguir a composição de fornecimento, serviços cobráveis e concessionárias por prazos:
VALORES CORRENTES
CORRENTE A VENCER CORRENTE VENCIDA Provisão p/
D E S C R I Ç Ã O - R$ Mil Mais de De 91 a De 181 a Mais de Devedores
60 dias 180 dias 360 dias 360 dias Duvidosos
Consumidores 1.612.945 2 371.959 58.811 43.931 83.032 2.170.680 (144.269)
Fornecimento de energia 1.622.373 2 371.241 58.579 43.734 82.635 2.178.564 (143.503)
Residencial 308.884 2 200.842 26.852 23.016 34.207 593.803 (84.075)
Industrial 221.310 - 65.562 13.823 7.126 18.400 326.221 (18.400)
Comercial 267.059 - 66.980 13.356 11.001 19.051 377.447 (30.052)
Rural 55.618 - 21.385 2.080 1.167 1.522 81.772 (1.522)
Poderes públicos 41.820 - 12.959 2.050 1.188 8.902 66.919 (8.901)
Iluminação pública 40.116 - 364 35 5 79 40.599 (79)
Serviço público 38.748 - 3.149 383 231 474 42.985 (474)
Fornecimento não faturado 648.818 - - - - - 648.818 -
Serviços cobráveis 503 - 718 232 197 397 2.047 (766)
(-) Arrecadação processo classificação (9.931) - - - - - (9.931) -
Concessionárias e permissionárias 135.426 - 2.341 3.322 - 2.480 143.568 (2.360)
Suprimento energia - moeda nacional 56.033 - - 2.458 - 25 58.516 -
Encargos de uso da rede elétrica 26.063 - 2.341 864 - 2.455 31.722 (2.360)
Suprimento \ Encargos rede não faturado 53.330 - - - - - 53.330 -
Até 60 dias Até 90 diasSUBTOTAL
5.2 Parcelamentos de créditos
Os saldos de parcelamento de créditos estão a valor presente, considerando o montante a ser descontado,
as datas de realização, datas de liquidação e a taxa de desconto.
Demonstramos a seguir a composição dos parcelamentos por prazos:
VALORES RENEGOCIADOS
RENEGOCIADA A VENCER RENEGOCIADA VENCIDA Provisão p/
D E S C R I Ç Ã O - R$ Mil Mais de Mais de Devedores TOTAL 2015 TOTAL 2014
60 dias 60 dias Duvidosos (a)(a)
Não auditado
Parcelamento de créditos por classe 16.936 70.966 9.186 33.501 130.589 (34.202) 2.122.798 1.278.959
Residencial 5.178 4.723 3.918 14.151 27.970 (15.728) 521.970 305.281
Industrial 6.531 53.910 3.526 12.293 76.260 (12.196) 371.885 198.056
Comercial 2.465 7.079 1.155 4.935 15.634 (4.641) 358.388 192.212
Rural 492 512 176 350 1.530 (214) 81.566 39.600
Poderes públicos 1.456 2.839 295 1.482 6.072 (1.296) 62.794 97.500
Iluminação pública 751 1.875 113 161 2.900 - 43.420 22.521
Serviço público 63 28 3 129 223 (127) 42.607 21.836
Fornecimento não faturado - - - - - - 648.818 402.685
Serviços cobráveis - - - - - - 1.281 1.248
(-) Arrecadação processo classif icação - - - - - - (9.931) (1.980)
Concessionárias e permissionárias - - - - - - 141.208 63.792
Suprimento energia - moeda nacional - - - - - - 58.516 34.503
Encargos de uso da rede elétrica - - - - - - 29.362 1.919
Suprimento \ Encargos rede não faturado - - - - - - 53.330 27.371
TOTAL 16.936 70.966 9.186 33.501 130.589 (34.202) 2.264.006 1.342.751
(a) Os totais se referem à soma da NE nº 5.1 - Fornecimento, serviços cobráveis, (-) arrecadação em processo de classsficiação e concessionárias e da NE nº
5.2 Parcelamentos de créditos. Não estão contemplados os saldos de Participação f inanceira e Outros créditos de consumidores.
Até 60 dias Até 60 diasSUBTOTAL
5.3 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD
A PCLD é reconhecida em valor considerado suficiente pela Administração para cobrir as perdas na
realização de contas a receber, cuja recuperação é considerada improvável.
25
A PCLD dos consumidores é constituída considerando os parâmetros recomendados pela Aneel, com base
nos valores a receber da classe residencial vencidos há mais de 90 dias, da classe comercial vencidos há
mais de 180 dias e das classes industrial, rural, poderes públicos, iluminação pública e serviços públicos
vencidos há mais de 360 dias, além da experiência em relação ao histórico das perdas efetivas.
Saldo em Adições / Saldo em Adições / Saldo em
1º.01.2014Não auditado(reversões) Perdas
31.12.2014Não auditado(reversões) Perdas
31.12.2015
Consumidores 123.890 49.860 (27.671) 146.079 93.708 (31.893) 207.894
Fornecimento 76.921 24.126 (15.258) 85.789 81.897 (24.183) 143.503
Residencial 32.308 21.950 (8.449) 45.809 54.628 (16.362) 84.075
Industrial 14.939 3.492 (2.918) 15.513 5.535 (2.648) 18.400
Comercial 13.003 7.279 (3.646) 16.636 17.876 (4.460) 30.052
Rural 6.129 (4.893) (251) 985 1.250 (713) 1.522
Poder público 10.309 (3.758) - 6.551 2.350 - 8.901
Iluminação pública 80 (1) - 79 - - 79
Serviço público 153 57 6 216 258 - 474
Serviços cobráveis 397 280 (131) 546 444 (224) 766
Parcelamentos de créditos 31.602 6.941 (10.620) 27.923 12.146 (5.867) 34.202
Outros créditos 14.970 18.513 (1.662) 31.821 (779) (1.619) 29.423
Concessionárias e permissionárias 2.364 10 (14) 2.360 - - 2.360
Concessionárias e permissionárias 2.364 10 (14) 2.360 - - 2.360
126.254 49.870 (27.685) 148.439 93.708 (31.893) 210.254
26
6 Tributos
6.1 Tributos a recuperar e a recolher
Reapresentado31.12.2014
Não auditado
Ativo circulante
IR e CSLL a compensar 86.579 18.814
IR e CSLL a compensar com o passivo (65.986) -
PIS/Pasep e Cofins a compensar 69.986 63.773
PIS/Pasep e Cofins a compensar com o passivo (69.986) (63.810)
ICMS a recuperar 49.921 41.611
Outros tributos a compensar 67 67
70.580 60.456
Ativo não circulante
IR a recuperar 14.969 13.875
ICMS a recuperar 12.581 19.301
Outros tributos a compensar 33.185 33.186
60.734 66.361
Passivo circulante
IR e CSLL a recolher 131.619 -
IR e CSLL a compensar com o ativo (65.986) -
PIS/Pasep e Cofins a recolher 105.727 64.087
PIS/Pasep e Cofins a compensar com o ativo (69.986) (63.810)
ICMS a recolher 136.031 73.972
INSS 25.423 25.331
FGTS 9.735 8.584
IRRF sobre JSCP 6.500 -
Outros tributos 2.576 1.812
281.639 109.975
Passivo não circulante
INSS a recolher - liminar sobre depósito judicial 79.343 63.952
79.343 63.952
31.12.2015
27
6.2 Imposto de renda e contribuição social diferidos
6.2.1 Mutação do imposto de renda e contribuição social diferidos
Reconhecido Reconhecido
Saldo em Reconhecido no resultado Saldo em Reconhecido no resultado
1º.01.2014 no resultado abrangente 31.12.2014 no resultado abrangente Saldo em
Não auditado do exercício do exercício Não auditado do exercício do exercício 31.12.2015
Ativo não circulante
Provisões para litígios 145.147 32.161 - 177.308 16.796 - 194.104
Planos previdenciário e assistencial 134.111 14.938 - 149.049 24.400 - 173.449
Provisão para compra de energia 96.524 51.130 - 147.654 28.868 - 176.522
Prejuízo fiscal e base de cálculo negativa 8.799 5.775 - 14.574 (14.574) - -
PCLD 43.634 7.223 - 50.857 24.534 - 75.391
Provisão para P&D e PEE 54.033 21.566 - 75.599 16.769 - 92.368
Efeitos CPC 33 - benefícios a empregados 79.897 (24.163) 55.734 - (55.734) -
INSS - liminar sobre depósito judicial 17.121 4.623 - 21.744 5.233 - 26.977
Bandeira tarifária - - - - 16.486 - 16.486
Provisão para perdas tributárias 11.279 - - 11.279 - - 11.279
Provisão para participação nos lucros 19.765 1.868 - 21.633 (3.359) - 18.274
Reserva de reavaliação 17.006 28.636 - 45.642 18.535 - 64.177
Diferença de práticas entre Societário e Regulatório 318.887 (224.587) - 94.300 (23.895) -
70.405
Outros 4.347 595 - 4.942 (577) - 4.365
950.550 (56.072) (24.163) 870.315 109.216 (55.734) 923.797
(-) Passivo não circulante
Ativos financeiros setoriais - 353.989 - 353.989 1.536 - 355.525
Capitalização de encargos financeiros 3.459 - - 3.459 - - 3.459
Efeitos CPC 33 - benefícios a empregados - - - - - 39.148 39.148
Diferença de práticas entre Societário e Regulatório 435.549 (399.058) - 36.491 (36.491) -
-
439.008 (45.069) - 393.939 (34.955) 39.148 398.132
Líquido 511.542 (11.003) (24.163) 476.376 144.171 (94.882) 525.665
6.3 Conciliação da provisão para imposto de renda e contribuição social
De acordo com as disposições trazidas pela Lei nº 12.973/2014 e pela Instrução Normativa da Receita
Federal do Brasil – RFB nº 1.515/2014, as quais trouxeram mudanças relacionadas aos tributos IRPJ,
CSLL, PIS e Cofins, cuja vigência iniciou-se em 1º.01.2015 e, a partir desta data, a Companhia vem
apurando seus tributos aplicando os preceitos das referidas legislações.
31.12.201531.12.2014
Não auditado
Lucro (prejuízo) antes do IRPJ e CSLL (4.776) 17.759
IRPJ e CSLL (34%) 1.624 (6.038) Efeitos fiscais sobre:
Juros sobre o capital próprio 14.733 -
Despesas indedutíveis (6.541) (4.965) Incentivos fiscais 2.704 -
Outros 32 -
IRPJ e CSLL correntes (131.619) -
IRPJ e CSLL diferidos 144.171 (11.003) Alíquota efetiva - % 262,8% 61,96%
28
7 Depósitos Judiciais e Cauções
31.12.2014Não auditado
Depósitos judiciais
Fiscais 155.087 139.753
Trabalhistas 144.595 119.273 .
Cíveis
Fornecedores 2.828 95.558
Cíveis 42.207 36.222
Servidões de passagem 1.654 1.974
Consumidores 3.268 3.031
49.957 136.785 .
Outros 3.073 3.066
352.712 398.877
Cauções e depósitos vinculados 87.854 56.994
440.566 455.871
Circulante 1.717 38
Não circulante 438.849 455.833
31.12.2015
8 Investimentos Temporários
Nível Inde- Spread Vcto Sistemática
Categoria NE 25.1 xador % a.a. final Amort. 31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Títulos disponíveis para venda
Letras Financeiras do Tesouro - LFT 1 Selic 100 01.03.18 Bullet (f inal) 741 2.073
Letras Financeiras do Tesouro - LFT 1 Selic 100 01.03.21 Bullet (f inal) 548 -
Certif icados de Depósitos Bancários - CDB 2 CDI 165 -
Cotas de fundos de investimentos 1 CDI - 3
1.454 2.076
Circulante 165 3 Não circulante 1.289 2.073
A Companhia possui títulos e valores mobiliários que rendem taxas de juros variáveis. O prazo desses
títulos varia de 1 a 60 meses a partir do final do período de relatório. Nenhum desses ativos está vencido
nem apresenta problemas de recuperação ou redução ao valor recuperável no encerramento do exercício.
9 Ativos e Passivos Financeiros Setoriais
Os Ativos e Passivos Financeiros Setoriais se referem à Conta de Compensação de Variação de Custos da
Parcela A (CVA) e outros componentes financeiros, que correspondem aos custos não gerenciáveis
incorridos no ciclo tarifário, sem a devida cobertura tarifária, registrando-se um ativo ou passivo financeiro
setorial em contrapartida à receita operacional. Os saldos destas contas representam as variações positivas
e negativas entre os valores previstos e realizados, sendo corrigidos por índice determinado pela Aneel e
repassados no próximo reajuste tarifário.
29
9.1 Mutação das contas de Ativos Financeiros Setoriais
A movimentação das contas de Ativos Financeiros Setoriais, bem como a abertura do saldo, é a seguinte:
Saldo em Resultado Conta Bandeiras
31.12.2014 Amorti- Financeiro ACR Tarifárias Saldo em Valores em Valores em Circulante Não
Não auditado Adição zação Remuneração 31.12.2015 Amortização Constituição Circulante
CVA ATIVA 730.602 1.758.314 (850.264) 143.879 - - 1.782.531 608.925 1.173.606 1.195.728 586.803
Aquisição de energia-(CVAenerg) (9.3.1) 603.474 257.022 (561.430) 66.211 - - 365.277 365.277 - 365.277 - Custo da energia de Itaipu (9.3.2) 2.469 678.604 (2.610) 20.945 - - 699.408 - 699.408 349.704 349.704 Proinfa 4.604 - (4.879) 275 - - - - - - - Transporte rede básica 96.852 57.734 (89.677) 12.102 - - 77.011 69.781 7.230 73.396 3.615 Transporte de energia - Itaipu 2.057 8.398 (3.229) 497 - - 7.723 2.859 4.864 5.291 2.432 CDE (9.3.3) 16.892 756.556 (184.185) 43.849 - - 633.112 171.008 462.104 402.060 231.052
Conta Consumo de Combustíveis - CCC 4.254 - (4.254) - - - - - -
Transferências 876.492 (876.492)
DEMAIS ATIVOS FINANCEIROS 813.495 632.019 (637.167) 67.244 (38.704) (136.698) 700.189 556.411 143.778 628.300 71.889
Neutralidade da parcela A (9.4.1) - 68.869 - 3.663 - - 72.532 - 72.532 36.266 36.266 Sobrecontratação de Energia (9.4.2) 212.539 206.796 (157.979) 34.822 (38.704) (136.698) 120.776 78.778 41.998 99.777 20.999 Diferimento de reposição na RTP (9.4.3) 599.402 311.212 (467.628) 24.641 - - 467.627 467.627 - 467.627 -
Abrace (a) e (9.4.4) - 19.808 - 648 - - 20.456 - 20.456 10.228 10.228 Exposição f inanceira - 25.174 (9.922) 3.462 - - 18.714 9.922 8.792 14.318 4.396 Garantias - 160 (84) 8 - - 84 84 - 84 - Eletronuclear 1.554 - (1.554) - - - - - -
Transferências 462.185 (462.185)
TOTAL 1.544.097 2.390.333 (1.487.431) 211.123 (38.704) (136.698) 2.482.720 1.165.336 1.317.384 1.824.028 658.692
(a) Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres - Abrace
Receita Operacional
9.2 Mutação das contas de Passivos Financeiros Setoriais
A movimentação das contas de Passivos Financeiros Setoriais, bem como a abertura do saldo, é a
seguinte:
Saldo em Resultado Conta Bandeiras
31.12.2014 Amorti- Financeiro ACR Tarifárias Saldo em Valores em Valores em Circulante Não
Não auditado Adição zação Remuneração 31.12.2015 Amortização Constituição Circulante
CVA PASSIVA 481.936 - 302.371 (301.928) 43.273 19.590 780.061 720.561 201.829 518.732 461.195 259.366
Aquisição de energia -CVAenerg (9.3.1) - (164.004) - (126) 19.590 524.682 380.142 - 380.142 190.071 190.071 Custo da energia de Itaipu (9.3.2) 111.171 (109.938) - (1.233) - - - - - - - Proinfa - 2.350 (1.278) 193 - - 1.265 1.185 80 1.225 40 ESS 370.765 (30.779) (300.650) 44.439 - 255.379 339.154 200.644 138.510 269.899 69.255
Transferências 279.338 (279.338)
DEMAIS PASSIVOS FINANCEIROS 21.016 847.353 (198.322) 46.450 - - 716.497 187.651 528.846 452.074 264.423
Neutralidade da parcela A (9.4.1) 21.016 5.266 (18.559) 165 - - 7.888 7.888 - 7.888 - Revisão tarifária extraordinária - 842.087 (179.763) 46.285 - - 708.609 179.763 528.846 444.186 264.423
Transferências 10.228 (10.228)
TOTAL 502.952 544.982 (500.250) 89.723 19.590 780.061 1.437.058 389.480 1.047.578 913.269 523.789
Receita Operacional
9.3 Conta de Compensação dos Custos da “Parcela A”
9.3.1 Custos de aquisição de energia- (CVAenerg)
A conta de CVA Energia foi compensada pelos recursos recebidos das Bandeiras Tarifárias ao longo de
2015, e recursos da Conta-ACR relativos à competência de novembro e dezembro de 2014, repassados em
março de 2015, de acordo com o Despacho Aneel nº 733, de 27.03.2015.
Na apuração da Conta Bandeiras de julho e agosto de 2015, foi verificado saldo positivo suficiente para
cobrir todos os custos remanescentes dos meses anteriores das distribuidoras, gerando assim um superávit
da conta.
30
Em 1º.12.2015, foi aprovada pela Aneel a Resolução Normativa nº 689, alterada pela Resolução Normativa
nº 700/2016, que trata da metodologia para os casos de saldos positivos da Conta Bandeiras, determinando
que o excedente de bandeiras seja alocado na distribuidora, a ser apropriado aos consumidores nos
processos tarifários subsequentes, considerando a provisão em dezembro de 2015, podendo ser
compensado nas próximas apurações da Conta Bandeiras, até o próximo reajuste tarifário.
9.3.2 Energia elétrica comprada para revenda – Itaipu
A potência da Usina Hidrelétrica de Itaipu é vendida por meio de cotas-parte às concessionárias das regiões
Sul, Sudeste e Centro-Oeste, de acordo com seus mercados. A Companhia reconheceu em 31.12.2015 o
montante de R$ 699.408 como variação de custo de aquisição de energia elétrica, em razão do reajuste do
preço da energia de Itaipu e da variação cambial.
9.3.3 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE
O saldo constituído em 31.12.2015 representa a diferença das quotas de CDE - Uso, Energia e Conta-ACR
– homologadas pela Aneel e pagas mensalmente (NE nº 21.1.4), superiores à quota regulatória prevista na
tarifa de energia.
9.4 Demais ativos e passivos financeiros setoriais
9.4.1 Neutralidade
A Neutralidade da Parcela A corresponde à estimativa da parcela recuperável dos encargos setoriais não
recebidos pela tarifa vigente (receita faturada), face à retração do consumo verificado no período. A
Companhia reconheceu em 31.12.2015 o montante de R$ 64.644 relativo à neutralidade da Parcela A.
9.4.2 Sobrecontratação
Reflete o resultado financeiro das compras e vendas no mercado de curto prazo. Seu repasse tarifário está
sujeito à aplicação dos limites de repasse da sobrecontratação de energia (até 105% da energia anual
requerida) e da exposição ao mercado de curto prazo, sendo que na aplicação destas condicionantes
deverão ser considerados os montantes de sobrecontratação ou exposição involuntária.
9.4.3 Diferimento reposição tarifária
Os diferimentos parciais se referem aos reajustes tarifários de 2013 e de 2014, conforme Resoluções
Homologatórias nº 1.541/2013, e nº 1.740/2014, respectivamente. Em 31.12.2015, o montante atualizado do
diferimento de 2013 é de R$ 143.624 e de 2014 é de R$ 324.003, totalizando R$ 467.627, a serem
amortizados em 2016.
31
9.4.4 Abrace
A Aneel, em 18.11.2015, através da Resolução Homologatória nº 1.986/2015, definiu as tarifas para
membros da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores
Livres – Abrace que, em decorrência de decisão judicial, obtiveram suspensão do pagamento de parte do
encargo da CDE, refletindo na redução da receita, sendo que a parcela desonerada dos associados será
rateada entre os demais consumidores no próximo ciclo tarifário.
10 Outros Ativos Circulantes e Não Circulantes
Reapresentado31.12.2014
Não auditado
Créditos a receber
Empregados 12.781 13.833
Fornecedores 7.379 11.640
Títulos de crédito a receber 607 577
Serviços prestados a terceiros 617 687
Alienação de bens e direitos 46 3
Ordem de dispêndios a reembolsar - 147
Convênios de Arrecadação 19.256 20.224
Rendas a receber 72 60
Reembolsos do fundo da CDE (10.1) 119.010 210.808
Programa do Governo 19.482 -
(-) Provisão para créditos de liquidação duvidosa (11.838) (1.491)
Outros
Adiantamento para indenizações imobiliárias 17.461 14.705
Subsídio baixa renda 12.351 13.368
Outros créditos 17.999 4.276
215.222 288.836
Desativações e alienações
Desativações em curso 32.527 10.185
Alienações em curso 7.302 6.419
39.829 16.604
255.051 305.439
Circulante 229.056 304.017
Não circulante 25.995 1.422
31.12.2015
10.1 Repasse CDE
A CDE (NE nº 21.1.4) tem entre suas finalidades prover recursos para subsidiar os descontos aplicados nas
tarifas de uso dos sistemas elétricos de distribuição.
O valor a ser repassado à Copel Distribuição foi homologado pela Aneel, pela Resolução nº 1.763/2014 e
alterado pelas resoluções nº 1.858 de 27.02.2015 e nº 1.897 de 16.06.2015.
O saldo apresentado em 31.12.2014 refere-se às parcelas de junho a dezembro de 2014, recebidas em
2015, e o saldo de 31.12.2015 refere-se às parcelas de outubro a dezembro de 2015, recebidas em janeiro
de 2016.
32
11 Imobilizado e Intangível
11.1 Composição do Imobilizado
Ativo Imobilizado em Serviço - R$ Mil
Valor Bruto 31.12.2014
Não auditado
Adições (A)
Baixas (B)Transfe-
rências (C)
Valor Bruto em
31.12.2015
Adições Líquidas = (A)-(B)+(C)
Depre- ciação Acum.
Valor Líquido
em 31.12.2015
Valor Líquido
31.12.2014 Não
auditado
Obrigações Especiais
Brutas
Amorti- zação
Acum.
