COPEL registra lucro líquido de R$ 233,4 milhões no terceiro trimestre 3T14 (1)

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1 Resultados 3T14 COPEL registra lucro líquido de R$ 233,4 milhões no terceiro trimestre Curitiba, Brasil, 13 de novembro de 2014 A Companhia Paranaense de Energia - COPEL (BM&FBovespa: CPLE3, CPLE5, CPLE6 / NYSE: ELPVY, ELP / LATIBEX: XCOP), empresa que gera, transmite, distribui e comercializa energia, anuncia os resultados do terceiro trimestre de O balanço consolidado da COPEL apresenta os dados das subsidiárias integrais, das controladas, coligadas e consórcios. As demonstrações contábeis consolidadas foram preparadas de acordo com as Normas Internacionais de Relatório Financeiro IFRS, emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB), e as práticas contábeis adotadas no Brasil. Terça-feira, 18 de novembro de 2014, às 15:00 (horário de Brasília) Cód. Preço Var. ¹ CPLE3 R$ 23,37 4,8% CPLE6 R$ 33,34 9,2% ELP US$ 13,67 4,0% XCOP 10,89 14,6% Índice Pontos Var. ¹ Ibovespa ,1% IEE ,1% Dow Jones ,3% Latibex ,0% ¹em 2014 Teleconferência de Resultados 3T14 Telefone para acesso (11) (11) Código: COPEL Cotações em 30/09/2014 Valor de Mercado em 30/09/2014 R$ 7,7 bilhões Destaques Antecipação de R$ 380,8 milhões em Dividendos e JCP 50% do lucro líquido ajustado do 1S14; O lucro líquido no 3T14 totalizou R$ 233,4 milhões; A receita líquida registrou crescimento de 42,5%; O custo com compra de energia cresceu 57,3%; O LAJIDA alcançou R$ 495,8 milhões no 3T14, 7,0% superior ao registrado no 3T13; O mercado cativo da Copel Distribuição cresceu 3,1% no período. 3T14 (1) 2T14 (2) Receita Operacional Líquida (R$ milhões) , ,4 Resultado Operacional (R$ milhões) (18,5) ,0 Lucro Líquido (R$ milhões) (14,5) ,3 LPA (Lucro Líquido por ação) - R$ 0,40 0,42 0,46 (14,5) 1,80 1,56 15,3 LAJIDA (R$ milhões) , ,2 Rentabilidade do Patrimônio Líquido (anualizada) 7,4% 7,9% 9,1% (18,7) 11,1% 10,1% 10,4 Fornecimento de Energia Elétrica (GWh) , ,1 Programa de Investimentos ¹ , ,9 Margem LAJIDA 15,1% 15,0% 20,5% (26,6) 19,3% 23,3% (17,2) Margem Operacional 9,9% 11,4% 17,7% (44,1) 15,8% 20,2% (21,6) Margem Líquida 7,1% 8,0% 12,1% (41,3) 11,3% 13,7% (17,8) Valores sujeitos a arredondamentos. ¹ Inclui aportes e adiantamentos para futuros investimentos e aumentos de capital. Tarifas Médias (R$ / MWh) set/14 jun/14 mar/14 dez/13 set/13 jun/13 Tarifa Média de Compra - Copel Distribuição 185,94 174,40 144,37 132,65 132,57 129,59 Tarifa Média de Fornecimento - Copel Distribuição 282,48 225,56 226,12 225,33 227,53 206,15 Tarifa Média de Suprimento - Copel GeT 154,32 150,56 147,72 125,18 123,81 121,34 Indicadores Econômico-Financeiros set/14 jun/14 mar/14 dez/13 set/13 jun/13 Patrimônio Líquido Dívida Líquida VPA 50,26 49,41 49,34 47,24 47,93 47,29 Endividamento do PL 41,1% 42,2% 33,6% 35,1% 26,8% 25,2% Liquidez Corrente 1,4 1,7 1,5 1,4 1,5 1,6 3T13 (3) Var. % (1/3) 9M14 (4) 9M13 (5) Var. % (4/5)

2 ÍNDICE 1. Principais Eventos no Período 3 2. Desempenho Econômico-Financeiro Receita Operacional Custos e Despesas Operacionais Resultado de Equivalência Patrimonial LAJIDA Resultado Financeiro Lucro Líquido Consolidado Demonstração do Resultado Consolidado - DRE Balanço Patrimonial Consolidado Ativo Passivo Endividamento e Patrimônio Líquido Desempenho por Subsidiária Copel Geração e Transmissão Copel Distribuição Copel Telecomunicações Programa de Investimentos Mercado de Energia e Tarifas Mercado Cativo Copel Distribuição Mercado Fio (TUSD) Fornecimento de Energia Elétrica Total de Energia Vendida Fluxos de Energia Tarifas Mercado de Capitais Capital Social Desempenho das Ações Dividendos e JCP Performance Operacional Geração Transmissão Distribuição Telecomunicações Participações Novos Projetos Outras Informações Recursos Humanos Principais Indicadores Físicos Teleconferência sobre Resultados do 2T14 48 Anexos I Fluxo de Caixa Consolidado 49 Anexos II Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais 50 Anexos III Demonstrações Financeiras por Empresa 53 2

3 1. Principais Eventos no Período O lucro líquido da COPEL totalizou R$ 233,4 milhões no 3T14, montante 14,5% inferior aos R$ 273,0 milhões apurados no mesmo período de Esse resultado é explicado pelo (a) crescimento de 57,3% nos custos com compra de energia para revenda, e (b) aumento no custo com gás natural e insumos para operação de gás em razão do despacho da UTE Araucária, parcialmente compensado pelo crescimento nas receitas, decorrente (a) do reajuste de 24,86% aplicado às tarifas da Copel Distribuição a partir de 24 de junho e (b) da venda da energia produzida pela UTE Araucária no mercado de curto prazo. No acumulado dos nove primeiros meses de 2014, a COPEL registrou lucro líquido de R$ 1.064,8 milhões, crescimento de 15,3% em comparação ao registrado nos 9M13. Mais detalhes no item 2. Efeito CVA Caso os ativos e passivos regulatórios fossem contabilizados, o efeito bruto do movimento da Conta de Compensação da Parcela A (CVA) sobre o resultado da Copel Distribuição seria negativo em R$ 62,0 milhões no 3T14 (ante R$ 18,2 milhões negativo no 3T13). No acumulado dos nove primeiros meses de 2014, o efeito bruto da CVA seria positivo em R$ 469,6 milhões ante R$ 96,5 milhões positivo nos 9M13. Conforme demonstrado abaixo: 3T14 (1) 2T14 (2) 3T13 (3) Var. % (1/3) 9M14 (4) 9M13 (5) R$ milhões Var. % (4/5) CVA - Efeito Bruto (R$ milhões) (62,0) 266,3 (18,2) - 469,6 96,5 386,6 Copel Distribuição LAJIDA (R$ milhões) 158,2 (295,5) 41,8 278,7 (158,0) 37,4 - LAJIDA Ajustado (R$ milhões) 96,2 (29,2) 23,6 307,3 311,6 133,9 132,7 Copel Consolidado LAJIDA (R$ milhões) 495,8 466,8 463,3 7, , ,1 16,2 LAJIDA Ajustado (R$ milhões) 433,8 733,1 445,1 (2,5) 2.290, ,6 37,7 Para mais detalhes, consulte a Nota Explicativa 37 de nossas ITRs. Dividendos e JCP Em 24 de outubro de 2014, o Conselho de Administração deliberou, na 126ª Reunião Extraordinária, o pagamento do montante de R$ 380,8 milhões referente a antecipação da parcela de Dividendos e Juros sobre Capital Próprio JCP do exercício de 2014, correspondente a 50% do lucro líquido ajustado do primeiro semestre, sendo: (i) R$ 350,8 milhões na forma de Dividendos, e (ii) R$ 30,0 milhões na forma de JCP, a serem pagos a partir de 21 de novembro de 2014 aos acionistas com posição registrada no dia 06 de novembro de

