tarifa média de compra - copel dis resultados 3t18ri.copel.com/ptb/10592/650146.pdf · crescimento...

✓ EBITDA ajustado cresceu 52,4% no 3T18

✓ Geração de caixa operacional de R$ 615 milhões no 3T18 (R$ 2,6 bi no 9M18)

✓ Crescimento de 1,7% no mercado fio da Copel Distribuição

✓ Início de operação em teste do Complexo Eólico Cutia e Bento Miguel

✓ Permuta de ativos com a Eletrosul

✓ Redução do Programa de Investimentos

Resultados 3T18 Copel registra EBITDA de R$ 785,6 milhões no terceiro trimestre

3T18 2T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var. %

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

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 4.309,1 3.605,8 3.643,7 18,3 11.263,6 10.113,9 11,4

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) 3.772,1 2.997,9 3.159,7 19,4 9.556,6 8.366,8 14,2

Resultado Operacional (R$ milhões) 472,3 538,4 356,0 32,7 1.531,6 1.283,9 19,3

Lucro Líquido (R$ milhões) 361,0 352,6 416,7 (13,4) 1.053,2 985,0 6,9

LPA - Lucro Líquido por ação (R$)¹ 1,30 1,27 1,49 (13,3) 3,78 3,51 7,8

LAJIDA (R$ milhões) 785,6 833,3 637,9 23,1 2.386,7 2.351,3 1,5

Rentabilidade do Patrimônio Líquido (anualizada)² 9,6% 9,4% 11,6% (16,9) 9,2% 8,9% 3,3

Mercado Fio (GWh) 7.358 7.530 7.237 1,7 22.403 21.985 1,9

Programa de Investimentos (R$ milhões)³ 628,2 603,5 537,4 16,9 1.900,4 1.766,7 7,6

Margem LAJIDA 18,2% 23,1% 17,5% 4,1 21,2% 23,2% (8,9)

Margem Operacional 11,0% 14,9% 9,8% 12,2 13,6% 12,7% 7,1

Margem Líquida 8,4% 9,8% 11,4% (26,8) 9,4% 9,7% (4,0)

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

² Considera o Patrimônio Líquido inicial do exercício.

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

Valores sujeitos a arredondamentos.

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

Tarifa Média de Compra - Copel Dis 1 210,71 196,90 165,32 161,18 174,12

Tarifa Média de Fornecimento - Copel Dis 2 460,99 421,66 402,65 403,17 404,99

Tarifa Média de Suprimento - Copel GeT3 217,97 214,19 212,22 211,76 211,03

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

Patrimônio Líquido (R$ mil) 16.533.006 16.180.850 15.833.907 15.510.503 15.717.885

Dívida Líquida (R$ mil) 8.777.166 8.159.514 8.401.759 8.495.080 7.898.628

Valor Patrimonial por Ação (R$) 60,42 59,13 57,86 56,68 57,44

Endividamento do PL4 60,2% 62,9% 65,6% 63,4% 60,6%

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

¹ Com PIS e CONFINS.

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

CPLE3 | R$ 20,11 CPLE6 | R$ 21,41

ELP | US$ 5,27 XCOP | € 4,54

Valor de Mercado | R$ 5,7 bi

* Cotações em 30.09.2018

Teleconferência de

Resultados 3T18

09.11.2018 - 10h00 (horário de Brasília)

Telefone para acesso (11) 2188-0155 Código: COPEL

* Valores sujeitos a arredondamentos. 2

Earnings Release 3T18

ÍNDICE

1. Principais Eventos no Período ____________________________________________________________ 3 2. Desempenho Econômico-Financeiro _______________________________________________________ 9

2.1 Receita Operacional ___________________________________________________________ 9

2.2 Custos e Despesas Operacionais ________________________________________________ 10

2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial ___________________________________________ 13

2.4 EBITDA ____________________________________________________________________ 13

2.5 Resultado Financeiro _________________________________________________________ 14

2.6 Lucro Líquido Consolidado _____________________________________________________ 15

2.7 Demonstração do Resultado Consolidado – DRE ___________________________________ 16 3. Principais Contas e Variações do Balanço Patrimonial ________________________________________ 17

3.1 Principais Contas ____________________________________________________________ 17

3.2 Balanço Patrimonial – Ativo ____________________________________________________ 19

3.3 Endividamento ______________________________________________________________ 20

3.4 Balanço Patrimonial - Passivo __________________________________________________ 23 4. Desempenho das Principais Empresas _____________________________________________________ 24

4.1 Copel Geração e Transmissão __________________________________________________ 24

4.2 Copel Distribuição ____________________________________________________________ 26

4.3 Copel Telecomunicações ______________________________________________________ 28

4.4 Informações Contábeis ________________________________________________________ 29 5. Programa de Investimentos _____________________________________________________________ 30 6. Mercado de Energia e Tarifas ____________________________________________________________ 30

6.1 Mercado Cativo – Copel Distribuição _____________________________________________ 30

6.2 Mercado Fio (TUSD) __________________________________________________________ 31

6.3 Fornecimento de Energia Elétrica ________________________________________________ 31

6.4 Total de Energia Vendida ______________________________________________________ 32

6.5 Fluxos de Energia ____________________________________________________________ 33

6.6 Tarifas _____________________________________________________________________ 36 7. Mercado de Capitais ___________________________________________________________________ 37

7.1 Capital Social _______________________________________________________________ 37

7.2 Desempenho das Ações _______________________________________________________ 38

7.3 Dividendos e JCP ____________________________________________________________ 39 8. Performance Operacional _______________________________________________________________ 40

8.1 Geração de Energia __________________________________________________________ 40

8.2 Transmissão de Energia _______________________________________________________ 48

8.3 Distribuição _________________________________________________________________ 49

8.4 Telecomunicações ___________________________________________________________ 51

8.5 Participações _______________________________________________________________ 52

8.6 Novos Projetos ______________________________________________________________ 52

9. Outras Informações ___________________________________________________________ 54

9.1 Recursos Humanos __________________________________________________________ 54

9.2 Principais Indicadores Físicos __________________________________________________ 55

9.3 Teleconferência sobre Resultados do 2T18 ________________________________________ 56 Anexos I – Fluxo de Caixa Consolidado ______________________________________________________ 57 Anexos II – Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais ___________________________________ 58 Anexos III – Demonstrações Financeiras por Empresa __________________________________________ 61



1. Principais Eventos no Período

A Copel registrou EBITDA de R$ 785,6 milhões no 3T18, montante 23,1% maior que os R$ 637,9 milhões

verificados no 3T17. O resultado foi impactado, principalmente, (i) pelo resultado dos reajustes tarifários

aplicados em junho de 2018 e junho de 2017 às linhas de transmissão que a Copel GeT possui participação, (ii)

pelo maior volume de energia vendida aos consumidores finais, (iii) pelo crescimento de 1,7% no mercado fio, e

(iv) pelo reajuste tarifário da Copel Distribuição em 24 de junho de 2018. Esses impactos foram parcialmente

compensados pela piora no cenário hidrológico, pelo maior PLD médio e pela maior cotação do dólar no 3T18.

O EBITDA do 3T18 ajustado por itens considerados não recorrentes, destacando-se os efeitos de reversão de

impairment, atingiu R$ 749,2 milhões, crescimento de 52,4% em comparação ao apurado no 3T17 (R$ 491,6

milhões). Mais detalhes no item 2.

Início da operação em teste do Complexo Eólico Cutia e do Complexo Eólico Bento Miguel

Em setembro de 2018, a Companhia iniciou a operação em testes do Complexo Eólico Cutia, o qual é formado

por 7 parques (Cutia, Guajuru, Esperança do Nordeste, Jangada, Maria Helena, Paraíso dos Ventos do Nordeste

e Potiguar) e totaliza 180,6 MW de capacidade instalada. Nesse momento, aproximadamente 86% dos

aerogeradores do Complexo Eólico Cutia estão operando em fase de testes, enquanto que os demais

aerogeradores entrarão em operação na sequência, de forma escalonada.

Já o Complexo Eólico Bento Miguel, que é formado por 6 parques (São Bento do Norte I, II e III e São Miguel I, II

e III), totaliza 132,3 MW de capacidade instalada e iniciou a operação em testes no dia 05 de novembro de 2018

e conta com 14% dos aerogeradores operando em testes, enquanto os demais entrarão em operação de forma

escalonada.

Durante o período de testes, a energia gerada será comercializada no mercado de curto prazo e, após a

obtenção da licença operacional, a produção será entregue conforme contratado nos respectivos leilões.

O Complexo Cutia compõe, em conjunto com o Complexo Bento Miguel, o Empreendimento Eólico Cutia, que é

formado por 13 parques, totalizando 312,9 MW de capacidade instalada. Mais detalhes no item 8.1.

Copel vence leilão para construção da PCH Bela Vista

A Copel GeT, por meio do Consórcio Bela Vista Geração, participou do leilão A-6, realizado no dia 31 de agosto

de 2018, e vendeu 14,7 MW da PCH Bela Vista, ao preço de R$ 195,70/MWh.

Com um investimento estimado em R$ 200,0 milhões, a PCH Bela Vista, que tem 29 MW de capacidade

instalada e garantia física de 16,6 MW, será construída no Rio Chopim, nos municípios de São João e Verê,

localizados no sudoeste do estado do Paraná.

O contrato de venda de energia tem início de suprimento em 1º de janeiro de 2024, prazo de 30 anos e reajuste

anual pelo IPCA.



Copel GeT arremata Lote J do Leilão Eletrobras

Em 27 de setembro de 2018, a Copel GeT arrematou o Lote J do Leilão Eletrobras nº 01/2018, o qual

compreende 75% da SPE Uirapuru Transmissora de Energia S.A.

O empreendimento, que já está em operação comercial e corresponde à LT Ivaiporã – Londrina, composta por

120 Km de linha de transmissão e uma RAP de R$ 32,4 milhões, propiciará iminente geração de caixa e foi

conquistado por R$ 105,0 milhões. A linha de transmissão, que atravessa 10 municípios paranaenses (Manoel

Ribas, Ariranha do Ivaí, Ivaiporã, Grandes Rios, Cruzmaltina, Faxinal, Marilândia do Sul, Califórnia, Apucarana e

Londrina), está localizada próxima a outros empreendimentos pertencentes à Copel GeT, o que gerará sinergia

na utilização dos recursos para operação e manutenção, proporcionando diluição de custos operacionais para o

grupo. Além disso, Companhia também pretende reduzir os custos administrativos com a absorção da gestão do

ativo na estrutura já existente no grupo Copel.

O resultado do Leilão ainda pode ser alterado, pois o Edital prevê o direito de preferência dos acionistas que já

têm participação no ativo. Assim, a Fundação Eletrosul de Previdência e Assistência Social - ELOS poderá

adquirir a participação da Eletrosul nas mesmas condições ofertadas pela Copel no certame ou poderá vender

sua participação (tag along) de 25% no empreendimento.

Permuta de ativos com Eletrosul

Em 30 de agosto de 2018, a Copel GeT celebrou Contrato de Permuta de Ações com a Eletrosul nos

empreendimentos controlados em conjunto Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. (51% Copel GeT e 49%

Eletrosul), Marumbi Transmissora de Energia S.A. (80% Copel GeT e 20% Eletrosul) e Transmissora Sul Brasileira

de Energia S.A. (20% Copel GeT e 80% Eletrosul). Com esse contrato, a Copel GeT passa a deter 100% de

participação nos empreendimentos Costa Oeste e Marumbi, enquanto a Eletrosul passa a deter 100% de

participação na Transmissora Sul Brasileira.

A assunção de 100% da participação da Costa Oeste e da Marumbi pela Copel GeT permitirá a apropriação de

ganhos de escala na gestão integrada desses empreendimentos com os demais ativos da empresa.

As combinações de negócios ocorreram em 31 de agosto de 2018, data das transferências das ações. Mais

detalhes constam na nota 1.2 de nossa ITR.

UHE Colíder

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

Cronograma. No final de agosto de 2018, durante os ensaios de comissionamento da Unidade Geradora 01,

identificou-se um problema no sistema de movimentação das comportas de jusante das unidades geradoras.

Naquele momento, com base nas melhores estimativas dos engenheiros e técnicos envolvidos, a expectativa da

Companhia para solucionar o problema, de modo que os ensaios de comissionamento fossem retomados para

permitir o início de operação, era de aproximadamente dois meses. No entanto, durante a realização das



medidas corretivas planejadas, concluímos que a solução necessitaria de alteração no projeto das guias das

comportas e demandaria um tempo adicional.

Diante destes fatos, com base na melhor estimativa ajustada dos técnicos e engenheiros envolvidos, a data de

início operacional da primeira unidade geradora, que estava anteriormente prevista para outubro de 2018, foi

revisada para o mês de dezembro de 2018, sendo que a terceira e última tem previsão para abril de 2019. Mais

detalhes no item 8.1.

BNDES aprova financiamento de R$ 619 milhões para Cutia

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou o financiamento de R$ 619,4

milhões para a implantação do Empreendimento Eólico Cutia. O contrato prevê a amortização em 192 parcelas

(vencimento em 16 anos), com carência de 6 meses e remuneração de TJLP + 2,04%. O empreendimento

consiste na implantação do Complexo Eólico Cutia e do Complexo Eólico Bento Miguel, os quais são formados

por 13 parques eólicos, localizados no Rio Grande do Norte, e totalizam 312,9 MW de capacidade instalada.

BNDES aprova financiamento de R$ 194 milhões para Baixo Iguaçu

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou o financiamento de R$ 194,0

milhões para a implantação da Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu (empreendimento no qual a Copel GeT possui

participação de 30%, por meio do Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu – CEBI). O contrato prevê a

amortização em 192 parcelas (vencimento em 16 anos), com carência de 6 meses e remuneração de TJLP +

1,94%. Mais detalhes no item 8.1.

Programa ‘Mais Clic Rural’

O programa Mais Clic Rural, lançado em 2015 pela Copel Distribuição e que prevê investimentos significativos

para modernização do sistema elétrico que atende os principais polos da agroindústria do Estado, visa melhorar

a qualidade do fornecimento de energia elétrica em processos produtivos integrados altamente sensíveis a

interrupções de energia.

Os religadores automáticos estão entre os principais elementos tecnológicos usados no programa, substituindo

as chaves fusíveis nas redes de distribuição. As chaves fusíveis atuam como proteção para qualquer interrupção

temporária de circuitos elétricos, papel cumprido de modo mais rápido e efetivo pelos religadores, com a

vantagem de buscarem religar automaticamente o trecho afetado em questão de segundos, normalizando o

fornecimento se a causa for temporária ou, se necessário, isolando o trecho afetado.

Os ganhos medidos até o momento, com 3,2 mil equipamentos inteligentes já em funcionamento, indicam uma

redução de até 66% no tempo médio que os consumidores ficam sem energia, graças à ação dos religadores. A

redução representou 35 minutos a menos no DEC total da Copel. Além disso, foram evitados cerca de 30 mil

trocas de fusíveis no período de um ano, assim como o custo com deslocamento, materiais e mão-de-obra de

equipes para atendimento a desligamentos acidentais e temporários.



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

Em 05 de outubro de 2018, a Copel Distribuição S.A. efetuou a liquidação da sua 4ª emissão de Debêntures

simples, não conversíveis em ações, de espécie quirografária, com garantia adicional fidejussória, em série

única, para distribuição pública, nos termos da Instrução CVM nº 476/2009, no montante total de R$ 1,0 bilhão,

com prazo de vencimento de cinco anos e amortização em três parcelas anuais, a partir de setembro de 2021.

As debêntures serão remuneradas com juros correspondentes à variação acumulada de 100,0%, das taxas

médias diárias dos Depósitos Interfinanceiros – DI, acrescida exponencialmente de uma sobretaxa de 2,70% a.a.

Os recursos captados serão destinados ao pagamento da 1ª parcela de amortização da 2ª emissão de

debêntures simples, da Emissora, e ao reforço de seu capital de giro.

Emissão de R$ 290,0 milhões em debêntures – Copel GeT

Em 11 de outubro de 2018, a Copel Geração e Transmissão S.A. efetuou a liquidação da sua 5ª emissão de

Debêntures simples, na forma do artigo 2º da Lei nº 12.431, de 24 de junho de 2011 (“Debêntures de

Infraestrutura”), não conversíveis em ações, de espécie com garantia real, com garantia adicional fidejussória,

em série única, para distribuição pública, nos termos da Instrução CVM nº 476/2009, no montante total de R$

290,0 milhões, com prazo de vencimento de sete anos e amortização em cinco parcelas anuais, a partir de

setembro de 2021.

As debêntures serão remuneradas com juros correspondentes à variação do Índice Nacional de Preços ao

Consumidor Amplo - IPCA, acrescidos de sobretaxa de 7,6475% ao ano. Foi prestada garantia corporativa da

Companhia Paranaense de Energia - COPEL. Os recursos captados serão destinados ao reembolso de gastos

relacionados a implantação das linhas de transmissão Araraquara II – Taubaté, Assis – Londrina e Foz do Chopim

– Realeza, e da Subestação Realeza.

Informe de Governança Corporativa

Em 31 de outubro de 2018, a Copel publicou seu Informe de Governança Corporativa, conforme Instrução CVM

586, que altera a Instrução CVM 480 e incorpora o dever das companhias abertas de divulgar informações sobre

a aplicação das práticas de governança previstas no Código Brasileiro de Governança Corporativa.

O código segue o modelo "pratique ou explique" e foi elaborado por 11 entidades de mercado que integraram

um grupo de trabalho sobre o tema. O documento contém um conjunto de práticas recomendadas e aborda

questões de governança como estrutura acionária, composição da administração e controles internos.

Copel integra o índice FTSE4Good mais uma vez

Em julho de 2018, a Copel foi selecionada para continuar integrando o índice FTSE4Good Emerging Market, e

também o FTSE4Good Emerging Latin America. Para integrar os índices do FTSE4Good, as empresas devem

obter bons resultados na avaliação realizada pela FTSE ( “Financial Times Stock Exchange”), baseada em



indicadores e critérios ambientais, sociais e de governança – ASG (environmental, social and governance – ESG,

em inglês).

Em uma escala de 0 a 5, a Copel recebeu 3,8 pontos, sendo seu melhor resultado nesta avaliação (3,1 em 2016,

e 3,7 em 2017). A melhora no desempenho geral é resultado da melhor avaliação das práticas ambientais

realizadas pela Companhia, em especial a gestão da Biodiversidade.

Copel recebe selo comemorativo em reunião pública com investidores

Entre os dias 22 e 23 de agosto de 2018, a Copel participou, em São Paulo e no Rio de Janeiro, de reuniões

públicas com investidores promovidas pela Associação dos Analistas e Profissionais de Investimento do

Mercado de Capitais – APIMEC. A Companhia foi premiada com selo platina pela assiduidade nos encontros em

São Paulo, onde a Copel participou pelo 15º ano consecutivo. Já no Rio de Janeiro, houve a entrega do selo

ouro, contemplando dez anos consecutivos de participação.

Copel entre as 150 melhores empresas para trabalhar

Pelo segundo ano consecutivo, a Copel está entre as 150 melhores empresas para trabalhar no Brasil, de acordo

com levantamento feito pela revista Você S/A. A premiação, que aconteceu em São Paulo na noite do dia 06 de

novembro de 2018, reflete informações coletadas por meio de entrevistas com empregados, que resultam na

atribuição de um Índice de Felicidade no Trabalho. A partir de todos os resultados, é estabelecido um ranking

das 150 empresas com melhor clima organizacional no país.

Copel é reconhecida no inventário de gases do efeito estufa

O Programa Brasileiro GHG Protocol homenageou a Copel pelo pioneirismo ao reportar seus inventários de

Emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE). O reconhecimento ocorreu durante evento realizado no dia 15 de

agosto de 2018, em São Paulo. Na homenagem foi entregue um certificado que reconhece a contribuição da

empresa para uma cultura coorporativa mais transparente em relação às emissões de GEE.

Copel recebe prêmio Viva Voluntário em Brasília

O presidente da Copel, Jonel Nazareno Iurk, recebeu no dia 28 de agosto de 2018, do presidente da República,

Michel Temer, o Prêmio Viva Voluntário 2018, reconhecimento do governo federal às ações de entidades e

cidadãos em prol do voluntariado em todo o Brasil. A premiação ocorreu no Dia Nacional do Voluntário, em

Brasília, e a Copel foi contemplada na categoria Setor Público, com o projeto Parceria com Instituições Sociais

Através da Chamada Pública Permanente.

Copel Telecom eleita a empresa do ano no Anuário Telecom

Com mais de 33 mil quilômetros de cabeamento de fibra no Estado do Paraná, a Copel foi eleita a empresa do

Ano no Anuário Telecom.



Esse importante reconhecimento se deve a estratégia de redimensionamento da infraestrutura de fibra óptica

FTTH (Fiber to the Home) para atender demanda, provendo mais capacidade para horários de pico com carga

máxima e ajustando a disponibilidade da rede, aumentando, com isso, a oferta de serviços na base de clientes.

domésticos e pequenas e médias empresas. A Companhia também ampliou o número de cidades cobertas com

backbone de 200 Gbps para 399 municípios por meio da modernização do anel óptico e a integração e rotas

redundantes, atendendo empresas e operadoras

Além do prémio de Empresa do Ano e destaque em Serviços de Hosting e Servidores ou Data Center em 2018, a

Companhia também já foi destaque em edições anteriores do Anuário Telecom, sendo destaque em Serviços de

Infraestrutura de Redes em 2014, Serviços Corporativos em 2015 e Serviços Convergentes em 2016. A

Companhia também figurou entre as dez empresas mais rentáveis e entre as dez que mais cresceram em 2016 e

2017.

Copel Telecom recebe certificado carbono zero

A Copel Telecom recebeu o certificado de emissão zero de carbono, por meio de uma parceria desenvolvida

com a Biofílica, empresa brasileira focada na gestão e conservação de florestas a partir da comercialização de

serviços ambientais. O certificado foi concedido durante a Futurecom, maior evento do setor na América Latina.

A conquista do certificado é uma prova de que a Copel Telecom tem honrado seus compromissos firmados no

comitê de sustentabilidade e em ações como a reciclagem de fibras ópticas, reciclagem de baterias (mais de 200

toneladas), o programa internet sem bullying e, agora, com o carbono zero. Foram 752 toneladas de CO2

neutralizadas, referentes às emissões do inventário de 2017 das operações de telecom.

Instalado quarto eletroposto Copel e Itaipu na BR-277

A Copel e Itaipu Binacional inauguraram mais um dos eletropostos que compõem a primeira eletrovia do

Paraná, rede de postos de recarga de carros elétricos que vai ligar o litoral do Paraná até Foz do Iguaçu, no

extremo Oeste do Estado, trajeto de mais de 700 km de distância.

Inaugurada no dia 15 de outubro, a unidade de abastecimento é a quarta em operação tno projeto da eletrovia

– que terá um total de onze eletropostos e um investimento estimado em R$ 5,5 milhões.