Obrigações Especiais Líquidas
Distribuição 13.954.846 38.311 (463.830) 1.385.728 14.915.055 960.209 (8.433.196) 6.481.859 5.504.077 3.076.259 (722.066) 2.354.193 Terrenos 264.869 - - 5.646 270.515 5.646 - 270.515 264.869 - - - Edif icações, obras civis e benfeitorias 278.588 371 (371) 40.572 319.160 40.572 (128.018) 191.142 159.714 - - -
Máquinas e equipamentos 13.212.638 37.939 (463.324) 1.334.414 14.121.667 909.029 (8.154.226) 5.967.441 5.020.888 3.076.259 (722.066) 2.354.193 Veículos 190.638 - - 4.731 195.369 4.731 (145.468) 49.901 55.800 - - - Móveis e utensílios 8.113 1 (135) 365 8.344 231 (5.484) 2.860 2.806 - - -
Administração 168.163 20 (14.554) (1.743) 151.886 (16.277) (101.299) 50.587 60.306 - - -
Terrenos 5.352 - - - 5.352 - - 5.352 5.353 - - - Edif icações, obras civis e benfeitorias 66.858 - - 645 67.503 645 (42.215) 25.288 26.795 - - - Máquinas e equipamentos 73.791 - (7.381) (2.686) 63.724 (10.067) (48.305) 15.419 18.967 - - - Veículos 18.028 20 (7.138) 221 11.131 (6.897) (7.423) 3.708 8.273 - - - Móveis e utensílios 4.134 - (35) 77 4.176 42 (3.356) 820 918 - - -
Subtotal 14.123.009 38.331 (478.384) 1.383.985 15.066.941 943.932 (8.534.495) 6.532.446 5.564.383 3.076.259 (722.066) 2.354.193
Ativo Imobilizado em Curso - R$ Mil
Valor Bruto 31.12.2014
Não auditado
Adições (A)
Baixas (B)Transfe-
rências (C)
Valor Bruto em
31.12.2015
Adições Líquidas = (A)-(B)+(C)
Depre- ciação Acum.
Valor Líquido
em 31.12.2015
Valor Líquido
31.12.2014 Não
auditado
Obrigações Especiais
Brutas
Amorti- zação
Acum.
Obrigações Especiais Líquidas
Distribuição 912.732 869.840 (17.579) (1.374.714) 390.279 (522.453) - 390.279 912.732 40.616 - 40.616
Máquinas e equipamentos 824.857 869.350 (17.565) (1.328.068) 348.574 (476.283) - 348.574 824.857 40.616 - 40.616 Outros 87.875 490 (14) (46.646) 41.705 (46.170) - 41.705 87.875 - - -
Administração 244.003 (13.478) - (9.271) 221.254 (22.749) - 221.254 244.003 142 - 142 Máquinas e equipamentos 10.422 369 - (2.124) 8.667 (1.755) - 8.667 10.422 142 - 142
Outros 233.581 (13.847) - (7.147) 212.587 (20.994) - 212.587 233.581 - - -
Subtotal 1.156.735 856.362 (17.579) (1.383.985) 611.533 (545.202) - 611.533 1.156.735 40.758 - 40.758
Total do Ativo Imobilizado 15.279.744 894.693 (495.963) - 15.678.474 398.730 (8.534.495) 7.143.979 6.721.118 3.117.017 (722.066) 2.394.951
11.2 Composição do Intangível
Intangível - R$ MilValor Bruto
31.12.2014 Não auditado
Adições (A)
Baixas (B)
Transfe- rências
(C)
Valor Bruto em
31/12/2015
Adições Líquidas = (A)-(B)+(C)
Amorti- zação
Acum.
Valor Líquido
em 31.12.2015
Valor Líquido 31.12.2014
Não auditado
Ativo Intangível em Serviço
Distribuição 68.021 101 - 10.752 78.874 10.853 (12.394) 66.480 56.144
Servidões 54.438 101 - 10.392 64.931 10.493 - 64.931 54.438 Softw ares 13.583 - - 360 13.943 360 (12.394) 1.549 1.706 Outros - - - - - - - - - Administração 110.883 - (1.378) - 109.505 (1.378) (86.707) 22.798 38.475
Softw ares 110.883 - (1.378) - 109.505 (1.378) (86.707) 22.798 38.475 Outros - - - Subtotal 178.904 101 (1.378) 10.752 188.379 9.475 (99.101) 89.278 94.619
Ativo Intangível em CursoDistribuição 13.732 16.153 - (10.752) 19.133 5.401 - 19.133 13.732
Servidões 5.789 14.649 - (10.392) 10.046 4.257 - 10.046 5.789 Softw ares 7.943 1.504 - (360) 9.087 1.144 - 9.087 7.943 Outros - - - Administração 47.509 10.472 (4.555) - 53.426 5.917 53.426 47.509
Softw ares 47.509 10.472 (4.555) - 53.426 5.917 - 53.426 47.509 Outros - - - - - - - - Subtotal 61.241 26.625 (4.555) (10.752) 72.559 11.318 - 72.559 61.241
Total do Ativo Intangível 240.145 26.726 (5.933) - 260.938 20.793 (99.101) 161.837 155.860
33
11.3 Composição de Máquinas e Equipamentos
Máquinas e Equipamentos - R$ MilValor Bruto
31.12.2014 Não auditado
Adições (A)
Baixas (B)Transfe- rências
(C)
Valor Bruto em
31.12.2015
Adições Líquidas = (A)-(B)+(C)
AIS Bruto 13.212.638 37.939 (463.324) 1.334.414 14.121.667 909.029
Transformador de distribuição 1.661.749 6.118 (43.464) 165.201 1.789.604 127.855
Medidor 1.366.016 - (149.599) 63.322 1.279.739 (86.277)
Redes baixa tensão ( < 2,3 kV) 2.133.126 5.112 (73.558) 146.859 2.211.539 78.413
Redes média tensão (2,3 kV a 44 kV) 4.392.051 10.226 (152.505) 492.156 4.741.928 349.877
Redes alta tensão (69 kV) 200.418 - - 45.526 245.944 45.526
Redes alta tensão (88 kV a 138 kV) 846.843 5.590 (14) 208.281 1.060.700 213.857
Subestações média tensão (primário 30 kV a 44 kV) 1.410.615 - (18.344) (804.057) 588.214 (822.401)
Subestações alta tensão (primário de 69 kV) 272.175 85 (7.749) 175.605 440.116 167.941
Subestações alta tensão (primário 88 kV a 138 kV) 722.106 10.765 (6.779) 811.780 1.537.872 815.766
Subestações alta tensão (primário >= a 230 kV) - - - - - -
Demais máquinas e equipamentos 207.539 43 (11.312) 29.741 226.011 18.472
Obrigações Especiais do AIS Bruto (2.658.062) (15.149) (1.108) (401.940) (3.076.259) (418.197)
Participações, doações, subvenções, PEE, P&D, universalização
(2.637.995) (15.149) (1.108) (210.174) (2.864.426) (226.431)
Outros (20.067) - - (191.766) (211.833) (191.766)
Originadas da receita (20.067) - - (191.766) (211.833) (191.766)
Ultrapassagem de demanda - - - (59.283) (59.283) (59.283)
Excedente de reativos - - - (132.483) (132.483) (132.483)
Outros (20.067) - - - (20.067) -
11.4 Composição das adições por tipo de gastos capitalizados:
Adições do Ativo Imobilizado em Curso - R$ Mil
Material / Equipa-
mentos
Serviços de Terceiros
Mão de Obra
Própria
Juros Capitalizados
Outros Gastos
Total2015
Terrenos 10.215 96 - 178 8 10.497
Edif icações, obras civis e benfeitorias (529) 2.845 2.043 1.770 66 6.195
Máquinas e equipamentos 418.194 341.251 91.980 14.000 4.294 869.719
Móveis e utensílios 79 - - - - 79
Desenvolvimento de projetos - (324) 5 - (1) (320)
Transformação, fabricação e reparo de materiais
(12.981) 958 378 - 4 (11.641)
Material em depósito (26.472) - - - - (26.472)
Compras em andamento (558) (3.762) - - - (4.320)
Depósitos judiciais - 198 - - 10.609 10.807
Outros 1.818 - - - - 1.818
Total das Adições 389.766 341.262 94.406 15.948 14.980 856.362
34
11.4.1 Principais Adições e Baixas
As dez principais adições, pelo critério de valor, no imobilizado em serviço no exercício estão apresentadas
a seguir:
Descrição do bem R$ mil
1. Condutor >=69kV, alumínio com alma de aço, nu, 397,5 MCM, monofásico - 429.417 Kg 9.356
2. Condutor >=69kV, alumínio com alma de aço, nu, 397,5 MCM, monofásico - 380.007 Kg 8.237
3. Protetor de rede, 230kV <X<= 245kV - 126 unid 7.456
4. Subestação SF6, 138kV <X<= 145kV, 12,6kV <X<= 13,8kV, 40 MVA <X<= 45 MVA 6.971
5. Edif icação - casa de comando - PAT 3020712678 4.891
6. Subestação SF6, 138kV <X<= 145kV, 12,6kV <X<= 13,8kV, 40 MVA <X<= 45 MVA 4.869
7. Edif icação - casa de comando - PAT 3020712579 4.610
8. Edif icação - casa de comando - PAT 3020712575 4.302
9. Condutor >=69kV, alumínio com alma de aço, nu, 397,5 MCM, monofásico - 165.289 Kg 3.626
10. Condutor >=69kV, alumínio com alma de aço, nu, 397,5 MCM, monofásico - 93.759 Kg 3.549
As dez principais baixas, pelo critério de valor, no imobilizado em serviço no exercício estão apresentadas a
seguir:
Descrição do bemValorBruto
DepreciaçãoAcumulada
Valor Líquido
1. Transformador de força 138kV; 34,5kV; 41,67 MVA; trifásico; c/comutador; PAT 3510880617 2.207 (1.862) 345
2. Transformador de força 138kV; 34,5kV; 41,67 MVA; trifásico; c/comutador; PAT 3510880627 2.207 (1.891) 316
3. Transformador de força 145kV; 15,0kV; 41,67 MVA; trifásico; c/comutador; PAT 3510880953 2.207 (946) 1.261
4. Softw are solução Sonda; PAT 3520253134 1.378 (919) 459
5. Transformador de força 69kV; 13,8kV; 25 MVA; trifásico; c/comutador; PAT 3510880310 688 (509) 179
6. Transformador de força 34,5kV; 13,8kV; 4,2 MVA, trifásico; s/comutador; PAT 3510880528 353 (323) 30
7. Disjuntor >=69kV; 72,5kV; 2000A; a gás(SF6); externo; 20 kA; PAT 3510300761 258 (111) 147
8. Transformador de força 34,5kV; 13,8kV; 1 MVA; trifásico; s/comutador; PAT 3510880096 225 (204) 21
9. Disjuntor >=69kV; 170kV; 1250A; PVO; externo; 14,6 kA; PAT 3510300224 219 (213) 6
10. Disjuntor >=69kV; 170kV; 1250A; PVO; externo; 14,6 kA; PAT 3510300228 219 (212) 7
35
11.5 Composição do Imobilizado e Intangível por atividade:
2014 Não auditado
Taxas anuais médias de
depreciação (%)Valor Bruto
Depreciação e Amortização Acumulada
Valor líquidoValor líquido
Em serviço
Distribuição 3,71% 14.993.929 (8.445.590) 6.548.339 5.552.376
Custo histórico 9.432.912 (3.570.239) 5.862.673 4.771.745
Reavaliação 5.561.017 (4.875.351) 685.666 780.631
Administração 4,73% 261.391 (188.006) 73.385 98.781
Custo histórico 173.830 (119.654) 54.176 76.155
Reavaliação 87.561 (68.352) 19.209 22.626
Comercialização - - - 7.845
Custo histórico - - - 5.724
Reavaliação - - - 2.121
15.255.320 (8.633.596) 6.621.724 5.659.002
Em curso
Distribuição 409.412 - 409.412 922.478
Administração 274.680 - 274.680 291.512
Comercialização - - - 3.986
684.092 - 684.092 1.217.976 15.939.412 (8.633.596) 7.305.816 6.876.978
2015
11.6 Taxas anuais de depreciação
As principais taxas anuais de depreciação da distribuição, de acordo com a Resolução Aneel nº 474/2012:
Taxas anuais de depreciação (%)
Distribuição
Medidor eletrônico 7,69
Medidor eletromecânico 4,00
Transformador de distribuição 4,00
Condutor classe de tensão < 69kV 3,57
Estrutura poste 3,57
Painel, mesa de comando e cubículo 3,57
Transformador de força 2,86
Condutor classe de tensão = > 69kV 2,70
Estrutura torre 2,70
Administração central
Softw are 20,00
Equipamento geral de informática 16,67
Veículos 14,29
Equipamento geral 6,25
Edificações 3,33
36
De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019 de 26.02.1957, os bens e instalações utilizados na
distribuição são vinculados a este serviço, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em
garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização da Aneel. O ato normativo que regulamenta a
desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concede autorização prévia
para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando que o
produto das alienações seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão.
11.7 Custos de empréstimos, financiamentos e debêntures capitalizados
Os custos de empréstimos, financiamentos e debêntures capitalizados durante o ano de 2015 totalizaram
R$ 16.080, à taxa média de 0,90% a.a.(R$ 213, à taxa média de 0,21% a.a., em 2014).
12 Fornecedores
31.12.201531.12.2014
Não auditado
Energia elétrica (12.1) 740.990 612.493
Materiais e serviços 134.807 141.279
Encargos de uso da rede elétrica 112.878 61.635
988.675 815.407
37
12.1 Principais contratos de compra de energia
Contratos de compra de energia firmados em ambiente regulado, apresentados pelo valor original e
reajustados anualmente pelo IPCA: C
. Período de Energia comprada Data Preço médio de
suprimento (MWmédio anual) do leilão compra (R$/MWh)
Leilão de energia existente
2º Leilão - Produto 2008 2008 a 2015 50,79 02.04.2005 83,13
4º Leilão - Produto 2009 2009 a 2016 43,91 11.10.2005 94,91
12º Leilão - Produto 2014 18M 01/01/2014 até 30/06/2015 9,67 17.12.2013 165,20
12º Leilão - Produto 2014 36M 01/01/2014 até 31/12/2016 159,15 17.12.2013 149,99
13º Leilão - Produto 2014-DIS 01/05/2014 até 31/12/2019 109,05 30.04.2014 262,00
13º Leilão - Produto 2014-QTD 01/05/2014 até 31/12/2019 272,11 30.04.2014 271,00
14º Leilão - Produto 2015-03 DIS 01/01/2015 até 31/12/2017 13,28 05.12.2014 191,99
14º Leilão - Produto 2015-03 QTD 01/01/2015 até 31/12/2017 16,89 05.12.2014 201,00
18º Leilão Ajuste - Produto 2015 06M 01/01/2015 até 30/06/2015 148,76 15.01.2015 385,87
823,60
Leilão de energia nova
1º Leilão - Produto 2008 Hidro 2008 a 2037 3,61 16.12.2005 106,95
1º Leilão - Produto 2008 Termo 2008 a 2022 24,75 16.12.2005 132,26
1º Leilão - Produto 2009 Hidro 2009 a 2038 3,54 16.12.2005 114,28
1º Leilão - Produto 2009 Termo 2009 a 2023 40,44 16.12.2005 129,26
1º Leilão - Produto 2010 Hidro 2010 a 2039 69,87 16.12.2005 115,04
1º Leilão - Produto 2010 Termo 2010 a 2024 65,01 16.12.2005 121,81
3º Leilão - Produto 2011 Hidro 2011 a 2040 57,66 10.10.2006 120,86
3º Leilão - Produto 2011 Termo 2011 a 2025 54,22 10.10.2006 137,44
4º Leilão - Produto 2010 Termo 2010 a 2024 15,44 26.07.2007 134,67
5º Leilão - Produto 2012 Hidro 2012 a 2041 53,24 16.10.2007 129,14
5º Leilão - Produto 2012 Termo 2012 a 2026 115,38 16.10.2007 128,37
6º Leilão - Produto 2011 Termo 2011 a 2025 9,89 17.09.2008 128,42
7º Leilão - Produto 2013 Hidro 2013 a 2042 - 30.09.2008 98,98
7º Leilão - Produto 2013 Termo 2013 a 2027 110,96 30.09.2008 145,23
8º Leilão - Produto 2012 Hidro 2012 a 2041 0,01 27.08.2009 144,00
8º Leilão - Produto 2012 Termo 2012 a 2026 0,15 27.08.2009 144,60
624,17
Leilão de projetos estruturantes
Santo Antonio 2012 a 2041 126,38 10.12.2007 78,87
Jirau 2013 a 2042 245,09 19.05.2008 71,37
371,47
13 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures
13.1 Composição dos empréstimos, financiamentos e debêntures
.31.12.2014
Não auditado
Empréstimos e financiamentos 871.863 929.209
Debêntures 1.023.378 1.020.088
1.895.241 1.949.297
Circulante 625.108 426.087
Não circulante 1.270.133 1.523.210
31.12.2015
38
13.2 Empréstimos e financiamentos
Data da Nº de Vencimento Encargos financeiros a.a. Valor do
Contrato emissão parcelas final (juros + comissão) contrato 31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Moeda estrangeira
Secretaria do Tesouro
Nacional - STN
(1) Par Bond 20.05.1998 1 11.04.2024 6,0% + 0,20% 17.315 61.763 42.107
(1) Discount Bond 20.05.1998 1 11.04.2024 1,1875%+0,20% 12.082 42.671 29.090
Total moeda estrangeira 104.434 71.197
Moeda nacional
Banco do Brasil
(2) 21/02155-4 10.09.2010 2 15.08.2018 98,5% do DI 350.000 122.353 173.984
(3) 21/02248-8 22.06.2011 2 16.05.2018 109,0% do DI 150.000 151.901 123.436
(4) CCB 21/11062X 26.08.2013 3 27.07.2018 106,0% do DI 151.000 196.852 173.571
(5) CCB 330600773 11.07.2014 3 11.07.2019 111,8% do DI 116.667 123.478 206.024
594.584 677.015
Eletrobras
(6) 980/95 22.12.1994 80 15.11.2018 8,0% 11 8 11
(6) 981/95 22.12.1994 80 15.08.2019 8,0% 1.169 246 311
(6) 982/95 22.12.1994 80 15.02.2020 8,0% 1.283 95 119
(6) 983/95 22.12.1994 80 15.11.2020 8,0% 11 128 154
(6) 984/95 22.12.1994 80 15.11.2020 8,0% 14 55 72
(6) 985/95 22.12.1994 80 15.08.2021 8,0% 61 35 99
(7) 002/04 07.06.2004 120 30.07.2016 8,0% 30.240 643 1.737
(7) 142/06 11.05.2006 120 30.09.2018 5,0% + 1,0% 74.340 10.007 13.588
(7) 206/07 03.03.2008 120 30.08.2020 5,0% + 1,0% 109.642 41.550 50.599
(7) 273/09 18.02.2010 120 30.12.2022 5,0% + 1,0% 63.944 11.510 13.154
(7) 2540/06 12.05.2009 60 30.10.2016 5,0% + 1,5% 5.095 375 824
64.652 80.668
Caixa Econônica Federal
(7) 415.855-22/14 31.03.2015 120 08.12.2026 6,0% 2.844 5.307 -
5.307 -
BNDES
(8) 14205611-A 15.12.2014 72 15.01.2021 2,09% a.a. acima da TJLP 41.583 34.266 30.285
(8) 14205611-B 15.12.2014 6 15.02.2021 2,09 a.a. acima da TR BNDES 17.821 21.267 17.874
(9) 14205611-C 15.12.2014 113 15.06.2024 6% a.a. 78.921 47.353 52.170
102.886 100.329
Total moeda nacional 767.429 858.012
871.863 929.209
Circulante 101.141 405.999 Não circulante 770.722 523.210
Banco do Brasil - prestações anuais:
(2) Parcelas de R$ 58.334 vencíveis em 15.08.2017 e 15.08.2018. Os juros proporcionais são pagos semestralmente.
(3) Parcelas de R$ 75.000 vencíveis em 16.05.2017 e 16.05.2018. Os juros proporcionais são pagos semestralmente.
(4) Parcelas de R$ 50.333 vencíveis em 27.07.2016, 27.07.2017 e 27.07.2018. Os juros proporcionais serão pagosjuntamente com o principal.
(5) Contrato CCB 330600773: parcelas de R$ 38.889 vencíveis em 11.07.2017, 11.07.2018 e 11.07.2019. Os juros são pagos semestralmente.
Destinação:
(1) Reestruturação da dívida da Controladora referente aos financiamentos sob amparo da Lei nº 4.131/62.
(2) (3) (4) Capital de giro.
(5) Quitação de empréstimos.
(6) Programa Nacional de Irrigação - Proni.
(7) Programa de Eletrificação Rural - Luz para Todos.
(8) Investimento em preservação de negócios, melhorias, suporte operacional e investimentos gerais em expansão.
39
(9) Máquinas e equipamentos nacionais credenciados no BNDES.
Garantias :
(1) Conta corrente bancária centralizadora da arrecadação das receitas. Garantias depositadas (NE nº 13.2.1).
(2) (3) Penhor de duplicatas mercantis de até 360 dias.
(2) (3) (4) (5) Cessão de créditos.
(6) (7) Receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público, e na emissão de notas promissórias eduplicatas de venda mercantil em igual número das parcelas a vencer.
(8) (9) Fiança da Companhia Paranaense de Energia; cessão fiduciária de receitas e direitos indenizatórios da concessão.
13.2.1 Cauções e depósitos vinculados – STN
Constituição de garantias, sob a forma de caução em dinheiro, Par Bond, no valor de R$ 50.689 (R$ 33.525
em 31.12.2014), e Discount Bond, no valor de R$ 35.448 (R$ 23.431 em 31.12.2014), destinadas a
amortizar os valores de principal correspondentes aos contratos da STN, quando da exigência de tais
pagamentos, em 11.04.2024. Os valores são atualizados mediante aplicação da média ponderada das
variações percentuais dos preços do Bônus de Zero Cupom do Tesouro dos Estados Unidos da América,
pela participação de cada série do instrumento na composição da carteira de garantias de principal,
constituídas no contexto do Plano Brasileiro de Financiamento - 1992.