4 UTE Araucária Resultado - No 3T14, a receita consolidada líquida da UEGA foi de R$ 465,8 milhões, o lucro líquido registrado foi de R$ 72,1 milhões e o LAJIDA de R$ 102,6 milhões. Nos primeiros nove meses de 2014, a UEGA registrou R$ 1.508,9 milhões de receita líquida, R$ 436,5 milhões de LAJIDA e R$ 316,9 milhões de lucro líquido. Nos 9M14, o despacho da UTE foi de MWh, o que representa uma produção de 402,1 MW médios. O montante de energia produzida no período é demonstrado a seguir: UTE Araucária - Geração Verificada - GWh Fev Mar Abr Mai Jun¹ Jul Ago Set² ¹ Em decorrência das chuvas ocorridas no Paraná no mês de junho, a UTE Araucária apresentou redução de volume no despacho diário. ² A usina permaneceu 18 dias desligada em virtude da manutenção programada. Fonte: ONS Custo Variável Unitário - Em 13 de outubro de 2014, a Aneel, através do Despacho nº 4.119, aprovou o valor de R$ 530,08/MWh para o CVU da UTE Araucária a partir de 1º de setembro de Nos primeiros nove meses de 2014, o CVU da UTE apresentou alterações, conforme quadro a seguir: De Até R$/MWh Despacho Aneel 01/02/ /02/ , de 31/01/ /02/ /02/ , de 05/02/ /03/ /03/ , de 27/02/ /04/ /04/ , de 07/04/ /05/ /05/ , de 07/04/ /05/ /05/ , de 30/05/ /06/ /06/ , de 09/10/ /07/ /07/ , de 09/10/ /08/ /08/ , de 12/09/ /09/ Atual 530, de 13/10/2014 4

5 Ressarcimento de Custos de Energia (Repasse CDE e Conta ACR) O governo brasileiro emitiu o decreto nº 8.203/2014, alterando o Decreto nº 7.945/2013 e permitindo o repasse de recursos da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) para cobrir os custos decorrentes da exposição involuntária das distribuidoras referentes ao mês de janeiro de Em abril de 2014, foi emitido o Decreto nº 8.221/2014 dispondo sobre a criação da Conta no Ambiente de Contratação Regulada (Conta ACR), destinada a cobrir as despesas incorridas pelas distribuidoras decorrentes: (a) da exposição involuntária no mercado de curto prazo, e (b) do despacho de usinas termelétricas vinculadas a CCEARs na modalidade disponibilidade, realizadas entre fevereiro e dezembro de Entre janeiro e setembro, foram contabilizados o repasse de R$ 1.157,6 milhões à Companhia, dos quais (a) R$ 114,6 milhões referem-se a janeiro, (b) R$ 447,3 milhões a fevereiro, (c) R$ 321,9 milhões a março, (d) R$ 176,8 milhões a abril, (e) R$ 93,5 milhões a maio, (f) R$ 1,1 milhão a julho e (g) R$ 2,4 milhões a ajuste de estimativas. Os valores foram reconhecidos como ressarcimento de custos de energia, conforme detalhado na Nota Explicativa 31.1 das nossas ITRs. Adicionalmente, por meio do despacho nº 4.288/2014 de 30 de outubro de 2014, a Aneel autorizou o repasse de R$ 50,8 milhões à Copel DIS referentes à competência de setembro. Esse montante será reconhecido no resultado somente no 4T14. Rating Nacional AA+(bra) A agência de classificação de riscos Fitch Rating reafirmou o grau de confiança na COPEL. Em comunicado, a agência reiterou o índice AA+(bra), o que mantém a Companhia estável na perspectiva dos analistas de mercado. De acordo com a agência, o índice foi confirmado devido, principalmente, à continuidade da adequada performance operacional, ao perfil financeiro sólido da empresa suportado por uma robusta geração operacional de caixa, e à diversificação de segmentos de atuação, com importantes ativos nas áreas de geração, transmissão e distribuição. Venda de Energia do Complexo Eólico Cutia Em 31 de outubro de 2014, no 6º Leilão de Energia de Reserva 2014 (LER), a COPEL comercializou 71,2 MW médios de energia eólica pelo preço de R$ 144,00/MWh (preço teto do leilão), por meio de contratos com prazo de suprimento de 20 anos. Os sete parques eólicos possuem, em conjunto, potência de 195,6 MW, garantia física de 71,4 MW médios e serão construídos nos municípios de Pedra Grande e São Bento do Norte, no Rio Grande do Norte. Ver mais detalhes no item

6 Entrada em Operação Costa Oeste Transmissora No dia 31 de agosto, a Costa Oeste Transmissora de Energia S.A, SPE formada pela Copel GeT (51%) em parceria com a Eletrosul (49%), concluiu a entrada em operação da Linha de Transmissão Cascavel Oeste Umuarama (230 kv) e da Subestação Umuarama Sul (300 MVA), localizada no Estado do Paraná. Com investimento de R$ 75,0 milhões, os empreendimentos possuem RAP total de R$ 10,5 milhões. Ver mais detalhes no item 8.2. Entrada em Operação Transmissora Sul Brasileira No dia 06 de outubro, a Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A (TSBE), constituída por Copel GeT (20%) e Eletrosul (80%), energizou as linhas de transmissão Camaquã III Quinta (168 km) e Nova Santa Rita Camaquã (123 km), além da Subestação Camaquã III (230kV), localizadas na região leste do Rio Grande do Sul. A TSBE já havia colocado em operação, neste ano, 495 km de linhas de transmissão (525 kv) que interligam a subestação da UHE Salto Santiago, no sudoeste do PR, à subestação Nova Santa Rita, na Região Metropolitana de Porto Alegre (RS). Com RAP total de R$ 57,5 milhões, os empreendimentos contaram com investimento de R$ 520,0 milhões. Ver mais detalhes no item 8.2. Obras de Geração UHE Colíder A construção da barragem segue em ritmo acelerado e a estrutura principal do vertedouro está concluída. Estão em andamento a montagem das comportas, a concretagem da casa de força e a montagem eletromecânica das unidades geradoras. Além disso, estão em execução os 48 programas e subprogramas do projeto básico ambiental, destacando-se a supressão vegetal da área a ser alagada para formação do reservatório, cujos trabalhos foram iniciados em julho de Em decorrência de atos do poder público e de casos fortuitos e de força maior ocorridos ao longo da implantação do empreendimento, o início da geração comercial da unidade 1 da UHE Colíder está previsto para 30 de dezembro de 2015 e das unidades 2 e 3 para fevereiro e abril de 2016, respectivamente. A Copel GeT irá pleitear junto ao órgão regulador o reconhecimento de excludente de responsabilidade. Ver mais detalhes no item 8.1. Paraná Gás Exploração e Produção No dia 18 de setembro foi oficializada a criação da SPE Paraná Gás Exploração e Produção S.A, formada pela participação da COPEL (30%), Petra Energia S.A (30%), Bayar Empreendimentos e Participações Ltda (30%) e Tucuman Engenharia e Empreendimentos Ltda (10%). A SPE irá atuar em atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural convencional em blocos da Bacia do Paraná, na região oeste do Estado. Ver mais detalhes no item

7 Modernização da UTE Figueira Com investimento de R$ 106,0 milhões, a UTE Figueira ganhará um novo circuito gerador completo. As duas caldeiras existentes serão substituídas, o que proporcionará maior rendimento à usina e garantirá uma redução considerável na emissão de gases e partículas resultantes da queima do carvão. Com a modernização, a garantia física da usina vai passar de 10,3 MW médios de energia para 17,4 MW médios. Ver mais detalhes no item 8.1. Copel é a maior empresa do Paraná A Copel foi classificada como a maior empresa do Paraná pelo ranking "500 Maiores do Sul - Grandes&Líderes e assumiu a quarta posição no ranking das 500 maiores empresas do Sul. A liderança da Companhia é comprovada pelo Valor Ponderado de Grandeza (VPG), elaborado exclusivamente pela premiação, que resulta da soma ponderada de patrimônio líquido, receita bruta e lucro ou prejuízo líquido do exercício. A premiação "500 Maiores do Sul - Grandes&Líderes" é realizada há 24 anos pela Revista Amanhã e a consultoria PricewaterhouseCoopers (PwC), e utiliza como única fonte de dados os balanços oficiais publicados pelas companhias. COPEL é a Melhor da América Latina na Opinião dos Clientes No dia 25 de agosto a Copel Distribuição foi eleita a melhor prestadora de serviços de energia elétrica da América Latina na opinião dos clientes, conquistando a categoria Ouro no Prêmio de Qualidade - Satisfação do Cliente da Cier (Comisión de Integración Energética Regional). É a terceira vez em quatro anos que a Copel ganha o prêmio. A Copel Distribuição foi também a mais bem avaliada em Responsabilidade Social pela Cier. O prêmio de Responsabilidade Social Empresarial é conferido à distribuidora com melhor desempenho geral em 14 diferentes atributos, como apoiar programas sociais e eventos culturais, levar energia a localidades remotas, contribuir para o desenvolvimento regional, contar com política de acessibilidade, sustentabilidade, eficientização e benefícios aos empregados, entre outros. Copel Telecom é Destaque do Ano A Copel Telecom recebeu o prêmio "Destaque do Ano" pelo Anuário Telecom 2014, certificação que analisa o desempenho econômico-financeiro das empresas que atuam no mercado brasileiro de telecomunicações. O Anuário Telecom publica o ranking das 100 maiores empresas de telecomunicações do país e um ranking das operadoras de telefonias fixa e celular, de acordo com sua receita líquida. Como parte do prêmio, são escolhidas empresas Destaque do Ano em cada um dos segmentos que compõem o mercado brasileiro de telecomunicações. Os dados são analisados pela equipe que produz o Anuário Telecom, com supervisão de professores da Fundação Getúlio Vargas de São Paulo. 7