Cada eletroposto terá 50 kVA (kilovoltampere) de potência – o equivalente a dez chuveiros elétricos ligados ao

mesmo tempo – e três tipos de conectores próprios para atender os modelos de carros elétricos ou híbridos

vendidos no Brasil.

As estações oferecem carga rápida e gratuita, com tempo estimado de 30 minutas a uma hora para carregar

80% da bateria da maioria dos carros elétricos, suficiente para rodarem de 150 a 300 quilômetros a cada carga.



2. Desempenho Econômico-Financeiro

As análises a seguir referem-se ao terceiro trimestre de 2018 e ao acumulado dos nove primeiros meses em

comparação com o mesmo período de 2017.

2.1 Receita Operacional

No terceiro trimestre de 2018, a receita operacional líquida totalizou R$ 4.309,1 milhões, crescimento de 18,3%

em relação aos R$ 3.643,7 milhões apresentados no 3T17. Esse crescimento é proveniente, principalmente, do

incremento de 21,2% na receita de fornecimento, consequência do aumento de 6,1% no volume de energia

vendida aos consumidores finais – destacando-se o consumo do mercado livre industrial da Copel GeT e Copel

Com, sendo 28,9% maior que no 3T17 – e do reajuste tarifário da Copel Distribuição válido a partir de 24 de

junho de 2018, que reajustou a tarifa de energia (TE) em 15,61%. Além disso, a linha “disponibilidade da rede

elétrica” aumentou 20,0%, efeito da melhora de 1,7% no mercado fio, do reajuste tarifário da Copel Dis (com

acréscimo de 16,42% na TUSD a partir de 24 de junho de 2018) e da maior receita de juros efetivos das linhas de

transmissão, principalmente em relação ao contrato 006/2016 (Lote E do Leilão de Transmissão nº 005/2015),

em função do aumento da base do ativo financeiro, além de reforços e melhorias homologadas no último

reajuste tarifário.

Destacam-se ainda:

(i) crescimento de 40,1% na “receita de distribuição de gás canalizado”, em função, principalmente, do

aumento de 18,8% no consumo de gás natural e do reajuste tarifário aplicado em 2018;

(ii) aumento de 5,1% em “suprimento de energia elétrica”, como consequência, principalmente, da venda de

1.153 GWh por parte da Copel Comercialização;

(iii) adição de 82,7% em “outras receitas operacionais”, decorrente, em especial, da receita de R$ 25,4 milhões

com prestação de serviços de engenharia, principalmente relacionada ao faturamento do contrato de

engenharia de proprietário da UHE Baixo Iguaçu;

(iv) crescimento de 15,0% na “receita de telecomunicações” em virtude da ampliação do atendimento a novos

clientes;

(v) o resultado positivo de R$ 429,3 milhões em ativos e passivos financeiros setoriais (ante R$ 417,9 milhões

no 3T17), em função de maiores custos com energia elétrica comprada para revenda devido,

principalmente, ao maior déficit hidrológico (40,6% no 3T18 ante 38,2% no 3T17) e ao maior PLD médio

(494,37/MWh no 3T18 e R$ 436,20/MWh no 3T17).



3T18 2T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

Fornecimento de energia elétrica 1.451.002 1.300.251 1.197.358 21,2 4.070.111 3.422.618 18,9

Suprimento de energia elétrica 839.217 581.921 798.482 5,1 2.038.706 2.296.511 (11,2)

Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 953.294 883.104 794.692 20,0 2.601.807 2.762.622 (5,8)

Receita de construção 302.801 263.258 196.994 53,7 764.657 591.810 29,2

Valor justo do ativo indenizável da concessão 9.134 13.291 2.980 206,5 31.993 8.425 279,7

Receita de telecomunicações 94.204 89.543 81.918 15,0 270.311 227.055 19,1

Distribuição de gás canalizado 164.763 118.747 117.566 40,1 396.681 360.070 10,2

Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 429.306 315.896 417.889 2,7 948.671 337.705 181

Outras receitas operacionais 65.405 39.819 35.790 82,7 140.700 107.093 31,4

Receita Operacional Líquida 4.309.126 3.605.830 3.643.669 18,3 11.263.637 10.113.909 11,4

Demonstrativo da Receita

R$ mil

No acumulado até setembro de 2018, a receita operacional líquida aumentou 11,4%, reflexo, principalmente, da

melhoria de 18,9% na receita com “fornecimento de energia elétrica” em função do crescimento de clientes

livres na Copel Comercialização e dos reajustes na tarifa de energia (TE) da Copel Distribuição em 10,28% e

15,61% em junho de 2017 e junho de 2018, respectivamente.

2.2 Custos e Despesas Operacionais

No 3T18, os custos e despesas operacionais cresceram 19,4%, totalizando R$ 3.772,1 milhões, como

consequência, principalmente, do aumento de 17,9% na conta “energia elétrica comprada para revenda”, a qual

foi impactada, sobretudo, pela piora no cenário hidrológico (GSF de 59,4% no 3T18 ante 61,8% no 3T17) e pelo

maior PLD médio no período (R$ 494,37/MWh no 3T18 ante R$ 436,20/MWh no 3T17), além da maior cotação

do dólar no 3T18 (R$ 3,90 ante R$ 3,17 no 3T17) incidindo sobre a energia suprida por Itaipu.

3T18 2T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

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

Compra de energia no ambiente regulado - CCEAR 807.522 579.268 589.713 36,9 2.015.164 2.013.226 0,1

Itaipu Binacional 352.447 325.065 284.707 23,8 948.959 839.743 13,0

Câmara de Comercialização de Energia - CCEE 939.119 453.378 745.951 25,9 1.583.206 1.228.351 28,9

Micro e mini geradores e recompra de clientes 3.838 1.470 1.539 149,4 6.736 2.414 179,0

Proinfa 57.522 56.826 54.433 5,7 171.290 163.257 4,9

Contratos bilaterais 312.715 182.277 398.312 (21,5) 651.797 418.033 55,9

(-) PIS/Pasep e Cofins (163.934) (120.839) (116.460) 40,8 (400.042) (291.850) 37,1

TOTAL 2.309.229 1.477.445 1.958.195 17,9 4.977.110 4.373.174 13,8

Energia Elétrica Comprada para Revenda

R$ mil

Esse aumento foi parcialmente compensado pela redução de 9,4% em PMSO, excetuando perdas estimadas,

provisões e reversões, reflexo da queda de 41,6% na linha de “outros custos e despesas operacionais”,

resultado do trabalho realizado para recuperação de faturas na Copel Distribuição e pela menor compensação

financeira pela utilização de recursos hídricos, além da redução de 2,3% na linha de “pessoal e administradores”

em face da diminuição no quadro de empregados (8.064 empregados ao final setembro de 2018, ante 8.418 em

setembro de 2017).



3T18 2T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

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

Pessoal e administradores 288.043 297.898 294.754 (2,3) 976.251 919.994 6,1

Planos previdenciário e ass is tencia l 59.396 59.457 58.358 1,8 179.856 175.512 2,5

Materia l 23.576 17.774 19.875 18,6 60.361 58.834 2,6

Serviços de terceiros 141.213 147.294 134.906 4,7 421.710 385.492 9,4

Outros custos e despesas operacionais 94.866 38.105 162.395 (41,6) 221.799 348.551 (36,4)

TOTAL 607.094 560.528 670.288 (9,4) 1.859.977 1.888.383 (1,5)

R$ mil

Custos Gerenciáveis

Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI (reversão de R$ 1,5 milhão no 3T18 e

provisão R$ 11,8 milhões no 3T17), os custos com pessoal aumentaram 2,3%, mantendo-se inferior a inflação de

4,5% acumulada nos últimos 12 meses.

3T18 2T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

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


(-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias 1.468 166 (11.784) 1,8 (89.518) (31.006) 2,5

TOTAL 289.511 298.064 282.970 2,3 886.733 888.988 (0,3)

R$ mil

Custo com Pessoal

Os custos e despesas operacionais também foram impactados pelo registro de R$ 55,8 milhões na linha de

“provisões e reversões” (ante reversão de R$ 100,0 milhões no 3T17) dos quais destacam-se (i) R$ 41,5 milhões

referem-se a provisões para litígios trabalhistas, (ii) R$ 30,0 milhões para litígios cíveis e administrativos e (iii) R$

13,9 milhões em PECLD; parcialmente compensados pela reversão de R$ 38,5 milhões referentes a impairment,

conforme tabela a seguir, destacando-se a reversão de R$ 87,9 milhões no Complexo Eólico Cutia, efeito do

aumento na expectativa de geração e pela receita da operação em testes, e a provisão de R$ 73,9 milhões na

usina de Colíder como resultado da postergação de entrada em operação dessa usina para dezembro de 2018.

3T18 9M18

Col íder 73.892 (10.031)

Cutia (87.939) (57.650)

Bento Miguel (10.419) 19.148

Demais Us inas (13.586) (1.536)

Contas a receber vinculadas a

indenização da concessão(403) (3.492)

Total (38.455) (53.561)

AtivoProvisões (Reversões) para impairment

R$ mil

Destacam-se ainda as seguintes variações:

(i) aumento de 65,9% em "gás natural e insumos para operação de gás", efeito, principalmente, da variação

cambial e do aumento de 18,8% no consumo de gás natural;

(ii) crescimento de 24,2% na rubrica “encargos de uso da rede elétrica”, reflexo, principalmente, do efeito da

decisão da CCEE, no 3T17, em repassar o excedente de recursos acumulados na conta CONER (com efeito na

linha de ESS) ao mercado, além do reajuste da tarifa de transmissão da energia de Itaipu; e



R$ mil

3T18 2T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

Encargos de uso do sistema 249.178 274.308 245.763 1,4 790.256 535.490 47,6

Encargos de transporte de Itaipu 54.765 46.397 46.771 17,1 151.691 96.324 57,5

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

Encargos dos serviços do sistema - ESS (65.527) (15.274) (98.768) (33,7) (63.221) (96.154) (34,3)

(-) PIS / Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica (23.481) (36.974) (20.698) 13,4 (97.938) (53.402) 83,4

TOTAL 214.935 309.807 173.068 24,2 839.214 482.258 74,0

Encargos de uso da rede elétrica

3T18 2T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

Energia elétrica comprada para revenda 2.309.229 1.477.445 1.958.195 17,9 4.977.110 4.373.174 13,8

Encargos de uso da rede elétrica 214.935 309.807 173.068 24,2 839.214 482.258 74,0


Planos previdenciário e assistencial 59.396 59.457 58.358 1,8 179.856 175.512 2,5

Material 23.576 17.774 19.875 18,6 60.361 58.834 2,6

Matéria-prima e insumos para produção de energia 639 9.643 8.902 (92,8) 18.975 22.390 (15,3)

Gás natural e insumos para operação de gás 129.495 82.015 78.079 65,9 288.931 247.914 16,5


Depreciação e amortização 187.384 189.954 182.197 2,8 554.548 549.391 0,9

Provisões e reversões 55.811 99.644 (100.038) - 271.496 97.187 179,4

Custo de construção 267.494 268.850 189.011 41,5 746.315 706.110 5,7


TOTAL 3.772.081 2.997.886 3.159.702 19,4 9.556.566 8.366.807 14,2

Custos e Despesas Operacionais

R$ mil

Nos nove primeiros meses de 2018, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 9.556,6 milhões (aumento

de 14,2%). Os principais motivos que explicam esse aumento são (a) o acréscimo de 13,8% nos custos com

“energia elétrica comprada para revenda”, decorrente, especialmente, (i) do aumento do PLD médio (R$ 330,75

no 9M18 ante R$ 291,51 no 9M17), e (ii) da compra de 3.074 GWh por parte da Copel Comercialização no 9M18

(ante 1.463 GWh no 9M17); e (b) o aumento de 74,0% em “encargos de uso da rede elétrica”, efeito, sobretudo,

dos maiores gastos com encargos de uso do sistema – rede básica, devido ao reajuste na TUST em junho de

2017, quando a indenização referente aos ativos relacionados à RBSE passou a incorporar a RAP, e ao reajuste

na tarifa de transmissão da energia de Itaipu.



2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial

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

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

R$ mil

3T18 2T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

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

Empreendimentos controlados em conjunto 57.704 30.023 (26.168) - 110.995 48.308 129,8

Volta l ia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. 2.483 (1.890) 6 - (3.001) 713 -

Paraná Gás Exploração e Produção S.A. - - (5) - (3) (27) (88,9)

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 821 1.185 (5.159) - 3.041 (3.184) -

Marumbi Transmissora de Energia S.A. 2.326 2.696 (16.597) - 6.971 (11.706) -

Transmissora Sul Bras i lei ra de Energia S.A. 226 523 273 (17,2) 1.161 1.774 (34,6)

Ca iuá Transmissora de Energia S.A. 3.948 723 (6.271) - 5.473 (4.847) -

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 6.904 1.513 (12.104) - 9.604 (9.573) -

Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A. 10.331 13.658 2.009 414,2 33.017 30.514 8,2

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A. 4.358 5.881 2.016 116,2 13.546 18.625 (27,3)

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 3.896 3.845 4.267 (8,7) 9.945 11.956 (16,8)

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. 7.858 11.890 5.202 51,1 29.114 14.993 94,2

Cantareira Transmissora de Energia S.A. 14.553 (10.001) 195 - 2.127 (930) -

Coligadas 3.452 5.343 (2.049) - 14.045 6.473 117,0

Dona Francisca Energética S.A. 2.451 2.524 2.190 11,9 7.444 6.465 15,1

Foz do Chopim Energética Ltda. 1.000 2.821 1.503 (33,5) 6.615 6.267 5,6

Dominó Holdings Ltda.¹ 5 4 (22) - 2 (566) -

Outras² (4) (6) (5.720) (99,9) (16) (5.693) (99,7)

TOTAL 61.156 35.366 (28.217) - 125.040 54.781 128,3

Empresa

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

para investimento em Coligada.

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

2.4 EBITDA

No 3T18, o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização atingiu R$ 785,6 milhões, 23,1% maior

que os R$ 637,9 milhões registrados no 3T17. Esse aumento é explicado, principalmente, (i) pelo resultado de

equivalência patrimonial de R$ 61,2 milhões no 3T18 (ante o resultado negativo de R$ 28,2 milhões no 3T17), o

qual refletiu os efeitos dos reajustes tarifários aplicados em junho de 2018 e junho de 2017 às transmissoras

que a Copel GeT possui participação, (ii) pelo maior volume de energia vendida aos consumidores finais, o qual

elevou a receita de “fornecimento de energia elétrica”, e (iii) pelo aumento de 20,0% na receita de

“disponibilidade da rede elétrica”, reflexo do crescimento de 1,7% no mercado fio, do reajuste tarifário da Copel

Dis (com acréscimo de 16,42% na TUSD a partir de 24 de junho de 2018) e da maior receita de juros efetivos das

linhas de transmissão, principalmente em relação ao contrato 006/2016 (Lote E do Leilão de Transmissão nº

005/2015) em função do aumento da base do ativo financeiro, além de reforços e melhorias homologadas no

último reajuste tarifário. Esses impactos foram parcialmente compensados pelo aumento de 17,9% nos custos

com energia elétrica comprada para revenda, devido a piora no cenário hidrológico (GSF de 59,4% no 3T18 ante

61,8% no 3T17) e do maior PLD médio no período (R$ 494,37/MWh no 3T18 ante R$ 436,20/MWh no 3T17),

além da maior cotação do dólar no 3T18 (R$ 3,90 ante R$ 3,17 no 3T17) incidindo sobre a energia suprida por

Itaipu.



O EBITDA também foi impactado por eventos não recorrentes, destacando-se o acréscimo de R$ 38,4 milhões

pela reversão de impairment no 3T18 contra R$ 158,1 milhões no 3T17. Desconsiderando os efeitos

extraordinários, o EBITDA ajustado do 3T18 seria 52,4% superior ao registrado no mesmo período do ano

anterior.

Ainda, excluindo os efeitos do resultado da equivalência patrimonial, o EBITDA ajustado do 3T18 seria de

R$ 688,0 milhões, montante 32,3% acima dos R$ 519,8 milhões do 3T17.

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

3T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

LAJIDA 785,6 637,9 23,1 2.386,7 2.351,3 1,5

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

(-)/+ Resultado do IRT 2018 (18,0) - - (54,7) - -

(-)/+ Impairment (38,4) (158,1) (75,7) (53,5) (97,1) (44,9)

(-)/+ Provisão para PDI (1,5) 11,8 (112,7) 89,5 31,0 188,7

(-)/+ Provisões para l i tígios ¹ 21,5 - - 90,8 - -

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

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

LAJIDA Ajustado 749,2 491,6 52,4 2.361,6 2.102,2 12,3

(-)/+ Equiva lência Patrimonia l (61,2) 28,2 - (125,0) (54,8) 128,1

LAJIDA Ajustado sem Equivalência Patrimonial 688,0 519,8 32,3 2.236,6 2.047,4 9,2

¹ Li tígio referente a três ações trabalhis tas coletivas , sendo de R$21,5 mi lhões no 3T18, R$ 45,1 mi lhões no 2T18 e R$ 24,2 mi lhões no 1T18.

LAJIDA Ajustado

R$ milhões

2.5 Resultado Financeiro

No 3T18, as receitas financeiras totalizaram R$ 184,6 milhões, redução de 25,5%, ante os R$ 247,8 milhões

registrados no 3T17, em virtude, principalmente, do efeito da adesão, no 3T17, ao Programa Especial de

Regularização Tributária (PERT), o qual gerou receita financeira relativa a juros sobre impostos a compensar,

contabilizada em “outras receitas financeiras”.

As despesas financeiras totalizaram R$ 310,5 milhões, saldo 10,7% menor que o registrado no 3T17, refletindo,

principalmente, a redução da taxa SELIC (no 3T18 a média do DI foi de 6,39% ante 9,17% no 3T17) e menores

despesas com juros e multas que impactam a linha de outras despesas financeiras.



3T18 2T18 3T17 Var% 9M18 9M17 Var.%

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

Receitas Financeiras 184.565 254.983 247.788 (25,5) 644.943 546.604 18,0

Renda e variação monetária sobre repasse CRC 63.674 82.586 36.620 73,9 189.665 93.177 103,6

Renda de aplicações financeiras mantidas para negociação 18.687 28.068 30.390 (38,5) 71.175 78.501 (9,3)

Acréscimos moratórios sobre faturas de energia 60.862 46.158 37.106 64,0 161.295 128.420 25,6

Renda de aplicações financeiras disponíveis para venda - - 4.591 - - 15.760 -

Variação monetária e ajuste a valor presente sobre contas a pagar vinculadas à concessão 646 - 2.807 - 646 16.808 (96,2)

Remuneração de ativos e passivos setoriais 11.263 8.119 - - 28.329 21.016 34,8

Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu 513 733 9.771 (94,7) 4.808 18.519 (74,0)

Reconhecimento de crédito tributário - - - - 55.096 - -

Outras receitas financeiras 28.920 89.319 126.503 (77,1) 133.929 174.403 (23,2)

Despesas Financeiras (310.451) (359.894) (347.506) (10,7) (945.407) (1.064.584) (11,2)

Variação monetária, cambial e encargos da dívida (211.462) (222.852) (239.123) (11,6) (647.279) (766.131) (15,5)

Variação monetária e reversão de juros sobre contas a pagar vinculadas à concessão - UBP (28.731) (33.595) (16.180) 77,6 (83.851) (49.063) 70,9

Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu (21.619) (23.423) 1.059 - (47.106) (7.289) 546,3

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

Remuneração de ativos e passivos setoriais (1.487) (10.036) (14.614) (89,8) (22.286) (21.496) 3,7

Juros sobre P&D e PEE (6.316) (6.094) (8.244) (23,4) (18.517) (27.760) (33,3)

Variação monetária sobre repasse CRC - - (4.380) - - (51.211) -

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

Outras despesas financeiras (40.836) (63.894) (66.024) (38,1) (126.368) (141.634) (10,8)

Resultado Financeiro (125.886) (104.911) (99.718) 26,2 (300.464) (517.980) (42,0)

R$ mil

2.6 Lucro Líquido Consolidado

No 3T18, a Copel registrou lucro líquido de R$ 361,0 milhões, montante 13,4% inferior aos R$ 416,7 milhões

apresentados no mesmo período de 2017.

Já no acumulado até setembro de 2018, o lucro líquido aumentou 6,9%, fechando o período em R$ 1.053,2

milhões.



2.7 Demonstração do Resultado Consolidado – DRE

3T18 2T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 4.309.126 3.605.830 3.643.669 18,3 11.263.637 10.113.909 11,4

Fornecimento de energia elétrica 1.451.002 1.300.251 1.197.358 21,2 4.070.111 3.422.618 18,9


Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 953.294 883.104 794.692 20,0 2.601.807 2.762.622 (5,8)


Va lor justo do ativo indenizável da concessão 9.134 13.291 2.980 206,5 31.993 8.425 279,7

Receita de Telecomunicações 94.204 89.543 81.918 15,0 270.311 227.055 19,1

Dis tribuição de gás canal izado 164.763 118.747 117.566 40,1 396.681 360.070 10,2

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is 429.306 315.896 417.889 2,7 948.671 337.705 180,9

Outras recei tas operacionais 65.405 39.819 35.790 82,7 140.700 107.093 31,4

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (3.772.081) (2.997.886) (3.159.702) 19,4 (9.556.566) (8.366.807) 14,2

Energia elétrica comprada para revenda (2.309.229) (1.477.445) (1.958.195) 17,9 (4.977.110) (4.373.174) 13,8

Encargos de uso da rede elétrica (214.935) (309.807) (173.068) 24,2 (839.214) (482.258) 74,0

Pessoal e adminis tradores (288.043) (297.898) (294.754) (2,3) (976.251) (919.994) 6,1

Planos previdenciário e ass is tencia l (59.396) (59.457) (58.358) 1,8 (179.856) (175.512) 2,5

Materia l (23.576) (17.774) (19.875) 18,6 (60.361) (58.834) 2,6

Matéria-prima e insumos para produção de energia (639) (9.643) (8.902) (92,8) (18.975) (22.390) (15,3)

Gás natura l e insumos para operação de gás (129.495) (82.015) (78.079) 65,9 (288.931) (247.914) 16,5

Serviços de terceiros (141.213) (147.294) (134.906) 4,7 (421.710) (385.492) 9,4

Depreciação e amortização (187.384) (189.954) (182.197) 2,8 (554.548) (549.391) 0,9

Provisões e reversões (55.811) (99.644) 100.038 - (271.496) (97.187) 179,4

Custo de construção (267.494) (268.850) (189.011) 41,5 (746.315) (706.110) 5,7

Outros custos e despesas operacionais (94.866) (38.105) (162.395) (41,6) (221.799) (348.551) (36,4)

RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 61.156 35.366 (28.217) - 125.040 54.781 128,3

LUCRO ANTES DO RESULTADO FIN. E TRIBUTOS 598.201 643.310 455.750 31,3 1.832.111 1.801.883 1,7

RESULTADO FINANCEIRO (125.886) (104.911) (99.718) 26,2 (300.464) (517.980) (42,0)

Receitas financeiras 184.565 254.983 247.788 (25,5) 644.943 546.604 18,0

Despesas financeiras (310.451) (359.894) (347.506) (10,7) (945.407) (1.064.584) (11,2)

LUCRO OPERACIONAL 472.315 538.399 356.032 32,7 1.531.647 1.283.903 19,3

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (111.312) (185.796) 60.699 - (478.461) (298.921) 60,1

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (201.875) (195.770) (143.708) 40,5 (643.252) (469.822) 36,9

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 90.563 9.974 204.407 (55,7) 164.791 170.901 (3,6)

LUCRO LÍQUIDO 361.003 352.603 416.731 (13,4) 1.053.186 984.982 6,9

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 354.789 347.207 409.095 (13,3) 1.034.274 959.477 7,8

Atribuído aos acionis tas não controladores 6.214 5.396 7.636 (18,6) 18.912 25.505 25,8-

LAJIDA 785.585 833.264 637.947 23,1 2.386.659 2.351.274 1,5

Demonstração do Resultado

R$ mil



3. Principais Contas e Variações do Balanço Patrimonial

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

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

3.1 Principais Contas

Caixa, Equivalentes de Caixa e Títulos e Valores Mobiliários

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

equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários) totalizaram R$ 1.080,2 milhões, montante 14,3% inferior

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

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

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

Repasse CRC ao Estado do Paraná

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

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

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

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

janeiro de 2005 e as demais têm vencimentos subsequentes e consecutivos até abril de 2025.