13.2.2 Composição dos empréstimos e financiamentos por tipo de moeda e indexador
Variação da moeda estrangeira e indexadores
acumulada no período (%) 31.12.2015 %31.12.2014
Não auditado %
Moeda estrangeira
Dólar norte-americano 47,01 104.434 11,98 71.197 7,66
104.434 11,98 71.197 7,66
Moeda nacional
TJLP 40,00 34.266 3,93 30.285 3,26
Ufir 0,00 69.959 8,02 80.668 8,68
CDI 22,21 594.584 68,20 677.015 72,86
IPCA 10,67 21.267 2,44 17.874 1,92
Sem indexador - 47.353 5,43 52.170 5,62
767.429 88,02 858.012 92,34
871.863 100,00 929.209 100,00
Circulante 101.141 405.999 Não circulante 770.722 523.210
40
13.2.3 Vencimento das parcelas de longo prazo
31.12.2015 Moeda
estrangeira Moeda
nacional Total
2017 - 274.726 274.726
2018 - 273.816 273.816
2019 - 65.145 65.145
2020 - 23.750 23.750
2021 - 11.588 11.588
Após 2021 103.547 18.150 121.697
103.547 667.175 770.722
13.2.4 Mutação de empréstimos e financiamentos
Moeda estrangeira Moeda nacional
circulante não circulante circulante não circulante Total
Em 1º.01.2014 - Não auditado 2.161 62.661 172.256 578.974 816.052
Ingressos - - - 216.667 216.667
Encargos 2.722 - 16.921 60.859 80.502
Variação monetária e cambial (138) 7.940 20 46 7.868
Transferências - - 403.937 (403.937) -
Amortização - principal (736) - (132.646) - (133.382)
Pagamento - encargos (3.413) - (55.085) - (58.498)
Em 31.12.2014 - Não auditado 596 70.601 405.403 452.609 929.209
Ingressos - - 15.095 15.095
Encargos 4.161 - 73.520 20.237 97.918
Variação monetária e cambial - 32.946 364 1.726 35.036
Transferências - - (177.508) 177.508 -
Amortização - principal - - (26.719) - (26.719)
Pagamento - encargos (3.870) - (174.806) - (178.676)
Em 31.12.2015 887 103.547 100.254 667.175 871.863
13.2.5 Cláusulas contratuais restritivas - Covenants
A Companhia possui empréstimos com condições restritivas cujo descumprimento poderá implicar em
vencimento antecipado das dívidas, com destaque para não alteração do seu controle efetivo direto ou
indireto.
Em 31.12.2015, todas as condições acordadas foram integralmente atendidas.
41
13.3 Debêntures
Data da Nº de Encargos financeiros a.a. Valor do
Emissão emissão parcelas inicial final (juros) contrato 31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
1ª 30.10.2012 2 30.10.2016 30.10.2017 DI + Spread 0,99% a.a. 1.000.000 1.023.378 1.020.088
1.023.378 1.020.088
Circulante 523.967 20.088 Não circulante 499.411 1.000.000
Características:
O valor unitário das debêntures não é atualizado monetariamente.
Debêntures simples, série única, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, para distribuição pública com esforços
restritos de colocação, nos termos da Instrução CVM nº 476. Foram emitidos títulos com valor unitário de R$ 10.
Encargos financeiros:
Juros pagos semestralmente em abril e outubro.
Destinação:
Capital de giro e/ou realização de investimentos da emissora.
Garantias:
Fidejussória.
Interveniente garantidora:
Copel.
Agente fiduciário:
Pentágono S.A. DTVM.
Vencimento
13.3.1 Vencimento das parcelas de longo prazo
31.12.2015
2017 499.411
Após 2017 -
499.411
13.3.2 Mutação das Debêntures
circulante não circulante Total
Em 1º.01.2014 - Não auditado 16.972 1.000.000 1.016.972
Encargos 115.801 - 115.801
Pagamento - encargos (112.685) - (112.685)
Em 31.12.2014 - Não auditado 20.088 1.000.000 1.020.088
Encargos 138.731 (589) 138.142
Transferências 500.000 (500.000) -
Pagamento - encargos (134.852) - (134.852)
Em 31.12.2015 523.967 499.411 1.023.378
42
13.3.3 Cláusulas contratuais restritivas - Covenants
A Companhia possui debêntures com cláusulas que requerem a manutenção de determinados índices
econômico-financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos, com exigibilidade de cumprimento anual,
bem como outras condições a serem observadas, tais como: não alterar a participação acionária da
Companhia no capital social, que represente alteração de controle sem a prévia anuência dos
debenturistas; não realizar, sem prévia e expressa autorização dos debenturistas, distribuição de dividendos
ou pagamentos de juros sobre capital próprio, caso estejam em mora relativamente ao cumprimento de
quaisquer de suas obrigações pecuniárias ou não atendam aos índices financeiros estabelecidos. O
descumprimento destas condições poderá implicar vencimento antecipado das debêntures.
Em 31.12.2015, todas as condições acordadas foram integralmente atendidas.
13.4 Endividamento e Ativos Financeiros
Informamos o endividamento e ativos financeiros da companhia conforme determinação da Aneel:
43
Juros de Principal Principal + Saldo Adim- Data Captação Tipo de Indexador Spread Data Próximo Freqüência Data Próxima Vencimento Cronograma de Amortização de Principal e Juros de Longo Prazo
Curto Prazo Curto Prazo Juros LP Total plente? / Repactuação Garantia ou Juros % a.a. Pgto Juros Pgto Juros Amortização Final 2017 2018 2019 2020 2021 2022+ Total
1 Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira 887 - 103.547 104.434 - - - - - 103.547 103.547
1.1 STN - Par Bond 772 - 60.990 61.762 Sim abr-94 Recebíveis US$ 6,00% 15/10/15 Semestral N.A. 15/04/24 - - - - - 60.990 60.990
1.2 STN - Discount Bond 114 - 42.557 42.671 Sim abr-94 Recebíveis US$ 1,19% 15/10/15 Semestral N.A. 15/04/24 - - - - - 42.557 42.557
2 Financ. / Emprést. Moeda Nacional 43.413 580.807 1.166.587 1.790.807 774.138 273.817 65.143 23.747 11.590 18.152 1.166.587
2.1 ELETROBRÁS ECFS 206/07 1 8.926 32.623 41.550 Sim mar-08 Recebíveis UFIR 5,00% 30/01/16 Mensal 30/01/16 30/08/20 8.897 8.897 8.897 5.932 - - 32.623
2.2 ELETROBRÁS ECFS 142/06 - 3.639 6.368 10.007 Sim mai-06 Recebíveis UFIR 5,00% 30/01/16 Mensal 30/01/16 30/09/18 3.639 2.729 - - - - 6.368
2.3 ELETROBRÁS ECFS 002/04 - 642 - 642 Sim dez-94 Recebíveis UFIR 5,00% 30/01/16 Mensal 30/01/16 30/07/16 - - - - - - -
2.4 ELETROBRÁS ECFS 0273/09 - 1.644 9.866 11.510 Sim fev-10 Recebíveis UFIR 5,00% 30/01/16 Mensal 30/01/16 30/12/22 1.644 1.644 1.644 1.644 1.644 1.646 9.866
2.5 ELETROBRÁS IRD 980/95 - 2 6 8 Sim dez-94 Recebíveis UFIR 8,00% 15/02/16 Trimestral 15/02/16 15/11/18 3 3 - - - - 6
2.6 ELETROBRÁS IRD 981/95 2 49 195 246 Sim dez-94 Recebíveis UFIR 8,00% 15/02/16 Trimestral 15/02/16 15/08/19 71 71 53 - - - 195
2.7 ELETROBRÁS IRD 982/95 1 18 76 95 Sim dez-94 Recebíveis UFIR 8,00% 15/02/16 Trimestral 15/02/16 15/02/20 24 24 24 4 - - 76
2.8 ELETROBRÁS IRD 983/95 1 19 108 128 Sim dez-94 Recebíveis UFIR 8,00% 15/02/16 Trimestral 15/02/16 15/11/20 27 27 27 27 - - 108
2.9 ELETROBRÁS IRD 984/95 1 8 46 55 Sim dez-94 Recebíveis UFIR 8,00% 15/02/16 Trimestral 15/02/16 15/11/20 12 12 11 11 - - 46
2.10 ELETROBRÁS IRD 985/95 - 5 30 35 Sim dez-94 Recebíveis UFIR 8,00% 15/02/16 Trimestral 15/02/16 15/08/21 6 6 6 6 6 - 30
2.11 BANCO DO BRASIL CF 21/02155-4 6.443 - 115.910 122.353 Sim dez-11 Recebíveis CDI 109,00% 15/02/16 Semestral 15/08/17 15/08/18 57.955 57.955 - - - - 115.910
2.12 BANCO DO BRASIL CF 21/02248-8 2.771 - 149.130 151.901 Sim jun-15 Recebíveis CDI 109,00% 16/05/16 Semestral 16/05/17 16/05/18 74.565 74.565 - - - - 149.130
2.13 ELETROBRÁS ECFS 2540/06 - 375 - 375 Sim mai-09 Recebíveis UFIR 5,00% 30/01/16 Mensal 30/01/16 30/10/16 - - - - - - -
2.14 1ª Emissão de Debêntures 23.967 500.000 499.411 1.023.378 Sim out-12 Recebíveis CDI 0,99% 30/04/16 Semestral 30/10/16 30/10/17 499.411 - - - - - 499.411
2.15 BANCO DO BRASIL CCB 21/11062-X - 50.048 146.804 196.852 Sim ago-13 Recebíveis CDI 106,00% 27/07/16 Anual 27/07/18 27/07/18 73.402 73.402 - - - - 146.804
2.16 BANCO DO BRASIL CCB 300.600.773 8.402 - 115.076 123.478 Sim jul-14 Recebíveis CDI 111,80% 11/01/16 Semestral 11/07/17 11/07/19 38.359 38.359 38.358 - - - 115.076
2.17 BNDES - Obras da Copa 2014 Subcr A 133 6.586 27.547 34.266 Sim dez-14 Recebíveis TJLP 2,09% 15/01/16 Mensal 15/01/16 15/01/21 6.746 6.746 6.746 6.746 563 - 27.547
2.18 BNDES - Obras da Copa 2014 Subcr B 1.437 3.305 16.525 21.267 Sim dez-14 Recebíveis Outro 2,09% 15/02/16 Anual 15/02/16 15/02/21 3.305 3.305 3.305 3.305 3.305 - 16.525
2.19 BNDES - Obras da Copa 2014 Subcr C 254 5.541 41.559 47.354 Sim dez-14 Recebíveis Não há 6,00% 15/01/16 Mensal 15/01/16 15/06/24 5.541 5.541 5.541 5.541 5.541 13.854 41.559
2.20 ELETROBRÁS ECFS 333/2013 - - 5.307 5.307 Sim dez-14 Outras Não há 6,00% 08/01/17 Mensal 08/01/17 08/12/26 531 531 531 531 531 2.652 5.307
3 Dívidas com Fundo de Pensão - 29.955 365.049 395.004 - - - - - - -
3.1 Plano Assistencial Pós Emprego - 29.955 365.049 395.004 - - - - - - - - - - - - - - - -
4 Total por Dívida 44.300 610.762 1.635.183 2.290.245 774.138 273.817 65.143 23.747 11.590 121.699 1.270.134
4.1 Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira 887 - 103.547 104.434 - - - - - 103.547 103.547
4.2 Financ. / Emprést. Moeda Nacional 43.413 580.807 1.166.587 1.790.807 774.138 273.817 65.143 23.747 11.590 18.152 1.166.587
4.3 Tributária - - - - - - - - - - -
4.4 Fundo de Pensão - 29.955 365.049 395.004 - - - - - - -
ATIVOS FINANCEIROS
Juros de Principal Principal + Saldo Adim- Data Captação Tipo de Indexador Spread Data Próximo Freqüência Data Próxima Vencimento Cronograma de Amortização
Curto Prazo Curto Prazo Juros LP Total plente? / Repactuação Garantia ou Juros % a.a. Pgto Juros Pgto Juros Amortização Final 2017 2018 2019 2020 2021 2022+ Total
5 Ativos Financeiros - 416.251 1.289 417.540 - - - - - - -
5.1 Caixa e Aplicações Financeiras - 416.251 1.289 417.540 - - - - - - -
5.1.1 Caixa e Equivalentes de Caixa (1101) - 416.086 - 416.086
5.1.2 Aplic. Financ. CDB - 165 - 165
5.1.5 LFT - - 741 741 Sim Selic 100,00% N.A. 01/03/18 -
5.1.6 LFT - - 548 548 Sim Selic 100,00% N.A. 01/03/21 -
Juros de Principal Principal + Saldo
Curto Prazo Curto Prazo Juros LP Total
6 (+) Dívida Bruta 44.300 610.762 1.635.183 2.290.245
6.1 Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira 887 - 103.547 104.434
6.2 Financ. / Emprést. Moeda Nacional 43.413 580.807 1.166.587 1.790.807
6.3 Tributária - - - -
6.4 Fundo de Pensão - 29.955 365.049 395.004
6.5 Intra-setoriais - - - -
6.6 Mútuos Passivos (Empresas Ligadas) - - - -
6.7 Diversos - - - -
6.8 Intra-setoriais Corrente em Atraso - -
6.9 Tributária Corrente em Atraso - -
7 (-) Ativos Financeiros - (416.251) (1.289) (417.540)
7.1 Alta Liquidez (416.251) (416.251)
7.2 Demais Aplicações Financeiras - - (1.289) (1.288)
7.3 Mútuos Ativos (Empresas Ligadas) - - - -
8 (+) Dívida Líquida I 44.300 194.511 1.633.894 1.872.705
9 (+/-) Derivativos / Fair Value - - - -
10 (+) Dívida Líquida II 44.300 194.511 1.633.894 1.872.705
LIN RESUMO
LIN INSTITUIÇÃO / LINHA CREDORA
LIN INSTITUIÇÃO / LINHA DEVEDORA
44
14 Obrigações Sociais e Trabalhistas
. Reclassificado31.12.2014
Não auditado
Obrigações SociaisImpostos e contribuições sociais 10.541 9.023
10.541 9.023
Obrigações trabalhistas
Folha de pagamento, líquida 684 1.128
Férias 59.525 53.468
Participação nos lucros e/ou resultados 54.174 64.314
Outros 8 87
114.391 118.997
124.932 128.020
31.12.2015
15 Benefícios Pós-Emprego
A Companhia patrocina planos de complementação de aposentadoria e pensão (Plano Unificado e Plano III)
e de assistência médica e odontológica (Plano Assistencial), para seus empregados ativos, pós-emprego e
seus dependentes legais.
15.1 Plano de benefício previdenciário
O plano previdenciário unificado é um plano de Benefício Definido - BD em que a renda é pré-determinada
em função do nível salarial de cada indivíduo, e o plano previdenciário III é um plano de Contribuição
Variável - CV.
As parcelas de custos assumidas pelas patrocinadoras desses planos são registradas de acordo com
avaliação atuarial preparada anualmente por atuários independentes, de acordo com o CPC 33 (R1) a partir
de 1º.01.2013, que trata de benefícios a empregados, correlacionada à norma contábil internacional IAS
19 R e IFRIC 14. As premissas econômicas e financeiras para efeitos da avaliação atuarial são discutidas
com os atuários independentes e aprovadas pela Administração das patrocinadoras.
15.2 Plano de benefício assistencial
A Companhia aloca recursos para a cobertura das despesas de saúde dos empregados e de seus
dependentes, dentro de regras, limites e condições estabelecidos em regulamentos específicos. A cobertura
inclui exames médicos periódicos e é estendida a todos os aposentados e pensionistas vitaliciamente.
45
15.3 Balanço patrimonial e resultado do exercício
Os valores consolidados reconhecidos no passivo, na conta de Benefícios pós-emprego, estão resumidos a
seguir:
.
31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Plano previdenciário 767 818
Plano assistencial 395.004 602.305
395.771 603.123
Circulante 30.722 26.548
Não circulante 365.049 576.575
Os valores consolidados reconhecidos no demonstrativo de resultado, líquido das transferências para o
imobilizado em curso, estão resumidos a seguir:
.
31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Plano previdenciário (CV) 30.930 30.421
Plano previdenciário (CV) - administradores 189 177
Plano assistencial - pós-emprego 97.805 66.070
Plano assistencial - funcionários ativos 36.691 30.274
Plano assistencial - administradores 20 19
165.635 126.961
15.4 Mutação dos benefícios pós-emprego
Circulante Não circulante Total
Em 1º.01.2014 21.043 608.391 629.434Apropriação do cálculo atuarial - 66.070 66.070
Contribuições previdenciárias e assistenciais 74.729 - 74.729
Ajuste referente a ganhos atuariais - (71.066) (71.066)
Transferências 26.820 (26.820) -
Amortizações (96.044) - (96.044)
Em 31.12.2014 26.548 576.575 603.123
Apropriação do cálculo atuarial - 97.805 97.805
Contribuições previdenciárias e assistenciais 75.776 - 75.776
Ajuste referente a ganhos atuariais - (279.065) (279.065)
Transferências 30.266 (30.266) -
Amortizações (101.868) - (101.868)
Em 31.12.2015 30.722 365.049 395.771
15.5 Avaliação atuarial de acordo com o CPC 33 (R1)
15.5.1 Premissas atuariais
As premissas atuariais utilizadas para determinação dos valores de obrigações e custos, para 2015 e 2014,
estão demonstradas a seguir:
46
2015 2014
Real Nominal Real Nominal
Econômicas
Inf lação a.a. - 6,40% - 6,40%
Taxa de desconto/retorno esperados a.a.
Planos de benefícios previdenciários 7,30% 14,60% 6,10% 12,89%
Planos de benefício assistencial 7,28% 14,57% 6,15% 12,94%
Crescimento salarial a.a. 2,00% 8,53% 2,00% 8,53%
Demográficas
Tábua de mortalidade AT - 2000 AT - 2000
Tábua de mortalidade de inválidos WINKLEVOSS WINKLEVOSSTábua de entrada em invalidez A. VINDAS A. VINDAS
15.5.2 Expectativa de vida a partir da idade média – Tábua AT-2000 (em anos)
Plano BD Plano CD
Em 31.12.2015
Participantes aposentados 15,62 25,68
Participantes pensionistas 16,64 28,65
Em 31.12.2014
Participantes aposentados 16,75 24,67
Participantes pensionistas 17,17 32,62
A idade média dos participantes inativos dos planos de aposentadoria e assistência médica da Companhia
é de 64,9 anos.
15.5.3 Avaliação atuarial
Com base na revisão das premissas, os valores do plano previdenciário para 31.12.2015 totalizaram um
superávit do plano de R$ 194.324, enquanto que, em 31.12.2014, a posição era de R$ 101.417, resumidas
abaixo:
Plano Previdenciário
Plano Assistencial 31.12.2015
31.12.2014Não auditado
Obrigações total ou parcialmente cobertas 2.398.644 503.990 2.902.634 3.128.787
Valor justo dos ativos do plano (2.592.968) (108.986) (2.701.954) (2.627.899)
Estado de cobertura do plano (194.324) 395.004 200.680 500.888
Ativo não reconhecido 194.324 - 194.324 101.417
- 395.004 395.004 602.305
A Companhia procedeu ajustes nos seus passivos assistenciais através de relatório atuarial, data base
31.12.2015, quando efetuou os registros, em outros resultados abrangentes, do valor total de R$ 279.065,
correspondente a uma redução apurada naquela data base.
47
15.5.4 Movimentação do passivo atuarial
Plano previdenciário Plano assistencial
Valor presente da obrigação atuarial líquida em 1º.01.2014 2.125.428 712.136
Custo de serviço 510 5.341
Custo dos juros 218.828 72.273
Benefícios pagos (149.698) (41.156)
(Ganhos) / perdas atuariais 230.419 (45.294)
Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31.12.2014 2.425.487 703.300
Custo de serviço 252 25.033
Custo dos juros 308.351 85.740
Benefícios pagos (218.294) (48.668)
(Ganhos) / perdas atuariais (117.152) (261.415)
Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31.12.2015 2.398.644 503.990
15.5.5 Movimentação do ativo atuarial
Plano previdenciário Plano assistencial
Valor justo do ativo do plano em 1º.01.2014 2.320.672 82.701
Retorno esperado dos ativos 283.493 10.523
Contribuições e aportes 15.131 -
Benefícios pagos (149.698) -
Ganhos / (perdas) atuariais 57.306 7.771
Valor justo do ativo do plano em 31.12.2014 2.526.904 100.995
Retorno esperado dos ativos 314.041 12.971
Contribuições e aportes 23.763 -
Benefícios pagos (218.294) -
Ganhos / (perdas) atuariais (53.446) (4.980)
Valor justo do ativo do plano em 31.12.2015 2.592.968 108.986
15.5.6 Custos estimados
Os custos (receitas) estimados para 2016 para cada plano estão demonstrados a seguir:
Plano previdenciário Plano assistencial 2016
Custo do serviço corrente 227 21.706 21.933
Custo estimado dos juros 339.403 72.152 411.555
Rendimento esperado do ativo do plano (365.615) (16.020) (381.635)
Contribuições estimadas dos empregados (146) - (146)
Custos (receitas) (26.131) 77.838 51.707
48
15.5.7 Análise de sensibilidade
As tabelas a seguir apresentam a análise de sensibilidade, que demonstra o efeito de um aumento ou uma
redução de um ponto percentual nas taxas presumidas de variação dos custos assistenciais, sobre o
agregado dos componentes de custo de serviço e custo de juros dos custos assistenciais líquidos
periódicos pós-emprego e a obrigação de benefícios assistenciais acumulada pós-emprego.