8 2. Desempenho Econômico-Financeiro 2.1 Receita Operacional No 3T14, a receita operacional atingiu R$ 3.286,9 milhões, Receita Operacional Líquida montante 45,8% superior aos R$ 2.254,6 milhões registrados no mesmo período de Destacam-se as seguintes variações: (i) aumento de 39,5% na receita de fornecimento de energia elétrica (que reflete somente a venda de energia, não considerando a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD) em decorrência, principalmente, (a) do reajuste de 24,86% aplicado às tarifas da Copel Distribuição a partir de 24 de junho de 2014, e (b) do crescimento de 3,1% no mercado cativo da Copel Distribuição em relação ao 3T13; (ii) crescimento de 134,8% na conta suprimento de energia elétrica decorrente, principalmente, (a) da maior receita na CCEE em função da venda de energia da UTE Araucária no mercado de curto prazo, (b) do elevado preço de energia (PLD) no período, e (c) da receita proveniente da venda de MWh no mercado de curto prazo pela Copel Distribuição, em razão da sobrecontratação no período; (iii) a rubrica disponibilidade da rede elétrica (composta pela receita da TUSD e TUST) apresentou aumento de 14,5% em razão, principalmente, (a) do reajuste tarifário aplicado pela Copel Distribuição, (b) do crescimento do mercado fio, e (c) da entrada em operação de novos ativos de transmissão; (iv) a conta receita de construção apresentou um crescimento de 37,3%, e reflete a contabilização de investimentos em serviços de construção e melhoria da infraestrutura utilizada na distribuição e transmissão de energia elétrica; (v) acréscimo de 18,3% na receita de telecomunicações em virtude da ampliação da área de atuação e do atendimento a novos clientes a base de clientes passou de ao final de setembro de 2013, para ao final de setembro de 2014; (vi) redução de 15,9% em distribuição de gás canalizado (fornecido pela Compagas) em decorrência, principalmente, da redução no volume de gás para o segmento de cogeração e de mudanças na legislação tributária estadual, específica no segmento de comercialização de gás no Estado do Paraná, que impactaram nas eliminações entre empresas do mesmo grupo (UTE Araucária compra o gás da Compagas) parcialmente compensado pelo reajuste da tarifa (7,0% em março de 2014); e (vii) redução de 39,8% em outras receitas operacionais devido, principalmente, à menor receita de aluguel em função do encerramento, em 31 de janeiro de 2014, do contrato de locação da UTE Araucária para a 17,4% 10,0% 2,9% 1,8% 1,3% 34,3% 32,5% Fornecimento Suprimento Disponibilidade da rede Receita de Construção Receita de Telecom Distribuição de Gás Canalizado Outras receitas 8

9 PETROBRAS. R$ mil Demonstrativo da Receita 3T14 2T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Fornecimento de energia elétrica , ,0 Suprimento de energia elétrica , ,2 Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) , ,6 Receita de construção , ,6 Receita de telecomunicações , ,1 Distribuição de gás canalizado (15,9) (2,4) Outras receitas operacionais (39,8) (45,4) Receita operacional , ,4 No acumulado dos nove primeiros meses de 2014, a receita líquida da COPEL registou um crescimento de 40,4% em comparação com o mesmo período do ano anterior, passando de R$ 6.736,2 milhões nos 9M13 para R$ 9.456,1 milhões nos 9M14, devido, principalmente, (a) à venda de energia da UTE Araucária, (b) a alocação de energia, por parte da Copel GeT, no mercado de curto prazo, (c) ao reajuste de 24,86% nas tarifas da Copel Distribuição, aplicado em junho de 2014, e (d) ao crescimento de 5,0% no mercado cativo da Copel Distribuição. 2.2 Custos e Despesas Operacionais No 3T14, os custos e despesas operacionais atingiram R$ 2.980,8 milhões, valor 51,7% superior aos R$ 1.964,6 milhões registrados no 3T13. As principais variações foram: (i) acréscimo de 57,3% na conta energia elétrica comprada para revenda em função do maior custo com aquisição de energia, em razão (a) de novos contratos de compra de energia, especialmente do 5,6% 3,7% 20,8% Custos e Despesas Operacionais 11,9% 42,7% 10,0% 5,2% Energia comprada Encargos do Uso da Rede Pessoal e Plano Previdenciário e Assistencial Material e Outros Serviços de terceiros Depreciação Custo de construção leilão A realizado em abril de 2014, no qual a Copel Dis adquiriu 388 MW médios a R$ 268,33, (b) dos reajustes dos contratos pela inflação, (c) da compra de energia no mercado de curto prazo, em razão do rebaixamento da garantia física (GSF) no período e (d) do PLD elevado, devido ao maior despacho das usinas térmicas, parcialmente compensado pelos recursos provenientes da Conta ACR; R$ mil Energia Elétrica Comprada para Revenda 3T14 2T14 3T13 Var. % 9M14 9M13 Var. % (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Itaipu , ,4 CCEAR (leilão) , ,0 Bilaterais (20,1) (0,5) CCEE , ,3 (-) Repasse CDE - CCEE (95.616) ( ) ( ) ( ) 338,2 Proinfa , ,2 (-) Pis / Pasep e Cofins ( ) ( ) (81.652) 40,9 ( ) ( ) 31,5 TOTAL , ,3 9

10 (ii) acréscimo de 63,5% na conta encargos de uso da rede elétrica em razão, basicamente, (a) da entrada em operação de novos ativos no sistema, (b) do reajuste da tarifa do uso do sistema de transmissão, e (c) maior custo com Encargos de Serviços do Sistema (ESS) devido ao maior despacho térmico no período; Encargos de uso da rede elétrica 3T14 (1) Encargos dos serviços do sistema - ESS (81,5) (-) Repasse CDE - ESS - - (721) - - ( ) - Encargos de uso do sistema - distribuição , ,9 Encargos de uso do sistema - rede básica e conexão , ,5 Encargos de transporte de Itaipu , ,3 Encargo de Energia de Reserva - EER (72,7) (-) PIS / Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica (18.193) (13.363) (11.898) 52,9 (45.282) (31.297) 44,7 TOTAL , ,1 (iii) a rubrica pessoal e administradores apresentou redução de 0,6% no período, reflexo principalmente da redução de 6,7% no quadro de pessoal, compensado pelo reajuste salarial de 7,0% ocorrido em outubro de 2013; (iv) a conta planos previdenciário e assistencial, que registra a apropriação dos valores referentes aos Planos Previdenciário e Assistencial, calculados segundo critérios da Deliberação CVM nº 695/2012, apresentou aumento de 0,7% motivado, principalmente, pelos maiores gastos com o plano assistencial; (v) a conta matéria-prima e insumos para produção de energia registra o custo com a aquisição de carvão mineral para a Usina Termelétrica de Figueira e de gás natural para a UTE Araucária e considera as eliminações entre empresas do mesmo grupo (a UTE Araucária compra o gás da Compagas); (vi) a rubrica gás natural e insumos para operação de gás cresceu 335,3%, e reflete a compra de gás, por parte da Compagas, para atender, principalmente, a UTE Araucária, que desde o dia 1º de fevereiro de 2014, voltou a ser operada pela UEGA, empresa controlada pela COPEL; (vii) a conta serviços de terceiros apresentou redução de 2,9%, em decorrência de menores custos com (a) processamento e transmissão de dados, (b) manutenção do sistema elétrico, e (c) consultoria e auditoria, parcialmente compensada pelo aumento de custos com (a) manutenção de instalações, e (b) leitura e entrega de faturas; (viii) em provisões e reversões, foram registrados R$ 126,9 milhões no período, decorrentes, principalmente, de provisões para litígios (a) trabalhistas, (b) cíveis e de direito administrativo, (c) benefícios a empregados, e (d) liquidação duvidosa; (ix) a conta custo de construção registrou crescimento de 36,3% e reflete os investimentos realizados nos negócios de distribuição e transmissão de energia no período; e (x) a rubrica outros custos e despesas operacionais reduziu 37,6% em razão, principalmente, do menor custo com (a) perdas na desativação e alienação de bens, (b) propaganda e publicidade, e (c) manutenção, 2T14 (2) 3T13 (3) Var. % (1/3) 9M14 (4) 9M13 (5) Var. % (4/5) R$ mil 10