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

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

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

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

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

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

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

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

rigorosamente os pagamentos nas condições contratadas, restando 79 parcelas mensais.

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

2017. O saldo atual da CRC é de R$ 1.510,9 milhões.

Ativos e Passivos Financeiros Setoriais

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

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

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

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



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

R$ 791,4 milhões. Mais detalhes em nossa ITR (NE nº 9).

Contas a Receber Vinculadas à Concessão

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

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

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

arrematada pela Copel GeT em 25 de novembro de 2015 (R$ 624,7 milhões), (b) aos investimentos em

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

RAP até o vencimento da concessão (R$ 2.791,2 milhões), (c) aos valores a receber dos ativos de transmissão de

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

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

homologação, por parte da Aneel, do resultado da fiscalização do laudo de avaliação desses ativos (R$ 1.374,0

milhões) e (d) ao contrato de concessão de distribuição de gás – Compagas (R$ 322,5 milhões).

Em 30 de setembro de 2018, o saldo da conta totalizou R$ 5.112,4 milhões. Mais detalhes em nossa ITR (NE n°

10).

Contas a Receber Vinculadas à Indenização da Concessão

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

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

73,4 milhões. Mais detalhes em nossa ITR (NE nº 11).

Investimento, Imobilizado e Intangível

O saldo na conta “investimentos” apresentou diminuição de 2,9% até 30 de setembro de 2018, reflexo

principalmente da celebração, em 30.08.2018, do Contrato de Permuta de Ações entre a Copel GeT e a Eletrosul

nos empreendimentos controlados em conjunto Costa Oeste, Marumbi, e Transmissora Sul Brasileira de

Energia. Com esse contrato, a Copel GeT passou a deter 100% de participação nos empreendimentos Costa

Oeste e Marumbi e a Eletrosul a deter 100% de participação na Transmissora Sul Brasileira, resultando na

mudança de classificação (R$ 36,7 milhões na Costa Oeste e R$ 92,3 milhões na Marumbi) e baixa (R$ 65,5

milhões na Transmissora Sul Brasileira) desses investimentos. Este resultado foi parcialmente compensado pelos

aumentos da equivalência patrimonial e dos aportes registrados no período.

A conta “imobilizado” cresceu 9,2% em função da entrada de novos ativos, conforme o programa de

investimentos da Companhia, líquido da cota de depreciação do período. Já a conta “intangível” apresentou

crescimento de 2,0% devido aos investimentos realizados no período em novos ativos relacionados à concessão

de distribuição.



3.2 Balanço Patrimonial – Ativo

set/18 dez/17 set/17 Var.% Var.%

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

CIRCULANTE 5.626.758 5.701.834 6.023.635 (1,3) (6,6)

Caixa e equiva lentes de ca ixa 857.862 1.040.075 1.305.400 (17,5) (34,3)

Títulos e Valores Mobi l iários 1.380 1.341 84.488 2,9 (98,4)

Cauções e depós i tos vinculados 73.795 59.372 65.749 24,3 12,2

Cl ientes 3.076.031 2.733.240 2.653.868 12,5 15,9

Dividendos a receber 61.316 80.815 52.662 (24,1) 16,4

Repasse CRC ao Estado do Paraná 186.701 167.109 122.302 11,7 52,7

Ativos Financeiros Setoria is 408.091 171.609 64.908 137,8 528,7

Contas a receber vinculadas à concessão 134.640 149.744 152.228 (10,1) (11,6)

Outros créditos 391.938 409.351 366.729 (4,3) 6,9

Es toques 116.842 110.559 116.701 5,7 0,1

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 109.730 501.685 762.758 (78,1) (85,6)

Outros tributos correntes a recuperar 174.984 198.232 204.380 (11,7) (14,4)

Despesas antecipadas 33.219 39.867 34.194 (16,7) (2,9)

Partes Relacionadas 229 38.835 37.268 (99,4) (99,4)

NÃO CIRCULANTE 29.324.619 27.460.543 27.533.192 6,8 6,5

Realizável a Longo Prazo 9.506.554 8.607.626 8.801.560 10,4 8,0

Títulos e Valores Mobi l iários 220.911 218.322 165.414 1,2 33,6

Outros investimentos temporários 18.543 18.727 489.334 (1,0) (96,2)

Cauções e depós i tos vinculados 90.775 75.665 72.765 20,0 24,8

Cl ientes 186.658 261.082 270.450 (28,5) (31,0)

Repasse CRC ao Estado do Paraná 1.324.237 1.349.253 1.369.471 (1,9) (3,3)

Depós i tos judicia is 574.559 582.529 574.453 (1,4) -

Ativos Financeiros Setoria is 478.374 171.609 194.725 178,8 145,7

Contas a receber vinculadas à concessão 4.977.814 4.360.378 4.060.841 14,2 22,6

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 73.419 68.859 68.182 6,6 7,7

Outros créditos 201.733 149.416 102.835 35,0 96,2

Imposto de renda e contribuição socia l 83.853 176.480 162.844 (52,5) (48,5)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 1.044.565 915.492 994.010 14,1 5,1

Outros tributos correntes a recuperar 211.902 116.974 117.018 81,2 81,1

Despesas antecipadas 4.945 12.684 16.570 (61,0) (70,2)

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

Investimentos 2.497.182 2.570.643 2.507.707 (2,9) (0,4)

Imobilizado 10.736.928 9.829.450 9.661.798 9,2 11,1

Intangível 6.583.955 6.452.824 6.562.127 2,0 0,3

TOTAL 34.951.377 33.162.377 33.556.827 5,4 4,2

R$ mil

Ativo



3.3 Endividamento

Dívida Bruta

O total da dívida consolidada da Copel somava R$ 9.948,1 milhões em 30 de setembro de 2018, aumento de

1,2% em comparação com os R$ 9.830,5 milhões registrados em 2017. Esse aumento reflete, principalmente, a

7ª emissão de debêntures da Copel Holding (R$ 600,0 milhões) e a 4ª Emissão de debêntures simples da Copel

GeT (R$ 1,0 bilhão), parcialmente compensadas pelas amortizações do período.

Em 30 de setembro de 2018, o endividamento bruto da Companhia representava 60,1% do patrimônio líquido

consolidado, o qual era de R$ 16.533,0 milhões, equivalente a R$ 60,42 por ação (Valor Patrimonial por Ação –

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

seguir:

TotalComposição

%

Eletrobras - COPEL 24.249 0,2

FINEP 12.012 0,1

BNDES 1.576.020 15,8

Banco do Brasil S/A e outros 1.174.514 11,8

Debêntures e Notas Promissórias 7.051.407 70,9

Total 9.838.202 98,9

Tesouro Nacional 109.892 1,1

Total 109.892 1,1

TOTAL 9.948.094 100,0

R$ mil

Moeda Estrangeira

Moeda Nacional

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

R$ mil

Curto Prazo

out/18 - set/19 out/19 - dez/19 2020 2021 2022 2023 A partir de 2024

Moeda Nacional 3.196.003 292.831 1.507.173 1.714.505 1.354.398 544.988 1.228.304 9.838.202

Moeda Estrangeira 2.333 - - - - - 107.559 109.892

TOTAL 3.198.336 292.831 1.507.173 1.714.505 1.354.398 544.988 1.335.863 9.948.094

Longo PrazoTotal



Avais e Garantias

Até 30 de setembro de 2018, a Companhia concedeu R$ 1.578,8 milhões em avais e garantias, conforme tabela

a seguir.


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

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. - - 64.142 - -

Caiuá Transmissora de Energia S.A. 35.843 35.039 35.843 (4,7) (8,9)

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 58.797 57.328 58.797 (5,3) (9,9)

Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A. 381.776 372.833 381.776 (1,7) (4,9)

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A. 191.133 206.502 191.133 (3,5) 6,5

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. 353.205 352.652 272.768 19,7 61,5

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 169.966 169.564 169.966 (1,7) (4,0)

Cantareira Transmissora de Energia S.A. 257.101 215.204 208.101 29,2 47,0

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. 131.014 129.018 131.014 9,1 5,2

TOTAL 1.578.835 1.538.140 1.513.540 8,0 11,3

¹ Proporcional à participação da Copel nos empreendimentos.

Avais e Garantias¹

R$ mil

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

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

2.233

4.652 5.695

7.450 8.469 8.777

1,2

2,0 2,3

2,9 3,1 3,2

2013 2014 2015 2016 2017 9M18

Dívida Líquida/EBITDA¹(R$ milhões)

Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA

¹ EBITDA 12 meses (R$ 2.908,4 milhões sem equivalência patrimonial)

Dívida por Subsidiária

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

GeT DIS Telecom Holding Outras Total

Dívida Total 4.975.113 1.523.876 428.690 2.426.566 593.849 9.948.094

Disponibilidade 174.486 346.586 7.795 388.128 253.933 1.170.928

Dívida Líquida 4.800.627 1.177.290 420.895 2.038.438 339.916 8.777.166

R$ mil



Contas a pagar vinculadas à concessão

Utilização do Bem Público

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

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

R$ mil

Mauá Colíder Baixo Iguaçu PCHs¹ Elejor Total

16.676 23.760 7.297 116 542.402 590.251

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

Provisões para Litígios

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

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

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

seguintes:

set/18 jun/18 set/17 Var % Var %

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

Fiscais 155.418 119.089 134.026 (11,3) (31,1)

Trabalhistas 604.813 594.744 449.167 10,2 24,0

Benefícios a Empregados 85.228 85.235 57.073 (8,4) 121,8

Cíveis 812.579 783.352 542.839 6,5 54,2

Cíveis e direito administrativo 581.837 559.788 344.772 8,5 77,5

Servidões de passagem 111.465 111.688 103.806 - 11,1

Desapropriações e patrimoniais 114.070 106.897 87.648 4,9 23,9

Consumidores 5.207 4.979 6.613 (20,3) (16,5)

Ambientais 2.015 1.954 1.257 (21,4) 58,7

Regulatórias 69.562 64.666 67.211 0,2 (3,4)

TOTAL 1.729.615 1.649.040 1.251.573 5,0 30,1

Perdas Prováveis - Consolidado

R$ mil

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

3.262,3 milhões ao final de setembro de 2018, montante 4,4% maior que o registrado em dezembro de 2017

(R$ 3.123,5 milhões). As perdas estão compostas por ações das seguintes naturezas: cíveis (R$ 1.184,0 milhões);

fiscais (R$ 930,7 milhões); regulatórias (R$ 772,1 milhões); trabalhistas (R$ 356,8 milhões); e benefícios a

empregados (R$ 18,7 milhões).



3.4 Balanço Patrimonial - Passivo


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

CIRCULANTE 7.288.336 6.109.914 7.666.236 19,3 (4,9)

Obrigações socia is e trabalhis tas 393.517 313.967 320.065 25,3 22,9

Fornecedores 2.143.297 1.683.577 2.175.030 27,3 (1,5)

Imposto de renda e contribuição socia l 237.799 86.310 245.134 175,5 (3,0)

Outras obrigações fi sca is 438.239 345.487 375.903 26,8 16,6

Empréstimos , financiamentos e debêntures 3.305.895 2.416.728 3.277.407 36,8 0,9

Dividendo mínimo obrigatório a pagar 18.244 288.981 313.304 (93,7) (94,2)

Benefícios pós-emprego 53.539 53.225 47.572 0,6 12,5

Encargos do consumidor a recolher 116.911 150.025 143.468 (22,1) (18,5)

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 232.776 282.766 269.755 (17,7) (13,7)

Contas a pagar vinculadas à concessão 67.487 62.624 61.798 7,8 9,2

Pass ivos financeiros setoria is l íquidos - 192.819 293.130 - -

Outras contas a pagar 165.466 121.405 143.670 36,3 15,2

Provisões para l i tígios 115.166 112.000 - 2,8 -

NÃO CIRCULANTE 11.130.035 11.541.960 10.172.706 (3,6) 9,4

Fornecedores 30.503 43.469 36.710 (29,8) (16,9)

Imposto de renda e contribuição socia l di feridos 118.199 156.630 189.795 (24,5) (37,7)

Outras Obrigações fi sca is 802.892 809.576 811.092 (0,8) (1,0)

Empréstimos , financiamentos e debêntures 6.642.199 7.413.755 6.249.288 (10,4) 6,3

Benefícios pós-emprego 845.020 812.878 758.617 4,0 11,4

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 343.356 249.709 244.784 37,5 40,3

Contas a pagar vinculadas à concessão 522.764 492.330 487.040 6,2 7,3

Pass ivos financeiros setoria is l íquidos 95.069 90.700 89.131 4,8 6,7

Outras contas a pagar 115.584 72.849 54.676 58,7 111,4

Provisões para l i tígios 1.614.449 1.400.064 1.251.573 15,3 29,0

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 16.533.006 15.510.503 15.717.885 6,6 5,2

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 16.225.940 15.207.842 15.459.378 6,7 5,0

Capita l Socia l 7.910.000 7.910.000 7.910.000 - -

Ajustes de ava l iação patrimonia l 841.355 895.601 949.011 (6,1) (11,3)

Reserva lega l 844.398 844.398 792.716 - 6,5

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

Lucros acumulados 1.072.344 - 1.014.001 - 5,8

Atribuível aos acionistas não controladores 307.066 302.661 258.507 1,5 18,8

TOTAL 34.951.377 33.162.377 33.556.827 5,4 4,2

Passivo

R$ mil



4. Desempenho das Principais Empresas

4.1 Copel Geração e Transmissão

A Copel GeT apresentou EBITDA de R$ 363,0 milhões no 3T18, queda de 5,7% comparado aos R$ 384,9 milhões

no 3T17. Esse desempenho reflete, sobretudo, um evento não recorrente, que foi a reversão de R$ 158,1

milhões em impairment no 3T17. Desconsiderando os eventos extraordinários, conforme demonstrado na

tabela abaixo, o EBITDA da Copel GeT no 3T18 apresentou crescimento de 37,1% em relação ao 3T17.

3T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

LAJIDA 363,0 384,9 (5,7) 1.362,9 1.518,0 (10,2)

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

(-)/+ Impairment (38,4) (145,4) (73,6) (53,5) (84,2) (36,5)

+ Provisão para PDI - 2,1 - 28,9 5,1 -

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

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

(-)/+ Troca de ativos Marumbi e Costa Oeste 6,6 - - 6,6 - -

LAJIDA Ajustado 331,2 241,6 37,1 1.275,8 1.255,9 1,6

LAJIDA Ajustado

R$ milhões

O crescimento do EBITDA ajustado se deve, principalmente aos efeitos, da revisão tarifária aplicada, a partir de

junho de 2017, às transmissoras que a Copel GeT possui participação, a qual impactou negativamente na linha

de equivalência patrimonial no 3T17, ante o efeito positivo do reajuste tarifário de junho de 2018.

Além disso, também contribuíram para o resultado o acréscimo de 12,1% na linha de “fornecimento de energia

elétrica”, em virtude do maior volume de venda de energia para consumidores livres e do maior preço médio de

venda, e a receita de R$ 25,4 milhões com prestação de serviços de engenharia, principalmente relacionada ao

faturamento do contrato de engenharia de proprietário da UHE Baixo Iguaçu, afetando a linha de “outras

receitas operacionais”.

Esses efeitos foram parcialmente compensados pelo aumento de 47,8% nos custos com energia comprada para

revenda devido a piora no cenário hidrológico (GSF de 59,4% no 3T18 ante 61,8% no 3T17) e do maior PLD

médio no período (R$ 494,37/MWh no 3T18 ante R$ 436,20/MWh no 3T17).

Ainda, os custos gerenciáveis, excetuando perdas estimadas, provisões e reversões, e taxas referentes à

utilização de recursos hídricos, apresentaram crescimento de 9,5% e refletem, basicamente, a política salarial

aplicada a partir de outubro de 2017, a reestruturação organizacional - que acarretou na transferência das

atividades e de 56 empregados da Copel Renováveis para a Copel GeT a partir de setembro de 2017 e de 64

empregados da Telecom em 2018 - e o compartilhamento de custos entre as empresas do grupo, que passou a

impactar o resultado a partir de novembro de 2017.



R$ mil

3T18 2T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

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

Pessoal e administradores 76.275 76.567 69.442 9,8 254.610 210.744 20,8


Materia l 4.435 4.082 4.647 (4,6) 11.773 12.504 (5,8)

Serviços de terceiros 23.305 35.219 26.930 (13,5) 17.111 20.303 (15,7)

Outros custos e despesas operacionais 15.481 1.854 7.509 106,2 35.781 26.967 -

TOTAL 134.676 132.552 122.958 9,5 364.408 313.354 16,3


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

3T17), os custos com pessoal aumentaram 13,3% em comparação com o 3T17.

R$ mil

3T18 2T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

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


(-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias - (587) (2.098) (100,0) (28.860) (5.079) 468,2

TOTAL 76.275 75.980 67.344 13,3 225.750 205.665 9,8

Custo com Pessoal

O lucro líquido foi de R$ 194,5 milhões no terceiro trimestre de 2018, montante 15,5% superior aos R$ 168,4

milhões registrados no 3T17.

3T18 2T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 885,2 859,4 729,3 21,4 2.617,9 2.585,5 1,3

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (744,3) (418,0) (510,4) 45,8 (1.614,5) (1.355,2) 19,1

Resultado Operacional (R$ milhões) 212,9 355,1 199,5 6,7 898,4 946,0 (5,0)

Lucro Líquido (R$ milhões) 194,5 235,9 168,4 15,5 651,5 658,3 (1,0)

LAJIDA (R$ milhões) 363,0 508,5 384,9 (5,7) 1.362,9 1.518,0 (10,2)

Margem Operacional 24,0% 41,3% 27,3% (12,1) 34,3% 36,6% (6,2)

Margem Líquida 22,0% 27,4% 23,1% (4,8) 24,9% 25,5% (2,3)

Margem LAJIDA 41,0% 59,2% 52,8% (22,3) 52,1% 58,7% (11,3)

Programa de Investimento (R$ milhões) 129,2 204,4 240,9 (46,4) 499,2 503,3 (0,8)

R$ mil

Principais Indicadores

Nos nove primeiros meses de 2018, a Copel GeT registrou uma receita operacional de R$ 2.617,9 milhões,

aumento de 1,3% em comparação com o mesmo período do ano anterior, enquanto que os custos e despesas

operacionais apresentaram um aumento de 19,1%, totalizando R$ 1.614,5 milhões no período. O lucro líquido

atingiu R$ 651,5 milhões e o EBITDA totalizou R$ 1.362,9 milhões, redução, respectivamente, de 1,0% e 10,2%

em relação ao verificado no mesmo período de 2017.



4.2 Copel Distribuição

A Copel Distribuição registrou EBITDA de R$ 261,0 milhões no 3T18, montante 94,6% superior aos R$ 134,1

milhões registrados no 3T17. Esse resultado é consequência, principalmente, do reajuste tarifário válido a partir

de 24 de junho de 2018, que reajustou a TUSD em 16,42% que, alinhado ao crescimento de 1,7% do mercado

fio, contribuiu para o aumento de 14,9% na linha de “disponibilidade da rede elétrica”.

Além disso, os custos gerenciáveis, excetuando provisões e reversões, reduziram 4,3% em relação ao 3T17 em

virtude, basicamente, de recuperação de faturas e menores gastos com consultorias. A rubrica pessoal e

administradores teve crescimento de apenas 0,6%, refletindo a redução do quadro de pessoal em razão,

principalmente, do Plano de Demissão Incentivada - PDI, parcialmente compensada pelo reajuste salarial de

outubro de 2017. Nos últimos 12 meses o quadro de pessoal da Copel Distribuição apresentou redução de 212

empregados.

3T18 2T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

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



Materia l 17.637 12.683 13.716 28,6 45.074 41.589 8,4

Serviços de terceiros 78.729 88.231 88.110 (10,6) 256.276 258.324 (0,8)


TOTAL 343.094 366.113 358.381 (4,3) 1.123.950 1.095.372 2,6

R$ mil


Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI (reversão de R$ 1,0 milhão no 3T18 e

provisão de R$ 7,2 milhões no 3T17), os custos com pessoal aumentaram 5,5% em comparação com o 3T17

devido, essencialmente, a maior provisão para participação nos lucros e resultados;

3T18 2T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

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


(-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias 1.033 936 (7.212) - (49.597) (16.972) 192,2

TOTAL 178.043 179.501 168.779 5,5 540.463 538.848 0,3

Custo com Pessoal

R$ mil

Destacam-se ainda:

(i) a conta “resultado de ativos e passivos financeiros setoriais” totalizou R$ 429,3 milhões (2,7% superior ao

3T17) e corresponde aos maiores custos com energia elétrica comprada para revenda, devido, principalmente,

ao maior déficit hidrológico (40,6% no 3T18 ante 38,2% no 3T17) e ao maior PLD médio (494,37/MWh no 3T18 e

R$ 436,20/MWh no 3T17); e

(ii) aumento de 13,4% em provisões e reversões, devido, basicamente, a provisão de R$ 32,9 milhões para

litígios trabalhistas.

O lucro líquido no 3T18 foi de R$ 125,4 milhões, 38,3% inferior aos R$ 203,4 milhões registrados no mesmo

período de 2017, sendo influenciado, pela adesão da Copel Dis, no 3T17, ao Programa Especial de Regularização



Tributária - PERT, que, considerando todos os reflexos da alteração do regime de tributação dos Ativos e

Passivos Setoriais (CVA), impactou positivamente o resultado daquele trimestre em R$ 113,7 milhões.

