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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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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

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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.

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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.

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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.

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• 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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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.

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• 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:

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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.

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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

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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

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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:

a.

CCE

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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.

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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

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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:

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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;

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• 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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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 %

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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 %

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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.

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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.

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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%

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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.

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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

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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.

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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.

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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.

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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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43

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

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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

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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�

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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.

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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.

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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.

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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.

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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

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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)

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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.

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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.

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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;

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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.

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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

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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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15

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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17

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.

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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.

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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.

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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

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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.

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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

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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

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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%

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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.

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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.

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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.

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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.

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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

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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

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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

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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

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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

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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

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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.

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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

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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.

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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

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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:

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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

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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.

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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:

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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.

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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

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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

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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.

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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.

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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.

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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

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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

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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

Page 100: RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO E … · 3,8% do Produto Interno Bruto (PIB) no Brasil. ... Termo Aditivo em 09.12.2015. O Decreto nº 8.461, de 02.06.2015, regulamentou a prorrogação

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

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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

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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

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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

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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:

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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 -

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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

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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

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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.

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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.

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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)

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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.

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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

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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

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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.

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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;

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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.

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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

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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.

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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.

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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.

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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.

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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:

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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.

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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.

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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

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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)

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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.

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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.

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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

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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

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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

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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.

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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.

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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:

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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

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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.

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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