11 parcialmente compensado pelo maior custo com indenizações. R$ mil Custos e Despesas Operacionais 3T14 2T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Energia elétrica comprada para revenda , ,3 Encargos de uso da rede elétrica , ,1 Pessoal e administradores (0,6) (5,6) Planos previdenciário e assistencial , ,4 Material , ,0 Matéria-prima e insumos para produção de energia , ,7 Gás natural e insumos para operação de gás , ,6 Serviços de terceiros (2,9) (0,6) Depreciação e amortização , ,0 Provisões e reversões , ,5 Custo de construção , ,5 Outros custos e despesas operacionais (37,6) (5,8) TOTAL , ,0 Nos nove primeiros meses de 2014, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 8.217,5 milhões, montante 45,0% superior ao registrado no mesmo período do ano anterior em decorrência, principalmente, (a) do aumento no custo com aquisição de energia, decorrente dos novos contratos (CCEARs), e do PLD no período, (b) da aquisição de gás natural e insumos para a operação de gás em virtude do despacho da UTE Araucária, (c) aumento no custo com encargos de uso da rede em virtude do reajuste das tarifas de transmissão, e (d) maior registro de provisões e reversões parcialmente compensado pela redução de 5,6% em pessoal e administradores no período. 2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial O resultado de equivalência patrimonial reflete os ganhos e perdas nos investimentos realizados nas coligadas da COPEL. No 3T14, o resultado apresentado é de R$ 35,5 milhões, composto, principalmente, pelos ganhos na Dominó Holdings, SANEPAR, Dona Francisca Energética, Foz do Chopim Energética e nas SPEs de transmissão. Nos nove primeiros meses de 2014, o resultado de equivalência patrimonial foi de R$ 120,1 milhões. 2.4 LAJIDA No 3T14, o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização atingiu R$ 495,8 milhões, montante 7,0% superior ao apresentado no mesmo período do ano anterior (R$ 463,3 milhões). Já nos nove primeiros meses de 2014, o LAJIDA apresentou crescimento de 16,2% em relação aos 9M13, alcançando R$ 1.821,2 milhões no período. 11

12 2.5 Resultado Financeiro Entre julho e setembro, as receitas financeiras totalizaram R$ 115,6 milhões, redução de 34,2% em relação ao mesmo período de 2013, decorrente da menor variação monetária registrada sobre contas a receber vinculadas à concessão e sobre a CRC. Isso se deve pela menor inflação (IGP-M e IGP-DI respectivamente) no período, parcialmente compensada pela maior renda das aplicações financeiras, reflexo da elevação dos juros no período. Nos nove primeiros meses de 2014, as receitas financeiras apresentaram aumento de 4,7% em relação ao mesmo período de 2013, atingindo R$ 499,1 milhões. As despesas financeiras registradas no 3T14 totalizaram R$ 131,7 milhões, valor 44,1% maior que o verificado no mesmo período do ano anterior, em função, basicamente, do aumento dos encargos de dívidas e variações monetárias, decorrentes da elevação dos juros e do maior saldo de financiamentos. Nos primeiros nove meses de 2014, as despesas financeiras foram 48,8% superiores ao registrado no mesmo período de 2013, totalizando R$ 362,2 milhões. Assim, o resultado financeiro do 3T14 foi negativo em R$ 16,1 milhões, contra um resultado financeiro positivo de R$ 84,3 milhões verificado no mesmo período do ano anterior. Nos nove primeiros meses do ano, o resultado financeiro foi positivo em R$ 136,9 milhões, o que representa uma redução de 41,3% em comparação com o mesmo período de R$ T14 2T14 3T13 Var% 9M14 9M13 Var% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Receitas Financeiras (34,2) ,7 Renda e variação monetária sobre repasse CRC (52,9) (6,9) Variação monetária sobre ativo indenizável - concessão (14.389) (2.022) (139,0) (48,7) Var. monetária s/ ativo indenizado - prorrogação da concessão (33,6) (36,5) Renda de aplicações financeiras , ,4 Acréscimos moratórios sobre faturas de energia (7,8) ,0 Outras receitas financeiras , ,7 Despesas Financeiras ( ) ( ) (91.450) 44,1 ( ) ( ) 48,8 Encargos de dívidas ( ) (80.018) (63.167) 65,2 ( ) ( ) 56,8 Variações monetárias - Concessão Uso do Bem Público ANEEL (8.517) (11.358) (19.231) (55,7) (42.862) (49.119) (12,7) Pis / Pasep e Cofins sobre JCP - (736) (66) - (742) (952) (22,1) Variações monetárias e cambiais (9.020) (12.702) (2.685) 235,9 (26.609) (10.964) 142,7 Outras despesas financeiras (9.847) (11.568) (6.301) 56,3 (35.785) (19.070) 87,7 Resultado Financeiro (16.139) (119,2) (41,3) 2.6 Lucro Líquido Consolidado No 3T14, a COPEL registrou lucro líquido de R$ 233,4 milhões, valor 14,5% inferior ao apresentado no mesmo período de 2013 (R$ 273,0 milhões). Já nos 9M14, o lucro líquido da Companhia apresentou crescimento de 15,3% em comparação com os 9M13, totalizando R$ 1.064,8 milhões. 12

13 2.7 Demonstração do Resultado Consolidado - DRE R$ mil Demonstração do Resultado 3T14 2T14 3T13 Var.% 9M14 9M13 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) RECEITA OPERACIONAL , ,4 Fornecimento de energia elétrica , ,0 Suprimento de energia elétrica , ,2 Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) , ,6 Receita de construção , ,6 Receita de Telecomunicações , ,1 Distribuição de gás canalizado (15,9) (2,4) Outras receitas operacionais (39,8) (45,4) CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS ( ) ( ) ( ) 51,7 ( ) ( ) 45,0 Energia elétrica comprada para revenda ( ) ( ) ( ) 57,3 ( ) ( ) 48,3 Encargos de uso da rede elétrica ( ) ( ) ( ) 63,5 ( ) ( ) 51,1 Pessoal e administradores ( ) ( ) ( ) (0,6) ( ) ( ) (5,6) Planos previdenciário e assistencial (47.754) (47.202) (47.443) 0,7 ( ) ( ) 8,4 Material (19.589) (18.198) (15.963) 22,7 (55.973) (51.360) 9,0 Matéria-prima e insumos para produção de energia (42.316) (45.182) (5.847) 623,7 (92.426) (20.328) 354,7 Gás natural e insumos para operação de gás ( ) ( ) (82.531) 335,3 ( ) ( ) 375,6 Serviços de terceiros ( ) ( ) ( ) (2,9) ( ) ( ) (0,6) Depreciação e amortização ( ) ( ) ( ) 4,1 ( ) ( ) 5,0 Provisões e reversões ( ) (87.968) (16.605) 664,3 ( ) ( ) 85,5 Custo de construção ( ) ( ) ( ) 36,3 ( ) ( ) 35,5 Outros custos e despesas operacionais (78.748) ( ) ( ) (37,6) ( ) ( ) (5,8) RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL , ,5 LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS , ,6 RESULTADO FINANCEIRO (16.139) (41,3) Receitas financeiras (34,2) ,7 Despesas financeiras ( ) ( ) (91.450) 44,1 ( ) ( ) 48,8 LUCRO OPERACIONAL (18,5) ,0 IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (91.934) ( ) ( ) (27,2) ( ) ( ) (1,3) Imposto de Renda e Contribuição Social ( ) ( ) ( ) (1,7) ( ) ( ) 19,0 Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos , ,9 LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO (14,5) ,3 Atribuído aos acionistas da empresa controladora (17,4) ,8 Atribuído aos acionistas não controladores , ,5 LAJIDA , ,2 13