. Cenários projetados
Atual Aumento 1% Redução 1%
Sensibilidade da taxa de juros de longo prazo
Impactos nas obrigações do programa previdenciário 7,30% -6,86% 7,86%
Impactos em milhares de reais - R$ (164.508) 188.641
Impactos nas obrigações do programa de saúde 7,28% -18,83% 25,07%
Impactos em milhares de reais - R$ (94.916) 126.374
Sensibilidade da taxa de crescimento de custos médicos
Impactos nas obrigações do programa de saúde 1,00% 5,69% -5,40%
Impacto no custo do serviço do exercício seguinte - em milhares de reais - R$ 41.996 (52.148)
Sensibilidade ao custo do serviço
Impactos nas obrigações do programa previdenciário 1,00% -0,18% 0,24%
Impactos em milhares de reais - R$ (4.337) 5.804
Impactos nas obrigações do programa de saúde 1,00% -4,97% 3,76%
Impactos em milhares de reais - R$ (25.073) 18.936
15.5.8 Benefícios a pagar
Os benefícios estimados a serem pagos pela Companhia, nos próximos cinco anos, e o total de benefícios
para os exercícios fiscais subsequentes, são apresentados abaixo:
Plano previdenciário Outros benefícios Total
2016 221.852 49.290 271.142
2017 222.128 46.416 268.544
2018 213.729 43.906 257.636
2019 205.036 41.841 246.877
2020 196.486 40.110 236.596 2021 a 2055 2.188.037 574.999 2.763.036
49
15.5.9 Alocação de ativos e estratégia de investimentos
A alocação de ativos para os planos previdenciário e assistencial da Companhia no final de 2015 e a
alocação-meta para 2016, por categoria de ativos, são as seguintes:
Meta para 2016 2015
Renda fixa 87,6% 88,6%Renda variável 4,2% 3,7%
Empréstimos 1,6% 1,6%
Imóveis 1,9% 1,9%
Investimentos estruturados 4,7% 4,2%
100,0% 100,0%
Abaixo são apresentados os limites estipulados pela administração do Fundo:
meta (%)(*) mínimo (%) meta (%) mínimo (%)
Renda f ixa 91,7% 87,0% 80,0% 60,0%Renda variável 1,8% 1,0% 8,5% 7,0%
Empréstimos 1,0% 0,0% 3,0% 1,0%
Imóveis 2,5% 1,0% 1,0% 0,0%Investimentos estruturados 3,0% 0,0% 7,5% 0,0%
(*) Meta baseada no total de investimentos de cada plano.
Plano Unificado (BD) Plano III (CD)
A Administração da Fundação Copel decidiu manter participação mais conservadora em renda variável, em relação ao limite legal permitido, que é de 70%.
16 Provisões para Litígios
A Companhia responde por diversos processos judiciais e administrativos. Com base na avaliação de seus
assessores legais, as ações cujas perdas são consideradas prováveis, foram constituídas provisões, e para
as ações cujas as perdas são consideradas como possíveis não há provisão constituída.
A Administração da Companhia acredita ser impraticável fornecer informações a respeito do momento de
eventuais saídas de caixa relacionadas às ações pelas quais a Companhia responde na data da elaboração
das demonstrações financeiras, tendo em vista a imprevisibilidade e a dinâmica dos sistemas judiciário,
tributário e regulatório brasileiro. Por este motivo, esta informação não é fornecida.
50
16.1 Provisões para litígios
16.1.1 Mutação das provisões das ações consideradas como de perda provável
Trabalhistas (a) e (b)
Cíveis(c) ( d) (e)
Fiscais(f)
Ambientais Regulatórios(g)
Outros(h) e (i)
Total
Saldos em 31.12.2014 (Não auditado)
307.336 176.047 1.715 141 24.798 13.042 523.079
Constituição 98.493 46.946 5.684 265 1.323 10.609 163.320
Pagamentos (40.709) (78.116) (2) - - (595) (119.422)
Ganhos de causa /Ajustede probabilidades
(23.875) (17.367) (1.496) - (6.092) (12.634) (61.464)
Atualização monetária 22.368 49.510 601 45 843 - 73.367
Baixas - - - - - - -
Outros - - - - - - -
Saldos em 31.12.2015 363.613 177.020 6.502 451 20.872 10.422 578.880
16.1.2 Descrição da natureza e/ou informações sobre as principais ações
a) Trabalhistas
Ações movidas por ex-empregados da Companhia, envolvendo cobrança de horas-extras, periculosidade,
adicional de transferência, equiparação/reenquadramento salarial e outras, e também ações movidas por
ex-empregados de seus empreiteiros e empresas terceirizadas (responsabilidade subsidiária), envolvendo
cobrança de parcelas indenizatórias e outras.
b) Benefícios a empregados
Ações de reclamatórias trabalhistas movidas por ex-empregados aposentados da Copel Distribuição contra
a Fundação Copel, que causarão, consequentemente, reflexos para a Companhia na medida em que forem
necessários aportes complementares.
c) Cíveis e direito administrativo
Ações que envolvem faturamento, procedimento irregular, contratos administrativos e multa contratual,
indenização por acidentes com a rede de energia elétrica e acidentes com veículos. As principais ações
estão descritas a seguir:
Autor: Tradener Ltda. Valor estimado: R$ 48.845
Ações populares e civis públicas ajuizadas nas quais se aponta ilegalidades e nulidades relativas à
celebração do contrato de comercialização de energia elétrica firmado entre a Tradener e a Companhia. A
ação popular nº 588/2006 já transitou em julgado e a decisão reconheceu como válida as comissões
devidas pela Companhia à Tradener. Na ação civil pública nº 0000219-78.2003.8.16.0004, ajuizada pelo
Ministério Público, também há decisão no sentido da ausência de irregularidades no contrato de
comercialização de energia. Diante disso, a Tradener ajuizou ações de cobrança, visando o recebimento de
suas comissões.
51
Situação atual: - autos nº 0005550-26.2012.8.16.0004 - em sentença proferida em 29.09.2014, a
Companhia foi condenada ao pagamento das comissões devidas à Tradener, no valor de R$ 17.765, em
30.09.2012, que, acrescido de juros de mora de 1% ao mês, contados da data da citação (25.10.2012), bem
como em honorários advocatícios fixados em 9% sobre o valor da condenação e em custas processuais,
totaliza R$ 55.223, em 31.12.2015. Dessa decisão, a Companhia interpôs recurso de apelação, o qual teve
decisão desfavorável. A Copel interpôs Recurso Especial. Do recurso Especial da Copel, a Tradener
interpôs Recurso Adesivo Especial. Aguardando o julgamento.
d) Fornecedores
Autores: Energética Rio Pedrinho S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A.
A Energética Rio Pedrinho S.A. e o Consórcio Salto Natal Energética S.A. promoveram em 2006, no valor
conjunto de R$ 54.895, execuções das sentenças proferidas em procedimentos arbitrais da Câmara FGV,
que condenaram a Copel Distribuição S.A. ao pagamento de obrigações e encargos decorrentes de
contratos de venda e compra de energia elétrica, acrescidos de correção monetária e juros de mora,
celebrados à época da vigência do Programa de Geração Distribuída no Estado do Paraná - Progedis.
Em tramitação na 3ª Vara da Fazenda Pública de Curitiba, foram contingenciadas e classificadas como
perdas prováveis, a saber que no curso do processo judicial ocorreram penhoras/depósitos nos valores de
R$ 22.822 (outubro de 2009), R$ 11.832 (fevereiro de 2010) e R$ 35.912 (junho de 2010), resgatados da
conta judicial posteriormente pelos credores em outubro de 2010 e em janeiro de 2011, nos valores de
R$ 36.515 e R$ 37.498, respectivamente, mediante carta de fiança bancária como garantia. Em 2011,
requereram execução de saldos remanescentes a título de juros moratórios, nos valores de R$ 12.790 e
R$ 9.371, sendo que, após penhorados e depositados, foram igualmente resgatados mediante caução
bancária, em abril de 2012.
Situação atual: Em decisões judiciais publicadas em janeiro e abril de 2015, foram deferidos pedidos de
liberação das cauções em favor dos fornecedores, a saber que na presente data não remanescem valores
em discussão nas execuções em questão.
e) Consumidores
Ações pleiteando ressarcimento de danos causados em aparelhos eletrodomésticos, indenizações por dano
moral decorrente da prestação de serviço (suspensão do fornecimento) e ações movidas por consumidores
industriais questionando a legalidade da majoração da tarifa de energia elétrica ocorrida na vigência do
Plano Cruzado e pleiteando restituição de valores envolvidos.
f) Fiscais
Ações relativas a impostos, taxas e outros tributos federais, estaduais e municipais, em que a Companhia
discute a incidência ou não, bem como suas bases e valores para recolhimento.
52
g) Regulatórias
A Companhia está discutindo nas esferas administrativas e judicial notificações do Órgão Regulador sobre
eventuais descumprimentos de normas regulatórias. A principal ação está descrita a seguir:
Autores: Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE e Dona Francisca Energética S.A.
Valor estimado: R$ 11.760
A Copel Distribuição está discutindo ações judiciais contra o Despacho Aneel nº 288/2002, envolvendo as
empresas citadas.
Situação atual: aguardando julgamento.
h) Servidões de passagem
As ações judiciais ocorrem quando há divergência entre o valor avaliado pela Copel para pagamento e o
pleiteado pelo proprietário e/ou quando a documentação do proprietário não apresenta condições de
registro (inventários em andamento, propriedades sem matrículas, entre outras).
Ocorrem, também na intervenção do usucapião de terceiros, seja na qualidade de confrontante ou mesmo
quando se trate de imóvel onde há áreas de servidão de passagem, a fim de preservar os limites e
confrontações das faixas de servidões.
i) Desapropriações e patrimoniais
As ações judiciais de desapropriação e patrimoniais ocorrem quando há divergência entre o valor avaliado
pela Copel para pagamento e o pleiteado pelo proprietário e/ou quando a documentação do proprietário não
apresenta condições de registro (inventários em andamento, propriedades sem matrículas, entre outras).
As ações patrimoniais compreendem, ainda, reintegrações de posse de imóveis de propriedade da
concessionária. As demandas judiciais existem quando há necessidade de retomada dos imóveis invadidos
por terceiros nas áreas de propriedade da Companhia. Decorrem também, da intervenção no usucapião de
terceiros, na qualidade de confrontante, a fim de preservar os limites e confrontações das áreas
desapropriadas.
16.2 Passivo contingente
16.2.1 Classificação das ações consideradas como de perda possível.
31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Fiscais (a) 162.751 128.698
Trabalhistas (b) 501.421 458.746
Benefícios a empregados (c) 56.833 84.307
Cíveis (d) 238.223 167.911
Regulatórias (e) 643.761 17.251
1.602.989 856.913
53
16.2.2 Descrição da natureza e/ou informações sobre as principais ações
a) Fiscais
Ações relativas a impostos, taxas e outros tributos federais, estaduais e municipais, em que a Companhia
discute a incidência ou não, bem como suas bases e valores para recolhimento.
b) Trabalhistas
Ações movidas por ex-empregados da Copel Distribuição, envolvendo cobrança de horas-extras,
periculosidade, adicional de transferência, equiparação/reenquadramento salarial e outras, e também ações
movidas por ex-empregados de seus empreiteiros e empresas terceirizadas (responsabilidade subsidiária),
envolvendo cobrança de parcelas indenizatórias e outras.
c) Benefícios a empregados
Ações de reclamatórias trabalhistas movidas por ex-empregados aposentados da Copel Distribuição contra
a Fundação Copel, que causarão, consequentemente, reflexos para a Companhia na medida em que forem
necessários aportes complementares.
d) Cíveis
Ações que envolvem faturamento, procedimento irregular, contratos administrativos e multa contratual,
indenização por acidentes com a rede de energia elétrica e acidentes com veículos. As principais ações
estão descritas a seguir:
Autores: franquiados de Agência/loja Copel Valor estimado: R$ 41.686
Propositura de 02 (duas) ações individuais em face da Copel Distribuição, em razão de contratos de
franquia de Agência/loja Copel, com pedido principal de prorrogar a vigência da contratação e pedido
secundário de reconhecer a ocorrência de subconcessão, com a transferência dos serviços prestados e o
repasse integral dos valores das tarifas, dentre outras verbas, atualmente com recursos pendentes de
julgamento.
Situação atual: aguardando julgamentos.
e) Regulatórias
Ações decorrentes de discussões de terceiros junto à Aneel na esfera judicial em que a Companhia poderá
ser responsabilizada e demais ações em discussão nas esferas administrativas e judicial, além de
notificações do Órgão Regulador sobre eventuais descumprimentos de normas regulatórias. As principais
ações estão descritas a seguir:
Autor: Energia Sustentável do Brasil S.A. - ESBR Valor estimado: R$ 607.541
54
O principal questionamento é o que tende a prevenir as Distribuidoras da responsabilização por prejuízos
resultantes do atraso no cronograma das obras da UHE Jirau, a ESBR moveu contra a Aneel a ação
ordinária nº 10426-71.2013.4.01.4100, na Justiça Federal de Rondônia, cuja sentença (i) reconheceu
excludentes de responsabilidade pelo atraso de 535 dias no cronograma das obras da UHE Jirau; (ii)
declarou inexigíveis quaisquer obrigações, penalidades e custos impostos à ESBR decorrentes do atraso e,
por fim, (iii) anulou o despacho Aneel nº 1.732/2013, que havia reconhecido o atraso de apenas 52 dias no
cronograma de implantação. Houve recurso de apelação pela Aneel.
A consequência prática da decisão foi que, ao tempo em que isentou a ESBR, expôs as Distribuidoras com
as quais celebrou Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEARs) ao
Mercado de Curto Prazo e ao alto valor do PLD no período, onde se inclui a Copel Distribuição. Isso, porque
as regras de comercialização de energia elétrica impõe que toda energia consumida tenha a
correspondente cobertura contratual.
Uma das medidas adotadas foi a impetração do mandado de segurança nº 1001675-88.2015.4.01.0000,
junto ao Tribunal Regional Federal da 1ª Região, através da Associação Brasileira dos Distribuidores de
Energia Elétrica - Abradee, da qual a Copel Distribuição faz parte, cujo pedido principal é voltado à anulação
do processo promovido pela Energia Sustentável do Brasil S.A. - ESBR contra a Aneel desde a citação.
Embora se tenha sido obtida decisão liminar favorável, houve julgamento desfavorável no Mandado de
Segurança, no sentido do seu não cabimento neste caso. Aguarda-se a lavratura e publicação do acórdão.
Contudo, em 30.11.2015 foi deferido em parte o pedido da Aneel em Suspensão de Execução de Sentença
n. 0050083-30.2015.4.01.0000/RO, pela Presidência do TRF da 1ª Região, no sentido de manter a
deliberação do Conselho de Administração da CCEE, decorrente da 813ª reunião de 21/07/2015, que
considerou, a partir da decisão judicial no âmbito da Ação Cautelar 9500- 90.2013.4.01.4100 “como
obrigação de entrega 70% da garantia física proporcionada pela efetiva entrada em operação comercial das
unidades geradoras da UHE Jirau até que esse montante seja equivalente à obrigação de entrega original”,
cujo o impacto financeiro para a Copel Distribuição dependerá da forma de operacionalização a ser
implementada pela CCEE nos processos de contabilização e liquidação de curto prazo. Decisão também
sujeita a recurso.
O risco de perda da ação está classificado como possível (intermediário), considerando o montante de R$
607.541 em 31.12.2015, relativo à liquidação da CCEE de julho e agosto de 2015, e que considerou a
devolução de R$ 108.239, valor recebido pela Copel Distribuição na liquidação da CCEE de junho de 2015
em atendimento de decisões liminares proferidas nos autos da Ação Cautelar nº 9500-90.2013.4.01.4100 e
da Ação Ordinária nº 10426-71.2013.4.04.4100.
Caso as ações sejam julgadas desfavoráveis, o valor será considerado como um Ativo Financeiro Setorial a
ser recuperado mediante tarifa.
Situação atual: em andamento
55
Autor: Aneel Valor estimado: R$ 15.961
A Companhia está discutindo nas esferas administrativas e judicial notificações do Órgão Regulador sobre
eventuais descumprimentos de normas regulatórias.
A Copel interpôs recurso em face da decisão exarada pelo Diretor Geral da Aneel, através do despacho nº
3.959 de 08.12.2015, que determinou a aplicação de penalidade à Copel Distribuição, a título de parcela de
ineficiência por subcontratação, em razão da sobrecontratação de Montante de Uso do Sistema de
Distribuição - MUSD junto ao Operador Nacional do Sistema - ONS.
Situação atual: aguardando julgamento.
17 Encargos Setoriais
Aplicado e Saldo a Saldo a Saldo em Reapresentado
não concluído recolher aplicar 31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Pesquisa e desenvolvimento - P&D
FNDCT (a) - 4.198 - 4.198 2.318
MME - 2.099 - 2.099 1159
P&D 25.472 - 108.675 134.147 112.433
25.472 6.297 108.675 140.444 115.910
Programa de ef iciência energética - PEE 30.654 - 106.867 137.521 115.166
Conta de desenvolvimento energético - CDE (b) - - - 204.310 11.710
Reserva global de reversão - RGR - - - 4.732 4.732
Bandeira tarifária - - - 52.381 -
Taxa de f iscalização - TFSEE - - - 720 234
Encargo de capacidade emergencial - ECE - - - 413 426
56.126 6.297 215.542 540.521 248.178
Circulante 376.080 146.395
Não circulante 164.441 101.783
(b) Nota técnica Aneel nº 53/2015 e Resoluções Aneel nºs 1.856/2015 e 1.857/2015.
(a) Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico
17.1 Saldos constituídos para aplicação em P&D e PEE
Aplicado e Saldo a Saldo a Saldo em Saldo em
não concluído recolher aplicar 31.12.2015 31.12.2014
Pesquisa e desenvolvimento - P&D
FNDCT (a) - 4.198 - 4.198 2.318
MME - 2.099 - 2.099 1.159
P&D 25.472 - 108.675 134.147 112.433
25.472 6.297 108.675 140.444 115.910
Programa de eficiência energética - PEE 30.654 - 106.867 137.521 115.166
56.126 6.297 215.542 277.965 231.076
Circulante 113.524 129.293 Não circulante 164.441 101.783
(a) Fundo Nacional de Desenvolvimento Científ ico e Tecnológico
56
17.2 Mutação dos saldos de P&D e PEE
FNDCT MME P&D PEE
Circulante Circulante Circulante Não circulante Circulante Não circulante Total
Em 1º.01.2014 - Não auditado 1.940 970 29.592 69.370 75.246 29.749 206.867
Constituições 12.684 6.342 - 12.684 - 31.709 63.419
Contrato de desempenho - - - - - 1.111 1.111
Juros Selic - - - 8.715 - 7.381 16.096
Transferências - - 17.921 (17.921) 41.015 (41.015) -
Recolhimentos (12.306) (6.153) - - - - (18.459)
Conclusões - - (7.928) - (30.030) - (37.958) Em 31.12.2014- Não auditado 2.318 1.159 39.585 72.848 86.231 28.935 231.076
Constituições 17.166 8.583 - 17.166 - 42.916 85.831
Contrato de desempenho - - - - - 2.242 2.242
Juros Selic - - - 12.213 - 11.277 23.490
Transferências - - 14.051 (14.051) 9.105 (9.105) -
Recolhimentos (15.286) (7.643) - - - - (22.929)
Conclusões - - (7.665) - (34.080) - (41.745)
Em 31.12.2015 4.198 2.099 45.971 88.176 61.256 76.265 277.965
18 Outras Contas a Pagar
Reapresentado
31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Consumidores 25.859 15.828
Devolução ao consumidor 12.011 27.817
Taxa de iluminação pública arrecadada 11.671 21.267
Cauções em garantia 5.859 14.485
Outras obrigações 37.232 24.645
92.632 104.042
57
19 Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica
São obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica e representam os valores da
União, dos Estados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a
qualquer retorno a favor do doador e às subvenções destinadas a investimentos no serviço público de
energia elétrica na atividade de distribuição.
As obrigações especiais não são passivos onerosos e não são créditos do acionista, e representam os
recursos relativos à participação financeira do consumidor, às dotações orçamentárias da União, às verbas
federais, estaduais e municipais e aos créditos especiais destinados aos investimentos aplicados nos
empreendimentos vinculados à concessão. A amortização é calculada utilizando a taxa média da
amortização dos bens que compõe a infraestrutura.
19.1 Composição das obrigações especiais
Obrigações Especiais - R$ MilDepreciação - Taxa
Média AnualCusto Histórico
Em serviço 3.076.259 Participação da União, Estados e Municípios 3.550 Participação f inanceira do consumidor 2.709.228 Doações e subv. a invest. no serviço concedido 7.345 Programa de Eficiência Energética - PEE 10.472 Pesquisa e desenvolvimento 3.503 Universalização serv. púb. de energia elétrica 130.328 Outros 211.833
Ultrapassagem de demanda 59.283 Excedente de reativos 132.483 Outros 20.067
(-) Amortização Acumulada - AIS (722.066)Participação da União, Estados e Municípios 3,69% (1.087) Participação f inanceira do consumidor 3,69% (675.463) Doações e subv. a invest. no serviço concedido 3,69% (1.388) Programa de Eficiência Energética - PEE 3,69% (4.005) Pesquisa e desenvolvimento 3,69% (432) Universalização serv. púb. de energia elétrica 3,69% (34.735) Outros (4.956)
Outros 3,69% (4.956)
Em curso 40.758 Participação f inanceira do consumidor 29.993 Programa de Eficiência Energética - PEE 166 Pesquisa e desenvolvimento 3.086 Universalização serv. púb. de energia elétrica 3.314 Valores pendentes de recebimento 4.199
Total 2.394.951
58
19.2 Mutação das obrigações especiais
Obrigações Especiais - R$ MilValor Bruto 31.12.2014Não auditado
Adições (A) Baixas (B)Transfe-
rências (C)
Valor Bruto em
31.12.2015
Adições Líquidas = (A)-(B)+(C)
Em serviço 2.658.062 15.149 1.108 401.940 3.076.259 418.197 Participação da União, Estados e Municípios 3.550 - - - 3.550 - Participação financeira do consumidor 2.487.182 15.149 1.108 205.789 2.709.228 222.046 Doações e subv. a investimentos 7.345 - - - 7.345 - Programa de Eficiência Energética - PEE 10.472 - - - 10.472 - Pesquisa e desenvolvimento 3.492 - - 11 3.503 11
Universalização do serv.públ. de energia elétrica 125.954 - - 4.374 130.328 4.374
Outros 20.067 - - 191.766 211.833 191.766 Ultrapassagem de demanda - - - 59.283 59.283 59.283 Excedente de reativos - - - 132.483 132.483 132.483 Outros 20.067 - - - 20.067 -
(-) Amortização Acumulada - AIS (617.465) (104.338) (263) - (722.066) (104.601) Participação da União, Estados e Municípios (956) (131) - - (1.087) (131) Participação financeira do consumidor (577.271) (97.929) (263) - (675.463) (98.192) Doações e subv. a investimentos (1.118) (270) - - (1.388) (270) Programa de Eficiência Energética - PEE (3.620) (385) - - (4.005) (385) Pesquisa e desenvolvimento (303) (129) - - (432) (129)
Universalização do serv.públ. de energia elétrica (29.980) (4.755) - - (34.735) (4.755)
Outros (4.217) (739) - - (4.956) (739) Outros (4.217) (739) - - (4.956) (739)
Em curso 199.649 243.049 - (401.940) 40.758 (158.891) Participação financeira do consumidor 61.774 174.008 - (205.789) 29.993 (31.781) Doações e subv. a investimentos 101 (101) - - - (101) Programa de Eficiência Energética - PEE 166 - - - 166 - Pesquisa e desenvolvimento 1.724 1.373 - (11) 3.086 1.362 Universalização do serv.públ. de energia elétrica 6.272 1.416 - (4.374) 3.314 (2.958) Valores pendentes de recebimento 5.672 (1.473) - - 4.199 (1.473) Outros 123.940 67.826 - (191.766) - (123.940)
Ultrapassagem de demanda 40.871 18.412 - (59.283) - (40.871) Excedente de reativos 83.069 49.414 - (132.483) - (83.069)
Total 2.240.246 153.860 845 - 2.394.951 154.705
59
19.3 Composição das adições
As principais adições, pelo critério de valor, de obrigações especiais no exercício:
Descrição do bem R$ mil
1.Incorporação Margem Mineração - LD 138kV Tunas-Margem Mineração 13.861
2.Incorporação Cargill - LD 138kV Castro-Cargill 6.048
3.Incorporação Elejor - SE Fundão 4.598
4.Incorporação Elejor - SE Santa Clara 3.486
5.Incorporação Elejor - LD Santa Clara-Fundão 2.590
6.Incorporação Elejor - LD Fundão-Canteiro de Segredo 2.155
7.Incorporação Sumitomo - LD 138kV Fazenda Iguaçu-Sumitomo 2.104
8.Incorporação Florestópolis - SE 138K Florestópolis (2 Bay's) 1.515
9.Incorporação Elejor - SE Canteiro de Segredo 1.193
10. Ampliação de rede urbana - Garcia Loteamentos Ltda 1.082
As principais baixas, pelo critério de valor, de obrigações especiais no exercício:
Descrição ValorBruto
AmortizaçãoAcumulada
Valor Líquido
1. Reversão dos valores baixados em 2014, referente ao acervo IP do município de Cambé, por não haver previsão no Despacho Autorizativo ANEEL 1812/2013.