3T18 2T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 2.942,5 2.476,9 2.588,1 13,7 7.627,1 6.753,1 12,9

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (2.757,4) (2.320,4) (2.525,3) 9,2 (7.227,2) (6.505,4) 11,1

Resultado Operacional (R$ milhões) 190,9 126,0 122,5 55,8 383,7 283,7 35,3

Lucro Líquido (R$ milhões) 125,4 82,8 203,4 (38,3) 250,0 282,6 (11,5)

LAJIDA (R$ milhões) 261,0 231,4 134,1 94,6 623,7 462,2 34,9

Margem Operacional 6,5% 5,1% 4,7% 37,1 5,0% 4,2% 19,8

Margem Líquida 4,3% 3,3% 7,9% (45,8) 3,3% 4,2% (21,7)

Margem LAJIDA 8,9% 9,3% 5,2% 71,1 8,2% 6,8% 19,5

Programa de Investimento (R$ milhões) 217,2 137,3 155,0 40,1 462,0 438,0 5,5

R$ mil


No 9M18 a Copel Distribuição apresentou um EBITDA de R$ 623,7 milhões, desempenho 34,9% maior que o

registrado no 9M17. Esse desempenho foi impactado, essencialmente, pelo crescimento de 13,9% na receita de

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

de 2017 e junho de 2018, as quais reajustaram a tarifa de energia (TE) em 10,28% e 15,61%, respectivamente.

Tal melhoria foi parcialmente compensada pelo aumento de 38,1% nas provisões, como consequência de ações

trabalhistas coletivas, e de 2,6% com custos gerenciáveis, essencialmente em função das provisões para o PDI

no montante de R$ 49,6 milhões até setembro de 2018.

Excetuando os efeitos extraordinários relacionados a seguir, o EBITDA da Copel Distribuição seria de R$ 263,5

milhões no 3T18, ante R$ 141,3 milhões apresentados no 3T17. No 9M18 o EBITDA seria de R$ 702,4 milhões,

montante 46,6% superior ao registrado no 9M17 (R$ 479,2 milhões).

3T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

LAJIDA 261,0 134,1 94,6 623,7 462,2 34,9

(-)/+ Resultado do IRT 2018 (18,0) - - (54,7) - -

(-)/+ Provisão p/ indenização por demissões voluntárias (1,0) 7,2 - 49,6 17,0 191,8

(-)/+ Provisão para l i tígios ¹ 21,5 - - 83,8 - -

LAJIDA Ajustado 263,5 141,3 86,4 702,4 479,2 46,6

¹ Li tígio referente a três ações trabalhis tas coletivas , sendo de R$ 21,5 mi lhões no 3T18, R$ 45,1 mi lhões no 2T18 e R$ 17,2 mi lhões no 1T18.

LAJIDA Ajustado

R$ milhões



4.3 Copel Telecomunicações

A Copel Telecom registrou um EBITDA de R$ 43,9 milhões no 3T18, montante 5,8% superior aos R$ 41,5 milhões

registrados no 3T17. Esse resultado reflete o crescimento de 14,1% na receita de telecomunicações, em virtude

da ampliação da base de clientes, parcialmente compensado pelo aumento de 4,2% com custos gerenciáveis.

Estes custos, excetuando provisões e reversões, totalizaram R$ 57,8 milhões no 3T18, como consequência dos

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

acomodação das instalações.

R$ mil

3T18 2T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

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

Pessoal e administradores 17.315 23.710 23.499 (26,3) 70.224 73.827 (4,9)

Planos previdenciário e ass is tencia l 3.098 3.721 3.495 (11,4) 10.650 10.839 (1,7)

Materia l 407 393 654 (37,8) 1.228 1.826 (32,8)


Outros custos e despesas operacionais 13.061 13.394 9.389 39,1 37.605 26.548 41,6

TOTAL 57.809 64.184 55.457 4,2 185.953 161.845 14,9


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

administradores apresentaram queda de 23,3% em comparação com o 3T17 e refletem, basicamente, a política

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

reestruturação interna, com a transferência de 137 empregados para outras subsidiárias, e do Plano de

Demissão Incentivada. O quadro de pessoal apresentou redução de 157 empregados nos últimos 12 meses.

R$ mil

3T18 2T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

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

Pessoal e administradores 17.315 23.710 23.499 (26,3) 70.224 73.827 (4,9)

(-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias - (210) (912) - (6.025) (3.755) 60,5

TOTAL 17.315 23.500 22.587 (23,3) 64.199 70.072 (8,4)

Custo com Pessoal

Desconsiderando os eventos extraordinários, o EBITDA da Copel Telecom no 3T18 apresentou crescimento de

3,6% em relação ao 3T17.

3T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

LAJIDA 43,9 41,5 5,8 114,6 109,8 4,3

+ Provisão p/ indenização por demissões voluntárias - 0,9 (100,0) 6,0 3,8 57,9

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

LAJIDA Ajustado 43,9 42,4 3,6 124,6 113,6 9,7

LAJIDA Ajustado

R$ milhões

O lucro líquido no 3T18 foi de R$ 14,6 milhões, montante 22,0% inferior aos R$ 18,8 milhões registrados no

terceiro trimestre de 2017, em função, basicamente, de maiores despesas financeiras com encargos da dívida

face o maior saldo de empréstimos e financiamentos.



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

3T18 2T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 103,4 107,5 99,4 4,0 315,5 280,3 12,6

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (74,3) (76,1) (67,7) 9,8 (239,9) (199,2) 20,4

Resultado Operacional (R$ milhões) 21,9 23,7 28,2 (22,3) 55,3 68,7 (19,4)

Lucro Líquido (R$ milhões) 14,6 15,8 18,8 (22,0) 37,2 45,9 (19,0)

LAJIDA (R$ milhões) 43,9 44,0 41,5 5,8 114,6 109,8 4,3

Margem Operacional 21,2% 22,0% 28,3% (25,3) 17,5% 24,5% (28,4)

Margem Líquida 14,1% 14,7% 18,9% (25,0) 11,8% 16,4% (28,0)

Margem LAJIDA 42,4% 40,9% 41,7% 1,7 36,3% 39,2% (7,3)

Programa de Investimento (R$ milhões) 91,1 77,6 75,5 20,7 220,1 178,5 23,3

R$ mil


Até setembro de 2018, o EBITDA da Copel Telecom alcançou R$ 114,6 milhões, crescimento de 4,3% em

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

queda de 18,9%, totalizando R$ 22,6 milhões.

4.4 Informações Contábeis

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

participações da Copel:

R$ mil

Participações - Set/18 Ativo TotalPatrimônio

Líquido¹Rec. Oper. Líquida Lucro Líquido

Controladas (Consolida com Copel)

Companhia Paranaense de Gás - Compagás 729.832 433.919 418.262 36.161

Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. 661.301 59.501 216.195 46.131

UEG Araucária Ltda 442.059 382.974 125 (63.230)

Controladas em Conjunto (Equivalência Patrimonial)

Caiuá Transmissora de Energia S.A. 237.023 125.531 19.129 11.168

Cantareira Transmissora S.A 1.066.749 340.540 107.267 4.341

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP Sul) S.A. 1.446.289 881.361 128.322 27.645

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 476.245 251.031 30.557 19.602

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. 2.141.958 981.541 467.253 58.112

Matrinchã Transmissora de Energia (TP Norte) S.A. 2.841.382 1.773.135 260.914 67.383

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 1.718.278 702.934 206.295 40.593

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. 222.971 220.613 - (6.126)

Coligadas (Equivalência Patrimonial)

Dona Francisca Energética S.A. 134.986 127.505 52.899 32.324

Foz do Chopim Energética Ltda 85.430 55.068 32.272 18.490



5. Programa de Investimentos

A tabela a seguir apresenta o programa de investimentos realizado no 3T18 e o previsto para 2018, o qual foi

revisado pelo Conselho de Administração, sendo a última alteração na 184ª Reunião Ordinária do Conselho de

Administração, com redução de R$ 256,7 milhões no valor total inicialmente previsto (R$ 2.928,6 milhões),

distribuídas em menos R$ 130,0 milhões para Copel DIS, menos R$ 51,7 milhões para Copel GeT, menos R$ 50,0

milhões para a Copel Telecom e menos R$ 25,0 milhões para Copel Brisa Potiguar.

R$ milhões

Subsidiária / SPERealizado

9M18

Realizado

3T18

Previsto

2018¹

Copel Geração e Transmissão 499,2 129,2 691,9

UHE Colíder 94,9 6,6 98,4

UHE Baixo Iguaçu 56,7 25,7 71,7

LT Curitiba Leste-Blumenau 134,0 46,0 243,5

LT Araraquara-Taubaté 57,7 1,9 40,4

SE Bateias - - 17,5

Outros2 155,9 49,0 220,4

Copel Brisa Potiguar 1,3 0,7 131,3

Cutia Empreendimentos Eólicos 673,0 190,0 888,5

São Bento Energia 8,6 - 6,6

Copel Distribuição 462,0 217,2 660,0

Copel Telecomunicações 220,1 91,1 290,2

Copel Comercialização - - 0,2

Copel Renováveis - - 0,0

Holding - - 2,4

Outras Participações3 36,2 - 0,8

Total 1.900,4 628,2 2.671,9

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

1 Orçamento de capital originalmente aprovado pelo Conselho de Administração e revisado pelo Conselho de Administração,

sendo a última atualização na 184ª Reunião Ordinária do Conselho de Administração, com redução de R$ 256,7 milhões no valor

total inicialmente previsto, distribuídas em menos R$ 130,0 milhões para Copel DIS, menos R$ 51,7 milhões para Copel GeT,

menos R$ 50,0 milhões para a Copel Telecom e menos R$ 25,0 milhões para Copel Brisa Potiguar. Não considera apropriação de

mão de obra própria, encargos e outros.

6. Mercado de Energia e Tarifas

6.1 Mercado Cativo – Copel Distribuição

A venda de energia para o mercado cativo da Copel Distribuição totalizou 4.723 GWh no 3T18, mantendo-se

praticamente estável em relação ao 3T17, com redução de 0,1%.

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

set/18 set/17 Var. %4

T3T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

Residencial 3.732.153 3.661.917 1,9 1.736 1.734 0,1 5.413 5.342 1,3

Industrial 73.328 76.717 (4,4) 751 773 (2,9) 2.204 2.498 (11,8)

Comercial 396.459 387.686 2,3 1.089 1.102 (1,1) 3.483 3.508 (0,7)

Rural 352.712 355.748 (0,9) 524 513 2,1 1.746 1.701 2,6

Outros 57.731 57.338 0,7 623 607 2,6 1.856 1.829 1,5

Mercado Cativo 4.612.383 4.539.406 1,6 4.723 4.729 (0,1) 14.702 14.878 (1,2)

No de consumidores Energia vendida (GWh)



Para mais detalhes acesse o Comunicado ao Mercado – RI 20/18 (link).

6.2 Mercado Fio (TUSD)

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

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

concessão, apresentou crescimento de 1,7% no consumo de energia no 3T18, conforme apresentado na tabela

a seguir.


T3T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

Mercado Cativo 4.612.383 4.539.406 1,6 4.723 4.729 (0,1) 14.702 14.878 (1,2)

Concessionárias e Permissionárias¹ 6 6 - 197 200 (1,5) 591 586 0,9

Consumidores Livres² 1.067 947 12,7 2.438 2.308 5,6 7.110 6.521 9,0

Mercado Fio 4.613.456 4.540.359 1,6 7.358 7.237 1,7 22.403 21.985 1,9

No de consumidores / Contratos Energia vendida (GWh)

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

concessionárias e permissionárias.

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

O resultado observado decorre, principalmente, do incremento de 5,6% no consumo do mercado livre no

3T18, em especial, de clientes industriais dos ramos de fabricação (i) de papel e celulose, (ii) de produtos

alimentícios e (iii) de veículos automotores, reboques e carrocerias.

6.3 Fornecimento de Energia Elétrica

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

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

Copel Geração e Transmissão e da Copel Comercialização, registrou crescimento de 6,1% entre julho e

setembro de 2018.

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

3T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

Residencial 1.736 1.734 0,1 5.413 5.342 1,3

Total 2.291 1.968 16,4 6.396 5.732 11,6

Cativo 751 773 (2,9) 2.204 2.498 (11,8)

Livre 1.540 1.195 28,9 4.193 3.234 29,6

Total 1.172 1.161 1,0 3.718 3.647 2,0

Cativo 1.089 1.102 (1,1) 3.483 3.508 (0,7)

Livre 83 59 41,4 235 139 69,5

Rural 524 513 2,1 1.746 1.701 2,6

Outros 623 607 2,6 1.856 1.829 1,5

6.346 5.983 6,1 19.129 18.251 4,8

Energia vendida (GWh)Classe Mercado

Industrial

Comercial

Fornecimento de Energia

http://ri.copel.com/ptb/10505/647028.pdf



6.4 Total de Energia Vendida1

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

Transmissão, dos Complexos Eólicos e da Copel Comercialização em todos os mercados, atingiu 11.056 GWh

no terceiro trimestre de 2018, representando um crescimento de 12,0%.

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

Geração e Transmissão, Parques Eólicos e Copel Comercialização:


T3T18 3T17 Var. % 9M18 9M17 Var. %

Copel DIS

Mercado Cativo 4.612.383 4.539.406 1,6 4.723 4.729 (0,1) 14.702 14.878 (1,2)

Concessionárias e Permissionárias 2 3 (33,3) 59 134 (56,0) 222 391 (43,2)

CCEE (MCP) - - - 467 79 491,1 764 1.503 (49,2)

Total Copel DIS 4.612.385 4.539.409 1,6 5.249 4.942 6,2 15.688 16.772 (6,5)

Copel GeT

CCEAR (Copel DIS) 1 1 - 21 21 - 64 63 1,6

CCEAR (outras concessionárias) 37 27 37,0 207 206 0,5 620 619 0,1

Consumidores Livres 52 54 (3,7) 1.071 995 7,6 2.931 2.860 2,5

Contratos Bilaterais (Copel Comercialização) 7 1 600 269 7 3.777 1.631 22 7.323

Contratos Bilaterais ¹ 50 35 42,9 2.071 2.285 (9,4) 4.810 6.234 (22,8)

CCEE (MCP)² - - - - - - 845 1.402 (39,7)

Total Copel GeT 147 118 24,6 3.639 3.514 3,6 10.901 11.200 (2,7)

Complexos Eólicos

CCEAR (outras concessionárias) 112 112 - 211 211 - 627 627 -

CER 3 3 - 90 90 - 267 267 -

Total Parques Eólicos 115 115 - 301 301 - 894 894 -

Copel Comercialização

Consumidores Livres 290 111 161,3 552 259 113,4 1.496 513 191,9

Contratos Bilaterais 100 43 132,6 1.333 860 55,0 3.202 962 232,8

CCEE (MCP) - - - - 9 - 9 10 (13,7)

Total Copel Comercialização 390 154 153,2 1.885 1.128 67,1 4.707 1.485 216,9

Total Copel Consolidado 4.613.037 4.539.796 1,6 11.074 9.885 12,0 32.190 30.351 6,1

Nº de consumidores / contratos Energia vendida (GWh)

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

¹ Inclui Contratos de Venda no Curto Prazo.

² Garantia Fís ica a locada no período, após impacto do GSF.

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

de Energia de Reserva.

1 Esse item apresenta saldo diferente do que foi publicado no Comunicado ao Mercado RI 20/18, por efeito das recontabilizações da CCEE, as quais impactaram na linha MCP da Copel Dis em 2018.



6.5 Fluxos de Energia

Fluxo de Energia – Copel Dis GWh

Fluxo de Energia - Copel Dis 9M18 9M17 Var. %

Itaipu 4.284 4.441 (3,5)

CCEAR – Copel Geração e Transmissão 64 63 1,6

CCEAR – Outras 7.933 7.720 2,8

CCEE (MCP) 18 107 -

Angra 755 765 (1,3)

CCGF 4.877 5.464 (10,7)

Proinfa 358 377 (5,0)

Elejor S.A 887 887 -

Disponibilidade 19.176 19.824 (3,3)

Mercado cativo 14.702 14.878 (1,2)

Concessionárias e Permissionárias 1 169 343 (50,7)

Suprimento concessionária CCEE2 53 71 (25,4)

Cessões MCSD EN3 1.029 582 76,8

CCEE (MCP) 764 1.503 (49,2)

Perdas e diferenças 2.459 2.447 0,5

Rede básica 340 337 0,9

Distribuição 1.897 1.858 2,1

Alocação de contratos no CG 222 252 (11,9) 1 Suprimento de energia a concessionárias e permissionárias com mercado próprio inferior a 500GWh/ano2 Suprimento de energia a distribuidora agente da CCEE, através de Contrato Bilateral Regulado - CBR3 Cessões MCSD EN - Cessões contratuais a outras distribudoras através do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova

Fluxo de Energia – Copel GeT

GWh

Fluxo de Energia - Copel GeT 9M18 9M17 Var. %

Geração Própria (l íquida de perdas) 12.571 14.387 (12,6)

Dona Francisca 106 106 -

Copel Comercialização 180 356 (49,4)

Outros - 144 -

Disponibilidade Total 12.857 14.993 (6,9)

Contratos Bilaterais 4.689 6.215 (24,6)

Contratos Bilaterais (Copel Comercialização) 1.631 22 -

Contratos CBR¹ 122 19 542,1

Consumidores Livres 2.931 2.860 2,5

CCEAR – COPEL Distribuição 64 63 1,6

CCEAR – Outras 620 619 0,2

Entrega/ Cessão MRE 2.462 3.920 (37,2)

CCEE (MCP) - l íquida de compras 338 1.275 (73,5)

¹ Contratos Bilaterais Regulados



Fluxo de Energia – Parques Eólicos

GWh

Fluxo de Energia - São Bento Energia 9M18 9M17 Var. %

Geração Própria 261 273 (4,4)

Disponibilidade Total 261 273 (4,4)

CCEAR – Outras 285 285 -

Perdas e diferenças (24) (12,0) 100,0

GWh

Fluxo de Energia - Brisa Potiguar 9M18 9M17 Var. %

Geração Própria 520 512 1,6

Disponibilidade Total 520 512 1,6

CCEAR – Outras 342 342 0,0

CER 267 267 0,0

Perdas e diferenças (89) (97) (8,2)

Fluxo de Energia – Copel Comercialização

GWh

Fluxo de Energia - Copel Com 9M18 9M17 Var. %

Copel GeT 1.631 22 -

Outros 3.074 1.463 110,1

CCEE (MCP) 2 - -

Disponibilidade Total 4.707 1.485 217,0

Consumidores Livres 1.496 513 191,6

Contratos Bilaterais 3.022 606 398,7

Contratos Bilaterais (Copel GeT) 180 356 (49,4)



Fluxo de Energia Consolidado (Jan a Set 2018)

13.352 37,5% 41,2%

0,5%

0,5%

2,9%

12,4%

35,9%

22.294 62,5%

CCEAR: 7.933

Itaipu: 4.284

Dona Francisca: 106

CCEE (MCP): 18

Angra: 755

CCGF: 4.877

MRE: - 6,6%

Elejor: 887

Proinfa: 358

Outros1: 3.076

CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.

CER: Contrato de Energia de Reserva.

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

MRE: Mecanismo de Realocação de Energia.

CG: Centro de Gravidade do Submercado (diferença entre a energia faturada e a recebida no CG).1Outros: Energia comprada pela Copel Comercialização.2 Suprimento de energia a concessionárias e permissionárias com mercado próprio inferior a 500GWh/ano3 Suprimento de energia a distribuidora agente da CCEE, através de Contrato Bilateral Regulado - CBR4 Cessões MCSD EN - Cessões contratuais a outras distribudoras através do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova

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

1.111

2.462

1.897

Alocação de contratos no CG: 109

Perdas e Diferenças

2.346

Rede Básica 340

Disponibilidade Total

4.427

Energia Comprada

35.646

Distribuição

CCEE (MCP):

MRE:

CER:

Geração Própria Mercado Cativo

14.702

Concessionárias2

169

267

GWh

Consumidores Livres

CCEAR:

Contratos Bilaterais

Energia Suprida

12.798

7.711

1.247

Suprimento concessionária CCEE3

175

Cessões MCSD EN4

1.029



6.6 Tarifas

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

R$ / MWh

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

MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Copel Geração e Transmissão 104 217,97 214,19 211,03 1,8 3,3

Leilão – CCEAR 2011 - 2040 (UHE Mauá) 96 216,72 212,99 209,78 1,8 3,3

Leilão – CCEAR 2013 - 2042 (Cavernoso II) 8 232,99 229,94 225,81 1,3 3,2

Leilão - CCEAR 2015 - 2044 (UHE Colíder) - 164,82 162,98 160,08 1,1 3,0

Copel Distribuição

Concessionárias no Estado do Paraná 27 306,03 255,85 236,16 19,6 29,6

Total / Tarifa Média Ponderada de Suprimento 131 235,97 224,60 220,37 5,1 7,1

Com PIS/COFINS. Líquida de ICMS.

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

Tarifas

Tarifas Médias de Compra de Energia – Copel Distribuição

R$ / MWh

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

MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Ita ipu 1 616,8 264,94 258,62 209,76 2,4 26,3

Lei lão 2010 - H30 63,4 224,80 219,34 218,27 2,5 3,0

Lei lão 2010 - T15 2 55,0 215,85 261,87 290,24 (17,6) (25,6)

Lei lão 2011 - H30 52,7 232,01 226,43 225,62 2,5 2,8

Lei lão 2011 - T15 2 54,2 348,34 188,56 357,14 84,7 (2,5)

Lei lão 2012 - T15 2 107,5 320,91 246,71 327,59 30,1 (2,0)

Lei lão CCEAR 2014 - 2019 ³ 109,0 499,74 518,26 365,41 (3,6) 36,8

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

Lei lão 2016 - T20² 14,0 161,30 161,30 163,55 - (1,4)

Angra 115,2 251,45 251,45 229,71 - 9,5

CCGF 5 714,2 99,17 83,44 64,39 18,9 54,0

Santo Antônio 120,1 143,84 140,78 139,84 2,2 2,9

Ji rau 222,3 126,51 123,82 123,00 2,2 2,9

Outros Lei lões 6 204,9 278,14 211,58 151,36 31,5 83,8

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

Total / Tarifa Média de Compra 2.655,9 210,71 196,90 174,12 7,0 21,01 Transporte de Furnas não incluído.2 Preço médio do leilão conforme pagamento bilateral aos vendedores. Não inclui efeitos de contratação contabilizados pela CCEE.

³ Disponibilidade.4 Quantidade.5 Contrato de cotas de garantia física das UHEs que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos da Lei 12.783/13.6 Preço médio ponderado dos produtos. Não inclui PROINFA.