14 3. Balanço Patrimonial Consolidado A seguir descrevemos as principais contas e as principais variações observadas no Balanço Patrimonial em relação a dezembro de Informações adicionais podem ser obtidas nas referidas Notas Explicativas de nossas ITRs. 3.1 Ativo Em 30 de setembro de 2014, o ativo total da COPEL alcançou R$ ,7 milhões, montante 10,3% superior ao registrado em 31 de dezembro de Principais Variações no Período Ativo circulante: (i) aumento de 43,2% em títulos e valores mobiliários, em decorrência, principalmente, do maior número de garantias para (a) leilões da ANEEL e (b) financiamentos para construções de usinas hidrelétricas e linhas de transmissão; (ii) aumento de 42,1% em clientes devido, basicamente, ao valor de R$ 381,2 milhões referente à alocação de energia no mercado de curto prazo do despacho da UTE Araucária (R$ 349,3 milhões) e da Copel GeT; e (iii) aumento de 10,1% em outros créditos, em razão, sobretudo, do registro de R$ 151,7 milhões referentes aos recursos da CDE a serem repassados pela Eletrobras para cobrir os descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição. Ativo não circulante: (i) ampliação de 17,0% na rubrica contas a receber vinculadas à concessão, reflexo, principalmente, da capitalização do intangível em curso (investimentos realizados) e da variação monetária (IGP-M) sobre os ativos relacionados às concessões de distribuição e transmissão; (ii) redução de 56,2% em contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão, refletindo a transferência de R$ 205,4 milhões para o ativo circulante; e (iii) crescimento de 18,1% na conta imposto de renda e contribuição social diferido em função do reconhecimento de prejuízo fiscal e base de cálculo negativa na Copel Distribuição. Investimentos, Imobilizado e Intangível O saldo na conta investimentos apresentou expansão de 37,4% nos primeiros nove meses de 2014, reflexo da equivalência patrimonial e dos aportes registrados no período. A conta imobilizado cresceu 5,0% em função da entrada de novos ativos, conforme o programa de investimentos da Companhia, líquido da quota de 14

15 depreciação do período. Já a conta intangível apresentou aumento de 7,4% decorrente, principalmente, da contabilização de investimentos em novos ativos na Copel Distribuição, parcialmente compensada pelas amortizações relacionadas ao Contrato de Concessão. Principais contas do Ativo Caixa, Equivalentes de Caixa e Títulos e Valores Mobiliários Em 30 de setembro de 2014, as disponibilidades das subsidiárias integrais e controladas da COPEL (caixa, equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários) totalizaram R$ 2.482,4 milhões e estavam aplicadas, majoritariamente, em Certificados de Depósitos Bancários (CDB) e operações compromissadas. As aplicações foram remuneradas, em média, à taxa de variação do Certificado de Depósito Interbancário (CDI) do período. Repasse CRC ao Estado do Paraná Através do quarto termo aditivo, assinado em 21 de janeiro de 2005, a Companhia renegociou com o Governo do Estado do Paraná o saldo da Conta de Resultados a Compensar (CRC) em 31 de dezembro de 2004, no montante de R$ 1.197,4 milhões, em 244 prestações mensais recalculadas pelo sistema price de amortização, atualizado pela variação do IGP-DI, e juros de 6,65% a.a. O vencimento da primeira parcela ocorreu em 30 de janeiro de 2005 e as demais têm vencimentos subsequentes e consecutivos até abril de O saldo atual da CRC é de R$ 1.337,9 milhões. O Governo do Estado vem cumprindo o pagamento das parcelas renegociadas conforme estabelecido no quarto termo aditivo, que também prevê a garantia por dividendos das amortizações desse financiamento. Em 2013, o saldo da CRC foi transferido da Copel Distribuição para a COPEL, conforme anuência da Aneel (Despacho nº de 11 de dezembro de 2013), com a quitação de um mútuo entre as Companhias e a transferência do saldo financeiro remanescente. Contas a Receber Vinculadas à Prorrogação da Concessão Em decorrência do aceite da Copel Geração e Transmissão às condicionantes estabelecidas pelo poder concedente para antecipação da prorrogação dos ativos de transmissão (MP 579), em 01 de novembro de 2012, através das Portarias 578 e 579 e Portaria Interministerial 580, o Ministério de Minas e Energia informou o valor da indenização que a Companhia faz jus no Contrato de Concessão de Transmissão nº 060/2001, no montante de R$ 893,9 milhões (considerando apenas os ativos que entraram em operação após maio de 2000). Em 30 de setembro, o montante registrado nessa conta foi de R$ 453,7 milhões, R$ 264,1 milhões menor que o registrado em dezembro de 2013, devido às amortizações ocorridas no período. Com a promulgação da Lei em 11 de janeiro de 2013, o poder concedente reconsiderou o direito de indenização dos ativos existentes em 31 de maio de 2000 (RBSE), e a Resolução Normativa Aneel nº 589 de 13 de dezembro de 2013 definiu que a indenização deve ser calculada com base no Valor Novo de Reposição 15

16 VNR, descontada a taxa de depreciação do bem. A Copel está realizando os cálculos para apresentar à Aneel o valor da indenização desses ativos. R$ mil Ativo Set/14 Dez/13 Set/13 Var.% Var.% (1) (2) (3) (1/2) (1/3) CIRCULANTE ,6 16,7 Caixa e equivalentes de caixa ,8 16,9 Títulos e Valores Mobiliários ,2 9,4 Cauções e depósitos vinculados ,2 388,0 Clientes ,1 40,2 Dividendos a receber ,3 83,9 Repasse CRC ao Estado do Paraná ,2 10,7 Contas a receber vinculadas à concessão ,7 48,5 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (16,7) (16,7) Outros créditos ,1 25,7 Estoques ,0 5,8 Imposto de Renda e Contribuição Social (74,1) (83,7) Outros tributos correntes a recuperar ,7 53,4 Despesas antecipadas ,4 (7,3) NÃO CIRCULANTE ,0 14,6 Realizável a Longo Prazo ,2 20,6 Títulos e Valores Mobiliários ,1 26,3 Cauções e depósitos vinculados ,5 9,1 Clientes (43,9) 66,7 Repasse CRC ao Estado do Paraná (3,7) (3,8) Depósitos judiciais ,6 21,1 Contas a receber vinculadas à concessão ,0 31,2 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (56,2) (64,7) Outros créditos ,4 60,0 Imposto de renda e contribuição social (0,6) 2.212,23 Outros tributos correntes a recuperar ,1 35,9 Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos ,1 21,4 Despesas antecipadas (50,6) (52,9) Partes Relacionadas Investimentos ,4 74,3 Imobilizado ,0 5,7 Intangível ,4 2,9 TOTAL ,3 15,0 16

17 3.2 Passivo Principais Variações no Período Passivo circulante (i) aumento de 22,3% em fornecedores em decorrência, principalmente, (a) do aumento da compra de gás, realizada pela Compagas, para atender ao consumo da UTE Araucária, e (b) da compra de energia no mercado de curto prazo; (ii) aumento de 23,8% em empréstimos, financiamentos e debêntures, decorrente da emissão de debêntures de curto prazo dos parques eólicos (empréstimo ponte); (iii) redução de 12,3% na rubrica outras obrigações fiscais em função, basicamente, do menor saldo de imposto de renda sobre JCP e de PIS/PASEP e COFINS a recolher. Passivo não circulante (i) crescimento de 25,0% em empréstimos, financiamentos e debêntures, em razão da 5ª emissão de R$ 1,0 bilhão em debêntures da Copel Holding, realizada em maio de 2014; (ii) aumento de 14,3% em provisões para litígios, decorrente de maior provisão para litígios (a) trabalhistas, (b) cíveis e direito administrativo, e (c) desapropriações e patrimoniais. Principais contas do Passivo Provisões para Litígios A Companhia responde por diversos processos judiciais perante diferentes tribunais e instâncias. A Administração da COPEL, fundamentada na opinião de seus assessores legais, mantém provisão para litígios sobre as causas cuja probabilidade de perda é considerada provável. Os saldos das provisões para litígios são os seguintes: R$ mil Perdas Prováveis - Consolidado Set/14 Dez/13 Set/13 Var % Var % (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Fiscais ,5 1,2 Trabalhistas ,2 45,0 Benefícios a Empregados ,4 (15,6) Cíveis: ,7 21,4 Fornecedores (4,2) (5,9) Cíveis e direito administrativo ,8 35,1 Servidões de passagem ,5 171,2 Desapropriações e patrimoniais ,5 16,3 Consumidores ,4 8,5 Ambientais ,3 16,7 Regulatórias ,9 13,5 TOTAL ,3 16,4 17

18 Perdas Possíveis As causas classificadas como perdas possíveis, estimadas pela Companhia e suas controladas ao final do período, totalizaram R$ 2.899,1 milhões, montante 0,4% maior ao registrado em dezembro de 2013, distribuídos em ações das seguintes naturezas: fiscais - R$ 1.475,8 milhões; cíveis - R$ 726,4 milhões; trabalhistas - R$ 528,9 milhões; benefícios a empregados - R$ 103,4 milhões e regulatórias - R$ 64,6 milhões. Contas a pagar vinculadas à concessão Utilização do Bem Público Refere-se aos encargos de outorga de concessão pela Utilização do Bem Público (UBP) incorridos a partir da assinatura do contrato de concessão do empreendimento até a data final da concessão. R$ mil Elejor Mauá Colíder PCHs¹ Total Passivo circulante Passivo não circulante ¹Referente às PCHs Cavernoso, Apucaraninha, Chopim I, Chaminé e Derivação Rio Jordão. 3.3 Endividamento e Patrimônio Líquido O total da dívida consolidada da COPEL somava R$ 5.652,0 milhões em 30 de setembro de 2014, representando endividamento de 41,1% sobre o patrimônio líquido consolidado, o qual, ao final do período, era de R$ ,4 milhões, equivalente a R$ 50,26 por ação (Valor Patrimonial por Ação VPA). A composição dos saldos de empréstimos, financiamentos e debêntures está demonstrada na tabela a seguir: R$ mil Curto Prazo Longo Prazo Total Tesouro Nacional Moeda Estrangeira Eletrobras 3-3 Total Eletrobras - COPEL FINEP Moeda Nacional BNDES Banco do Brasil S/A e outros Debêntures Total TOTAL