1.196 (287) 909
2. .Baixas para devolução acervo IP do município de São João do Ivaí - REN 474/2010 (88) 24 (64)
20 Patrimônio Líquido
20.1 Capital social
O capital social integralizado em 31.12.2015 é de R$ 3.342.841 (R$ 2.624.841, em 31.12.2014), composto
por 3.342.840.634 ações, todas ordinárias, pertencentes à Copel.
20.2 Outros resultados abrangentes
Nessa conta são registrados os ajustes decorrentes das variações da Reserva de Reavaliação, bem como
os ajustes dos passivos atuariais.
Demonstramos a mutação de Outros resultados abrangentes:
60
Em 1º.01.2014 - Não auditado (188.108)
Ajustes referentes a elementos do ativo
Reserva de reavaliação (84.222) Tributos sobre os ajustes 28.636
Ajustes referentes a passivos atuariais
Benefícios pós-emprego 71.067 Tributos sobre os ajustes (24.163)
Em 31.12.2014 - Não auditado (196.790) Ajustes referentes a elementos do ativo
Reserva de reavaliação (54.516) Tributos sobre os ajustes 18.535
Ajustes referentes a passivos atuariais
Benefícios pós-emprego 279.065 Tributos sobre os ajustes (94.882)
Em 31.12.2015 (48.588)
20.3 Reservas de lucros
A reserva legal é constituída com base em 5% do lucro líquido do exercício, verificado na contabilidade
societária, antes de qualquer destinação, limitada a 20% do capital social.
A reserva de retenção de lucros visa à cobertura do programa de investimento da Companhia, conforme o
artigo 196 da Lei nº 6.404/1976. Sua constituição ocorre mediante retenção do remanescente do lucro
líquido do exercício, após a reserva legal, os juros sobre o capital próprio e os dividendos.
31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Reserva legal 167.490 157.187
Reserva de retenção de lucros 753.232 915.529
920.722 1.072.716
20.4 Proposta de distribuição de dividendos
A proposta de dividendos considera o resultado do exercício da demonstração financeira societária:
31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios (30%) - (1)
Lucro líquido do exercício 206.054 437.864
Reserva legal (5%) (10.303) (21.893)
Base de cálculo para dividendos mínimos obrigatórios 195.751 415.971
58.725 124.791
Distribuição total proposta - (2) (3+5) 195.751
Juros sobre capital próprio, brutos - (3) 43.333 -
IRRF s/ os juros sobre capital próprio (6.500) -
Juros sobre capital próprio, líquidos - (4) 36.833 -
Dividendos propostos - (5) 152.418 124.791
Distribuição total proposta, líquida - (6) (4+5) 189.251 124.791
Dividendo adicional proposto (7) (6-1) 130.526 -
61
21 Receita Operacional Bruta
Receita Bruta Nº Consumidores MWh Mil 31.12.2014
20152014
Não Auditado2015
2014 Não auditado
31.12.2015 Não auditado
Fornecimento de energia elétrica-faturado 4.417.302 4.326.149 24.020 24.182 9.931.658 5.399.683
Residencial 3.527.126 3.437.030 6.957 7.267 3.007.862 1.706.721
Industrial 88.276 91.068 6.929 6.837 3.041.153 1.657.066
Comercial 376.959 369.205 5.530 5.470 2.493.570 1.348.760
Rural 368.297 372.464 2.256 2.252 550.384 257.121
Poder público 39.010 39.425 664 695 269.708 151.854
Iluminação pública 12.770 12.301 971 946 270.766 127.750
Serviço público 4.864 4.656 713 715 298.215 150.410
Suprimento de energia elétrica-faturado 4 4 699 699 188.887 130.095
Energia elétrica de curto prazo 149.557 183.671
Uso da rede elétrica de distribuição-faturado 4.417.431 4.326.280 28.065 28.665 5.582.414 3.556.464
Consumidores cativos 4.417.302 4.326.149 24.020 24.182 5.300.173 3.409.328
Consumidores livres 129 131 4.045 4.483 282.241 147.136
(-) Transferências 19.745 19.568 208.858 232.542 (67.827) (54.713)
(-) Trsf p/Obrig.esp.AIC-Ultrapassagem demanda 6.443 6.748 1.295 1.348 (18.412) (17.660)
(-) Trsf p/Obrig.esp.AIC-Excedente de reativos 13.302 12.820 207.563 231.194 (49.414) (37.054)
Fornecimento/suprim/rede elétrica-não faturado 269.839 142.681
Fornecimento não faturado 159.166 119.672
Suprimento não faturado 6.613 3.377
Uso da rede elétrica não faturado 104.061 19.632
Ativos e passivos financeiros setoriais 858.170 560.914
Constituição e amortiz.-CVA ativa e passiva 1.512.347 120.331
Constituição e amortiz.-RTP diferimento ou devolução (156.415) 439.143
Constituição e amortiz.-Demais ativos e passivos (497.763) 1.440
Rendas da prestação de serviços
Serviços cobráveis 9.748 11.553
Demais Receitas e RendasSubvenções vinculadas ao serviço concedido 497.067 385.473
Total 8.854.482 8.672.001 261.642 286.088 17.419.513 10.315.821
21.1 Receita Operacional Líquida
Receita PIS/Pasep Encargos do Receita líquida
bruta e Cofins ICMS consumidor (21.1.3) 31.12.2015
Fornecimento de energia elétrica (21.1.1) 10.042.626 (933.401) (2.686.646) (1.682.765) 4.739.814
Suprimento de energia elétrica 195.332 (18.084) - - 177.248
Energia elétrica de curto prazo 149.557 (5.459) - - 144.098
Disponibilidade da rede elétrica (21.1.2) 5.667.013 (525.999) (1.420.129) (1.500.436) 2.220.449
Ativos e passivos setoriais (NE nº 9) 858.170 - - - 858.170
Doações, contribuições e subvenções 497.067 (45.979) - (4.922) 446.166
Serviços cobráveis 9.748 (901) - - 8.847
17.419.513 (1.529.823) (4.106.775) (3.188.123) 8.594.792
62
Receita PIS/Pasep Encargos do Receita líquida
bruta e Cofins ICMS consumidor (21.1.3)31.12.2014
Não auditado
Fornecimento de energia elétrica (21.1.1) 5.483.636 (510.541) (1.459.109) (40.774) 3.473.212
Suprimento de energia elétrica 133.031 (12.346) - - 120.685
Energia elétrica de curto prazo 183.671 (6.704) - - 176.967
Disponibilidade da rede elétrica (21.1.2) 3.557.543 (330.789) (958.690) (154.201) 2.113.863
Ativos e passivos setoriais (NE nº 9) 560.914 - - - 560.914
Doações, contribuições e subvenções 385.473 (35.656) - (3.816) 346.001
Serviços cobráveis 11.553 (1.068) - - 10.485
10.315.821 (897.104) (2.417.799) (198.791) 6.802.127
21.1.1 Fornecimento de energia por classe de consumidor
Receita bruta Receita líquida
31.12.2015 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Residencial 3.057.928 1.724.570 1.411.415 1.068.962
Industrial 3.077.133 1.655.468 1.462.776 1.039.346
Comercial, serviços e outras atividades 2.514.190 1.366.678 1.139.362 829.994
Rural 546.685 305.215 335.208 258.641
Poder público 273.120 152.321 147.596 107.269
Iluminação pública 271.036 127.838 120.850 77.721
Serviço público 302.534 151.546 122.607 91.279
10.042.626 5.483.636 4.739.814 3.473.212
21.1.2 Disponibilidade da rede elétrica por classe de consumidor
Receita bruta Receita líquida
31.12.2015 31.12.2014
Não auditado 31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Residencial 1.961.163 1.363.517 706.984 793.021
Industrial 1.282.290 702.827 461.237 399.985
Comercial, serviços e outras atividades 1.413.030 881.425 536.043 472.972
Rural 300.297 190.620 170.733 154.271
Poder público 161.275 108.809 71.141 72.591
Iluminação pública 153.826 97.829 53.844 56.377
Serviço público 111.539 64.337 39.896 37.212
Consumidores livres 282.241 147.135 179.711 126.534
Rede básica, de fronteira e de conexão 1.352 1.044 860 900
5.667.013 3.557.543 2.220.449 2.113.863
63
21.1.3 Encargos do consumidor
31.12.2014Não auditado
Conta de desenvolvimento energético - CDE (21.1.4) 1.478.192 129.783
Outros encargos do consumidor - bandeira tarifária (21.1.5) 1.120.218 -
Conta de desenvolvimento energético - CDE Energia 497.667 -
Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética - P&D e PEE 85.831 63.419
Taxa de fiscalização 6.215 5.591
Encargos de capacidade emergencial - ECE - (2)
3.188.123 198.791
31.12.2015
21.1.4 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
A CDE, criada pela Lei nº 10.438/2002, tem por finalidades principais compensar os descontos tarifários
aplicados às tarifas de uso e de energia para determinados usuários, universalizar o serviço de energia
elétrica e promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas nas áreas
atendidas pelo sistema elétrico interligado nacional - SIN.
A partir da publicação da Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, que tratou da
renovação de concessões de energia elétrica, da redução de encargos setoriais e da modicidade tarifária,
os recursos da CDE foram utilizados para compensar as operações financeiras vinculadas à indenização
por ocasião da reversão das concessões de geração de energia elétrica.
O fundo CDE foi ainda destinado para cobrir custos decorrentes da exposição involuntária no mercado de
curto prazo e custos do despacho termoelétrico em 2013 e janeiro de 2014, devido às condições
hidroenergéticas desfavoráveis desde o final de 2012, relacionada principalmente aos baixos índices dos
reservatórios das usinas hidrelétricas (Decreto nº 7.891/2013). Esta parcela do encargo é chamada de CDE
Energia.
Os recursos da CDE são provenientes, entre outras fontes, das quotas anuais pagas por todos os agentes
que comercializam energia elétrica com o consumidor final, através de encargo tarifário. Mediante o
aumento das despesas do fundo, as quotas de CDE para as distribuidoras foram elevadas em 2015.
Cabe ressaltar que de fevereiro a dezembro de 2014, recursos da Conta-ACR (Decreto nº 8.221/2014),
cobriram total ou parcialmente os custos adicionais de exposição involuntária no mercado de curto prazo e
do despacho termoelétrico associado aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente de
Contratação Regulada na modalidade por disponibilidade - CCEAR-D, através da contratação de operações
de crédito bancário pela CCEE. Estes recursos, tanto da CDE quanto da Conta-ACR, minimizaram o
impacto financeiro nas distribuidoras ocasionado pelo aumento dos custos de energia.
64
Neste contexto, para a Copel Distribuição, a quota mensal da CDE Energia é de R$ 17.120, e a quota
mensal da CDE Uso é de R$ 19.775 para janeiro e fevereiro de 2015, e passou a R$ 144.232 de março a
dezembro de 2015 (Resolução Homologatória nº 1.857/2015). A elevação do encargo CDE Uso impactou
significativamente o Reajuste Tarifário Extraordinário aplicado a partir de março de 2015. Em dezembro de
2015, são deduzidos da parcela de CDE Uso os valores não arrecadados em razão dos efeitos da decisão
liminar já proferida em favor da Abrace, conforme decisão liminar em favor da Abradee, que assegura às
distribuidoras associadas o direito do não repasse.
A partir de junho de 2015, a Companhia passou a recolher a quota de CDE relativa à Conta-ACR, no
montante de R$ 46.638, que será paga em 57 parcelas atualizadas anualmente (Resolução Homologatória
nº 1.863/2015 de 31.03.2015). O encargo foi alocado às distribuidoras na proporção do mercado de
fornecimento e suprimento realizado de fevereiro a dezembro de 2014, e é destinado a amortizar as
operações de crédito contratadas pela CCEE, cujo valor considera os custos financeiros e administrativos
das operações contratadas.
21.1.5 Bandeiras Tarifárias
A partir de 1º.01.2015, conforme previsto na Resolução Normativa Aneel nº 547 de 16.04.2013, teve início a
cobrança das bandeiras tarifárias nas faturas de energia elétrica. A Aneel homologa o valor a ser
considerado para as bandeiras tarifárias, considerando a previsão do despacho de geração térmica,
Encargos do Serviço do Sistema - ESS gerados por segurança energética, a exposição involuntária ao
mercado de curto prazo, o risco hidrológico associado à geração de Itaipu e as usinas convertidas em cotas
de garantia física.
Inicialmente a Aneel definiu os valores de 15 R$/MWh para bandeira amarela e 30 R$/MWh para bandeira
vermelha, vigentes para os meses de janeiro e fevereiro de 2015. De março a agosto, os valores foram
atualizados, respectivamente, para 25 R$/MWh e 55 R$/MWh. Em setembro, por meio da Resolução
Homologatória nº 1.945, de 28.08.2015, a Aneel definiu novos valores, sendo que a bandeira amarela
permaneceu em 25,00 R$/MWh e a bandeira vermelha passou a 45,00 R$/MWh. A partir de 1º.02.2016, a
bandeira vermelha passou a ter dois patamares, R$ 3,00 e R$ 4,50, aplicados a cada 100 kWh (quilowatt-
hora) consumidos, e a bandeira amarela passou a R$ 1,50, aplicados a cada 100 kWh. Para todo o ano de
2015 foi aplicado o regime de bandeira vermelha.
Mediante a publicação do Decreto nº 8.401 de 04.02.2015, foi criada a Conta Centralizadora dos Recursos
de Bandeiras Tarifárias - CCRBT destinada a administrar os recursos decorrentes da aplicação das
bandeiras tarifárias instituídas pela Aneel, sendo os recursos disponíveis repassados aos agentes de
distribuição, considerados os valores efetivamente realizados conforme a previsão das variações relativas
aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no mercado de curto
prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional
- SIN e a cobertura tarifária vigente.
65
No Reajuste Anual de 2015, a receita decorrente da aplicação do adicional da bandeira tarifária vermelha e
os repasses da Conta Bandeiras para os períodos de competência de janeiro de 2015 a março de 2015
foram considerados na apuração da CVA energia e da CVA ESS/EER, conforme Resolução Homologatória
nº 1.897 de 16.06.2015. Os custos não cobertos pelas bandeiras tarifárias no ciclo atual serão considerados
no processo tarifário subsequente.
A Copel Distribuição reconheceu o montante de R$ 1.120.218 de bandeira tarifária, entre receitas faturadas
e não faturadas, sendo R$ 203.459 relativos à conta CCRBT e R$ 916.759 destinados à cobertura dos
custos de energia e encargos. Para a competência de dezembro de 2015, os valores foram estimados pela
Copel Distribuição.
22 Custos e Despesas Operacionais
Despesas Despesas DespesasCustos com gerais e operacionais 31.12.2015
Operacionais vendas administrativas
Custos não gerenciáveis - Parcela A
Energia elétrica comprada para revenda (22.1) (6.038.703) - - - (6.038.703)
Encargos de transmissão, conexão e distribuição (706.680) - - - (706.680)
(6.745.383) - - - (6.745.383)
Custos gerenciáveis - Parcela B
Pessoal e administradores (22.2) (739.917) - (125.609) - (865.526)
Material (51.036) - (4.495) - (55.531)
Serviços de terceiros (22.3) (224.976) (34.875) (93.922) - (353.773)
Arrendamentos e aluguéis (4.968) - (4.326) - (9.294)
Seguros (2.816) - (238) - (3.054)
Provisões (22.4) - (104.121) - (91.249) (195.370)
(-) Recuperação de despesas 30.451 4.883 268 549 36.150
Tributos (4.939) - (1.959) - (6.898)
Depreciação e amortização (268.511) - (23.272) - (291.783)
Gastos diversos (22.5) (57.230) - (41.364) (5.192) (103.786)
(1.323.944) (134.113) (294.916) (95.892) (1.848.865)
(8.069.327) (134.113) (294.916) (95.892) (8.594.248)
Despesas Despesas despesas 31.12.2014Custos com gerais e operacionais Não
Operacionais vendas administrativas auditado
Custos não gerenciáveis - Parcela A
Energia elétrica comprada para revenda (22.1) (4.916.495) - - - (4.916.495)
Encargos de transmissão, conexão e distribuição (209.066) - - - (209.066)
(5.125.561) - - - (5.125.561)
Custos gerenciáveis - Parcela B
Pessoal e administradores (22.2) (666.715) - (93.483) - (760.197)
Material (48.363) - (5.555) - (53.918)
Serviços de terceiros (22.3) (189.766) (36.404) (63.547) - (289.717)
Arrendamentos e aluguéis (6.829) - (4.679) - (11.508)
Seguros (2.080) - (655) - (2.735)
Provisões (22.4) - (49.988) - (101.662) (151.650)
(-) Recuperação de despesas 11.940 5.303 13 10.961 28.218
Tributos (41.816) - (29.055) - (70.871)
Depreciação e amortização (262.038) - (30.056) - (292.094)
Gastos diversos (22.5) (38.192) - (26.917) (5.865) (70.975)
(1.243.859) (81.089) (253.934) (96.565) (1.675.447)
(6.369.420) (81.089) (253.934) (96.565) (6.801.008)
66
22.1 Energia elétrica comprada para revenda
31.12.201531.12.2014
Não auditado
Compra de energia no ambiente regulado - CCEAR 3.885.083 3.520.824
Itaipu Binacional 1.567.845 737.879
Câmara de Comercialização de Energia - CCEE (22.1.1) 706.519 1.859.009
Programa de incentivo a novas fontes de energia alternativa - Proinfa 172.030 177.480
Contratos bilaterais 242.893 309.436
(-) Repasse CDE e Conta-ACR - Decretos nºs 8.221/2014 e 7.891/2013 (22.1.2) - (1.253.436)
(-) PIS/Pasep e Cofins sobre energia elétrica comprada para revenda (535.667) (434.696)
6.038.703 4.916.495
22.1.1 Compra de energia elétrica de curto prazo no âmbito da CCEE
Nos exercícios de 2015 e 2014, a Companhia efetuou a comercialização de energia de curto prazo no
âmbito da CCEE, como demonstrado:
31.12.201531.12.2014
Não auditado
Compra 672.765 1.836.823
Compra estimada (a) 31.000 19.500 Contribuição CCEE 2.755 2.686
706.519 1.859.009 (a) referente ao período de 1º de novembro a 31 de dezembro de 2015 (2014 – período de 1º de dezembro a 31 dedezembro).
Situação excepcional: Os montantes de receitas/despesas faturados e/ou pagos pelas Outorgadas que
tiveram excedente/falta de energia comercializados no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica - CCEE, são normalmente determinados pela CCEE. Como até a data de encerramento das
Demonstrações Contábeis a CCEE ainda não havia disponibilizado as informações necessárias referentes a
2015 - período de 1º de novembro a 31 de dezembro de 2015 (2014 - período de 1º de dezembro a 31
de dezembro de 2015) , os referidos montantes foram estimados pela Outorgada, com base em seus
controles mantidos para essas operações.
22.1.2 (-) Repasse CDE e Conta-ACR - Decretos nos 8.221/2014 e 7.891/2013
Do montante dos custos com energia elétrica comprada para revenda, foram recuperados R$ 1.253.436
através de recursos financeiros da CDE (NE nº 21.1.4), durante o ano de 2013 e janeiro de 2014, e da
Conta-ACR, para a competência de fevereiro a dezembro de 2014. Estes repasses não ocorreram para a
competência de 2015.
67
22.2 Pessoal e administradores
31.12.201531.12.2014
Não auditado
Pessoal 863.421 758.233 Remuneração 435.791 381.694 Encargos 135.123 122.071 Previdência privada 30.930 30.421 Previdência - Déficit ou superávit atuarial 97.805 66.070 Assistência médica 103.723 88.546 Programa de demissão voluntária 4.452 4.253 Despesas rescisórias 1.109 1.549 Participação nos Lucros e Resultados - PLR (a) 53.750 63.629 Outros 738 -
Administradores 2.105 1.964 Honorários e encargos (Diretoria e Conselho) 1.876 1.747 Benefícios dos administradores 229 217
Total 865.526 760.197
(a) De acordo com a Lei Federal nº 10.101/2000, o Decreto Estadual n° 1.978/2007 e a Lei Estadual nº 16.560/2010.