Com PIS e CONFINS

Tarifas*



Tarifas Médias de Fornecimento de Energia Copel Distribuição

set/18 jun/18 set/17 Var. % Var. %

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

Industrial 470,48 416,89 408,44 12,9 15,2

Residencial 504,97 463,86 440,54 8,9 14,6

Comercial 502,53 451,57 440,25 11,3 14,1

Rural 343,43 313,37 298,48 9,6 15,1

Outros 359,02 349,88 324,98 2,6 10,5

Tarifa média de fornecimento 460,99 421,66 404,99 9,3 13,8

¹ Não considera as bandeiras tarifárias. Líquido de ICMS.

R$ / MWh

Tarifas¹

7. Mercado de Capitais

7.1 Capital Social

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

acionistas é de 30.081. Em setembro de 2018, o capital da Companhia estava assim representado:

Mil ações

Acionistas ON % PNA % PNB % TOTAL %

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

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

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

Custódia da Bolsa 19.836 13,7 77 23,5 100.965 78,7 120.878 44,2

B3 18.843 13,0 77 23,5 69.534 54,2 88.454 32,3

NYSE 993 0,7 - - 31.220 24,3 32.213 11,8

LATIBEX - - - - 211 0,2 211 0,1

Outros 336 0,2 251 76,5 49 - 636 0,2

TOTAL 145.031 100,0 328 100,0 128.296 100,0 273.655 100,0

58,6%

26,4%

1,1%

13,7%

0,2%

ON

Estado do Paraná

BNDESPAR

Eletrobras

Custódia da Bolsa

Outros

21,2%

78,6%

0,2%

PN

BNDESPAR

Custódia da Bolsa

Outros

31,0%

24,0%

0,6%

44,2%

0,2%

Total

Estado do Paraná

BNDESPAR

Eletrobras

Custódia da Bolsa

Outros



7.2 Desempenho das Ações

Total Média diária Total Média diária

Negócios 47.913 256 719.063 3.845

Quantidade 12.498.000 66.834 143.968.700 769.886

Volume (R$ mil) 258.337 1.381 3.351.749 17.924

Presença nos Pregões 187 100% 187 100%

Quantidade 361.287 2.544 88.188.993 469.090

Volume (US$ mil) 2.216 16 584.752 3.110

Presença nos Pregões 142 76% 188 100%

Quantidade - - 616.727 9.344

Volume (Euro mil) - - 109 2

Presença nos Pregões - - 66 34%

LATIBEX

ON

(CPLE3 / ELPVY)

PNB

(CPLE6 / ELP / XCOP)

B3

NYSE

Desempenho das Ações (Jan - Set/18)

De janeiro a setembro de 2018, as ações ordinárias nominativas (ON - código CPLE3) e as ações preferenciais

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

Balcão (B3).

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

mercado da COPEL, considerando as cotações de todos os mercados, ficou em R$ 5.662,1 milhões.

Dos 65 papéis que compõem a carteira teórica do Ibovespa, as ações PNB da Copel participam com 0,2% e com

índice Beta de 1,2.

Na carteira do IEE (Índice Setorial de Energia Elétrica), a Copel participa com 5,3%.

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

Na B3, as ações ON fecharam o período cotadas a R$ 20,11, com variação negativa de 6,0%, e as ações PNB

fecharam a R$ 21,41, com variação negativa de 14,2%. No mesmo período o Ibovespa teve variação positiva de

3,9%.

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

código ELP, as quais estiveram presentes em 100% dos pregões, fechando o período cotadas a US$ 5,27 com

variação negativa de 30,9%. Neste mesmo período o índice Dow Jones teve variação positiva de 7,0%.

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

PNB da Companhia são negociadas sob o código XCOP, as quais estiveram presentes em 34,0% dos pregões,



fechando o período cotadas a € 4,54 com variação negativa de 27,8%. No mesmo período o índice Latibex All

Shares teve variação positiva de 8,4%.

A tabela a seguir sintetiza o comportamento das ações da Copel no 9M18.

30.09.2018 31.12.2017

CPLE3 R$ 20,11 R$ 21,40 (6,0)

CPLE6 R$ 21,41 R$ 24,95 (14,2)

Ibovespa 79.342 76.402 3,8

ELP US$ 5,27 US$ 7,63 (30,9)

Dow Jones 26.458 24.719 7,0

XCOP € 4,54 € 6,29 (27,8)

Latibex 2.140 1.974 8,4 LATIBEX

Preço / PontosVar. (%)Código / Índice

B3

NYSE

7.3 Dividendos e JCP

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

ON PNA PNB

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Total 2014 622.523 2,17236 2,52507 2,39000

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



8. Performance Operacional

8.1 Geração de Energia

Ativos em Operação

Copel Geração e Transmissão

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

nove primeiros meses de 2018.

UsinasCapacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MW médio)

Geração

(GWh)

Vencimento da

Concessão

Hidrelétricas 4.541,9 1.979,5 12.549,3

UHE Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 1.676,0 603,3 3.298,2 17.09.2023

UHE Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) 1.260,0 578,5 3.888,4 15.11.2029

UHE Gov. José Richa (Salto Caxias) 1.240,0 605,6 4.050,7 04.05.2030

UHE Gov. Parigot de Souza (1) 78,0 32,7 276,1 05.01.2046

UHE Mauá (2) 185,2 100,8 702,7 02.07.2042

UHE Guaricana 36,0 16,1 81,7 16.08.2026

PCH Cavernoso II 19,0 10,6 53,4 27.02.2046

UHE Chaminé 18,0 11,6 74,4 16.08.2026

UHE Apucaraninha 10,0 6,7 47,6 12.10.2025

UHE Derivação do Rio Jordão 6,5 5,9 33,8 15.11.2029

UHE Marumbi 4,8 2,4 14,5 (3)

UHE São Jorge 2,3 1,5 9,2 03.12.2024

UHE Chopim I 2,0 1,5 10,4 (4)

UHE Cavernoso 1,3 1,0 1,2 07.01.2031

PCH Melissa 1,0 0,6 3,5 (4)

PCH Salto do Vau 0,9 0,6 2,9 (4)

PCH Pitangui 0,9 0,1 0,6 (4)

Termelétrica 20,0 10,3 41,2

UTE Figueira 20,0 10,3 41,2 26.03.2019

Eólica 2,5 0,5 2,1

UEE Eólica de Palmas (5) 2,5 0,5 2,1 28.09.2029

TOTAL 4.564,4 1.990,3 12.592,6

Observações :

(1) Us ina Gov. Parigot de Souza: 30% da energia gerada em 2017 destinada a Copel GeT e 70% ao regime de cotas .

(2) Corresponde à parcela da Copel (51% do empreendimento de 363 MW).

(3) Em homologação na ANEEL.

(4) Us inas dispensadas de concessão, possuem apenas regis tro na ANEEL.

(5) Garantia Fís ica cons iderada a geração média da eól ica .

A Copel GeT protocolou, em 24 de março de 2017, junto à Aneel, sua intenção em prorrogar a outorga da

concessão de geração da UTE Figueira, ressaltando, porém, que firmará os necessários contratos e/ou aditivos,

somente após conhecer e aceitar os termos contratuais e as regras que orientarão todo processo relacionado à

prorrogação da outorga.



Adicionalmente, a Copel GeT realiza a operação de uma usina sob o regime de cotas, conforme demonstrado a

seguir:

Usinas - Regime de CotasCapacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MW médio)

RAG² (jul.18 - jun.19)

(R$ milhões)

Bonificação de Outorga

(R$ milhões)

Vencimento da

Concessão

UHE Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS)¹ 182,0 76,3 119,2 574,8 05.01.2046

TOTAL 182,0 76,3 119,2 574,8

(1) Proporcional a energia alocada no regime de cotas de garantia física (70% da energia da usina). Para essa parcela de energia, a Copel GeT não arcará com os riscos hidrológicos nem com

os resultados financeiros do MRE associados à usina.(2) Atualizada pela Resolução Homologatória nº 2.421, de 17 de julho 2018, da Aneel.

A Copel foi designada como o operador provisório da usina Rio dos Patos (1,7 MW de capacidade instalada e

garantia física de 1MW médio) após o termo final da concessão. Contudo, sua operação foi suspensa em

setembro de 2014, em virtude de danos causados pelas inundações em julho daquele ano.

Em 5 de junho de 2018, a ANEEL, por meio de Resolução Autorizativa nº 7.050, extinguiu a concessão da usina

sem a reversão dos bens para o poder concedente, considerados inservíveis à continuidade do serviço e

portanto, livremente disponibilizados à Copel GeT, sendo a empresa responsável pela desmobilização e

eventual alienação dos bens. Em 04 de julho de 2018 a Companhia recorreu da decisão.

Complexos Eólicos

A Copel possui 11 parques eólicos em operação comercial, que geraram 812,2 GWh no 9M18, conforme

apresentado na tabela a seguir:

Complexo Eólico Leilão ¹Capacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MWméd)

Geração

(GWh)Preço ²

Vencimento da

Autorização

São Bento Energia, Invest. e Part. S.A. 94,0 46,3 272,9 219,60

GE Boa Vista S.A. 14,0 6,3 36,3 225,27 27.04.2046

GE Olho D’Água S.A. 30,0 15,3 92,5 218,71 31.05.2046

GE São Bento do Norte S.A. 30,0 14,6 85,4 218,71 18.05.2046

GE Farol S.A. 20,0 10,1 58,8 218,71 19.04.2046

Copel Brisa Potiguar S.A. 183,6 92,6 539,2 192,23

Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A. 27,0 13,2 70,6 221,04 24.04.2046

Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A. 27,0 12,8 77,8 221,04 30.05.2046

Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A. 27,0 12,5 76,2 221,04 30.05.2046

Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A. 27,0 13,7 82,0 221,04 26.04.2046

Santa Maria Energias Renováveis S.A. 29,7 15,7 88,4 155,26 07.05.2047

Santa Helena Energias Renováveis S.A. 29,7 15,7 92,9 155,26 08.04.2047

Ventos de Santo Uriel S.A. 16,2 9,0 51,3 154,06 08.04.2047

Total 277,6 138,9 812,2 201,35

¹LFA - Leilão de Fontes Alternativas/ LER - Leilão de Energia de Reserva.

² Preço atualizado até setembro/2018. Fonte: CCEE.

4º LER

(18/08/2011)

2º LFA

(26/08/2010)

2º LFA

(26/08/2010)



Participação em Empreendimentos de Geração

A Copel tem participação em sete empreendimentos de geração de energia elétrica em fase operacional com

capacidade instalada total de 884,7 MW, sendo 599,0 MW ajustados à participação da Copel, conforme

demonstrado a seguir:

EmpreendimentoCapacidade

Instalada

(MW)

Garantia Física

(MW médio)Sócios PPA assinado com

Vencimento da

Concessão

UTE Araucária

(UEG Araucária)484,1 390,3

COPEL - 20%

COPEL GeT - 60%

Petrobras - 20%

¹ 22.12.2029

UHE Santa Clara

(Elejor)120,2 69,2

COPEL - 70%

Paineira Participações - 30%

COPEL Dis

Consumidores

Livres

28.05.2037

PCH Santa Clara I

(Elejor)3,6 2,8

COPEL - 70%


Consumidores

Livres18.12.2032

UHE Fundão

(Elejor)120,2 63,8

COPEL - 70%


COPEL Dis

Consumidores

Livres

28.05.2037

PCH Fundão I

(Elejor)2,5 2,1

COPEL - 70%


Consumidores

Livres18.12.2032

UHE Dona Francisca

(DFESA)125,0 75,9

COPEL GeT - 23,03%

Gerdau - 51,82%

Celesc - 23,03%

Desenvix - 2,12%

COPEL

Gerdau

Celesc

Desenvix

27.08.2033

PCH Arturo Andreoli

(Foz do Chopim)29,1 20,4

COPEL GeT - 35,77%

Silea Participações - 64,23%

Consumidores

livres23.04.2030

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

opera sob a modalidade “merchant”.

Participação em Parques Eólicos

A Copel possui 49% de participação no Complexo Eólico Voltalia São Miguel do Gostoso I, localizado no Estado

do Rio Grande do Norte. A energia foi comercializada no 4º Leilão de Energia de Reserva em contratos de 20

anos com início de suprimento em julho de 2015, conforme tabela a seguir.

EmpreendimentoCapacidade Instalada¹

(MW)

Garantia Física

(MWméd)Preço²

Início de

Suprimento

Participação

(%)

Localização do

Parque

Vencimento da

Autorização

Voltalia - São Miguel do Gostoso I Participações S.A.

Carnaúbas 27,0 13,1 08.04.2047

Reduto 27,0 14,4 15.04.2047

Santo Cristo 27,0 15,3 17.04.2047

São João 27,0 14,3 25.03.2047

Total 108,0 57,1 150,61

² Preço atualizado até setembro/2018.

jul/15150,61 São Miguel do

Gostoso (RN)

49% COPEL

51% Voltalia

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



Em 17 de junho de 2017, os quatro parques eólicos que compõem o complexo foram conectados ao Sistema

Interligado Nacional (SIN). O complexo estava apto a operar desde junho de 2015, época em que a construção

do complexo foi finalizada. Deste então, o complexo recebe a receita total de remuneração, conforme previsto

pelo leilão público realizado em 2011.

Ativos em Construção


A Copel GeT está construindo duas usinas hidrelétricas que irão adicionar um total de 679 MW em capacidade

instalada ao seu parque gerador. Além dessas duas UHEs, em agosto de 2018 a Copel aumentou sua

participação na PCH Bela Vista (29 MW de capacidade instalada) e comercializou sua energia no Leilão A-5,

prevendo o início das obras para o primeiro trimestre de 2019.

UsinasContrato de

Concessão

Capacidade Instalada

(MW)

Garantia Física

(MW médio)

Energia Vendida no ACR

(MW médio)

Início de

SuprimentoPreço1

(R$/MWh)

CAPEX²

(R$ milhões)

Vencimento da

Concessão

UHE Colíder100% Copel GeT

01/2011

de 17.01.2011300 178,1 125,0 01.01.2015 168,87 2.364,0 16.01.2046

UHE Baixo Iguaçu30% Copel GeT

70% Geração Céu Azul S.A

02/2012

de 20.08.2012350 171,3 121,0 12.11.20183 175,74 703,8 30/10/2049³

PCH Bela Vista100% Copel GeT

Em assinatura 29 16,6 14,7 01.01.2024 196,64 200,0 31.12.2053

Total 679 366,0

¹ Atualizado pelo IPCA até setembro/2018. Fonte CCEE.

² Proporcional à participação da Copel no empreendimento (considera capital próprio e capital de terceiros).

³ Conforme 2º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, que considera o excludente de responsabilidade de 756 dias e o Despacho Aneel Nº 3770 de 7 de novembro de 2017, que reconheceu um adicional de

excludente de responsabilidade de 46 dias.

Usina Hidrelétrica Colíder

Em 30 de julho de 2010, por meio do Leilão de Energia Nova nº 003/2010 Aneel, a Copel GeT conquistou a

concessão para exploração da UHE Colíder, com prazo de 35 anos, a partir de 17 de janeiro de 2011, data da

assinatura do Contrato de Concessão nº 001/11-MME-UHE Colíder.

O empreendimento será constituído por casa de força principal de 300 MW de potência instalada, suficientes

para atender cerca de 1 milhão de habitantes, a partir do aproveitamento energético inventariado no rio Teles

Pires, na divisa dos municípios de Nova Canaã do Norte e Itaúba, na região norte do Estado de Mato Grosso.

O BNDES aprovou o enquadramento do projeto da UHE Colíder para apoio financeiro no montante total de R$

1.041,2 milhões. Os montantes liberados até 30 de setembro de 2018 totalizam R$ 1.005,1 milhões.

Devido a questões de caso fortuito ou de força maior e atos do poder público, tais como incêndio no canteiro de

obras, dificuldades relacionadas ao licenciamento ambiental, atraso de fornecedores no cumprimento do

cronograma de entrega de equipamentos, dos serviços de montagem eletromecânica e da construção da linha

de transmissão associada à usina, o empreendimento sofreu impactos no seu cronograma, de modo que a

geração comercial da usina foi postergada, sendo que a primeira unidade geradora está prevista para dezembro



de 2018, enquanto que a terceira (e última) unidade geradora está prevista para entrar em operação em abril

de 2018. Em decorrência desses eventos, consta registrado para este empreendimento um saldo de perdas

estimadas por redução ao valor recuperável do ativo no montante de R$ 673,0 milhões em 30 de setembro de

2018 ante R$ 683,0 milhões em 1º de janeiro de 2018, reversão de R$ 10,0 milhões no 9M18. Apesar da

previsão atual da entrada em operação da primeira turbina ter sido postergada para dezembro de 2018 (em

2017 considerava maio de 2018), foi reconhecida reversão face à melhora da receita com a comercialização de

energia.

A energia da UHE Colíder foi comercializada em leilão da Aneel, à tarifa final de R$ 103,40/MWh, na data base

de 1º de julho de 2010, atualizada pela variação do IPCA para R$168,87 em 30 de setembro de 2018. Foram

negociados 125 MW médios, com fornecimento a partir de janeiro de 2015, por 30 anos. A Copel GeT

protocolou junto à Aneel um pedido de excludente de responsabilidade para que a obrigatoriedade do

fornecimento da energia vendida seja postergada. Em primeiro julgamento, o pedido não foi aceito, no entanto,

exercendo seu direito ao contraditório, a Copel GeT solicitou tempestivamente reconsideração da decisão, a

qual também foi negada em 14 de março de 2017. Não concordando com a decisão, a Copel GeT tornou a

solicitar a reconsideração, a qual foi definitivamente negada em 04 de julho de 2017. A Copel GeT protocolou

em 18 de dezembro de 2017 ação ordinária junto ao Poder Judiciário solicitando a reversão da decisão da

agência e, em 06 de abril de 2018, o Tribunal Federal da 1ª Região deferiu integralmente a antecipação de tutela

recursal requerida pela Copel GeT no Agravo de Instrumento para isentá-la de quaisquer ônus, encargos ou

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

A Companhia vem cumprindo seus compromissos de suprimento de energia da seguinte forma:

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

em junho de 2016: redução parcial por meio de Acordo Bilateral;

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

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

de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD de Energia Nova.

A garantia física de 177,9 MW médios da planta, estabelecida pela Portaria MME nº 258, em 21 de dezembro de

2016, foi aumentada para 178,1 MW médio, de acordo com a Portaria MME nº 213/SPE, de 14 de julho de

2017.

Em 30 de setembro de 2018, os gastos realizados na UHE Colíder apresentavam o saldo de R$ 2,2 bilhões.



Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu

A Copel detém 30% de participação no Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu – CEBI. O consórcio tem o

objetivo de construir e explorar o empreendimento denominado Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu, com potência

instalada de 350,2 MW e garantia física de 171,3 MW médios localizado no Rio Iguaçu, entre os Municípios de

Capanema e de Capitão Leônidas Marques, e entre a UHE Governador José Richa e o Parque Nacional do Iguaçu,

no Estado do Paraná. Com investimento total estimado de R$ 2,3 bilhões, o início da geração comercial da

unidade 1 está atualmente previsto para final de janeiro de 2019, e das unidades 2 e 3, para fevereiro e março

de 2019, respectivamente.

Os trabalhos no canteiro de obras foram iniciados em julho de 2013, com a escavação do circuito de geração, a

terraplanagem do canteiro e a construção das áreas de alojamento. O cronograma original sofreu alterações em

função da suspensão da Licença de Instalação, conforme a decisão do Tribunal Regional Federal da 4ª Região

(TRF-RS), ocorrida em 16 de junho de 2014, que paralisou as obras a partir de julho daquele ano. Em março de

2015 foi publicada decisão autorizando a retomada das obras. No entanto, o Instituto Chico Mendes de

Conservação da Biodiversidade - ICMBio impôs condicionantes adicionais ao licenciamento ambiental que

impediam a retomada imediata da obra. O CEBI encaminhou ao Instituto Ambiental do Paraná - IAP todas as

informações necessárias para o atendimento de tais condicionantes e, em agosto de 2015, a licença foi emitida.

Após as providências discutidas e acordadas junto ao Consórcio Construtor, em 1º de fevereiro de 2016 a obra

reiniciou sua plena retomada.

Em agosto de 2016, a ANEEL publicou o 2º Termo Aditivo do Contrato de Concessão que teve por objetivo

formalizar a redefinição do cronograma da UHE Baixo Iguaçu bem como de sua data final de encerramento,

reconhecendo a favor do CEBI excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação do empreendimento

de um período correspondente a 756 dias, recomendando ao MME a prorrogação do prazo da outorga e

determinando à CCEE que promova a postergação do início do período de suprimento dos CCEARs pelo período

do excludente de responsabilidade reconhecido.

Em 07 de novembro de 2017 a Aneel reconheceu um adicional de 46 dias de excludente de responsabilidade

pelo atraso na implantação da UHE Baixo Iguaçu, afastando a aplicação de quaisquer penalidades e obrigações

contratuais, comerciais ou regulatórias advindas do atraso. Com isso, o empreendimento, que já contava com

um excludente de responsabilidade de 746 dias, passou a ter o vencimento da sua concessão em 30 de outubro

de 2049 e o início de suprimento dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica em 12 de novembro de

2018.

No canteiro de obras, os trabalhos seguem em ritmo acelerado. As atividades de desvio de segunda fase foram

concluídas, com posicionamento e travamento das 16 comportas do vertedouro. O rio Iguaçu está passando

plenamente pelos vãos, e a barragem da margem direita já conta com 16% de volume do aterro lançado. Na



casa de força, foi iniciada a certificação de montagem, com pré-testes das máquinas 01 e 02, assim como

prosseguem as providências finais para a implantação da subestação, do sistema de transmissão e os programas

fundiários e sócioambientais.

Complexos Eólicos

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

Complexos Eólicos no Rio Grande do Norte, formado por 13 empreendimentos, que totalizam 312,9 MW de

capacidade instalada estimada, conforme tabela a seguir:

Leilão ¹

Capacidade

Instalada

(MW) 2

Garantia

Física

(MWméd)

Preço ³Início de

Suprimento

CAPEX

(R$ milhões)

Valor do

Prêmio

(R$ milhões)

Vencimento

da

Autorização

Complexo Eólico Cutia 180,6 71,4 182,54

UEE Cutia S.A. 23,1 9,6 182,54 04.01.2042

UEE Guajiru S.A. 21,0 8,3 182,54 04.01.2042

UEE Esperança do Nordeste S.A. 27,3 9,1 182,54 10.05.2050

UEE Jangada S.A. 27,3 10,3 182,54 04.01.2042

UEE Maria Helena S.A. 27,3 12,0 182,54 04.01.2042

UEE Paraíso dos Ventos do Nordeste S.A. 27,3 10,6 182,54 10.05.2050

UEE Potiguar S.A. 27,3 11,5 182,54 10.05.2050

Complexo Eólico Bento Miguel 132,3 58,1 172,75

CGE São Bento do Norte I S.A. 23,1 10,1 172,75 03.08.2050

CGE São Bento do Norte II S.A. 23,1 10,8 172,75 03.08.2050

CGE São Bento do Norte III S.A. 23,1 9,6 172,75 03.08.2050

CGE São Miguel I S.A. 21,0 9,3 172,75 03.08.2050

CGE São Miguel II S.A. 21,0 9,1 172,75 03.08.2050

CGE São Miguel III S.A. 21,0 9,2 172,75 03.08.2050

Total 312,9 129,5 178,15 2.003,8 23,6

¹ Tipos de Leilões: LER - Leilão de Energia de Reserva / LEN - Leilão de Energia Nova.