19 R$ milhões vezes Earnings Release 3T14 A seguir demonstramos o vencimento das parcelas dos empréstimos, financiamentos e debêntures: R$ mil Curto Prazo Longo Prazo Out/14 - Set/15 Out - Dez/ Após 2018 Total Moeda Nacional Moeda Estrangeira TOTAL No final de setembro de 2014 a Companhia contava com R$ 705,5 milhões em avais e garantias, conforme tabela a seguir. Avais e Garantias¹ 9M14 R$ mil Dona Francisca SPEs Transmissora Sul Brasileira Caiuá Transmissora Integração Maranhense Matrinchã Transmissora Guaraciaba Transmissora Costa Oeste Mata de Santa Genebra TOTAL ¹ Proporcional à participação da Copel nos empreendimentos. A dívida líquida consolidada da COPEL (empréstimos, financiamentos e debêntures, menos disponibilidades) e a relação Dívida Líquida/LAJIDA são demonstradas no gráfico a seguir: (150) (450) (215) (407) M14 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0-0,5 Dívida Líquida Dívida Líquida/LAJIDA¹ ¹LAJIDA Anualizado 19

20 A tabela a seguir apresenta o passivo consolidado: R$ mil Passivo Set/14 Dez/13 Set/13 Var.% Var.% (1) (2) (3) (1/2) (1/3) CIRCULANTE ,6 20,1 Obrigações sociais e trabalhistas (10,7) (34,0) Fornecedores ,3 39,4 Imposto de Renda e Contribuição Social ,8 13,4 Outras obrigações fiscais (12,3) 12,6 Empréstimos, financiamentos e debêntures ,8 46,8 Dividendos a pagar (75,5) (94,5) Benefícios pós-emprego ,1 18,9 Encargos do consumidor a recolher (36,9) (49,2) Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética (2,7) (14,2) Contas a pagar vinc. à concessão - Uso do Bem Público ,8 7,5 Outras contas a pagar ,8 11,3 NÃO CIRCULANTE ,6 35,0 Fornecedores (34,3) (43,0) Obrigações fiscais ,2 - Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos (25,8) (32,0) Empréstimos, financiamentos e debêntures ,0 65,1 Benefício pós-emprego ,6 14,1 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética ,0 46,2 Contas a pagar vinculadas à concessão - Uso do Bem Público ,3 2,5 Outras contas a pagar (0,9) (0,4) Provisões para litígios ,3 16,4 PATRIMÔNIO LÍQUIDO ,4 4,9 Atribuível aos acionistas da empresa controladora ,8 4,3 Capital Social Ajustes de avaliação patrimonial (8,0) (12,5) Reserva legal ,4 Reserva de retenção de lucros ,8 Dividendo adicional proposto Lucros acumulados ,9 Atribuível aos acionistas não controladores ,4 29,4 TOTAL ,3 15,0 4. Desempenho por Subsidiária 4.1 Copel Geração e Transmissão No 3T14, a receita operacional da Copel GeT atingiu R$ 641,1 milhões, valor 7,4% superior aos R$ 597,2 milhões registrados no mesmo período do ano anterior, influenciado, principalmente, pelo aumento de 26,6% no fornecimento de energia elétrica, em decorrência do reajuste de parte dos contratos vigentes. Os custos e despesas operacionais aumentaram 47,0% no 3T14 em relação ao 3T13, influenciados, (a) pelo registro de R$ 175,6 milhões no custo com energia elétrica comprada para revenda em virtude, principalmente, da compra de energia no mercado de curto prazo (CCEE), decorrente do menor GSF no período e (b) pelo 20

21 aumento de 53,8% em provisões e reversões, parcialmente compensado pela redução de 12,3% com pessoal e administradores. O resultado de equivalência patrimonial alcançou R$ 65,5 milhões no 3T14, motivado, principalmente, pela participação da Copel GeT na UEGA (60%), montante que é eliminado no resultado consolidado em razão de serem empresas do mesmo grupo. No 3T14, o lucro líquido ficou 7,0% abaixo do resultado do 3T13, atingindo R$ 165,5 milhões. O LAJIDA alcançou R$ 248,7 milhões, montante 20,9% inferior ao verificado no mesmo período de Nos nove primeiros meses de 2014, a Copel GeT apresentou uma receita operacional de R$ 2.294,4 milhões, aumento de 13,5%, enquanto os custos e despesas operacionais apresentaram um crescimento de 21,6% no mesmo período. O lucro líquido atingiu R$ 986,8 milhões enquanto o LAJIDA apurado no período foi de R$ 1.475,0 milhões, crescimento, respectivamente, de 34,5% e 21,3% em relação ao verificado no mesmo período de Principais Indicadores 3T14 (1) 2T14 (2) Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 641,1 810,1 597,2 7, , ,1 13,5 Resultado Operacional (R$ milhões) 213,3 544,9 264,8 (19,5) 1.365, ,6 25,5 Lucro Líquido (R$ milhões) 165,5 389,8 177,9 (7,0) 986,8 733,7 34,5 LAJIDA (R$ milhões) 248,6 581,6 314,1 (20,9) 1.475, ,3 21,3 Margem Operacional 33,3% 67,3% 44,3% (25,0) 59,5% 53,9% 10,5 Margem Líquida 25,8% 48,1% 29,8% (13,4) 43,0% 36,3% 18,5 Margem LAJIDA 38,8% 71,8% 52,6% (26,3) 64,3% 60,2% 6,8 Programa de Investimento (R$ milhões) 324,8 129,0 112,4 189,0 612,6 340,1 80,1 3T13 (3) Var. % (1/3) 9M14 (4) 9M13 (5) Var. % (4/5) 4.2 Copel Distribuição No 3T14 a receita operacional da Copel Distribuição atingiu R$ 2.070,0 milhões, valor 35,6% superior aos R$ 1.526,9 milhões registrados no mesmo período do ano anterior, em decorrência, principalmente, (a) do reajuste de 24,86% aplicado às tarifas a partir de 24 de junho de 2014, (b) do crescimento de 3,1% no mercado cativo no período, e (c) da receita proveniente da venda de MWh no mercado de curto prazo. Os custos e despesas operacionais aumentaram 28,0% em relação ao mesmo período do ano anterior, atingindo R$ 1.967,3 milhões, reflexo, principalmente, do aumento de 33,4% nos custos com energia elétrica comprada para revenda, parcialmente compensados pela redução de 10,8% nos gastos com pessoal em comparação com 3T13. No 3T14, a Copel Distribuição apresentou lucro de R$ 51,3 milhões e um LAJIDA de R$ 158,2 milhões. Caso os ativos e passivos regulatórios fossem contabilizados, o efeito bruto do movimento da Conta de Compensação da Parcela A (CVA) sobre o LAJIDA da subsidiária seria negativo em R$ 62,0 milhões no 3T14. Desse modo, o 21