22.3 Serviços de terceiros
31.12.201531.12.2014
Não auditado
Comunicação, processamento e transmissão de dados 90.757 68.286
Manutenção do sistema elétrico 88.415 60.338
Leitura e entrega de faturas 44.399 37.766
Manutenção de instalações 39.293 36.393
Agentes autorizados e credenciados 34.124 34.977
Atendimento a consumidor 20.478 17.624
Outros serviços 36.307 34.333
353.773 289.717
22.4 Provisões e reversões
Reapresentado31.12.2014
Não auditado
Provisão para litígios (NE nº 16) 91.248 101.662
PCLD Consumidores e concessionárias (NE nº 5.3) 93.708 49.870
PCLD Outros créditos 10.414 118
195.370 151.650
31.12.2015
68
22.5 Gastos diversos
Reapresentado31.12.2014
Não auditado
Indenizações 32.961 19.529
Perdas 25.354 8.237
Penalidades contratuais e regulatórias 18.844 13.304
Consumo próprio de energia 11.121 6.806
Propaganda e publicidade 6.363 5.857
Outros gastos 10.153 17.860
(-) PIS/Pasep e Cofins sobre gastos diversos (1.010) (619)
103.786 70.975
31.12.2015
23 Outras Receitas Operacionais
Reapresentado31.12.2014
Não auditado
Arrendamentos e aluguéis 92.630 88.483
Ganhos na alienação de materiais 23.802 9.503
Renda da prestação de serviços 3.080 1.625
Outras receitas 5.303 2.137
(-) PIS/Pasep e Cofins sobre outras receitas (11.852) (17.235)
112.963 84.513
31.12.2015
24 Outras Despesas Operacionais
Reapresentado31.12.2014
Não auditado
Perdas na desativação de bens e direitos 36.548 36.278
Perdas na alienação de bens e direitos 13.411 4.323
Outras despesas operacionais 9 -
49.967 38.254
31.12.2015
69
25 Resultado Financeiro
Reapresentado31.12.2014
Não auditado
Receitas financeiras
Remuneração de ativos f inanceiros setoriais (NE nº 9) 211.123 80.169
Acréscimos moratórios sobre faturas de energia 163.234 133.945
Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu 25.198 7.455
Renda de aplicações f inanceiras mantidas para negociação 21.243 15.007
Renda de aplicações f inanceiras disponíveis para venda 298 5.226
Outras receitas f inanceiras 23.387 22.574
444.483 264.376
(-) Despesas financeiras
Encargos de dívidas 236.059 196.578
Encargos de dívidas - transferência para o ativo imobilizado em curso (16.080) (213)
Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu 96.162 24.580
Remuneração de passivos f inanceiros setoriais (NE nº 9) 89.723 18.183
Atualização monetária sobre litígios (NE nº 16) 73.367 33.557
Juros sobre P&D e PEE (NE nº 17.2) 23.490 16.096
Outras despesas f inanceiras 10.079 5.213
512.799 293.995 (68.316) (29.619)
31.12.2015
26 Revisão e Reajuste Tarifário
26.1 Revisão Tarifária Periódica
Entre 22.12.2011 e 10.10.2014, a Aneel submeteu à Audiência Pública nº 78/2011, em quatro fases, as
metodologias e os critérios gerais para o terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas das concessionárias
de serviço público de distribuição de energia.
Após análise das contribuições recebidas nas quatro fases, a Aneel aprimorou as propostas metodológicas
e as regulamentou através da Resolução Normativa nº 686, de 17.11.2015, aprovando o Módulo 2 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, o qual definiu a metodologia e os procedimentos gerais
para realização do Quarto Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias de Distribuição de
Energia Elétrica - CRTP.
26.2 Reajuste tarifário da Copel Distribuição
No reajuste anual, que ocorre entre as revisões tarifárias, as empresas distribuidoras de energia elaboram
os pleitos para reajuste das tarifas de energia elétrica, com base em fórmula definida no contrato de
concessão, que considera para os custos não gerenciáveis (Parcela A), as variações incorridas no período
entre reajustes e, para os custos gerenciáveis (Parcela B), a variação do IGP-M, ajustado pela aplicação do
Fator X.
70
A Aneel homologou o Reajuste Anual da Copel Distribuição por meio da Resolução Homologatória nº 1.897
de 16.06.2015, que autorizou a aplicação de 15,32% no reajuste médio das tarifas a partir de 24.06.2015.
Está compondo, neste reajuste, a parcela correspondente aos diferimentos parciais dos componentes
financeiros referentes aos Reajustes Tarifários de 2013 e de 2014, solicitados pela Copel Distribuição na
época.
O reajuste de 15,32% é composto por: (i) 20,58% referentes à inclusão de componentes financeiros, os
quais serão recuperados nos 12 meses subsequentes ao reajuste (incluindo o montante de R$ 935.256
correspondente aos diferimentos realizados em 2013 e 2014); (ii) 0,34% decorrente da atualização da
Parcela B; (iii) -3,25% referentes ao ajuste da Parcela A; e (iv) -2,35% que refletem a retirada dos
componentes financeiros do processo anterior. O reajuste foi aplicado integralmente às tarifas da Copel
Distribuição a partir do dia 24.06.2015, iniciando-se em julho de 2015 a amortização dos Ativos Financeiros
Setoriais.
Em 31.12.2015, o montante atualizado do diferimento é de R$ 467.627 (NE nº 9), a serem amortizados em
2016.
26.3 Revisão Tarifária Extraordinária - RTE
A Aneel, em 27.02.2015, aprovou a Revisão Tarifária Extraordinária em 36,79% a partir de 02.03.2015, que
teve como objetivo restabelecer a cobertura tarifária das distribuidoras de energia elétrica em decorrência
do aumento da quota de CDE (22,14% do reajuste), e ao reposicionamento dos custos com energia
(14,65% do reajuste) em função do reajuste da tarifa de Itaipu, impactada pela variação cambial e cenário
hidrológico, e dos elevados preços praticados no 14º Leilão de Energia Existente (A-1 2014) e no 18º Leilão
de Ajuste, realizado em 15.01.2015.
No Reajuste Anual de 2015, foi considerado o valor parcial da RTE 2015, sendo o saldo atual em
31.12.2015, atualizado pela Taxa Selic, de R$ 179.763 (NE nº 9). O saldo remanescente da RTE no
montante de R$ 528.846 (NE nº 9), atualizado até 31.12.2015, será considerado no próximo reajuste
tarifário.
26.4 Composição da Base de Remuneração Regulatória
Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público de distribuição
de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração no Ciclo de Revisão Tarifária Periódica -
CRTP vigente, devem ser observadas as seguintes diretrizes:
a) A base de remuneração aprovada no CRTP anterior deve ser “blindada”. Entende-se como base blindada
os valores aprovados por laudo de avaliação ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições,
baixas, depreciação) e as respectivas atualizações;
b) As inclusões entre as datas base do CRTP vigente e anterior, desde que ainda em operação, compõem a
Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão tarifária do CRTP vigente;
71
c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de remuneração
blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas base do terceiro e quarto ciclos de
revisão tarifária – base incremental (item b);
d) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês da
revisão tarifária do CRTP vigente; e
e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IPCA, entre a data-base do laudo de
avaliação e a data da revisão tarifária.
Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica somente são
elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente utilizados no serviço público
de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneração aqueles ativos que
compõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR.
26.5 Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis - CAIMI
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, refere-se aos
investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, e
em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.
Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo Imobilizado
em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são determinados como uma relação
do AIS.
26.6 Ajuste da Parcela B em Função de Investimentos Realizados
Conforme previsto na Resolução Normativa Aneel nº 234 de 31.10.2006, foi definido no segundo Ciclo de
Revisões Tarifárias Periódicas - CRTP, mecanismo destinado a comparar os investimentos previstos no
cálculo do Fator X com os efetivamente realizados pelas distribuidoras.
No 3CRTP , quando da revisão tarifária de cada concessionária, foram levantados os investimentos
efetivamente realizados pela distribuidora entre o 2CRTP e o 3CRTP , calculados com base nos registros
contábeis da distribuidora, deflacionados pelo IGP-M, mês a mês, para a data-base da revisão tarifária
anterior.
Caso os investimentos efetivamente realizados fossem inferiores àqueles considerados no cálculo do Fator
X do 2CRTP , esse item seria recalculado, com a substituição dos valores de investimento previstos pelos
investimentos realizados, mantendo-se inalterados os demais parâmetros.
Entretanto, a partir do 3CRTP, com a alteração da metodologia de cálculo do Fator X, este ajuste não é
mais considerado.
72
26.7 Resumo da Revisão Tarifária (ou Reajuste Tarifário)
Aplicando-se as metodologias definidas no Módulo 3 do PRORET, que trata do reajuste tarifário das
concessionárias de distribuição de energia elétrica, o reajuste tarifário da Outorgada é sintetizado na tabela
a seguir, na qual são apresentados os itens da receita requerida da concessionária. A tabela apresenta
também o quanto cada item de receita contribui para o reposicionamento tarifário apresentado.
Descrição
ReceitaÚltimo
IRT(R$ mil)
ReceitaVerificada
(R$ mil)
VarProjetado
(%)
Impacto no
Reajuste (%)
Part.Receita
(%)
1. PARCELA A (1.1 + 1.2 + 1.3) 8.277.476 8.541.936 -3,10% -3,25% 81,73%
1.1 Encargos Setoriais 2.755.103 2.216.114 24,32% 4,81% 27,20%
TFSEE 8.645 2.905 197,59% 0,06% 0,09%
CDE 2.246.972 1.690.136 32,95% 4,98% 22,19%
PROINFA 172.030 181.341 -5,13% -0,09% 1,70%
P&D e PEE (Eficiência Energética) 93.206 98.613 -5,48% -0,06% 0,92%ONS 307 301 1,99% 0,00% 0,00%
ESS 233.943 242.818 -3,66% -0,09% 2,31%
1.2 Transmissão 437.086 280.078 56,06% 1,50% 4,32%
Rede Básica 290.644 164.726 76,44% 1,21% 2,87%
Rede Básica Fronteira 59.055 47.021 25,59% 0,12% 0,58%
Itaipu 67.279 60.171 11,81% 0,06% 0,67%Conexão 18.778 6.890 172,54% 0,11% 0,19%Outros 1.330 1.270 4,72% 0,00% 0,01%
1.3 Compra de Energia 5.085.287 6.045.744 -15,89% -9,56% 50,21%
2. PARCELA B (2.1 + 2.2 + 2.3 + 2.4 + 2.5) 1.850.828 1.815.270 1,96% 0,34% 18,27%
3. Reposicionamento Econômico 31,11%
4. Componentes Financeiros 20,58%
5. Reposicionamento com Financeiros 51,69%
6. Financeiros Retirados do IRT anterior 36,37%
7. Efeito para Consumidor 15,32%
(a) A Receita Verif icada refere-se aos valores apurados em DRA, considerando-se os efeitos da RTE 2015
73
27 Instrumentos Financeiros
27.1 Categorias e apuração do valor justo dos instrumentos financeiros
NE31.12.2015
nº Nível Valor contábil Valor justo Valor contábil Valor justo
Ativos Financeiros
Valor justo por meio do resultado - mantido
para negociação
Caixa e equivalentes de caixa (a) 4 1 416.086 416.086 160.417 160.417
416.086 416.086 160.417 160.417
Empréstimos e recebíveis
Caução STN (c) 13.2.1 86.137 51.414 56.956 39.252
Cauções e depósitos vinculados (a) 7 1.717 1.717 38 38
Consumidores e concessionárias (a) 5 2.381.211 2.381.211 1.395.079 1.395.079
Ativos financeiros setoriais (a) 9 2.482.720 2.482.720 1.544.097 1.544.097
Estado do Paraná - Programa do Governo (a) 10 19.482 19.482 - -
4.971.267 4.936.544 2.996.170 2.978.466
Disponíveis para venda
Investimentos temporários (b) 8 1 1.289 1.289 2.076 2.076
Investimentos temporários (b) 8 2 165 165 - -
1.454 1.454 2.076 2.076
Total dos ativos financeiros 5.388.807 5.354.084 3.158.663 3.140.959
Passivos Financeiros
Outros passivos financeiros
Passivos f inanceiros setoriais (a) 9 1.437.058 1.437.058 502.952 502.952
Fornecedores (a) 12 988.675 988.675 815.407 815.407
Empréstimos e f inanciamentos (c) 13.2 871.863 791.973 929.209 926.901
Debêntures (d) 13.3 1.023.378 1.023.378 1.020.088 1.020.088
Benefícios pós-emprego 15 395.771 395.771 603.123 603.123
Total dos passivos financeiros 4.716.745 4.636.855 3.870.779 3.868.471
Os diferentes níveis foram definidos conforme a seguir:
Nível 1: obtidas de preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos ou passivos idênticos;
Nível 2: obtidas por meio de outras variáveis além dos preços cotados incluídos no Nível 1, que são observáveis para
o ativo ou passivo;
Nível 3: obtidas por meio de técnicas de avaliação que incluem variáveis para o ativo ou passivo, mas que não têm
como base os dados observáveis de mercado.
31.12.2014Não auditado
Apuração dos valores justos
a) Equivalente ao seu respectivo valor contábil, em razão de sua natureza e prazo de realização.
b) Calculado de acordo com as informações disponibilizadas pelos agentes financeiros e pelos valores de
mercado dos títulos emitidos pelo governo brasileiro.
c) Utilizado como premissa básica o custo da última captação realizada pela Companhia, 117,00% do CDI
para desconto do fluxo de pagamentos esperado.
74
d) Calculado conforme cotação do Preço Unitário - PU em 31.12.2015, obtido junto à Associação
Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiros e de Capitais - Anbima, líquido do custo financeiro a
amortizar de R$ 589.
27.2 Gerenciamento dos riscos financeiros
A Companhia mantém o Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, responsável pelo desenvolvimento e
acompanhamento das políticas de gerenciamento de riscos e o assessoramento do Comitê de Auditoria, de
forma a assegurar a boa gestão dos recursos e a proteção e valorização do seu patrimônio.
Os negócios da Companhia estão expostos aos seguintes riscos resultantes de instrumentos financeiros:
27.2.1 Risco de crédito
Risco de crédito é o risco de incorrer em perdas decorrentes de um cliente ou de uma contraparte em um
instrumento financeiro, resultantes da falha destes em cumprir com suas obrigações contratuais.
Exposição ao risco de crédito31.12.2015
31.12.2014Não auditado
Caixa e equivalentes de caixa (a) 416.086 160.417
Investimentos temporários (a) 1.454 2.076
Cauções e depósitos vinculados (a) 87.854 56.994
Consumidores, concessionárias e permissionárias (b) 2.381.211 1.395.079
Ativos e passivos f inanceiros setoriais (c) 1.045.662 1.041.145
Estado do Paraná - Programa do Governo (d) 19.482 -
4.388.490 6.482.758
a) A Companhia administra o risco de crédito sobre esses ativos, considerando sua política em aplicar
praticamente todos os recursos em instituições bancárias federais. Excepcionalmente, por força legal
e/ou regulatória, a Companhia aplica recursos em bancos privados considerados de primeira linha.
b) Risco decorrente da possibilidade de a Companhia incorrer em perdas, resultantes da dificuldade de
recebimento de valores faturados a seus clientes. Tal risco está intimamente relacionado a fatores
internos e externos à Copel. Para reduzir esse tipo de risco, a Companhia atua na gerência das contas
a receber, detectando as classes de consumidores com maior possibilidade de inadimplência,
suspendendo o fornecimento de energia e implementando políticas específicas de cobrança, atreladas
a garantias reais ou fidejussórias para débitos superiores a R$ 200.
Os créditos de liquidação duvidosa estão adequadamente cobertos por provisão para fazer face à
eventuais perdas na sua realização.
c) A Administração considera bastante reduzido o risco deste crédito, visto que os contratos firmados
asseguram o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão a ser pago pelo Poder
Concedente, referente a custos não recuperados por meio de tarifa.
75
d) A Administração considera o risco desse crédito reduzido uma vez que se tratam de programas sociais
vinculados ao Governo do Paraná.
27.2.2 Risco de liquidez
O Risco de Liquidez da Companhia é representado pela possibilidade de insuficiência de recursos, caixa ou
outro ativo financeiro, para liquidar as obrigações nas datas previstas.
A Companhia faz a administração do risco de liquidez com um conjunto de metodologias, procedimentos e
instrumentos, aplicados no controle permanente dos processos financeiros, a fim de se garantir o adequado
gerenciamento dos riscos.
Os investimentos são financiados por meio de dívidas de médio e longo prazos junto a instituições
financeiras e ao mercado de capitais.
São desenvolvidas projeções econômico-financeiras de curto, médio e longo prazos, as quais são
submetidas à apreciação pelos órgãos da Administração. Anualmente ocorre a aprovação do orçamento
empresarial para o próximo exercício.
As projeções econômico-financeiras de médio e longo prazos abrangem períodos mensais cobrindo os
próximos cinco anos. A projeção de curto prazo considera períodos diários cobrindo os próximos 90 dias.
A Companhia monitora permanentemente o volume de recursos a serem liquidados por meio de controle do
fluxo de caixa, objetivando reduzir o custo de captação, o risco de renovação dos empréstimos e a
aderência à política de aplicações financeiras, mantendo-se um nível de caixa mínimo.
A tabela a seguir demonstra valores de fluxo de caixa esperados de liquidação em cada faixa de tempo. As
projeções foram efetuadas com base em indicadores financeiros vinculados aos respectivos instrumentos
financeiros, previstos nas medianas das expectativas de mercado do Relatório Focus, do Banco Central,
que fornece a expectativa média de analistas de mercado para tais indicadores para o ano corrente e para o
ano seguinte. A partir de 2018, repetem-se os indicadores de 2017 até o horizonte da projeção, exceto o
dólar, que acompanha a inflação.
76
Juros (a) Menos 1 a 3 3 meses Mais de Passivo
de 1 mês meses a 1 ano 1 a 5 anos 5 anos Total
31.12.2015
Empréstimos e financiamentos NE nº 13.2 12.416 18.463 190.527 744.127 184.184 1.149.717
Debêntures NE nº 13.3 - - 646.297 578.196 - 1.224.493
Eletrobrás - Itaipu Dólar - 210.867 988.015 5.774.563 5.047.764 12.021.209
Outros fornecedores - 968.534 2.948 803 16.390 - 988.675
Obrigações de compra IGP-M e IPCA - 935.167 3.375.795 19.830.782 106.277.900 130.419.644
Benefícios pós-emprego 8,94% 22.595 45.190 203.357 1.009.653 2.763.036 4.043.831
1.003.545 1.212.635 5.404.794 27.953.711 114.272.884 149.847.569
31.12.2014 - Não auditado
Empréstimos e financiamentos NE nº 13.2 8.636 5.441 450.145 596.532 202.002 1.262.756
Debêntures NE nº 13.3 - - 129.550 1.187.460 - 1.317.010
Eletrobrás - Itaipu Dólar - 205.030 958.725 4.152.843 5.010.440 10.327.038
Outros fornecedores - 781.186 13.914 2.453 17.854 - 815.407
Obrigações de compra IGP-M e IPCA - 845.632 3.455.384 18.704.293 87.269.629 110.274.938
Benefícios pós-emprego 8,53% 21.602 43.204 194.418 997.584 3.393.917 4.650.725
811.424 1.113.221 5.190.675 25.656.566 95.875.988 128.647.874
(a) Taxa de juros efetiva - média ponderada.
Conforme divulgado nas NEs nº 13.2.5 e 13.3.3, a Companhia tem empréstimos, financiamentos e
debêntures com cláusulas contratuais restritivas (covenants) que podem exigir a antecipação do pagamento
destas obrigações.
27.2.3 Risco de mercado
Risco de mercado é o risco de que o valor justo ou os fluxos de caixa futuros de instrumento financeiro
oscilem devido a mudanças nos preços de mercado, tais como as taxas de câmbio, taxas de juros e preços
de ações. O objetivo do gerenciamento desse risco é controlar as exposições, dentro de parâmetros
aceitáveis, e ao mesmo tempo otimizar o retorno.
a) Risco cambial - dólar norte-americano
Esse risco decorre da possibilidade da perda por conta de flutuações nas taxas de câmbio que reduzam
saldos ativos ou aumentem saldos passivos em moeda estrangeira.
A dívida em moeda estrangeira da Companhia não é significativa e não existe exposição a operações com
derivativos de câmbio. A Companhia mantém monitoramento das taxas cambiais.
O efeito da variação cambial decorrente do contrato de compra de energia da Eletrobras (Itaipu) é
repassado na próxima revisão tarifária da Copel Distribuição.
Análise de sensibilidade do risco cambial
A Companhia desenvolveu análise de sensibilidade com objetivo de mensurar o impacto da depreciação
cambial do Dólar Norte-Americano sobre seus Empréstimos e Financiamentos expostos a tais riscos.
77
Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 31.12.2015 e para
o cenário provável considerou-se os saldos com a variação da taxa de câmbio – fim de período (R$/US$
4,38) prevista na mediana das expectativas de mercado para 2016 do Relatório Focus do Bacen de
05.02.2016. Para os cenários adverso e remoto, foi considerada uma deterioração de 25% e 50%,
respectivamente, no fator de risco principal do instrumento financeiro em relação ao nível utilizado no
Cenário Provável.
. Base Cenários projetados - dez.2016
Risco cambial Risco 31.12.2015 Provável Adverso Remoto .
Ativos financeirosCaução STN (garantia de empréstimo STN) Baixa do dólar 86.137 10.483 (13.672) (37.827) . 86.137 10.483 (13.672) (37.827) Passivos financeiros
Empréstimos e f inanciamentos
STN Alta do dólar (104.434) (12.709) (41.995) (71.281)
Fornecedores
Eletrobrás (Itaipu) Alta do dólar (284.651) (34.641) (114.464) (194.287)
(389.085) (47.350) (156.459) (265.568)
Além da análise de sensibilidade exigida pela Instrução CVM nº 475/2008, a Companhia avalia seus
instrumentos financeiros considerando os possíveis efeitos no resultado e patrimônio líquido frente aos
riscos avaliados pela Administração da Companhia na data das demonstrações financeiras, conforme
sugerido pelo CPC 40 e IFRS 7. Baseado na posição patrimonial e no valor nacional dos instrumentos
financeiros em aberto em 31.12.2015, estima-se que esses efeitos seriam próximos aos valores
mencionados na coluna de cenário projetado provável da tabela acima, uma vez que as premissas
utilizadas pela Companhia são próximas às descritas anteriormente.
b) Risco de taxa de juros e variações monetárias
Risco de a Companhia incorrer em perdas, por conta de flutuações nas taxas de juros ou outros
indexadores, que diminuam as receitas financeiras ou aumentem as despesas financeiras relativas aos
ativos e passivos captados no mercado.