² A capacidade instalada dos novos projetos poderá ser otimizada em relação à cadastrada nos leilões.

³ Preço atualizado até setembro/2018.

20ª LEN

(28/11/2014)jan/19 845,0 14,2

6º LER

(31/10/2014)set/18 1.158,7 9,4

O empreendimento eólico da Copel denominado Cutia, está dividido em dois grandes complexos:

• Complexo Cutia: composto por sete parques eólicos (Guajiru, Jangada, Potiguar, Cutia, Maria Helena,

Esperança do Nordeste e Paraíso dos Ventos do Nordeste) com 180,6 MW de capacidade total

instalada, 71,4 MW médios de garantia física, todos localizados no Estado do Rio Grande do Norte. A

energia que será gerada pelos parques foi comercializada no 6º Leilão de Reserva que ocorreu em 31 de

outubro de 2014, ao preço médio histórico de R$ 144,00/MWh, atualizado pela variação do IPCA para

R$ 182,55 em 30 de setembro de 2018. A entrada em operação comercial desses parques está prevista

para novembro de 2018; e

• Complexo Bento Miguel: composto por seis parques eólicos (São Bento do Norte I, São Bento do Norte

II, São Bento do Norte III, São Miguel I, São Miguel II e São Miguel III) com 132,3 MW de capacidade

total instalada, 58,1 MW médios de garantia física, todos localizados no Estado do Rio Grande do Norte.

A energia que será gerada pelos parques eólicos foi comercializada no 20º Leilão de Energia Nova que

ocorreu em 28 de novembro de 2014, ao preço médio histórico de R$ 136,97/MWh, atualizado pela



variação do IPCA para R$ 172,75 em 30 de setembro de 2018. A entrada em operação comercial desses

parques está prevista para ocorrer entre dezembro de 2018 e janeiro de 2019.

Destaca-se, a seguir, os marcos relevantes da execução das obras desde janeiro de 2016 até setembro de 2018:

Em janeiro de 2016 foram obtidas as licenças ambientais, iniciadas as execuções de vias de acesso, bases e

plataforma de montagem do conjunto gerador. Em abril de 2016 iniciou-se a construção da Subestação Cutia,

com potência instalada de três transformadores de 120 MVA e 26 circuitos de 34,0 KV, sendo dois circuitos para

cada parque eólico. Em outubro de 2016, com o estágio avançado dos serviços civis em alguns parques,

começaram a ser entregues os primeiros conjuntos geradores, bem como entrou em operação o Centro

Produtivo de Torres, estrutura na qual são confeccionados elementos pré-moldados que constituirão as torres

de sustentação dos aerogeradores. Em janeiro de 2017 iniciou-se o processo de montagem das torres dos

aerogeradores.

Em decorrência da revisão do valor recuperável desses empreendimentos, consta registrado um saldo de perdas

estimadas por redução ao valor recuperável do ativo, no montante de R$ 382,6 milhões ante R$ 322,7 milhões

em 31 de março de 2018. As movimentações observadas se justificam, principalmente, pela atualização do valor

de capex estimado, redução da expectativa de geração e, para o Complexo Eólico Cutia, pela mudança da

expectativa da entrada em operação, com início a partir de novembro de 2018.



8.2 Transmissão de Energia

Ativos em operação

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

subestações e linhas de transmissão em operação:

LT

Extensão (km) Quantidade MVA

Copel GeT 060/20012 Diversos 2.024 33 12.352 360,9 31.12.2042

Copel GeT 075/20013 LT Bateias - Jaguariaiva 137 - - 12,7 16.08.2031

Copel GeT 006/2008 LT Bateias - Pilarzinho 32 - - 1,0 16.03.2038

Copel GeT 027/2009 LT Foz - Cascavel Oeste 116 - - 11,5 18.11.2039

Copel GeT 001/2010 LT Araraquara II — Taubaté 334 - - 29,8 05.10.2040

Copel GeT 015/2010 SE Cerquilho III - 1 300 4,7 05.10.2040

Copel GeT 022/2012LT Foz do Chopim - Salto Osório

LT Londrina - Figueira102 - - 5,6 26.08.2042

Copel GeT 002/2013 LT Assis — Paraguaçu Paulista II 83 1 200 8,2 24.02.2043

Copel GeT 005/2014 LT Bateias - Curitiba Norte 31 1 300 6,5 28.01.2044

Copel GeT 021/2014 LT Foz do Chopim - Realeza 52 1 150 6,9 04.09.2044

Copel GeT 022/2014 LT Assis – Londrina 122 - - 18,7 04.09.2044

Costa Oeste Copel Get - 100%

001/2012

LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste

LT Cascavel Norte - Umuarama Sul

SE Umuarama Sul

152 1 300 9,1 11.01.2042

MarumbiCopel GeT - 100%

008/2012 LT Curitiba - Curitiba Leste 29 1 300 18,1 09.05.2042

Subtotal Copel GeT 4 3.214 39 13.902 493,7

Caiuá TransmissoraCopel GeT - 49%

Elecnor - 51%

007/2012

LT Guaíra - Umuarama Sul

LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste

SE Santa Quitéria / SE Cascavel Norte

136 2 700 10,0 09.05.2042

Integração MaranhenseCopel GeT - 49%

Elecnor - 51%

011/2012 LT Açailandia - Miranda II 365 - - 16,1 09.05.2042

Matrinchã Copel GeT - 49%

State Grid - 51%

012/2012 LT Paranaíta - Ribeirãozinho 1.005 3 - 86,6 09.05.2042

GuaraciabaCopel GeT - 49%

State Grid - 51%

013/2012 LT Ribeirãozinho - Marimbondo 600 1 - 44,1 09.05.2042

ParanaíbaCopel GeT - 24,5%

Furnas - 24,5%

State Grid - 51%

007/2012 LT Barreiras II - Pirapora II 953 - - 31,6 01.05.2043

CantareiraCopel GeT - 49%

Elecnor - 51%

19/2014 LT Estreito - Fernão Dias 342 - - 47,8 04.09.2044

Subtotal SPEs 5 3.401 6 700 236,1

Total 6.615 45 14.602 729,8

1 Proporcional à participação da Copel no empreendimento. Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel Nº 2.408 de 26.06.2018. 2 Contrato renovado conforme Lei 12.783/13.3 A partir de 31.10.2018 a RAP sofrerá redução de 50%.4 Resultado Consolidado.5 Resultado por Equivalência Patrimonial.

Vencimento da

Concessão

RAP ¹ com redução de PA

(R$ milhões)Subsidiária / SPE

Contrato de

ConcessãoEmpreendimento

SE

Em 30 de agosto de 2018, a Copel GeT celebrou Contrato de Permuta de Ações com a Eletrosul nos

empreendimentos controlados em conjunto Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. (51% Copel GeT e 49%

Eletrosul), Marumbi Transmissora de Energia S.A. (80% Copel GeT e 20% Eletrosul) e Transmissora Sul Brasileira

de Energia S.A. (20% Copel GeT e 80% Eletrosul). Com esse contrato, a Copel GeT passa a deter 100% de

participação nos empreendimentos Costa Oeste e Marumbi, enquanto a Eletrosul passa a deter 100% de

participação na Transmissora Sul Brasileira.



A assunção de 100% da participação da Costa Oeste e da Marumbi pela Copel GeT permitirá a apropriação de

ganhos de escala na gestão integrada desses empreendimentos com os demais ativos da empresa.

As combinações de negócios ocorreram em 31 de agosto de 2018, data das transferências das ações. Mais

detalhes constam na nota 1.2 de nossa ITR.

Ativos em construção

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

investimentos próprios e parcerias em SPEs. Em conjunto, os empreendimentos equivalem a um total de 1.074

km de linhas de transmissão e 4 subestações que irão proporcionar uma RAP atualizada de R$ 234,9 milhões

referentes à participação da Copel GeT nos empreendimentos. A seguir estão descritas as principais obras de

transmissão em andamento.

Subsidiária / SPE LeilãoAssinatura do

ContratoEmpreendimento Local km SE

RAP¹

(R$ milhões)

CAPEX²

(R$ milhões)

Entrada em

operação

estimada

Próxima RevisãoVencimento da

Concessão

LT Curitiba Leste - Blumenau mar/21

LT Baixo Iguaçu - Realeza set/19

Subtotal Copel GeT 189 3 117,8 560,9

Mata de Santa GenebraCopel GeT - 50,1%

Furnas - 49,9%

007/13 mai/14 LT Araraquara II - Bateias SP / PR 885 1 117,1 823,1 nov/18 2019 13.05.2044

Subtotal SPEs 885 1 117,1 823,1

Total 1.074 4 234,9 1.384,0

06.04.2046

¹ Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel Nº 2.408 de 26.06.2018. Valor referente à participação da Copel no empreendimento.

² Valor referente à participação da Copel no empreendimento (considera capital próprio e capital de terceiros).

2021560,9PR / SC 117,8189005/15 abr/16Copel GeT 3

8.3 Distribuição

Contrato de concessão

Em dezembro de 2015, a Companhia assinou o quinto termo aditivo ao Contrato de Concessão de Serviço

Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 46/1999 da Copel Distribuição S.A., o qual prorroga a concessão

até 07 de julho de 2045.

O contrato de concessão impõe condicionantes de eficiência econômico-financeira e de qualidade, sendo que o

descumprimento das condições por dois anos consecutivos ou de quaisquer dos limites ao final do período dos

primeiros cinco anos acarretará na extinção da concessão. A partir do sexto ano subsequente à celebração do

contrato, o descumprimento dos critérios de qualidade por três anos consecutivos ou de gestão econômico-

financeira por dois anos consecutivos implicará na abertura do processo de caducidade.

A tabela a seguir apresenta as metas definidas para a Copel Distribuição nos primeiros 5 anos da renovação:



DECi² FECi² DECi² FECi

²

2016 13,61 9,24 10,80 7,14

2017 EBITDA4 ≥ 0 12,54 8,74 10,41 6,79

2018 EBITDA4 (-) QRR³ ≥ 0 11,23 8,24 - -

2019 {Dívida Líquida / [EBITDA4 (-) QRR³]} ≤ 1 / (0,8 * SELIC

5) 10,12 7,74 - -

2020 {Dívida Líquida / [EBITDA4 (-) QRR³]} ≤ 1 / (1,11 * SELIC

5) 9,83 7,24 - -

Qualidade Realizado

² DECi - Duração Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade Consumidora; e FECi - Frequência Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade

³ QRR: Quota de Reintegração Regulatória ou Despesa de Depreciação Regulatória. Será o valor definido na última Revisão Tarifária Periódica - RTP, acrescido do IGP-M entre o

mês anterior ao da RTP e o mês anterior ao do período de 12 (doze) meses da aferição de sustentabilidade econômico-financeira. Em junho/2016 o valor definido foi R$ 333,8

milhões.

Qualidade (Limite estabelecido)¹Ano

1 Conforme NT 0335/2015 ANEEL

5 Selic: limitada a 12,87% a.a.

Gestão Econômico-Financeira

4 EBITDA ajustado por efeitos de beneficio pós-emprego, provisões e PDV.

Dados Operacionais

No negócio distribuição, a Copel atende mais de 4,6 milhões de consumidores de energia em 1.113 localidades,

pertencentes a 394 municípios do Paraná e 1 em Santa Catarina. A Copel Distribuição opera e mantém as

instalações nos níveis de tensão 13,8 kV, 34,5 kV, 69 kV e 138 kV.

Tensão Km de linhas Quantidade de Subestações MVA

13,8 kV 105.985 - -

34,5 kV 85.019 225 1.509

69 kV 775 35 2.351

88 kV ¹ - - 5

138 kV 6.037 110 7.167

Total 197.816 370 11.032

¹ Não automatizada.

A Copel Dis migrou de sistema de cadastro de redes e o dado antes apurado com tensão de isolamento para 230 kV hoje reflete a tensão

Redes Compactas

A Copel Distribuição vem implantando redes compactas em áreas urbanas com elevado grau de arborização nas

proximidades das redes de distribuição. Essa tecnologia evita cortes e podas de árvores e melhora a qualidade

do fornecimento, pois reduz o número de desligamentos. Ao final de setembro de 2018, a extensão das redes

de distribuição compactas instaladas era de 10.220 km.

Redes Secundárias Isoladas

A Copel Distribuição também está investindo em redes secundárias isoladas em baixa tensão (127/220V), as

quais apresentam vantagens significativas em relação à rede aérea convencional, tais como: melhorar os

indicadores DEC e FEC, dificultar o roubo de energia, melhorar as condições do meio ambiente, reduzir a área de

podas, aumentar a segurança, reduzir a queda de tensão ao longo da rede e aumentar a vida útil dos

transformadores pela redução do número de curtos-circuitos na rede, entre outras. Ao final de setembro de

2018, a extensão das redes de distribuição secundária isolada instalada era de 18.047 km.

Qualidade de Fornecimento



Os dois principais indicadores da qualidade do fornecimento de energia elétrica são o DEC e o FEC. O

desempenho desses indicadores e o tempo total de atendimento é mostrado na tabela a seguir:

Jan-SetDEC ¹

(horas)

FEC ²

(interrupções)

Tempo Total de Atendimento

(horas)

2014 10,05 6,49 02:30

2015 9,42 5,85 02:27

2016 7,85 5,23 02:20

2017 7,33 4,99 02:39

2018 6,96 4,25 03:28

¹ DEC medido em horas e centesimal de horas

² FEC expresso em número de interrupções e centésimos do número de interrupções no acumulado do ano

8.4 Telecomunicações

A Copel Telecomunicações possui um backbone óptico composto por uma rede de transmissão de altíssima

capacidade e uma rede de acesso óptico de atendimento aos clientes. A rede de acesso pode ser multiponto

(GPON) ou ponto a ponto, conectando assim os clientes à rede de transmissão da Copel Telecom e provendo os

serviços contratados.

Em setembro de 2018, a rede de cabos de backbone era de 10.359 km e de cabos de acesso 23.136 km.

Atualmente são atendidos os 399 municípios do estado do Paraná e mais 2 em Santa Catarina.

Rede de Fibra Óptica - Copel Telecomunicações

Mapa do Estado do Paraná



8.5 Participações

Outros Setores

A Copel tem participação em empresas de gás, telecomunicações e serviços, conforme apresentado na tabela a

seguir:

Empreendimento Setor Sócios

Dominó Holdings Ltda Participação em sociedadeCOPEL - 49,0%

Andrade Gutierrez - 51,0%

Companhia Paranaense de Gás - Compagas Gás

COPEL - 51,0%

Mitsui Gás - 24,5%

Gaspetro - 24,5%

Paraná Gás Exploração

e Produção S.A¹Petróleo e gás natural

COPEL - 30,0%

Petra Energia - 30,0%

Bayar Participações -30,0%

Tucumann Engenharia - 10,0%

Sercomtel S.A. Telecom Telecomunicação

COPEL - 45,0%

Município de Londrina - 44,4%

Banco Itauleasing S.A. - 7,1%

Outros - 3,5%

Carbocampel S.A. Exploração de CarvãoCOPEL - 49,0%

Carbonífera Cambuí - 51,0%

Copel Amec Ltda

Em LiquidaçãoServiços

COPEL - 48,0%

Amec - 47,5%

Lactec - 4,5%

GBX Tietê II Empreendimentos

Participações S.A.Fundo de Invest. Multimercado

UEG- 19,3%

Outros - 80,7%

1 Mais informações no item 8.6

8.6 Novos Projetos

Projetos em Carteira

A Copel possui participação em diversos projetos de geração de energia. Esses empreendimentos, quando em

operação comercial, acrescentarão 346,9 MW de capacidade instalada (proporcional à participação nos

empreendimentos) ao portfólio da Companhia.

Projeto Capacidade Instalada Estimada

(MW)¹

Energia Assegurada Estimada

(MW médio)

Participação da COPEL

(%)

PCH 59,0 35,3

PCH Dois Saltos 30,0 15,5 30,0

PCH Salto Alemã 29,0 19,8 19,0

UHE 378,0 205,0

UHE São Jerônimo 331,0 178,1 41,2

UHE Salto Grande 47,0 26,9 99,9

EOL 149,1 79,6

EOL Complexo Alto Oriente 48,3 24,7 100,0

EOL Complexo Jandaia 100,8 54,9 100,0

Total 586,1 319,9

¹ A capacidade instalada dos novos projetos poderá ser otimizada em relação à cadastrada nos leilões.



Em agosto de 2018 a Copel aumentou sua participação na UHE Salto Grande para 99,9%, com opção de compra

do 0,1% remanescente. A Copel, em parceria com outras empresas também está desenvolvendo estudos no

trecho baixo do Rio Chopim que poderão acarretar na viabilização de outros projetos hidrelétricos.

Quanto a geração eólica, há estudos para viabilização de novos parques eólicos no Rio Grande do Norte, região

onde a Copel já possui ativos eólicos. O objetivo de curto prazo é cadastrar tais projetos junto à EPE para

possibilitar a participação nos próximos leilões a serem organizados pelo Governo Federal. As características

técnicas poderão sofrer adequações até a efetiva comercialização de energia dos projetos, pois a engenharia da

Copel está realizando estudos de otimização, de forma a que os projetos se tornem mais competitivos.

Participação em Estudo de Viabilidade

Aproveitamentos Hidrelétricos Inventariados no Rio Piquiri

As quatro usinas hidrelétricas que compõem o aproveitamento hidrelétrico do rio Piquiri, no Estado do Paraná,

tiveram seus estudos de viabilidade apresentados pela Copel GeT e aceitos pela Aneel em 2012. Os

empreendimentos se encontram em processo de licenciamento ambiental junto ao Instituto Ambiental do

Paraná. A tabela a seguir lista essas usinas, que totalizam 459,3 MW de capacidade instalada:

Projeto Capacidade Instalada Estimada (MW)

UHE Apertados 139,0

UHE Comissário 140,0

UHE Foz do Piquiri 93,2

UHE Ercilândia 87,1

Total 459,3

Exploração e Produção de Gás (Paraná Gás Exploração e Produção S.A)

Na 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás

Natural e Biocombustíveis (ANP), realizada no final de 2013, o

consórcio formado pela Copel (30%), Bayar Participações (30%),

Tucumann Engenharia (10%) e Petra Energia (30%), essa última na

condição de empresa operadora, conquistou o direito de explorar,

pesquisar, desenvolver e produzir gás natural em 4 blocos

localizados na região centro-sul do Estado do Paraná, numa área

correspondente a 11.327 km². O investimento mínimo na primeira

fase da pesquisa seria de cerca de R$ 78,1 milhões para o prazo de 4

anos concedido pela ANP. A Copel e suas parceiras Bayar, Tucumann

e Petra assinaram os contratos de concessão de 2 blocos em maio de 2014. No entanto, estes 2 blocos estão

com suas atividades da primeira fase de exploração do consórcio paralisadas devido a uma Ação Civil Pública,

Bônus de Assinatura: R$ 12,5 milhões Programa Exploratório: R$ 78,1 milhões



que também mantém pendentes as assinaturas dos contratos de concessão dos outros dois blocos. No final de

2016, foi sancionada a Lei Estadual nº 18.947/2016 que suspende por dez anos o licenciamento ambiental de

qualquer atividade de perfuração ou exploração de gás de xisto pelo método do fraturamento hidráulico, mais

conhecido como “fracking”.

Em virtude de sentença na Ação Civil Pública acima citada (em primeira instância), proferida em 07 de junho de

2017, declarando a nulidade do procedimento licitatório e dos respectivos contratos firmados referentes às

áreas da Bacia do Rio Paraná, e da ausência de perspectivas de cumprimento do objeto da 12ª Rodada de

Licitações da ANP, o consórcio deliberou por solicitar à ANP a liberação das obrigações contratuais sem ônus

para as licitantes, com a consequente devolução dos bônus de assinatura, reembolso dos custos com garantia

incorridos e liberação das garantias apresentadas (solicitação protocolada na ANP em 06 de junho de 2017).

9. Outras Informações

9.1 Recursos Humanos

O quadro de pessoal da Copel encerrou o terceiro trimestre de 2018 com 8.064 empregados. A tabela a seguir

demonstra a evolução do quadro de pessoal da Companhia e suas subsidiárias nos últimos 4 anos:

Quadro de Pessoal 2015 2016 2017 2018

Geração e Transmissão 1.568 1.680 1.734 1.788

Distribuição 6.032 6.022 5.746 5.657

Telecomunicações 621 660 649 503

Holding 347 69 78 79

Comercialização 10 30 38 37

Renováveis 50 70 - -

TOTAL 8.628 8.531 8.245 8.064

Ao final de setembro de 2018, a Copel Distribuição contava com 4.612.383 consumidores cativos, cuja relação

com o seu quadro de empregados é de 815 consumidores por empregado.

A Compagas, a Elejor e a UEG Araucária, empresas consolidadas com a Copel, contavam com 161, 7, e 17

empregados, respectivamente.



9.2 Principais Indicadores Físicos

Copel GeT Copel GeT

Em operação 4.746,4 Em operação

Hidrelétrica¹ 16 4.541,9 Linhas de Transmissão (km) 3.214

Regime de Cotas¹ 1 182,0 Subestações (quantidade) 39

Termelétrica 1 20,0 Em construção

Eólica 1 2,5 Linhas de Transmissão (km) 189

Em construção 434,0 Subestações (quantidade) 3

Hidrelétrica 2 434,0 Participações

Parques Eólicos Em operação

Em operação 11 277,6 Linhas de Transmissão (km) 3.401

Em construção 13 312,9 Subestações (quantidade) 6

Participações Em construção

Em operação 651,9 Linhas de Transmissão (km) 885

Hidrelétrica 6 211,7 Subestações (quantidade) 1

Termelétrica 1 387,3

Parques eólicos 4 52,9

Linhas e redes de distribuição (km) 197.816

Subestações 370

10.359 Potência instalada em subestações (MVA) 11.032

23.136 Municípios atendidos 395

Cidades atendidas no Paraná 399 Localidades atendidas 1.113

2 Consumidores cativos 4.612.383

Consumidores por empregado da Dis 815

DEC (em horas e centesimal de hora) 6,96

FEC (em número de interrupções) 4,25

8.064

1.788 Copel Comercialização 37

5.657 Copel Renováveis -

503 Copel Holding 79

¹ Desde 1º de janeiro de 2017, a UHE Governador Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS) tem 30% da sua garantia física comercializada pela Copel GeT e 70% alocada no

regime de cotas.