22 LAJIDA ajustado equivale a R$ 96,2 milhões. Para mais detalhes sobre a CVA, consulte a Nota Explicativa 37 de nossas ITRs. No acumulado dos 9M14, a receita operacional líquida atingiu R$ 5.327,4 milhões, montante 23,2% superior aos nove primeiros meses de Já os custos operacionais somaram R$ 5.650,1 milhões, um aumento de 27,3% na comparação com o mesmo período do ano anterior. O LAJIDA ficou negativo em R$ 158,0 milhões, mas, se considerado o ajuste da CVA, o LAJIDA seria positivo em R$ 311,6 milhões. Principais Indicadores 3T14 (1) Receita Operacional Líquida (R$ millhões) 2.070, , ,9 35, , ,3 23,2 Resultado Operacional (R$ milhões) 78,0 (323,0) 64,3 21,3 (264,3) 67,1 - Lucro Líquido (R$ milhões) 51,3 (214,3) 42,2 21,8 (177,6) 42,6 - LAJIDA (R$ milhões) 158,2 (295,5) 41,8 278,7 (158,0) 37,4 - Margem Operacional 3,8% - 4,2% (10,5) - 1,6% - Margem líquida 2,5% - 2,8% (10,2) - 1,0% - Margem LAJIDA 7,6% - 2,7% 179,3-0,9% - Programa de Investimento (R$ milhões) 291,9 253,5 236,2 23,6 774,0 663,1 16,7 2T14 (2) 3T13 (3) Var.% (1/3) 9M14 (4) 9M13 (5) Var.% (4/5) Efeito CVA (milhões) 3T14 (1) Efeito CVA Bruto (62,0) 266,3 (18,2) 241,5 469,6 96,5 386,6 Efeito CVA Líquido ¹ (40,9) 175,8 (12,0) 241,5 309,9 63,7 386,6 Principais Indicadores ajustados - CVA Resultado Operacional ajustado (R$ milhões) ² 15,9 (56,7) 46,1 (65,4) 205,3 163,6 25,5 Lucro Líquido ajustado (R$ milhões) ³ 10,4 (38,5) 30,2 (65,6) 132,4 106,3 24,5 LAJIDA ajustado (R$ milhões) ² 96,2 (29,2) 23,6 307,3 311,6 133,9 132,7 Margem Operacional ajustada ² 0,8% - 3,0% (74,5) - 3,8% - Margem Líquida ajustada ³ 0,5% - 2,0% (74,6) - 2,5% - Margem LAJIDA ajustada ² 4,6% - 1,5% 200,4-3,1% - ¹ Valor Estimado Líquido: valor bruto menos alíquota de 34% de IR. ² Ajustado pelo efeito bruto da CVA. ³ Ajustado pelo efeito líquido da CVA. 2T14 (2) 3T13 (3) Var.% (1/3) 9M14 (4) 9M13 (5) Var.% (4/5) 4.3 Copel Telecomunicações A receita operacional da Copel Telecomunicações no 3T14 atingiu R$ 54,1 milhões, valor 12,6% superior aos R$ 48,1 milhões registrados no mesmo período do ano anterior em decorrência, principalmente, da ampliação da área de atuação e do atendimento a novos clientes. Os custos e despesas operacionais tiveram aumento de 4,5%, influenciados (a) pelo aumento de 16,5% no serviço de terceiros e (b) pelo aumento de 3,5% no custo com pessoal e administradores, dado que devido à restruturação ocorrida na empresa, empregados provenientes da área de TI da Copel passaram a integrar o quadro da Copel Telecom. O lucro líquido do período foi de R$ 15,1 milhões, 34,2% maior em relação ao 3T13. O LAJIDA teve um incremento de 19,2%, alcançando R$ 29,2 milhões, ante os R$ 24,5 milhões verificados do mesmo período do ano anterior. No acumulado dos primeiros nove meses de 2014, a receita operacional da Copel Telecomunicações atingiu 22

23 R$ 151,7 milhões, valor 8,6% superior aos R$ 139,7 milhões registrados nos 9M13, enquanto que os custos e despesas operacionais tiveram aumento de 0,7%. O Lucro Líquido do período foi de R$ 43,0 milhões, 30,8% maior em relação aos 9M13, e o LAJIDA teve um incremento de 15,6%, alcançando R$ 83,3 milhões. Principais Indicadores 3T14 (1) 2T14 (2) Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 54,1 49,2 48,1 12,6 151,7 139,7 8,6 Resultado Operacional (R$ milhões) 22,8 20,6 18,5 23,2 65,0 53,5 21,5 Lucro Líquido (R$ milhões) 15,1 13,6 12,4 22,2 43,0 35,5 21,1 LAJIDA (R$ milhões) 29,2 26,9 24,5 19,2 83,3 72,1 15,6 Margem Operacional 42,1% 41,8% 38,4% 9,5 42,8% 38,3% 11,9 Margem Líquida 27,9% 27,6% 25,7% 8,6 28,3% 25,4% 11,5 Margem LAJIDA 53,9% 54,8% 50,9% 5,9 54,9% 51,6% 6,4 Programa de Investimento (R$ milhões) 30,0 22,6 20,2 48,7 72,0 47,2 52,5 3T13 (3) Var.% (1/3) 9M14 (4) 9M13 (5) Var.% (4/5) 5. Programa de Investimentos O programa de investimentos realizado pela COPEL nos 9M14 e a previsão de investimentos para 2014 são apresentados na tabela a seguir: R$ milhões Realizado Realizado Previsto 3T14 9M Geração e Transmissão 324,8 612, ,0 UHE Colíder 52,3 195,9 409,8 UHE Baixo Iguaçu 202,3 203,0 316,0 LT Araraquara / Taubaté 13,3 66,3 182,8 SE Cerquilho 3,9 17,2 8,3 LT Figueira-Londrina / Foz do Chopim-Salto Osório 2,7 7,5 42,9 SE Paraguaçu Paulista 0,3 1,9 25,6 SE Curitiba Norte 1,3 1,6 8,7 Outros 48,7 119,3 314,9 Distribuição 291,9 774,0 895,9 Telecomunicações 30,0 72,0 80,0 Participação em novos negócios ¹ 202,9 391,7 331,8 TOTAL 849, , ,7 ¹ Empreendimentos Eólicos, Voltalia, Costa Oeste Transmissora, Marumbi Transmissora, Transmissora Sul Brasileira, Caiuá Transmissora, Integração Maranhense Transmissora, Matrinchã Transmissora de Energia, Guaraciaba Transmissora de Energia, Paranaíba Transmissora e Mata de Santa Genebra. O valor do investimento em participação em novos negócios realizado até 30 de setembro superou o valor inicialmente previsto para o ano de 2014 em decorrência da inclusão de novos empreendimentos ao portifólio de projetos da Companhia. 23

24 6. Mercado de Energia e Tarifas 6.1 Mercado Cativo Copel Distribuição A venda de energia para o mercado cativo da Copel Distribuição totalizou GWh até setembro desse ano, crescimento de 5,0% em comparação ao mesmo período de 2013, em decorrência, principalmente, do aumento do consumo médio e da base de clientes no período. A tabela a seguir apresenta o comportamento do mercado cativo aberto por classe de consumo: N o de consumidores Energia vendida (GWh) Set/14 Set/13 Var. % 3T14 3T13 Var. % 9M14 9M13 Var. % Residencial , , ,7 Industrial (1,7) , ,3 Comercial , , ,9 Rural , ,0 Outros , , ,1 Mercado Cativo , , ,0 A classe residencial consumiu GWh entre janeiro e setembro de 2014, registrando expansão de 5,7%, em razão do crescimento na base de consumidores e da elevação no consumo médio, decorrente da manutenção das condições favoráveis de renda e nível de emprego e pelo registro de temperaturas acima da média no período. Ao final de setembro de 2014 esta classe era equivalente a 30,3% do mercado cativo, totalizando consumidores residenciais. A classe industrial apresentou crescimento de 2,3% no consumo de energia nos primeiros nove meses de 2014, totalizando GWh, resultado impulsionado pelo bom desempenho da indústria paranaense, especialmente dos setores de madeira, bebidas e derivados do petróleo. Ao final do período a classe industrial representava 28,1% do mercado cativo e eram atendidos consumidores industriais. A classe comercial consumiu GWh entre janeiro e setembro de 2014, o que representa um crescimento de 6,9% em relação ao mesmo período do ano anterior, impactado, principalmente, pelo crescimento na base de clientes e registro de elevadas temperaturas no período. No final de setembro esta classe representava 22,5% do mercado cativo e eram atendidos consumidores. A classe rural consumiu GWh e cresceu 8,0% nos primeiros nove meses do ano, reflexo do bom desempenho apresentado pelo agronegócio paranaense. Ao final de setembro esta classe representava 9,3% do mercado cativo e eram atendidos consumidores rurais. As outras classes (poderes públicos, iluminação pública, serviços públicos e consumo próprio) consumiram GWh, aumento de 4,1% entre janeiro e setembro de Em conjunto, essas classes eram equivalentes a 9,8% do mercado cativo, totalizando consumidores no final do período. 24