A Companhia não celebrou contratos de derivativos para cobrir este risco, mas vem monitorando
continuamente as taxas de juros e indexadores de mercado, a fim de observar eventual necessidade de
contratação.
Análise de sensibilidade do risco de taxa de juros e variações monetárias
A Companhia desenvolveu análise de sensibilidade com objetivo de mensurar o impacto de taxas de juros
pós-fixadas e de variações monetárias sobre seus ativos e passivos financeiros expostos a tais riscos.
Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 31.12.2015 e para
o cenário provável considerou-se os saldos com a variação dos indicadores:
78
•••• Aplicações Financeiras, Títulos e Valores Mobiliários, Cauções e Depósitos Vinculados: projeção de
taxa CDI/Selic de 15,77% com base na taxa de referência de LTN, com vencimento em 1º.01.2017
divulgada pela Bovespa em 30.12.2015;
•••• Ativos financeiros setoriais, Contas a receber vinculadas à concessão e Passivos financeiros: CDI/Selic
– 14,26%, IPCA – 7,36%, IGP-DI – 6,66%, IGP-M – 6,85% e TJLP – 7,50%, previstos na mediana das
expectativas de mercado para 2016 do Relatório Focus do Bacen de 05.02.2016.
Para os cenários adverso e remoto, foi considerada uma deterioração de 25% e 50%, respectivamente, no
fator de risco principal do instrumento financeiro em relação ao nível utilizado no Cenário Provável.
. Base Cenários projetados - dez.2016
Risco de taxa de juros e variações monetárias Risco 31.12.2015 Provável Adverso Remoto .
Ativos financeiros
Equivalentes de caixa - aplicações f inanceiras Baixa CDI/SELIC 256.426 40.611 30.462 20.315
Títulos e valores mobiliários Baixa CDI/SELIC 1.454 230 173 115
Investimentos temporários Baixa CDI/SELIC 1.717 272 204 136 Ativos f inanceiros setoriais Baixa Selic 2.482.720 354.036 265.527 177.018
Estado do Paraná - Programa Morar Bem Sem Risco 19.482 - - -
2.761.799 395.149 296.366 197.584
Passivos financeiros
Empréstimos e f inanciamentos
Banco do Brasil Alta CDI (594.584) (84.788) (105.985) (127.182)
Eletrobrás - RGR Sem Risco (a) (64.652) - - -
Caixa Econômica Federal Sem Risco (a) (5.307) - - -
BNDES Alta TJLP (102.886) (7.716) (9.646) (11.575)
Debêntures Alta CDI (1.023.378) (145.934) (182.417) (218.901)
Passivos f inanceiros setoriais Baixa Selic (1.437.058) (204.924) (256.156) (307.387)
. (3.227.865) (443.362) (554.204) (665.045)
(a) Empréstimo indexado à Ufir.
Além da análise de sensibilidade exigida pela Instrução CVM nº475/08, a Companhia avalia seus
instrumentos financeiros considerando os possíveis efeitos no resultado e patrimônio líquido frente aos
riscos avaliados pela Administração da Companhia na data das demonstrações financeiras, conforme
sugerido pelo CPC 40 e IFRS 7. Baseado na posição patrimonial e no valor nacional dos instrumentos
financeiros em aberto em 31.12.2015, estima-se que esses efeitos seriam próximos aos valores
mencionados na coluna de cenário projetado provável da tabela acima, uma vez que as premissas
utilizadas pela Companhia são próximas às descritas anteriormente.
27.2.4 Risco quanto à escassez de energia
Risco de déficit de energia elétrica, decorrente de condições climáticas desfavoráveis quanto à ocorrência
de chuvas, dado que a matriz energética brasileira está baseada em fontes hídricas.
Períodos de estiagem prolongada influenciam o volume de água em estoque nos reservatórios das usinas
que, em níveis críticos, elevam o risco de desabastecimento de energia. Neste cenário, eventuais impactos
no consumo de energia elétrica podem ocasionar perdas em razão da redução de receitas.
79
As principais bacias hidrográficas do país, onde estão localizados os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste
e Nordeste tem enfrentado situações climáticas adversas nos últimos anos, levando os órgãos responsáveis
pelo setor a adotarem medidas de otimização dos recursos hídricos para garantir o pleno atendimento à
carga.
Desta forma, em relação ao risco no curto prazo, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE tem
apontado equilíbrio entre demanda e oferta de energia, mantendo os índices dentro margem de segurança.
O mesmo posicionamento é adotado pela ONS em relação ao risco de déficit no médio prazo, conforme
apresentado no PEN 2015 - Plano da Operação Energética 2015-2019.
Embora os estoques armazenados nos reservatórios não sejam os ideais, sob o ponto de vista dos órgãos
reguladores, quando combinadas com outras variáveis, são suficientes para manter o risco de déficit dentro
da margem de segurança estabelecida pelo Conselho Nacional de Política Energética - CNPE (risco
máximo de 5%) para o horizonte 2015-2019 em todos os subsistemas.
27.2.5 Risco de caducidade da concessão
A Lei nº 12.783/2013 disciplinou a prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica para as concessões alcançadas pelos artigos 17, 19 e 22 da Lei nº 9.074/1995. No entanto,
a prorrogação é facultada à aceitação expressa das condições daquela Lei, tais como: i) receita fixada
conforme critérios estabelecidos pela Aneel; ii) alteração da remuneração de preço para tarifa calculada
pela Aneel para cada usina; iii) alocação de cotas de garantia física de energia e de potência da usina às
concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição; iv) submissão aos padrões de
qualidade do serviço fixados pela Aneel; e, v) concordância com os valores estabelecidos como indenização
dos ativos vinculados à concessão.
As concessões de distribuição de energia elétrica poderão ser prorrogadas, a critério do Poder Concedente,
uma única vez, pelo prazo de até 30 anos.
Nos termos do aditivo ao contrato de concessão nº 46/1999 a concessão da Copel Distribuição foi
prorrogada até 07.07.2045, condicionada à parâmetros de qualidade e eficiência na prestação do serviço de
distribuição, mensurados por indicadores que consideram a duração e a frequência das interrupções do
serviço (DECi e FECi) e a eficiência na gestão econômica e financeira da empresa.
27.3 Gerenciamento dos riscos financeiros
A Companhia busca conservar uma sólida base de capital para manter a confiança do investidor, credor e
mercado e garantir o desenvolvimento futuro dos negócios. Procura manter um equilíbrio entre os mais altos
retornos possíveis com níveis adequados de empréstimos e as vantagens e a segurança proporcionadas
por uma posição de capital saudável. Assim, maximiza o retorno para todas as partes interessadas em suas
operações, otimizando o saldo de dívidas e patrimônio.
80
O endividamento em relação ao patrimônio líquido é apresentado a seguir:
Endividamento31.12.2015
31.12.2014Não auditado
Empréstimos e financiamentos 871.863 929.209
Debêntures 1.023.378 1.020.088
Fundo de pensão 395.004 602.305
(-) Caixa e equivalentes de caixa 416.086 160.417
(-) Títulos e valores mobiliários 1.454 2.076
Dívida líquida 1.872.705 2.389.109
Patrimônio líquido 5.179.501 4.103.767
Endividamento do patrimônio líquido 0,36 0,58
81
28 Transações com Partes Relacionadas
Ativo Passivo Resultado
Parte Relacionada / Natureza da operação 31.12.2015 31.12.2014
Não auditado 31.12.2015 31.12.2014
Não auditado 31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Controlador
Estado do Paraná
Programa Luz Fraterna (a) 28.048 6.744 - - - -
Programa Morar Bem Paraná (b) 19.482 - - - 19.482 -
Empregados cedidos (c) 29 433 - - - - .
Companhia Paranaense de Energia
Prestação de serviços 14 14
Financiamentos repassados - STN (NE nº 13.2.1) - 104.434 71.197 - - .
Entidades com influência significativa
BNDES e BNDESPAR (d)
Financiamentos (NE nº 13) - - 102.886 100.052 (8.881) (337)
Entidades sob controle comum
Copel Geração e Transmissão S.A. (e)
Prestação de serviços 778 647 498 - 6.156 2.275
Sistema de distribuição 314 286 - - 3.910 4.912
Energia elétrica para revenda - - 3.922 7.316 (37.996) (68.053)
Rede básica e de conexão - - 6.664 6.637 (67.422) (59.838)
Copel Telecomunicações S.A. (f)
Prestação de serviços 169 31 - - 421 216
Aluguel de estruturas - - - - 7.629 1.410
Serviços de telecomunicações e de TI - - 5.934 10.917 (45.640) (36.023)
Copel Renováveis S.A.
Prestação de serviços 10 - - - 10 -
Companhia Paranaense de Gás - Compagas
Prestação de serviços - - - - 345 189
Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. (g)
Sistema de distribuição 744 667 9.853 7.384
Prestação de serviços 56 33 10 6
Energia elétrica para revenda 21.187 20.462 (246.653) (235.062)
UEGA
Prestação de serviços 2 2 26 65 .
Pessoal chave da administração
Honorários e encargos sociais (NE nº 22.2) - - - - (1.895) (1.768)
Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 15) - - - - (209) (196)
Outras partes relacionadas
Sercomtel S.A. Telecomunicações (h) 236 708 735
Companhia de Saneamento do Paraná
Água tratada, coleta e tratamento de esgoto 3 2 (1.021) (874)
Caiuá Transmissora de Energia S.A. (i) (j)Rede básica e de conexão - - 154 354 (14.270) (3.976)
Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. (i) (j)Rede básica e de conexão - - 24 40 (3.577) (784)
Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. (i)Rede básica - - - 5 (995) (14)
Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. (i)Rede básica - - - 23 (1.586) (533)
Marumbi Transmissora de Energia S.A. (i)Rede básica - - 9 - (148) -
Matrinchã Transmissora de Energia S.A. (i)Rede básica - - 55 - (214) -
Fundação Copel
Aluguel de imóveis administrativos - - - - (1.344) (283)
Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 15) - - 395.771 603.123 - - .
Lactec (k) 16.046 15.564 97 572 (42) (197)
82
Os valores decorrentes de atividades operacionais da Copel Distribuição com as partes relacionadas são
faturados de acordo com as tarifas homologadas pela Aneel.
a) O Programa Luz Fraterna, instituído e alterado pelas leis estaduais nº 491/2003 e 17.639/2013, permite
ao Estado do Paraná quitar as contas de energia elétrica de famílias paranaenses de baixa renda
(devidamente cadastradas) quando o consumo não ultrapassar o limite de 120 kWh no mês. O
benefício é válido para ligações elétricas residenciais de padrão monofásico, ligações rurais
monofásicas e rurais bifásicas com disjuntor de até 50 ampères. Também é preciso que o titular não
tenha outra conta de luz no seu nome e não tenha débitos em atraso com a Copel Distribuição.
b) O Programa Morar Bem Paraná, instituído pelo Decreto n.º 2.845/2011. Esse programa é um convênio
entre o Estado do Paraná, a Companhia de Habitação do Paraná - Cohapar e a Copel Distribuição, cuja
gestão é realizada pela Cohapar. As principais atribuições da Copel no convênio são as construções
das redes de distribuição de energia elétrica e das entradas de serviços das unidades consumidoras
dos conjuntos habitacionais.
c) Ressarcimento do valor correspondente a remuneração e encargos sociais de empregados cedidos ao
Estado do Paraná. Os saldos apresentados são líquidos da PCLD, no valor de R$ 201, em 31.12.2015
(R$ 330, em 31.12.2014).
d) O BNDES é controlador da BNDES Participações S.A. - BNDESPAR que detém 23,96% do capital
social da Copel. O valor de 2015 refere-se a financiamento de investimentos.
e) A Copel Distribuição mantém com a Copel Geração e Transmissão Contratos de Compra e Venda de
Energia No Ambiente Regulado – CCARs, Contratos de Serviços de Transmissão – CPST e Contratos
de Conexão ao Sistema de Transmissão – CCT.
f) A Copel Distribuição mantém com a Copel Telecomunicações contratos de compartilhamento de
postes, com vencimento em 27.12.2016, e contrato de prestação de serviços de telecomunicações e de
tecnologia da informação, anuídos pela Aneel.
g) A Copel Distribuição mantém com a Elejor contrato de compra e venda de energia e contratos de uso e
sistema de distribuição, com vencimento em 22.04.2019.
h) Contrato de compartilhamento de postes, realizado entre a Sercomtel S.A. Telecomunicações e a
Copel Distribuição, com vencimento em 28.12.2018.
i) A Copel Distribuição mantém Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - Cust com o ONS e com as
concessionárias de transmissão de energia, o qual tem por objeto a contratação do Montante de Uso do
Sistema de Transmissão - Must. A contratação é de caráter permanente e é regulamentada pela
Resolução Normativa Aneel nº 399/2010. Os montantes são definidos para os quatro anos
subsequentes, com revisões anuais.
83
j) A Copel Distribuição mantém com as empresas Costa Oeste Transmissora de Energia e Caiuá
Transmissora de Energia Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão - CCT, com vencimento
até a extinção da concessão da distribuidora ou da transmissora, o que ocorrer primeiro.
k) O Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec é uma Organização da Sociedade Civil de
Interesse Público - Oscip, na qual a Copel é uma associada. O Lactec mantém contratos de prestação
de serviços e de pesquisa e desenvolvimento com a Copel Distribuição, submetidos a controle prévio
ou a posteriori, com anuência da Aneel.
Os saldos do ativo referem-se a P&D e PEE, contabilizados no Circulante, na conta Serviços em curso,
na qual devem permanecer até a conclusão do projeto, conforme determinação da Aneel.
Os avais e fianças concedidos pela Companhia em empréstimos, financiamentos e debêntures estão
demonstrados nas NEs nos 13.2 e 13.3.
29 Seguros
A especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros está demonstrada a
seguir:
Término Importância
Apólice da vigência segurada
Riscos nomeados 24.08.2016 831.715
Incêndio - imóveis próprios e locados 24.08.2016 401.568
Transporte nacional e internacional - exportação e importação 24.08.2016 apólice por averbação
Riscos diversos 24.08.2016 290
30 Conciliação do Balanço Patrimonial e DRE Regulatória e Societária
Para fins estatutários, a Companhia seguiu a regulamentação societária para a contabilização e elaboração
das Demonstrações Financeiras Societárias, e para fins regulatórios, segue-se a regulamentação
regulatória, determinada pela Aneel apresentada no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE.
Dessa forma, uma vez que há diferenças entre as práticas societárias e regulatórias, faz-se necessária a
apresentação da reconciliação das informações apresentadas seguindo as práticas regulatórias em relação
às informações apresentadas seguindo as práticas societárias.
84
2015
ATIVO Nº Regulatório Ajustes Societário Regulatório Ajustes Societário
Ativo circulante
Caixa e equivalentes de caixa 416.086 - 416.086 160.417 - 160.417
Consumidores 28.1 2.199.322 (12.606) 2.211.928 1.289.423 (34.577) 1.324.000
Concessionárias e permissionárias 141.208 - 141.208 63.792 - 63.792
Serviços em curso 54.671 - 54.671 37.796 - 37.796
Tributos compensáveis 70.580 - 70.580 60.456 - 60.456
Depósitos judiciais e cauções 1.717 - 1.717 38 - 38
Almoxarifado operacional 89.343 - 89.343 101.399 - 101.399
Investimentos temporários 165 - 165 3 - 3
Ativos f inanceiros setoriais 28.2 1.824.028 913.269 910.759 906.961 297.663 609.298
Despesas pagas antecipadamente 21.634 - 21.634 16.193 - 16.193
Outros ativos circulantes 28.3 229.056 11.075 217.981 304.017 39.031 264.986
Partes relacionadas 28.4 - (19.482) 19.482 - - -
5.047.810 892.256 4.155.554 2.940.495 302.117 2.638.378
Ativos de operações descontinuadas
Bens destinados a alienação 28.5 3.620 3.620 - 3.620 3.620 -
Ativo não circulante
Consumidores 28.6 40.681 5 40.676 41.864 5 41.859
Serviços em curso 12.566 - 12.566 13.293 - 13.293
Tributos compensáveis 60.734 - 60.734 66.361 - 66.361
Depósitos judiciais e cauções 438.849 - 438.849 455.833 - 455.833
Investimentos temporários 1.289 - 1.289 2.073 - 2.073
Tributos diferidos 28.7 525.665 218.513 307.152 476.376 116.326 360.050
Ativos f inanceiros setoriais 28.2 658.692 523.789 134.903 637.136 205.290 431.846
Contas a receber vinculadas à concessão 28.8 - (424.140) 424.140 (3.792.476) 3.792.476
Bens e direitos para uso futuro 1.374 - 1.374 1.374 - 1.374
Outros ativos não circulantes 28.9 25.995 19.478 6.517 1.422 (4.184) 5.606
Bens e atividades não vinculadas à concessão 28.10 3 3 - 4 4 -
Imobilizado 28.11 7.143.979 7.143.979 - 6.721.118 6.721.118 -
Intangível 28.11 161.837 (4.969.675) 5.131.512 155.860 (1.058.690) 1.214.550
9.071.664 2.511.952 6.559.712 8.572.714 2.187.393 6.385.321
TOTAL DO ATIVO 14.123.094 3.407.828 10.715.266 11.516.829 2.493.130 9.023.699
2015 2014 - Não auditado
2015
PASSIVO Nº Regulatório Ajustes Societário Regulatório Ajustes Societário
Passivo circulante
Fornecedores 28.12 988.675 (8) 988.683 815.407 (28.105) 843.512
Empréstimos, f inanciamentos e debêntures 625.108 - 625.108 426.087 764 425.323
Obrigações sociais e trabalhistas 28.13 124.932 (33.349) 158.281 128.020 (32.404) 160.423
Benefício pós-emprego 30.722 - 30.722 26.548 - 26.548
Tributos 28.13 281.639 33.349 248.290 109.975 32.403 77.572
Dividendos declarados e juros sobre capital próprio 133.950 - 133.950 124.791 - 124.791
Encargos setoriais 28.14 376.080 1.134 374.946 146.395 660 145.735
Passivos f inanceiros setoriais 28.15 913.269 913.269 - 297.663 297.663 -
Outros passivos circulantes 28.14 92.632 (1.135) 93.767 104.042 (660) 104.702
3.567.007 913.260 2.653.747 2.178.928 270.322 1.908.606
Passivo não circulante
Fornecedores - - - - (3.376) 3.376
Empréstimos, f inanciamentos e debêntures 1.270.133 - 1.270.133 1.523.210 6.457 1.516.753
Benefício pós-emprego 365.049 - 365.049 576.575 - 576.575
Tributos 79.343 - 79.343 63.952 - 63.952
Provisão para litígios 578.880 - 578.880 523.079 - 523.079
Encargos setoriais 164.441 - 164.441 101.783 - 101.783
Passivos f inanceiros setoriais 28.15 523.789 523.789 - 205.289 205.289 -
Obrigações vinculadas à concessão 28.16 2.394.951 2.394.951 - 2.240.246 2.240.246 -
5.376.586 2.918.740 2.457.846 5.234.134 2.448.616 2.785.518
TOTAL DO PASSIVO 8.943.593 3.832.000 5.111.593 7.413.062 2.718.938 4.694.124
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital social 3.342.841 - 3.342.841 2.624.841 - 2.624.841
Outros resultados abrangentes 28.17 (48.588) (124.578) 75.990 (196.790) (88.511) (108.279)
Reserva de lucros 28.18 920.722 (299.594) 1.220.316 1.072.716 (137.297) 1.210.013
Recursos destinados a aumento de capital 834.000 - 834.000 603.000 - 603.000
Dividendo adicional proposto 130.526 - 130.526 - - -
TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 5.179.501 (424.172) 5.603.673 4.103.767 (225.808) 4.329.575
TOTAL DO PASSIVO 14.123.094 3.407.828 10.715.266 11.516.829 2.493.130 9.023.699
2015 2014 - Não auditado
85
2015
OPERAÇÕES EM CONTINUIDADE Nº Regulatório Ajustes Societário Regulatório Ajustes Societário
Receita/Ingresso
Fornecimento de energia elétrica 28.19 10.042.626 (497.067) 10.539.693 5.483.636 (385.473) 5.869.109
Suprimento de energia elétrica 195.332 - 195.332 133.031 - 133.031
Energia elétrica de curto prazo 149.557 - 149.557 183.671 - 183.671
Disponibilização do sistema 5.667.013 - 5.667.013 3.557.543 - 3.557.543
Receita de construção 28.20 - (896.924) 896.924 - (991.356) 991.356
Ativos e passivos f inanceiros setoriais 858.170 - 858.170 560.914 (472.952) 1.033.866
Doações, contribuições e subvenções 28.19 497.067 497.067 - 385.473 385.473 -
Serviços cobráveis 28.21 9.748 9.748 - 11.553 11.553 -
Outras receitas 28.21 - (110.715) 110.715 - (103.798) 103.798 -
Tributos - -
ICMS (4.106.775) - (4.106.775) (2.417.799) - (2.417.799)
Pis/Pasep 28.22 (272.886) 2.114 (275.000) (160.022) 3.074 (163.096)
Cofins 28.23 (1.256.937) 9.739 (1.266.676) (737.082) 14.161 (751.243)
Encargos - Parcela "A"
Pesquisa e desenvolvimento - P&D (42.915) - (42.915) (31.709) - (31.709)
Programa de eficiência energética - PEE (42.916) - (42.916) (31.710) - (31.710)
Conta de desenvolvimento econômico - CDE (1.975.859) - (1.975.859) (129.783) - (129.783)
Taxa de f iscalização serv. energia elétrica - TFSEE (6.215) - (6.215) (5.591) (5.591) -
Outros encargos (1.120.218) - (1.120.218) 2 - 2
Receita líquida/Ingresso líquido 8.594.792 (986.038) 9.580.830 6.802.127 (1.544.909) 8.347.036
Custos não gerenciáveis - Parcela "A"
Energia elétrica comprada para revenda 28.24 (6.038.703) (31.481) (6.007.222) (4.916.495) (29.586) (4.886.909)
Encargos de transmissão, conexão e distribuição (706.680) - (706.680) (209.066) - (209.066)
Resultado antes dos custos gerenciáveis 1.849.409 (1.017.519) 2.866.928 1.676.566 (1.574.495) 3.251.061
Custos gerenciáveis - Parcela "B"
Pessoal e administradores (865.526) - (865.526) (760.197) - (760.197)
Material (55.531) - (55.531) (53.918) - (53.918)
Serviços de terceiros (353.773) - (353.773) (289.717) - (289.717)
Arrendamentos e aluguéis (9.294) - (9.294) (11.508) - (11.508)
Seguros (3.054) - (3.054) (2.735) - (2.735)
Doações, contribuições e subvenções - - - - - -
Provisões 28.25 (195.370) 73.366 (268.736) (151.650) 33.557 (185.207)
Custo de construção 28.20 - 896.924 (896.924) 991.356 (991.356)
(-) Recuperação de despesas 36.150 - 36.150 28.218 - 28.218
Tributos (6.898) - (6.898) (70.871) - (70.871)
Depreciação e amortização 28.26 (291.783) (48.138) (243.645) (292.094) (70.693) (221.401)
Gastos diversos (103.786) - (103.786) (70.975) (6.696) (64.279)
Outras receitas operacionais 28.21 112.963 112.963 - 84.513 84.513 -
Outras despesas operacionais 28.27 (49.967) (18.489) (31.478) (38.254) (16.549) (21.705)
Resultado da atividade 63.540 (893) 64.433 47.378 (559.007) 606.385
Resultado financeiro
Despesas f inanceiras 28.28 (512.799) (172.360) (340.439) (293.995) (89.958) (204.037)
Receitas f inanceiras 28.29 444.483 (127.168) 571.651 264.376 (4.229) 268.605
Resultado antes dos impostos sobre o lucro (4.776) (300.421) 295.645 17.759 (653.194) 670.953
Imposto de renda e contribuição social (131.619) - (131.619) - - -
Imposto de renda e contribuição social diferidos 28.30 144.171 102.143 42.028 (11.003) 222.086 (233.089)
12.552 102.143 (89.591) (11.003) 222.086 (233.089)
RESULTADO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 7.776 (198.278) 206.054 6.756 (431.108) 437.864
2015 2014 - Não auditado
Comentários à Conciliação do Balanço Patrimonial Regulatório e Societário
30.1 Consumidores
As reclassificações são decorrentes de outras contas a receber classificadas no balanço regulatório como
Outros Ativos Circulantes, conforme técnica de funcionamento nº 7.2.30 do Manual de Contabilidade do
Setor Elétrico - MCSE:
a) Créditos de subsídio baixa renda a receber da Eletrobrás;
b) Serviços prestados; e
86
c) Outros ativos.