Copel Telecomunicações

Número total de empregados

Telecomunicações


Copel Distribuição

Transmissão

Distribuição

Administração

Geração Capacidade

Instalada (MW)

Cabos ópticos de acesso - urbano (km)

Cabos ópticos de backbone - interurbano (km)

Cidades atendidas em Santa Catarina



9.3 Teleconferência sobre Resultados do 3T18

Detalhes sobre a teleconferência que a Copel fará sobre os Resultados do trimestre:

Sexta-feira, 09 de novembro de 2018, às 10h00 (horário de Brasília)

Telefone para acesso +55 (11) 2188-0155

Código: COPEL

A teleconferência também será transmitida ao vivo pela internet no endereço eletrônico: ri.copel.com

Solicitamos conectar com 15 minutos de antecedência.

Relações com Investidores – Copel

[email protected]

Telefone: (41) 3331-4011

Informações contidas neste documento podem incluir considerações futuras e refletem a percepção atual e

perspectivas da diretoria sobre a evolução do ambiente macroeconômico, condições da indústria, desempenho

da Companhia e resultados financeiros. Quaisquer declarações, expectativas, capacidades, planos e conjecturas

contidos neste documento, que não descrevam fatos históricos, tais como informações a respeito da declaração

de pagamento de dividendos, a direção futura das operações, a implementação de estratégias operacionais e

financeiras relevantes, o programa de investimento, os fatores ou tendências que afetem a condição financeira,

liquidez ou resultados das operações são considerações futuras de significado previsto no “U.S. Private Securities

Litigation Reform Act” de 1995 e contemplam diversos riscos e incertezas. Não há garantias de que tais

resultados venham a ocorrer. As declarações são baseadas em diversos fatores e expectativas, incluindo

condições econômicas e mercadológicas, competitividade da indústria e fatores operacionais. Quaisquer

mudanças em tais expectativas e fatores podem implicar que o resultado real seja materialmente diferente das

expectativas correntes.

http://ri.copel.com/



Anexos I – Fluxo de Caixa Consolidado

Fluxo de Caixa Consolidado 9M18 9M17

Lucro líquido do exercício 1.053.186 984.982

Ajustes para a reconciliação do lucro líquido do período com a geração de caixa das atividades operacionais 633.253 889.227

Depreciação e Amortização 554.548 549.391

Encargos , variações monetárias e cambia is não rea l izadas - l íquidas 546.901 682.868

Resultado da combinação de negócios rea l i zada com permuta de ativos - mais va l ia 3.769 -

Remuneração de contratos de concessão de transmissão (140.249) (88.821)

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is (1.037.063) (368.254)

Juros efetivos - boni ficação de outorga (67.914) (61.032)

Remuneração pela remensuração do fluxo de ca ixa dos ativos RBSE (137.746) (315.051)

Resultado da adoção ao Programa Especia l de Regularização Tributária - (145.279)

Resultado da equiva lência patrimonia l (125.040) (54.781)

Reconhecimento do va lor justo do ativo indenizável concessão (31.993) (10.020)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 643.252 469.822

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos (164.791) (170.901)

Perdas estimadas , provisão e reversões operacionais l íquidas 271.496 97.187

Apropriação do cá lculo atuaria l dos benefícios pós-emprego 72.814 72.321

Apropriação das contribuições previdenciárias e ass is tencia is 104.278 108.034

Consti tuição para programas de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 95.989 85.967

Ba ixas de contas a receber vinculadas à concessão 1.540 20

Resultado da a l ienação de investimento 2.826 -

Resultado das ba ixas de imobi l i zado 9.534 6.982

Resultado das ba ixas de intangíveis 31.102 30.774

Redução (aumento) dos ativos 914.867 (215.021)

Aumento (redução) dos passivos 60.062 583.696

Imposto de renda e contribuição socia l pagos (491.889) (266.142)

Encargos de empréstimos e financiamentos pagos (221.266) (343.172)

Encargos de debêntures pagos (346.551) (449.355)

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 1.601.662 1.184.215

Apl icações financeiras (27.643) 26.371

Empréstimos concedidos a partes relacionadas - (5.145)

Recebimento de empréstimos concedidos a partes relacionadas 117.109 12.493

Aquis ições de controladas - efei to l íquido do ca ixa adquirido 7.998 -

Aportes em investimentos (9) (201.926)

Redução de capita l em investidas 35.280 -

Aquis ições de imobi l i zado (1.196.455) (753.358)

Participação financeira do consumidor - imobi l i zado 12 -

Aquis ições de intangível (493.009) (540.323)

Participação financeira do consumidor - intangível 85.255 86.607

Caixa líquido gerado (utilizado) nas atividades de investimento (1.471.462) (1.375.281)

Ingressos de empréstimos e financiamentos 630.000 800.045

Ingressos de debêntures emitidas 1.600.000 742.521

Amortizações de principa l de empréstimos e financiamentos (1.026.718) (430.538)

Amortizações de principa l de debêntures (1.230.451) (393.800)

Dividendos e juros sobre o capita l próprio pagos (285.244) (203.835)

Caixa líquido utilizado pelas atividades de financiamento (312.413) 514.393

Total dos efeitos no caixa e equivalentes a caixa (182.213) 323.327

Saldo inicia l de ca ixa e equiva lentes a ca ixa 1.040.075 982.073

Sa ldo fina l de ca ixa e equiva lentes a ca ixa 857.862 1.305.400

Variação no caixa e equivalentes a caixa (182.213) 323.327

R$ mil

Fluxos de caixa das atividades operacionais

Fluxos de caixa das atividades de investimento

Fluxos de caixa das atividades de financiamento



Anexos II – Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais

Demonstração do Resultado – Copel Geração e Transmissão

3T18 2T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 885.218 859.392 729.299 21,4 2.617.876 2.585.535 1,3

Fornecimento de energia elétrica 177.483 156.598 158.335 12,1 484.148 457.243 5,9


Disponibi l idade da rede elétrica (TUST) 120.445 152.794 110.750 8,8 413.505 536.088 (22,9)

Receita de construção 97.555 89.239 10.634 - 230.006 79.496 189,3


CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (744.309) (417.999) (510.390) 45,8 (1.614.503) (1.355.219) 19,1

Energia elétrica comprada para revenda (288.157) (73.377) (194.984) 47,8 (368.176) (213.759) 72,2


Pessoal e adminis tradores (76.275) (76.567) (69.442) 9,8 (254.610) (210.744) 20,8


Materia l (4.435) (4.082) (4.647) (4,6) (11.773) (12.504) (5,8)

Matéria-prima e insumos para produção de energia - (8.896) (8.289) - (17.111) (20.303) (15,7)

Serviços de terceiros (23.305) (35.219) (26.930) (13,5) (85.428) (80.100) 6,7

Depreciação e amortização (65.948) (65.787) (67.911) (2,9) (197.953) (206.077) (3,9)

Provisões e reversões (78.832) 72.515 7.586 - (44.833) (5.766) -

Custo de construção (62.425) (94.831) (2.651) - (211.841) (193.796) 9,3


RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 156.170 1.344 98.122 59,2 161.583 81.640 -

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 297.079 442.737 317.031 (6,3) 1.164.956 1.311.956 (11,2)

RESULTADO FINANCEIRO (84.199) (87.687) (117.578) (28,4) (266.511) (365.920) (27,2)

Receitas financeiras 28.035 16.446 12.178 130,2 52.907 34.883 51,7

Despesas financeiras (112.234) (104.133) (129.756) (13,5) (319.418) (400.803) (20,3)

LUCRO OPERACIONAL 212.880 355.050 199.453 6,7 898.445 946.036 (5,0)

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (18.335) (119.170) (31.043) (40,9) (246.973) (287.781) (14,2)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (53.263) (91.329) (63.592) (16,2) (295.521) (279.329) 5,8

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 34.928 (27.841) 32.549 7,3 48.548 (8.452) -

LUCRO LÍQUIDO 194.545 235.880 168.410 15,5 651.472 658.255 (1,0)

LAJIDA 363.027 508.524 384.942 (5,7) 1.362.909 1.518.033 (10,2)

R$ mil




Demonstração do Resultado – Copel Distribuição

3T18 2T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.942.462 2.476.915 2.588.093 13,7 7.627.077 6.753.108 12,9

Fornecimento de energia elétrica 1.161.200 1.056.425 999.208 16,2 3.297.975 2.896.713 13,9

Suprimento de energia elétrica 236.147 79.125 191.626 23,2 339.884 547.793 (38,0)

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD) 869.567 802.795 756.634 14,9 2.377.424 2.352.595 1,1


Va lor justo do ativo indenizável da concessão 4.535 10.173 3.856 17,6 19.792 10.020 97,5

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is 429.306 315.896 417.889 2,7 948.671 337.705 180,9


CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (2.757.361) (2.320.372) (2.525.258) 9,2 (7.227.227) (6.505.407) 11,1

Energia elétrica comprada para revenda (1.912.511) (1.330.204) (1.699.739) 12,5 (4.370.905) (4.180.224) 4,6


Pessoal e adminis tradores (177.010) (178.565) (175.991) 0,6 (590.060) (555.820) 6,2


Materia l (17.637) (12.683) (13.716) 28,6 (45.074) (41.589) 8,4

Serviços de terceiros (78.729) (88.231) (88.110) (10,6) (256.276) (258.324) (0,8)


Provisões e reversões (67.361) (90.667) (59.408) 13,4 (238.139) (172.479) 38,1

Custo de construção (201.834) (170.641) (182.978) 10,3 (525.271) (501.008) 4,8


LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 185.101 156.543 62.835 194,6 399.850 247.701 61,4

RESULTADO FINANCEIRO 5.848 (30.579) 59.692 (90,2) (16.104) 36.022 -

Receitas financeiras 78.863 77.768 158.638 (50,3) 230.530 311.813 (26,1)

Despesas financeiras (73.015) (108.347) (98.946) (26,2) (246.634) (275.791) (10,6)

LUCRO OPERACIONAL 190.949 125.964 122.527 55,8 383.746 283.723 35,3

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (65.553) (43.162) 80.830 - (133.703) (1.131) -

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (79.657) (35.817) (12.408) - (157.094) (64.423) 143,8

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 14.104 (7.345) 93.238 (84,9) 23.391 63.292 (63,0)

LUCRO LÍQUIDO 125.396 82.802 203.357 (38,3) 250.043 282.592 (11,5)

LAJIDA 260.970 231.354 134.129 94,6 623.655 462.238 34,9

R$ mil




Demonstração do Resultado – Copel Telecomunicações

3T18 2T18 3T17 Var.% 9M18 9M17 Var.%

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

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 103.442 107.508 99.436 4,0 315.460 280.251 12,6

Receita de Telecomunicações 102.547 97.763 89.868 14,1 294.985 251.287 17,4

Outras receitas operacionais 895 9.745 9.568 (90,6) 20.475 28.964 (29,3)

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (74.320) (76.123) (67.714) 9,8 (239.856) (199.176) 20,4

Pessoal e adminis tradores (17.315) (23.710) (23.499) (26,3) (70.224) (73.827) (4,9)

Planos previdenciário e ass is tencia l (3.098) (3.721) (3.495) (11,4) (10.650) (10.839) (1,7)

Materia l (407) (393) (654) (37,8) (1.228) (1.826) (32,7)

Serviços de terceiros (23.929) (22.966) (18.420) 29,9 (66.247) (48.805) 35,7


Provisões e reversões (1.760) 680 (2.515) (30,0) (14.919) (8.591) 73,7

Outros custos e despesas operacionais (13.062) (13.394) (9.389) 39,1 (37.606) (26.548) 41,7

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 29.122 31.385 31.722 (8,2) 75.604 81.075 (6,7)

RESULTADO FINANCEIRO (7.241) (7.726) (3.551) 103,9 (20.272) (12.423) 63,2

Receitas financeiras 4.081 2.997 3.662 11,4 12.584 8.201 53,4

Despesas financeiras (11.322) (10.723) (7.213) 57,0 (32.856) (20.624) 59,3

LUCRO OPERACIONAL 21.881 23.659 28.171 (22,3) 55.332 68.652 (19,4)

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (7.248) (7.858) (9.413) (23,0) (18.111) (22.728) (20,3)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (8.544) (6.668) (8.239) 3,7 (25.598) (24.221) 5,7

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 1.296 (1.190) (1.174) - 7.487 1.493 401,5

LUCRO LÍQUIDO 14.633 15.801 18.758 (22,0) 37.221 45.924 (19,0)

LAJIDA 43.871 44.004 41.464 5,8 114.586 109.815 4,3

R$ mil



Earnings Release 3T18 Anexos III – Demonstrações Financeiras por Empresa

Balanço Patrimonial por Empresa

Ativo -Set/18 Geração e

Transmissão Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG Araucária Comercialização Outras¹ Holding

Elimin. e

Reclassif. Consolidado

CIRCULANTE 937.902 3.756.532 77.550 214.347 83.638 47.078 286.754 388.815 906.846 (1.072.704) 5.626.758

Caixa e equiva lentes de ca ixa 74.452 254.791 7.795 94.673 49.112 36.975 27.677 275.735 36.652 - 857.862

Títulos e va lores mobi l iários - - - - - - 1.287 - 93 - 1.380

Cauções e depós i tos vinculados - 73.609 - 57 - - - - 129 - 73.795

Cl ientes 284.491 2.517.317 46.521 98.871 24.511 78 233.223 53.956 - (182.937) 3.076.031

Dividendos a receber 88.809 - - - - - - 12.966 198.554 (239.013) 61.316

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - - - - - 186.701 - 186.701

Ativos financeiros setoria is - 408.091 - - - - - - - - 408.091

Contas a receber vinculadas à concessão 123.881 - - - - - - 10.759 - - 134.640

Outros créditos 96.464 272.373 2.452 2.115 4.498 134 488 5.905 8.647 (1.138) 391.938

Es toques 32.219 76.170 6.579 1.874 - - - - - - 116.842

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 10.109 16.969 5.619 15.995 - 6.210 3.179 5.144 46.505 - 109.730

Outros tributos a recuperar 35.217 104.934 8.527 149 - 3.681 20.900 1.247 329 - 174.984

Despesas Antecipadas 6.509 18.820 - 613 5.517 - - 1.760 - - 33.219

Partes relacionadas 185.751 13.458 57 - - - - 21.343 429.236 (649.616) 229

NÃO CIRCULANTE 15.254.521 8.442.904 1.140.067 515.485 577.663 394.981 71.821 4.270.812 18.064.211 (19.407.846) 29.324.619

Realizável a Longo Prazo 4.097.776 2.530.571 82.331 485.028 23.878 69.177 69.125 413.436 1.892.531 (157.299) 9.506.554

Títulos e va lores mobi l iários 100.034 1.020 - 7.464 - - - 112.393 - - 220.911

Outros investimentos temporários - - - - - - - - 18.543 - 18.543

Cauções e depós i tos vinculados - 90.775 - - - - - - - - 90.775

Cl ientes 88.855 69.535 28.268 - - - - - - - 186.658

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - - - - - 1.324.237 - 1.324.237

Depós i tos judicia is 70.226 296.106 13.754 49.975 78 11.093 171 318 132.838 - 574.559

Ativos financeiros setoria is - 478.374 - - - - - - - - 478.374

Contas a receber vinculadas à concessão 3.667.642 739.644 - 322.518 - - - 243.572 - 4.438 4.977.814

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 73.419 - - - - - - - - - 73.419

Outros créditos 27.915 44.749 104 104.961 - 18.824 - 5.180 - - 201.733

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 644 17.464 - - - - - - 65.745 - 83.853

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos - 744.529 26.745 - 23.800 39.260 68.954 - 141.277 - 1.044.565

Outros tributos a recuperar 64.256 48.325 13.460 - - - - 128 85.733 - 211.902

Despesas antecipadas 4.785 50 - 110 - - - - - - 4.945

Partes relacionadas - - - - - - - 51.845 124.158 (161.737) 14.266

Investimentos 4.750.410 1.344 - - - 7.053 2.459 1.188.079 16.169.160 (19.621.323) 2.497.182

Imobilizado 6.318.467 - 1.042.307 - 387.943 318.643 49 2.668.620 899 - 10.736.928

Intangível 87.868 5.910.989 15.429 30.457 165.842 108 188 677 1.621 370.776 6.583.955

TOTAL 16.192.423 12.199.436 1.217.617 729.832 661.301 442.059 358.575 4.659.627 18.971.057 (20.480.550) 34.951.377

¹ Parques Eól icos , SPE Costa Oeste e SPE Marumbi .

R$ mil



Ativo - Dez/17 Geração e


Elimin. e


CIRCULANTE 1.053.154 3.609.663 102.002 151.966 77.216 99.101 187.966 302.912 998.294 (880.440) 5.701.834

Caixa e equiva lentes de ca ixa 299.234 174.468 31.977 84.079 37.905 51.264 97.068 207.247 56.833 - 1.040.075

Títulos e va lores mobi l iários - - - - - - 1.251 - 90 - 1.341

Cauções e depós i tos vinculados - 59.146 - 97 - - - - 129 - 59.372

Cl ientes 345.736 2.184.280 44.453 44.161 25.380 39.151 73.027 40.811 - (63.759) 2.733.240

Dividendos a receber 100.193 - - - - - 2.008 12.966 459.464 (493.816) 80.815

Contas a receber vinculadas à concessão 149.744 - - - - - - - - - 149.744

Outros créditos 76.247 307.261 3.100 1.561 4.722 1.284 297 7.979 8.287 (1.387) 409.351

Es toques 29.063 71.653 7.356 2.487 - - - - - - 110.559

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 6.522 440.040 8.154 19.440 - 7.402 1.773 4.299 14.055 - 501.685

Outros tributos a recuperar 18.257 160.547 6.825 - - - 11.998 329 276 - 198.232

Despesas Antecipadas 9.366 21.090 61 141 9.209 - - - - - 39.867

Partes relacionadas 18.792 19.569 76 - - - 544 29.281 292.051 (321.478) 38.835

NÃO CIRCULANTE 14.401.871 7.919.925 952.739 480.944 598.234 407.959 20.403 2.931.439 16.957.672 (17.210.643) 27.460.543

Realizável a Longo Prazo 3.830.993 2.167.690 69.543 437.056 27.885 66.859 17.703 163.135 1.967.632 (140.870) 8.607.626

Títulos e va lores mobi l iários 104.157 1.012 - 7.172 - - - 105.981 - - 218.322

Outros investimentos temporários - - - - - - - - 18.727 - 18.727

Cauções e depós i tos vinculados - 75.665 - - - - - - - - 75.665

Cl ientes 111.953 121.363 27.766 - - - - - - - 261.082

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - - - - - 1.349.253 - 1.349.253

Depós i tos judicia is 84.462 305.075 12.376 49.984 77 10.952 129 307 119.167 - 582.529

Contas a receber vinculadas à concessão 3.372.504 684.206 - 303.668 - - - - - - 4.360.378

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 68.859 - - - - - - - - - 68.859

Outros créditos 21.604 29.758 104 76.122 - 16.647 - 5.181 - - 149.416

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 632 17.040 - - - - - - 158.808 - 176.480

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos - 712.976 18.671 - 24.775 39.260 17.574 - 102.236 - 915.492

Outros tributos a recuperar 57.281 48.986 10.626 - - - - 66 15 - 116.974

Despesas antecipadas 9.541 - - 110 3.033 - - - - - 12.684

Partes relacionadas - - - - - - - 51.600 219.426 (140.870) 130.156

Investimentos 4.235.657 1.362 - - - 7.053 2.457 782.081 14.987.607 (17.445.574) 2.570.643

Imobilizado 6.244.837 - 866.489 - 397.786 333.889 57 1.985.562 830 - 9.829.450

Intangível 90.384 5.750.873 16.707 43.888 172.563 158 186 661 1.603 375.801 6.452.824

TOTAL 15.455.025 11.529.588 1.054.741 632.910 675.450 507.060 208.369 3.234.351 17.955.966 (18.091.083) 33.162.377

¹ Parques Eól icos e Copel Renováveis .