30.2 Ativos financeiros setoriais
Por meio da Deliberação CVM nº 732, o Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC aprovou a
Orientação Técnica OCPC 08 de 09.12.2014, tornando obrigatório o reconhecimento de determinados
ativos ou passivos financeiros setoriais e, na contabilidade societária, estão registrados líquidos no Ativo.
30.3 Outros ativos circulantes
Os ajustes são decorrentes de:
a) Créditos a receber reclassificado de Consumidores e, no balanço societário, classificado como Clientes;
b) Ordens de desativação – Valores contabilizados a maior no balanço regulatório decorrentes da aplicação,
na contabilidade societária, do ICPC 01 – Contratos de concessão e, na contabilidade regulatória, da
aplicação da Resolução Normativa Aneel nº 396/2010;
c) Bens destinados à alienação – Valores considerados como Outros ativos circulantes, no balanço
societário, sendo que, no balanço regulatório, os valores estão sendo demonstrados em grupo específico
conforme orientação MCSE.
30.4 Partes relacionadas
Trata-se de valores do Programa Morar Bem, convênio entre o Estado do Paraná, Companhia de Habitação
do Paraná - Cohapar e a Copel Distribuição que, na contabilidade regulatória, está registrada como
Coligadas, controladas e controladora em Outros ativos não circulantes, pois o MCSE não prevê
classificação no Curto Prazo, conforme técnica de funcionamento nº 7.2.26.
30.5 Bens destinados à alienação
Os ajustes são decorrentes de valores registrados no balanço regulatório e considerado como Outros ativos
circulantes na contabilidade societária. A diferença é decorrente da aplicação, na contabilidade societária,
do ICPC 01 – Contratos de concessão e, na contabilidade regulatória, da aplicação da Resolução Normativa
Aneel nº 396/2010.
30.6 Consumidores
Trata-se de Outros créditos de faturamento, considerado na contabilidade regulatória como Consumidores
e, na contabilidade societária, como Outros ativos não circulantes.
87
30.7 Tributos diferidos
O efeito é decorrente das diferenças de práticas contábeis entre a contabilidade societária e a contabilidade
regulatória.
30.8 Contas a receber vinculadas à concessão
Refere-se à indenização prevista no contrato de concessão de serviços públicos de distribuição de energia
elétrica e que, no entendimento da Administração, assegura o direito incondicional de receber caixa ao final
da concessão, a ser pago pelo Poder Concedente. Essa indenização tem como objetivo reembolsar a Copel
Distribuição pelos investimentos efetuados em infraestrutura e que não foram recuperados, por meio da
tarifa, até o vencimento da concessão, por possuírem vida útil superior ao prazo da concessão.
Esses ativos financeiros, por não possuírem fluxos de caixa fixos determináveis, uma vez que a premissa da
indenização terá como base o custo de reposição dos ativos da concessão, e por não possuírem as
características necessárias para serem classificados nas demais categorias de ativos financeiros, são
classificados como “disponíveis para venda”. Os fluxos de caixa atrelados a esses ativos são determinados
considerando o valor da base tarifária denominada Base de Remuneração Regulatória - BRR, definida pelo
Poder Concedente, cuja metodologia utilizada é o custo de reposição dos bens integrantes da infraestrutura
de distribuição vinculada à concessão. A BRR é revisada periodicamente considerando diversos fatores e
tem como objetivo refletir a variação de preços dos ativos físicos, incluindo as baixas, depreciações e
adições dos bens integrantes desta infraestrutura (ativo físico).
A remuneração deste ativo financeiro é baseada no Custo Médio Ponderado de Capital - WACC regulatório
homologado pela Aneel no processo de revisão tarifária periódica e seu montante está incluído na
composição da receita de tarifa faturada aos consumidores e recebida mensalmente.
O 1º, 2 º, 3º e 4º Ciclos de Revisão Tarifária foram realizados a cada quatro anos e, a partir do 5º Ciclo, que
se inicia em janeiro de 2016, serão realizados a cada cinco anos, tendo em vista alteração promovida pelo
Quinto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 46/1999.
30.9 Outros ativos não circulantes
As reclassificações são decorrentes de:
a) Créditos do Programa Morar Bem considerado no balanço regulatório como Partes relacionadas; e
b) Outros créditos de faturamento considerado na contabilidade regulatória como Consumidores e na
societária como Outros ativos não circulantes.
88
30.10 Bens e atividades não vinculadas à concessão
Efeitos decorrentes da aplicação, na contabilidade societária, do ICPC 01 – Contratos de concessão e, na
contabilidade regulatória, da aplicação da Resolução Normativa Aneel nº 396/2010.
30.11 Imobilizado e Intangível
A diferença é decorrente da aplicação, na contabilidade societária, do ICPC 01 – Contratos de concessão e,
na contabilidade regulatória, da aplicação da Resolução Normativa Aneel nº 396/2010.
As Obrigações especiais que, na contabilidade societária, são tratadas como redutora do Intangível e de
Contas a receber vinculadas a concessão, no balanço regulatório está sendo demonstrado no Passivo não
circulante.
30.12 Fornecedores
Ajuste de atualização monetária referente à Eletronuclear registrado na contabilidade societária.
30.13 Obrigações sociais e trabalhistas e Tributos
Refere-se ao saldo a pagar de INSS sobre a folha de pagamento e FGTS apresentados em Tributos na
contabilidade regulatória conforme técnica de funcionamento 7.2.77 do MCSE.
30.14 Encargos setoriais e Outros passivos circulantes
Refere-se ao saldo a pagar de Encargos de Capacidade Emergencial – ECE e Taxa de Fiscalização de
Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) contabilizados em Encargos setoriais na contabilidade regulatória.
30.15 Passivos financeiros setoriais
Por meio da Deliberação CVM nº 732, o CPC aprovou a Orientação Técnica OCPC 08 de 09.12.2014,
tornando obrigatório o reconhecimento de determinados ativos ou passivos financeiros setoriais e, na
contabilidade societária, estão registrados líquidos no Ativo.
30.16 Obrigações vinculadas à concessão
São tratados na contabilidade societária como redutoras do Imobilizado e demonstrados em Contas a
Receber vinculadas à Concessão.
89
30.17 Outros resultados abrangentes
Efeitos decorrentes da Reserva de Reavaliação registrada na contabilidade regulatória e, na contabilidade
societária, das variações de valor justo envolvendo os ativos financeiros disponíveis para venda e os
respectivos tributos diferidos.
30.18 Reservas de lucros
Efeitos decorrentes de dividendos e Juros sobre o capital próprio que são contabilizados com base no lucro
societário.
30.19 Fornecimento de energia e Doações, contribuições e subvenções
Refere-se à reclassificação dos valores de Doações, contribuições e subvenções conforme orientação do
MCSE.
30.20 Receita e Custo de construção
O ICPC 01 estabelece que o concessionário de energia elétrica deve registrar e mensurar a receita dos
serviços que presta de acordo com o CPC 17 - Contratos de Concessão e o CPC 30 - Receitas, mesmo
quando regidos por um único contrato de concessão. Os respectivos custos são reconhecidos, quando
incorridos, na demonstração do resultado do exercício como custo de construção. Para fins de
demonstrações financeiras regulatórias os custos de construção da infraestrutura são capitalizados no ativo
imobilizado.
30.21 Serviços cobráveis e Outras receitas
Na demonstração regulatória a rubrica Outras receitas operacionais está apresentada após os Custos
Gerenciáveis. Foi considerado na contabilidade regulatória como outras receitas os Ganhos na alienação
de materiais e demais receitas, sendo as mesmas demonstradas, na contabilidade societária, no grupo de
Outras despesas operacionais líquidas.
30.22 Tributos – Pis/Pasep
Refere-se ao Pis/Pasep sobre outras receitas não vinculadas à concessão, contabilizadas em Outras Receitas Operacionais na contabilidade regulatória.
30.23 Tributos – Cofins
Refere-se ao Cofins sobre outras receitas não vinculadas à concessão, contabilizadas em Outras Receitas Operacionais na contabilidade regulatória.
90
30.24 Energia elétrica para revenda
A contabilização da recomposição do equilíbrio econômico-financeiro da Eletronuclear, tendo em vista que
as concessionárias são meros instrumentos arrecadadores, foi determinada pelo Despacho nº 619 de
14.03.2014, determinando pela neutralidade patrimonial das distribuidoras. Assim, em 2013 não foram
reconhecidos os valores homologados pela Aneel conforme Resolução Homologatória nº 1.585 de
13.08.2013, sendo reconhecidos, na contabilidade regulatória, parcialmente ao longo do exercício de 2014 e
de 2015. Esse entendimento não foi de igual teor no âmbito societário, cujo reconhecimento ocorreu
integralmente em 2013.
30.25 Provisões
Efeitos decorrentes dos valores da atualização monetária sobre litígios, reconhecidos como Despesa
Operacional no balanço societário e, na contabilidade regulatória, em Despesas financeiras conforme
técnica de funcionamento nº 7.2.78 do MCSE.
30.26 Depreciação e amortização
A diferença é decorrente da aplicação, na contabilidade societária, do ICPC 01 – Contratos de concessão e,
na contabilidade regulatória, da aplicação da Resolução Normativa Aneel nº 396/2010.
30.27 Outras despesas operacionais
Efeitos decorrentes de:
a) Ganhos na alienação demonstrados na contabilidade regulatória como Outras receitas;
b) Receitas de cheques não descontados registrados na contabilidade regulatória em Outras receitas;
c) Perdas na desativação de bens e direitos;
d) Perdas na alienação de bens e direitos;
f) Pis/Pasep e Cofins sobre outras receitas;
As diferenças entre os valores é resultado da aplicação, na contabilidade societária, do ICPC 01 - Contratos
de Concessão e, na contabilidade regulatória, da aplicação da Resolução Normativa Aneel nº 396/2010.
30.28 Despesas financeiras
Efeitos decorrentes da atualização de litígios registrada em Provisões, atualização monetária da
Eletronuclear, capitalização de encargos financeiros em obras, remuneração dos passivos setoriais
registrada na receita financeira na contabilidade societária e encargos de dívidas pela aplicação do ICPC 08
na contabilidade societária.
91
30.29 Receitas financeiras
Refere-se à atualização monetária sobre contas a receber vinculadas à concessão, ajuste a valor justo de
ativos financeiros e remuneração dos ativos financeiros setoriais.
30.30 Imposto de renda e contribuição social diferidos
Refere-se ao tributo diferido pela diferença do resultado, decorrentes das práticas contábeis entre a
contabilidade societária e contabilidade regulatória.
31 Conciliação do Patrimônio Líquido Societário e Regulatório
31.12.2015 31.12.2014
Não auditado
Patrimônio líquido societário 5.603.673 4.329.575
Efeito dos ajustes entre a contabilidade societária versus regulatória
Efeitos ICPC 01 (205.955) 21.834
Reavaliação regulatória compulsória (188.757) (134.240)
Capitalização de encargos financeiros (173.678) (190.177)
Tributos sobre as diferenças de práticas contábeis 144.218 76.775
Patrimônio líquido regulatório 5.179.501 4.103.767
92
32 Conciliação do Lucro Líquido Societário e Regulatório
NE n31.12.2014
Não auditado
Lucro líquido societário 206.054 437.864
Efeito dos ajustes entre a contabilidade scietária versus regulatória
Receita
Ativos e passivos f inanceiros setoriais 29.1 - (472.952)
Custo gerenciáveis - Parcela "B"
Energia elétrica comprada para revenda 29.2 (31.481) (29.586)
Depreciação e amortização 29.3 (48.138) (70.693)
Outras receitas operacionais
Venda de bens do ativo 29.4 (1.456) (1.675)
Outras despesas operacionais
Perdas na desativação e alienação de bens 29.4 6.817 (4.596)
Resultado financeiro
Despesa f inanceira
Encargos de dívidas - transferência para ativo imobilizado em curso 29.5 (16.498) (57.451)
Remuneração passivos financeiros setoriais 29.1 - (18.183)
Encargos de dívidas 29.6 7.220 972
Atualização monetária 29.7 8 -
Outras despesas financeiras - 5.199
Receita f inanceira
Atualização do ativo financeiro da concessão 29.8 (217.024) (76.989)
Remuneração dos ativos f inanceiros setoriais 29.1 - 72.891
Rendas de aplicação financeira 131 (131)
Resultado antes dos impostos sobre o lucro
Tributos sobre as diferenças de práticas contábeis 29.9 102.143 222.086
Lucro líquido regulatório 7.776 6.756
31.12.2015
Comentários à Conciliação do Lucro Líquido Societário e Regulatório
32.1 Ativos e passivos financeiros setoriais
As diferenças entre a contabilidade regulatória e societária, em 2014, nos saldos dos Ativos financeiros
setoriais correspondem à aplicação, na Contabilidade Societária, da Orientação Técnica OCPC 08 de
09.12.2014 a partir do exercício findo em 31.12.2014, registrando um ativo financeiro setorial em
contrapartida à receita operacional líquida. A possibilidade desse registro se concretizou quando da
assinatura do 4º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão 046/99, em 10.12.2014.
Considerando o previsto no OCPC 08, item 13, os efeitos do aditamento dos contratos de concessão e
permissão não caracterizam mudança de política contábil, mas sim de uma nova situação,
consequentemente, a sua aplicação foi prospectiva ao evento e o reconhecimento inicial adotado baseou-se
na composição dos valores dos ativos e passivos financeiros setoriais levantados até a data da assinatura
do aditivo do contrato de concessão, ocorrida em 10.12.2014.
93
32.2 Energia elétrica comprada para revenda
A contabilização da recomposição do equilíbrio econômico-financeiro da Eletronuclear, tendo em vista que
as concessionárias são meros instrumentos arrecadadores, foi determinada pelo Despacho nº 619 de
14.03.2014, determinando pela neutralidade patrimonial das distribuidoras. Assim, em 2013 não foram
reconhecidos os valores homologados pela Aneel conforme Resolução Homologatória nº 1.585 de
13.08.2013, sendo reconhecidos, na contabilidade regulatória, parcialmente ao longo do exercício de 2014 e
de 2015. Esse entendimento não foi de igual teor no âmbito societário, cujo reconhecimento ocorreu
integralmente em 2013.
32.3 Depreciação e amortização
A diferença é decorrente da aplicação, na contabilidade societária, do ICPC 01 – Contratos de concessão e,
na contabilidade regulatória, da aplicação da Resolução Normativa Aneel nº 396/2010.
32.4 Outras receitas e despesas operacionais
Refere-se a venda de bens do ativo e de perdas na desativação e alienação de bens decorrente da
aplicação, na contabilidade societária, do ICPC 01 – Contratos de concessão e, na contabilidade
regulatória, da aplicação da Resolução Normativa Aneel nº 396/2010.
32.5 Despesa financeira – Encargos de dívidas – transferência para o AIC
A diferença decorre da metodologia de capitalização adotada pela companhia na aplicação do CPC 20 -
Custos de Empréstimos para os ativos pertencentes à concessão de distribuição, na contabilidade
societária, divergindo do disposto no MCSE.
32.6 Despesa financeira – Encargos de dívidas
Refere-se a aplicação do CPC 08 - Custos de Transação a amortizar adotado na contabilidade regulatória.
94
32.7 Despesa financeira – Atualização monetária
Ajuste de atualização monetária referente á Eletronuclear registrado na contabilidade societária.
32.8 Despesa financeira – Atualização ativo financeiro
Variação monetária sobre o ativo financeiro da concessão, registrado somente na contabilidade societária,
em atendimento ao ICPC 01
32.9 Tributos
Refere-se ao tributo diferido pela diferença do resultado, decorrentes das práticas contábeis entre a
contabilidade societária e contabilidade regulatória.
33 Evento subsequente
A Copel Distribuição S.A. tem como data-base do laudo de avaliação da 4º de Revisão Tarifária,
31.12.2015. Em 20.04.2016 foi publicado no Diário Oficial da União, o Aviso de Abertura da Audiência
Pública nº 020/2016, para colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da 4º Revisão
Tarifária Periódica da Companhia
Desta forma, seguem os quadros resumos com valores provisórios da Base de Remuneração Regulatória,
Custo Anual das Instalações Moveis e Imóveis, apresentadas na citada audiência pública, conforme Nota
Técnica nº 76/2016-SGT/ANEEL de 31.03.2016:
95
Base de Remuneração Regulatória
Descrição R$ mil
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 18.988.263
(2) Índice de Aproveitamento Integral 64.933
(3) Obrigações Especiais Bruta 3.932.506
(4) Bens Totalmente Depreciados 6.266.857
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 8.723.967
(6) Depreciação Acumulada 11.441.141
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 7.547.122
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado 31.824
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) 7.515.298
(10) Almoxarifado em Operação 83.568
(11) Ativo Diferido -
(12) Obrigações Especiais Líquida 2.981.031
(13) Terrenos e Servidões 270.617
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13) 4.888.452
(15) Saldo RGR PLPT -
(16) Saldo RGR Demais Investimentos -
(17) Taxa de Depreciação 3,69%
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) 321.914
(19) Remuneração de obrigações especiais 61.449
(20) Remuneração do Capital 660.773
Custo anual das Instalações móveis e imóveis
Descrição R$ mil
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR) 1.008.940
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA) 454.023
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV) 121.073
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI) 433.844
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL) 51.115
(6) Anuidade - Veículos (CAV) 24.718
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI) 108.452
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7) 184.285
96
RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES
FINANCEIRAS
Aos Conselheiros e Diretores da
Copel Distribuição S.A.
Curitiba – Paraná
Examinamos as demonstrações contábeis regulatórias da Copel Distribuição S.A. (Companhia),
que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2015 e as respectivas
demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos
fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas
contábeis e demais notas explicativas. As demonstrações contábeis foram elaboradas pela
Administração com base no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, aprovado pela
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL através da Resolução Normativa nº 605, de 11
de março de 2014.
Responsabilidade da Administração pelas demonstrações contábeis regulatórias
A Administração é responsável pela elaboração e adequada apresentação dessas demonstrações
contábeis regulatórias de acordo com o MCSE e pelos controles internos que a Administração
determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações contábeis
regulatórias livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro.
Responsabilidade dos auditores independentes
Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis
regulatórias com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e
internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento das exigências éticas pelos
auditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança
razoável de que as demonstrações contábeis regulatórias estão livres de distorção relevante.
Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a
respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações contábeis regulatórias. Os
procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos
riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis regulatórias, independentemente se
causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos
relevantes para a elaboração das demonstrações contábeis regulatórias da Companhia para
planejar procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins
de expressar uma opinião sobre a eficácia dos controles internos da Companhia. Uma auditoria
inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das
estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das
demonstrações contábeis regulatórias tomadas em conjunto.
Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar
nossa opinião.
97
Opinião
Em nossa opinião, as demonstrações contábeis regulatórias acima referidas apresentam adequadamente, em
todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Copel Distribuição S.A. em 31 de
dezembro de 2015, o desempenho de suas operações e os seus respectivos fluxos de caixa para o exercício
findo naquela data, de acordo com Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, aprovado pela
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL através da Resolução Normativa nº 605, de 11 de março de
2014.
Base de elaboração das demonstrações contábeis regulatórias
Sem modificar nossa opinião, chamamos a atenção para a nota explicativa 2 às demonstrações contábeis
regulatórias, que descreve a base de elaboração dessas demonstrações contábeis regulatórias. As
demonstrações contábeis regulatórias foram elaboradas para auxiliar a Copel Distribuição S.A. a cumprir os
requisitos da ANEEL. Consequentemente, essas demonstrações contábeis regulatórias podem não ser
adequadas para outro fim.
Outros assuntos
A Copel Distribuição S.A. preparou um conjunto de demonstrações financeiras para o exercício findo em 31
de dezembro de 2015 de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais
de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accouting Standards Board – IASB
(demonstrações contábeis societárias), sobre o qual emitimos relatório de auditoria independente separado,
com data de 22 de março de 2016, sem modificação.
Os valores correspondentes relativos ao exercício findo em 31 de dezembro de 2014, apresentados para fins
de comparação, não foram examinados por nós, nem por outros auditores independentes.
Curitiba, 27 de abril de 2016
KPMG Auditores Independentes
CRC SP-014428/O-6 F-PR
João Alberto Dias Panceri
Contador CRC PR-048555/O-2