R$ mil



Passivo - Set/18 Geração e


Elimin. e


CIRCULANTE 2.434.496 3.086.072 159.532 175.434 122.649 36.319 268.089 890.634 1.190.146 (1.075.035) 7.288.336

Obrigações socia is e trabalhis tas 113.119 232.196 24.020 8.581 422 403 3.727 147 10.902 - 393.517

Partes Relacionadas 14.267 9.939 58 - - - 223 624.253 675 (649.329) 86

Fornecedores 230.883 1.462.850 88.583 145.872 3.322 4.841 226.089 162.816 2.408 (184.367) 2.143.297

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 156.441 18.309 4.050 1.029 16.220 - 34.889 3.950 2.911 - 237.799

Outras obrigações fi sca is 89.434 318.671 8.949 6.348 2.132 351 2.524 8.627 1.203 - 438.239

Empréstimos e financiamentos 666.092 297.187 5.797 - - - - 37.429 127.748 (2.326) 1.131.927

Debêntures 903.102 304.762 9.191 10.737 - - - 20.489 925.687 - 2.173.968

Dividendos a pagar 155.000 - 15.405 - 29.489 30.718 - 23.391 3.254 (239.013) 18.244

Benefícios pós-emprego 13.518 37.989 1.930 - - - 6 29 67 - 53.539

Encargos do consumidor a recolher 7.976 108.607 - - - - - 328 - - 116.911

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 63.078 162.126 - - 7.061 - - 511 - - 232.776

Contas a pagar vinculadas à concessão 4.236 - - - 63.251 - - - - - 67.487

Pass ivos financeiros setoria is - - - - - - - - - - -

Outras contas a pagar 17.350 133.436 1.549 2.867 752 6 631 8.664 125 - 165.380

Provisões para l i tígios - - - - - - - - 115.166 - 115.166

NÃO CIRCULANTE 4.695.753 3.205.071 479.907 120.479 479.151 22.766 1.934 720.721 1.554.971 (150.718) 11.130.035

Partes Relacionadas - - - - - - - 51.844 - (51.844) -

Fornecedores 9.934 - - 20.569 - - - - - - 30.503

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 84.001 - - 19.411 - - - 16.974 - (2.187) 118.199

Obrigações Fisca is 169.621 618.554 8.300 - - 3.374 173 318 2.552 - 802.892

Empréstimos e financiamentos 1.100.564 179.356 6.215 - - - - 370.288 777.168 (107.559) 2.326.032

Debêntures 2.305.355 742.571 407.487 13.183 - - - 251.608 595.963 - 4.316.167

Benefícios pós-emprego 223.510 573.961 34.674 5.658 - 729 1.617 519 4.352 - 845.020

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 53.339 271.354 - - - 18.663 - - - - 343.356


Pass ivos financeiros setoria is - 95.069 - - - - - - - - 95.069

Outras contas a pagar 23.743 2.176 - 61.486 - - - 26.189 1.990 - 115.584

Provisões para l i tígios 682.073 722.030 23.231 172 - - 144 2.981 172.946 10.872 1.614.449

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 9.062.174 5.908.293 578.178 433.919 59.501 382.974 88.552 3.048.272 16.225.940 (19.254.797) 16.533.006

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 9.062.174 5.908.293 578.178 433.919 59.501 382.974 88.552 3.048.272 16.225.940 (19.561.863) 16.225.940

Capita l socia l 5.528.226 5.235.943 316.098 220.966 35.503 707.440 21.289 2.876.880 7.910.000 (14.942.345) 7.910.000

Adiantamentos para Futuro Aumento de Capita l 237.000 105.500 58.628 - - - 24.170 785.342 - (1.210.640) -

Reservas de capita l - - - - - - - - - - -

Ajustes de ava l iação patrimonia l 831.281 1.509 5.998 (657) 256 - (668) 1.646 841.355 (839.365) 841.355

Reserva Legal 464.846 117.233 20.315 25.917 7.100 - 2.508 8.378 844.398 (646.297) 844.398

Reserva de retenção de lucros 1.298.961 213.908 140.784 151.532 - - 41.312 83.630 5.557.843 (1.930.127) 5.557.843

Lucros acumulados/ prejuízos acumulados 701.860 234.200 36.355 36.161 16.642 (324.466) (59) (707.604) 1.072.344 6.911 1.072.344

Atribuível aos acionistas não controladores - - - - - - - - - 307.066 307.066

TOTAL 16.192.423 12.199.436 1.217.617 729.832 661.301 442.059 358.575 4.659.627 18.971.057 (20.480.550) 34.951.377


R$ mil



Passivo - Dez/17 Geração e


Elimin. e


CIRCULANTE 1.941.599 2.872.432 114.511 147.743 164.574 38.386 73.107 581.110 1.057.679 (881.227) 6.109.914

Obrigações socia is e trabalhis tas 81.040 188.369 25.586 8.800 284 291 2.410 210 6.977 - 313.967

Partes Relacionadas 22.561 30.746 5.319 - - - 1.101 257.084 3.936 (320.747) -

Fornecedores 177.970 1.129.475 42.392 89.756 3.328 5.539 65.664 233.236 2.096 (65.879) 1.683.577

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 45.277 - - - 36.964 - 22 1.580 2.467 - 86.310

Outras obrigações fi sca is 130.256 192.079 9.002 6.583 2.079 1.536 23 3.453 476 - 345.487

Empréstimos e financiamentos 103.003 325.219 5.936 - - - - 29.201 322.092 (785) 784.666

Debêntures 947.310 262.246 7.415 25.138 30.370 - - 20.242 339.341 - 1.632.062

Dividendos a pagar 297.500 98.968 15.405 15.573 24.055 30.718 3.717 28.873 267.988 (493.816) 288.981

Benefícios pós-emprego 13.551 37.680 1.900 - - - 6 31 57 - 53.225

Encargos do consumidor a recolher 8.393 141.632 - - - - - - - - 150.025

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 83.642 191.359 - - 7.467 298 - - - - 282.766



Outras contas a pagar 26.883 81.840 1.556 1.893 1.616 4 164 7.200 249 - 121.405

Provisões para l i tígios - - - - - - - - 112.000 - 112.000

NÃO CIRCULANTE 5.104.056 3.204.453 457.035 87.409 449.149 22.470 1.751 665.277 1.690.445 (140.085) 11.541.960

Partes Relacionadas - - - - - - - 51.600 - (51.600) -

Fornecedores 30.105 - - 13.364 - - - - - - 43.469

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 132.274 - - 17.475 - - - 6.881 - - 156.630

Obrigações Fisca is 177.077 618.527 7.933 - - 3.237 131 306 2.365 - 809.576

Empréstimos e financiamentos 1.673.034 383.783 10.401 - - - - 332.086 664.020 (88.485) 2.974.839

Debêntures 2.149.524 741.743 392.766 17.537 - - - 261.206 876.140 - 4.438.916

Benefícios pós-emprego 215.059 552.708 32.869 5.658 - 628 1.464 497 3.995 - 812.878

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 36.235 194.869 - - - 18.605 - - - - 249.709



Outras contas a pagar 22.149 4.098 - 33.223 - - - 12.549 830 - 72.849

Provisões para l i tígios 625.418 618.025 13.066 152 - - 156 152 143.095 - 1.400.064

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 8.409.370 5.452.703 483.195 397.758 61.727 446.204 133.511 1.987.964 15.207.842 (17.069.771) 15.510.503

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 8.409.370 5.452.703 483.195 397.758 61.727 446.204 133.511 1.987.964 15.207.842 (17.372.432) 15.207.842

Capita l socia l 5.459.598 4.746.053 316.098 220.966 35.503 707.440 66.289 1.495.153 7.910.000 (13.047.100) 7.910.000

Adiantamentos para Futuro Aumento de Capita l 54.829 374.000 - - - - 24.070 1.261.785 - (1.714.684) -

Ajustes de ava l iação patrimonia l 881.136 1.509 5.998 (657) 256 - (668) 1.646 895.601 (889.220) 895.601

Reserva Legal 464.846 117.233 20.315 25.917 7.100 - 2.508 4.080 844.398 (641.999) 844.398

Reserva de retenção de lucros 1.548.961 213.908 140.784 151.532 - - 41.312 40.672 5.557.843 (2.137.169) 5.557.843

Dividendo adicional proposto - - - - 18.868 - - - - (18.868) -

Lucros acumulados/ prejuízos acumulados - - - - - (261.236) - (815.372) - 1.076.608 -

Atribuível aos acionistas não controladores - - - - - - - - - 302.661 302.661

TOTAL 15.455.025 11.529.588 1.054.741 632.910 675.450 507.060 208.369 3.234.351 17.955.966 (18.091.083) 33.162.377

¹ Parques Eól icos e Copel Renováveis

R$ mil


Earnings Release 3T18 Demonstração do resultado por empresa

Geração Transmissão

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.942.602 675.274 7.627.077 315.460 418.262 216.195 125 966.089 117.892 - (1.015.339) 11.263.637

Fornecimento de energia elétrica 484.148 - 3.297.975 - - - - 290.728 - - (2.740) 4.070.111

Suprimento de energia elétrica 1.431.355 - 339.884 - - 216.195 125 674.719 115.784 - (739.356) 2.038.706

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 2.108 411.397 2.377.424 - - - - - 2.108 - (191.230) 2.601.807

Receita de construção - 230.006 525.271 - 9.380 - - - - - - 764.657

Va lor justo do ativo indenizável da concessão - - 19.792 - 12.201 - - - - - - 31.993

Telecomunicações - - - 294.985 - - - - - - (24.674) 270.311

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 396.681 - - - - - - 396.681

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - 948.671 - - - - - - - - 948.671

Outras recei tas operacionais 24.991 33.871 118.060 20.475 - - - 642 - - (57.339) 140.700

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (1.158.503) (456.001) (7.227.227) (239.856) (368.766) (65.921) (63.773) (970.948) 16.661 (37.571) 1.015.339 (9.556.566)

Energia elétrica comprada para revenda (368.176) - (4.370.905) - - (20.035) (113) (957.141) (167) - 739.427 (4.977.110)

Encargos de uso da rede elétrica (236.042) - (745.158) - - (9.386) (18.837) - (19.065) - 189.274 (839.214)

Pessoal e adminis tradores (145.778) (108.832) (590.060) (70.224) (25.369) (2.763) (2.068) (10.016) (6.799) (14.342) - (976.251)

Planos previdenciário e ass is tencia l (25.938) (19.195) (118.220) (10.650) (2.255) (127) (295) (1.077) (379) (1.720) - (179.856)

Materia l (7.615) (4.159) (45.074) (1.228) (1.258) (311) (130) (23) (144) (419) - (60.361)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (17.111) - - - - - (1.864) - - - - (18.975)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (288.931) - - - - - - (288.931)

Serviços de terceiros (61.605) (23.822) (256.276) (66.247) (13.587) (8.597) (20.921) (1.274) (20.603) (22.270) 73.492 (421.710)

Depreciação e amortização (189.159) (8.794) (223.805) (38.982) (17.035) (19.057) (17.951) (7) (38.845) (913) - (554.548)

Provisões e reversões 14.580 (59.414) (238.139) (14.919) (4.347) - - 12 38.608 (7.877) - (271.496)

Custos de construção 177 (212.018) (525.271) - (9.380) - - - 177 - - (746.315)

Outros custos e despesas operacionais (121.836) (19.767) (114.319) (37.606) (6.604) (5.645) (1.594) (1.422) 63.878 9.970 13.146 (221.799)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 44.957 116.625 - - - - - 2 13.629 981.972 (1.032.145) 125.040

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 829.056 335.898 399.850 75.604 49.496 150.274 (63.648) (4.857) 148.182 944.401 (1.032.145) 1.832.111

RESULTADO FINANCEIRO (183.481) (83.030) (16.104) (20.272) (2.108) (80.399) 418 4.660 (36.668) 116.520 - (300.464)

Receitas financeiras 36.226 16.681 230.530 12.584 25.795 1.180 2.814 4.744 67.873 270.052 (23.536) 644.943

Despesas financeiras (219.707) (99.711) (246.634) (32.856) (27.903) (81.579) (2.396) (84) (104.541) (153.532) 23.536 (945.407)

LUCRO OPERACIONAL 645.575 252.868 383.746 55.332 47.388 69.875 (63.230) (197) 111.514 1.060.921 (1.032.145) 1.531.647

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (200.962) (46.011) (133.703) (18.111) (11.227) (23.744) - 138 (18.194) (26.647) - (478.461)

LUCRO LÍQUIDO 444.613 206.857 250.043 37.221 36.161 46.131 (63.230) (59) 93.320 1.034.274 (1.032.145) 1.053.186

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 444.613 206.857 250.043 37.221 18.442 32.292 (50.584) (59) 93.320 1.034.274 (1.032.145) 1.034.274

Atribuído aos acionis tas não controladores - - - - 17.719 13.839 (12.646) - - - - 18.912

LAJIDA 1.018.215 344.692 623.655 114.586 66.531 169.331 (45.697) (4.850) 187.027 945.314 (1.032.145) 2.386.659


Consolidado

R$ mil

Demonstração do Resultado 9M18 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG

Araucária Comercialização Outras¹ Holding

Elimin. e

Reclassif.




RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.961.239 624.296 6.753.108 280.251 369.781 219.046 1.083 524.387 - (619.282) 10.113.909

Fornecimento de energia elétrica 457.243 - 2.896.713 - - - - 71.124 - (2.462) 3.422.618

Suprimento de energia elétrica 1.475.551 - 547.793 - - 219.046 953 452.860 - (399.692) 2.296.511

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 536.088 2.352.595 - - - - - - (126.061) 2.762.622

Receita de construção - 79.496 501.008 - 11.306 - - - - - 591.810

Va lor justo do ativo indenizável da concessão - - 10.020 - (1.595) - - - - - 8.425

Telecomunicações - - - 251.287 - - - - - (24.232) 227.055

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 360.070 - - - - - 360.070

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - 337.705 - - - - - - - 337.705

Outras recei tas operacionais 28.445 8.712 107.274 28.964 - - 130 403 - (66.835) 107.093

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (994.187) (361.032) (6.505.407) (199.176) (378.410) (64.622) (6.062) (442.978) (25.978) 611.045 (8.366.807)

Energia elétrica comprada para revenda (213.759) - (4.180.224) - - (17.225) (788) (359.810) - 398.632 (4.373.174)

Encargos de uso da rede elétrica (224.668) - (341.787) - - (8.830) (18.030) (12.296) - 123.353 (482.258)

Pessoal e adminis tradores (129.370) (81.374) (555.820) (73.827) (23.798) (2.660) (1.887) (22.944) (28.314) - (919.994)

Planos previdenciário e ass is tencia l (26.147) (16.689) (114.108) (10.839) (2.219) (81) (256) (2.303) (2.870) - (175.512)

Materia l (9.051) (3.453) (41.589) (1.826) (1.490) (263) (276) (410) (476) - (58.834)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (20.303) - - - - - (2.087) - - - (22.390)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (247.914) - - - - - (247.914)

Serviços de terceiros (62.477) (17.623) (258.324) (48.805) (17.277) (9.183) (31.495) (15.018) (10.663) 85.373 (385.492)

Depreciação e amortização (200.529) (5.548) (214.537) (28.740) (21.493) (20.878) (17.950) (38.817) (899) - (549.391)

Provisões e reversões 26.281 (32.047) (172.479) (8.591) (5.005) - 69.073 13.659 19.417 (7.495) (97.187)

Custos de construção - (193.796) (501.008) - (11.306) - - - - - (706.110)

Outros custos e despesas operacionais (134.164) (10.502) (125.531) (26.548) (47.908) (5.502) (2.366) (5.039) (2.173) 11.182 (348.551)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 34.018 47.622 - - - - (5.712) (4.920) 1.044.099 (1.060.326) 54.781

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 1.001.070 310.886 247.701 81.075 (8.629) 154.424 (10.691) 76.489 1.018.121 (1.068.563) 1.801.883

RESULTADO FINANCEIRO (279.983) (85.937) 36.022 (12.423) 3.889 (32.474) 5.468 (51.797) (101.484) 739 (517.980)

Receitas financeiras 24.332 10.551 311.813 8.201 21.300 19.078 7.008 27.442 124.282 (7.403) 546.604

Despesas financeiras (304.315) (96.488) (275.791) (20.624) (17.411) (51.552) (1.540) (79.239) (225.766) 8.142 (1.064.584)

LUCRO OPERACIONAL 721.087 224.949 283.723 68.652 (4.740) 121.950 (5.223) 24.692 916.637 (1.067.824) 1.283.903

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (228.749) (59.032) (1.131) (22.728) 1.720 (41.340) 19.229 (9.730) 42.840 - (298.921)

LUCRO LÍQUIDO 492.338 165.917 282.592 45.924 (3.020) 80.610 14.006 14.962 959.477 (1.067.824) 984.982

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 492.338 165.917 282.592 45.924 (1.540) 56.427 11.205 14.962 959.477 - 959.477

Atribuído aos acionis tas não controladores - - - - (1.480) 24.183 2.801 - - - 25.505

LAJIDA 1.201.599 316.434 462.238 109.815 12.864 175.302 7.259 115.306 1.019.020 (1.068.563) 2.351.274

¹ Parques Eól icos , Copel Renováveis e Copel Comercia l i zação

UEG

Araucária Holding

Elimin. e


R$ mil

Demonstração do Resultado 9M17 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor Outras¹




RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 640.682 244.536 2.942.462 103.442 172.774 74.402 125 437.368 73.771 - (380.436) 4.309.126

Fornecimento de energia elétrica 177.483 - 1.161.200 - - - - 113.397 - - (1.078) 1.451.002

Suprimento de energia elétrica 453.081 - 236.147 - - 74.402 125 323.746 71.663 - (319.947) 839.217

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 2.108 118.337 869.567 - - - - - 2.108 - (38.826) 953.294

Receita de construção - 97.555 201.834 - 3.412 - - - - - - 302.801

Va lor justo do ativo indenizável da concessão - - 4.535 - 4.599 - - - - - - 9.134

Telecomunicações - - - 102.547 - - - - - - (8.343) 94.204

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 164.763 - - - - - - 164.763

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - 429.306 - - - - - - - - 429.306

Outras recei tas operacionais 8.010 28.644 39.873 895 - - - 225 - - (12.242) 65.405

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (584.302) (160.008) (2.757.361) (74.320) (155.016) (22.118) (20.876) (426.060) 67.669 (20.125) 380.436 (3.772.081)

Energia elétrica comprada para revenda (288.157) - (1.912.511) - - (6.627) (113) (421.726) (44) - 319.949 (2.309.229)

Encargos de uso da rede elétrica (80.042) - (156.693) - - (3.288) (6.405) - (6.303) - 37.796 (214.935)

Pessoal e adminis tradores (36.967) (39.308) (177.010) (17.315) (7.339) (904) (699) (3.202) (2.485) (2.814) - (288.043)

Planos previdenciário e ass is tencia l (7.684) (7.497) (39.326) (3.098) (497) (43) (92) (400) (150) (609) - (59.396)

Materia l (2.543) (1.893) (17.637) (407) (702) (215) (32) (3) (3) (141) - (23.576)

Matéria-prima e insumos para produção de energia - - - - - - (639) - - - - (639)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (129.495) - - - - - - (129.495)

Serviços de terceiros (14.241) (9.063) (78.729) (23.929) (3.716) (3.140) (6.456) (385) (6.321) (13.202) 17.969 (141.213)

Depreciação e amortização (60.643) (5.305) (75.869) (14.749) (5.227) (6.355) (5.983) (2) (12.947) (304) - (187.384)

Provisões e reversões (55.782) (23.051) (67.361) (1.760) (1.443) - - (31) 98.489 (4.872) - (55.811)

Custos de construção 177 (62.602) (201.834) - (3.412) - - - 177 - - (267.494)

Outros custos e despesas operacionais (38.420) (11.289) (30.391) (13.062) (3.185) (1.546) (457) (311) (2.744) 1.817 4.722 (94.866)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 98.323 57.846 - - - - - 5 103.787 360.872 (559.677) 61.156

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 154.703 142.374 185.101 29.122 17.758 52.284 (20.751) 11.313 245.227 340.747 (559.677) 598.201

RESULTADO FINANCEIRO (52.581) (31.618) 5.848 (7.241) (2.033) (27.077) 714 1.097 (23.849) 10.854 - (125.886)

Receitas financeiras 18.556 9.479 78.863 4.081 6.366 449 721 1.105 3.459 70.330 (8.844) 184.565

Despesas financeiras (71.137) (41.097) (73.015) (11.322) (8.399) (27.526) (7) (8) (27.308) (59.476) 8.844 (310.451)

LUCRO OPERACIONAL 102.122 110.756 190.949 21.881 15.725 25.207 (20.037) 12.410 221.378 351.601 (559.677) 472.315

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (337) (17.998) (65.553) (7.248) (5.055) (8.565) - (4.195) (5.549) 3.188 - (111.312)

LUCRO LÍQUIDO 101.785 92.758 125.396 14.633 10.670 16.642 (20.037) 8.215 215.829 354.789 (559.677) 361.003

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 101.785 92.758 125.396 14.633 5.442 11.649 (16.030) 8.215 215.829 354.789 (559.677) 354.789

Atribuído aos acionis tas não controladores - - - - 5.228 4.993 (4.007) - - - - 6.214

LAJIDA 215.346 147.679 260.970 43.871 22.985 58.639 (14.768) 11.315 258.174 341.051 (559.677) 785.585


Consolidado

R$ mil

Demonstração do Resultado 3T18 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG

Araucária Comercialização Outras¹ Holding

Elimin. e

Reclassif.




RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 605.419 123.880 2.588.093 99.436 120.072 76.300 1.083 373.498 - (344.112) 3.643.669

Fornecimento de energia elétrica 158.335 - 999.208 - - - - 40.758 - (943) 1.197.358

Suprimento de energia elétrica 437.558 - 191.626 - - 76.300 953 332.576 - (240.531) 798.482

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 110.750 756.634 - - - - - - (72.692) 794.692

Receita de construção - 10.634 182.978 - 3.382 - - - - - 196.994

Va lor justo do ativo indenizável da concessão - - 3.856 - (876) - - - - - 2.980

Telecomunicações - - - 89.868 - - - - - (7.950) 81.918

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 117.566 - - - - - 117.566

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - 417.889 - - - - - - - 417.889

Outras recei tas operacionais 9.526 2.496 35.902 9.568 - - 130 164 - (21.996) 35.790

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (449.192) (61.198) (2.525.258) (67.714) (160.662) (21.866) 42.921 (246.214) 1.592 327.889 (3.159.702)

Energia elétrica comprada para revenda (194.984) - (1.699.739) - - (6.649) (788) (294.205) - 238.170 (1.958.195)

Encargos de uso da rede elétrica (76.436) - (153.458) - - (3.132) (6.157) (5.034) - 71.149 (173.068)

Pessoal e adminis tradores (42.712) (26.730) (175.991) (23.499) (8.014) (891) (651) (7.075) (9.191) - (294.754)

Planos previdenciário e ass is tencia l (8.792) (5.638) (37.887) (3.495) (752) (37) (88) (679) (990) - (58.358)

Materia l (3.511) (1.136) (13.716) (654) (305) (87) (90) (269) (107) - (19.875)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (8.289) - - - - - (613) - - - (8.902)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (78.079) - - - - - (78.079)

Serviços de terceiros (20.334) (6.596) (88.110) (18.420) (5.547) (2.992) (10.621) (8.130) (2.731) 28.575 (134.906)

Depreciação e amortização (64.722) (3.189) (71.294) (9.742) (7.197) (6.826) (5.986) (12.940) (301) - (182.197)

Provisões e reversões 19.551 (11.965) (59.408) (2.515) (4.665) - 69.073 82.991 22.456 (15.480) 100.038

Custos de construção - (2.651) (182.978) - (3.382) - - - - - (189.011)

Outros custos e despesas operacionais (48.963) (3.293) (42.677) (9.389) (52.721) (1.252) (1.158) (873) (7.544) 5.475 (162.395)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 124.290 (26.168) - - - - (5.712) 54.060 413.877 (588.564) (28.217)

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 280.517 36.514 62.835 31.722 (40.590) 54.434 38.292 181.344 415.469 (604.787) 455.750

RESULTADO FINANCEIRO (89.074) (28.504) 59.692 (3.551) 1.048 (13.219) 3.481 (21.504) (8.826) 739 (99.718)

Receitas financeiras 7.942 4.236 158.638 3.662 10.784 3.463 4.236 4.827 51.777 (1.777) 247.788

Despesas financeiras (97.016) (32.740) (98.946) (7.213) (9.736) (16.682) (755) (26.331) (60.603) 2.516 (347.506)

LUCRO OPERACIONAL 191.443 8.010 122.527 28.171 (39.542) 41.215 41.773 159.840 406.643 (604.048) 356.032

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (20.174) (10.869) 80.830 (9.413) 13.506 (13.902) 19.229 (960) 2.452 - 60.699

LUCRO LÍQUIDO 171.269 (2.859) 203.357 18.758 (26.036) 27.313 61.002 158.880 409.095 (604.048) 416.731

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 171.269 (2.859) 203.357 18.758 (13.278) 19.119 48.802 158.880 409.095 - 409.095

Atribuído aos acionis tas não controladores - - - - (12.758) 8.194 12.200 - - - 7.636

LAJIDA 345.239 39.703 134.129 41.464 (33.393) 61.260 44.278 194.284 415.770 (604.787) 637.947

¹ Parques Eól icos , Copel Renováveis e Copel Comercia l i zação

UEG

Araucária Outras¹ Holding

Elimin. e


R$ mil

Demonstração do Resultado 3T17 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor

tarifa média de compra - copel dis resultados 3t18ri.copel.com/ptb/10592/650146.pdf · crescimento...

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