25 6.2 Mercado Fio (TUSD) O mercado fio da Copel Distribuição, composto pelo mercado cativo, pelo suprimento a concessionárias e permissionárias dentro do Estado do Paraná e pela totalidade dos consumidores livres existentes na sua área de concessão, avançou 4,9% nos primeiros nove meses do ano, conforme verificado na tabela abaixo: N o de consumidores / Contratos Energia vendida (GWh) Set/14 Set/13 Var. % 3T14 3T13 Var. % 9M14 9M13 Var. % Mercado Cativo , , ,0 Concessionárias e Permissionárias , ,5 Consumidores Livres ¹ , (4,5) ,2 Mercado Fio , , ,9 ¹ Total de consumidores livres atendidos pela Copel GeT e por outros fornecedores dentro da área de concessão da Copel DIS. 6.3 Fornecimento de Energia Elétrica O fornecimento de energia elétrica da Copel, composto pelas vendas no mercado cativo da Copel Distribuição e pelas vendas no mercado livre da Copel Geração e Transmissão, registrou expansão de 4,1% nos primeiros nove meses de A principal contribuição para esse resultado foi a expansão de 6,9% no fornecimento de energia para a classe comercial e de 8,0% na classe rural, consequência do registro de temperaturas elevadas e do aumento da base de consumidores no período. Já as vendas no mercado livre da Copel Geração e Transmissão totalizaram GWh até setembro, representando uma queda de 1,2% em comparação com o mesmo período do ano anterior. A tabela a seguir apresenta o fornecimento de energia aberto por classe de consumo: Energia vendida (GWh) Classe Mercado 3T14 3T13 Var. % 9M14 9M13 Var. % Residencial , ,7 Total , ,9 Industrial Cativo , ,3 Livre (1,4) (1,2) Total , ,9 Comercial Cativo , ,9 Livre Rural , ,0 Outros , ,1 Fornecimento de Energia , ,1 6.4 Total de Energia Vendida O total de energia vendida pela Copel, composto pelas vendas da Copel Distribuição e da Copel Geração e Transmissão em todos os mercados atingiu GWh nos primeiros nove meses de 2014, crescimento de 2,5% em relação ao mesmo período do ano passado. As vendas da Copel Geração e Transmissão alcançaram GWh até setembro, queda de 2,6% em relação aos 9M13, reflexo da mudança da política de alocação de 25

26 energia no mercado de curto prazo em comparação com 2013, quando as vendas foram concentradas no primeiro trimestre. A tabela a seguir apresenta as vendas totais de energia da Copel abertas entre Copel Distribuição e Copel Geração e Transmissão: Nº de consumidores / contratos Energia vendida (GWh) Set/14 Set/13 Var. % 3T14 3T13 Var. % 9M14 9M13 Var. % Copel DIS Mercado Cativo , , ,0 Concessionárias e Permissionárias , ,0 CCEE (MCP) Total Copel DIS , , ,8 Copel GeT CCEAR (Copel DIS) (48,6) (52,8) CCEAR (outras concessionárias) , (25,0) (26,2) Consumidores Livres , (1,4) (1,2) Contratos Bilaterais ¹ , , ,0 CCEE (MCP) , (19,5) Total Copel GeT , , (2,6) Total Copel Consolidado , , ,6 Obs.: Não considera a energia disponibilizada através do MRE (Mecanismo de Realocação de Energia). CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. CCEAR: Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado. MCP: Mercado de Curto Prazo. ¹ Inclui Contratos de Venda no Curto Prazo. Adicionalmente, a UTE Araucária vendeu no mercado de curto prazo (MCP) toda a energia produzida a partir de 1º de fevereiro de O montante de energia produzido no período é demonstrado no quadro a seguir: GWh UTE Araucária (UEGA) Jul-Set/14 Abr-Jun/14 Fev-Mar/14 9M14 Geração Própria Fonte: ONS 26

27 6.5 Fluxos de Energia Fluxo de Energia Consolidado (Jan/ Set 2014) Geração Própria Mercado Cativo ,9% ,5% GWh Concessionárias 522 1,3% Consumidores Livres Disponibilidade Total ,5% Energia Comprada Energia Suprida ,1% ,8% CCEAR: Itaipu: Itiquira: 452 Dona Francisca: 458 CCEE (MCP): Angra: 783 Contratos Bilaterais CCEAR: CCEE (MCP): MRE: Perdas e Diferenças CCGF: ,9% MRE: 0 Elejor: 887 Rede Básica Distribuição Proinfa: 430 Alocação de contratos no CG: 243 Não considera a energia produzida pela UTE Araucária (2.326 GWh), vendida no mercado de curto prazo (MCP). 27

28 Fluxo de Energia Consolidado 9M14 9M13 Var. % Geração Própria ,9 Energia Comprada (2,1) Itaipu ,6 Leilão CCEAR ,8 Itiquira (33,5) Dona Francisca CCEE (MCP) ,9 Angra (0,3) CCGF ,8 MRE Proinfa ,4 Elejor Disponibilidade Total ,4 Mercado Cativo ,0 Concessionárias¹ ,0 Consumidores Livres (1,2) Contratos Bilaterais ,0 Leilão CCEAR (29,3) CCEE (MCP) (5,7) MRE (12,0) Perdas e Diferenças ,4 Rede básica ,9 Distribuição ,1 Alocação de contratos no CG ,9 ¹ Não inclui os 46 GWh que a Concessionária CFLO consumiu nos meses de fevereiro e março de 2013, pois esta energia não foi suprida pela Copel DIS. Valores sujeitos a alterações após o fechamento pela CCEE. CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado. CCEE (MCP): Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (Mercado de Curto Prazo). MRE: Mecanismo de Realocação de Energia. CG: Centro de Gravidade do Submercado (diferença entre a energia faturada e a recebida no CG). Não considera a energia produzida pela UTE Araucária (2.326 GWh), vendida no mercado de curto prazo (MCP). GWh 28

29 GWh Fluxo de Energia - Copel GeT 9M14 9M13 Var. % Geração Própria ,9 CCEE (MCP) MRE Dona Francisca Disponibilidade Total (4,2) Contratos Bilaterais ,0 CCEAR COPEL Distribuição (52,7) CCEAR Outras (26,2) Consumidores Livres (1,2) CCEE (MCP) (19,5) MRE (12,0) Perdas e diferenças ,2 Fluxo de Energia - Copel Dis 9M14 9M13 Var. % GWh Itaipu ,6 CCEAR Copel Geração e Transmissão (52,7) CCEAR Outras ,2 CCEE (MCP) ,7 Angra (0,3) CCGF ,7 Itiquira (33,5) Proinfa ,3 Elejor S.A Disponibilidade ,9 Mercado cativo ,0 Concessionárias ¹ ,0 CCEE (MCP) Perdas e diferenças ,0 Rede básica ,1 Distribuição ,1 Alocação de contratos no CG ,5 ¹ Não inclui os 46 GWh que a Concessionário CFLO consumiu nos meses de fevereiro e março/2013, pois esta energia não foi suprida pela COPEL Distribuição. 29

30 6.6 Tarifas Tarifas Médias de Compra de Energia Copel Distribuição Quantidade Set/14 Jun/14 Set/13 Var. % Var. % MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Itaipu ,35 129,08 128,30 10,3 10,9 Leilão ,86 164,88 147,81 (4,3) 6,8 Leilão ,75 126,61 124,78 4,8 6,4 Leilão H ,89 178,89 168,17-6,4 Leilão T ,41 189,41 178,06-6,4 Leilão H ,66 183,66 172,65-6,4 Leilão T ,85 208,85 196,33-6,4 Leilão T ,36 187,36 176,13-6,4 Leilão CCEAR ³ ,30 448,82 - (2,1) - Leilão CCEAR ,81 270, Leilão M ,41 191, Leilão M ,20 165, Leilão M ,99 149, Angra ,83 150,83 137,55-9,7 CCGF ,82 32,22 32,42 1,9 1,2 Santo Antônio ,83 108,60 107,01 4,8 6,4 Jirau ,12 95,52 94,12 4,8 6,4 Outros Leilões ,93 226,44 169,63 24,5 66,2 Bilaterais ,12 189,55 176,38 7,2 15,2 Total / Tarifa Média de Compra ,94 174,40 132,57 6,6 40,3 1 Transporte de Furnas não incluído. ³ Disponibilidade Tarifas 2 Preço médio do leilão corrigido pelo IPCA. Na prática o preço é formado por 3 componentes: parcela fixa, parcela variável e despesa na CCEE. O custo dos dois últimos itens depende do despacho das usinas conforme programação do Operador Nacional do Sistema (ONS). 4 Quantidade 5 Contrato de cotas de garantia física das UHEs que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos da Lei /13. 6 Preço médio ponderado dos produtos. 7 Considera o montante de 812 MW médio referente ao leilão para o cálculo de setembro/2013 (R$ 105,58). R$ / MWh Tarifas Médias de Fornecimento de Energia - sem ICMS R$ / MWh Tarifas Set/14 (1) Jun/14 (2) Set/13 (3) Var. % (1/2) Var. % (1/3) Industrial ¹ 263,28 207,75 208,32 26,7 26,4 Residencial 327,49 263,50 266,52 24,3 22,9 Comercial 300,46 241,04 242,70 24,7 23,8 Rural 203,17 161,13 162,37 26,1 25,1 Outros 233,21 185,71 188,94 25,6 23,4 Tarifa média de fornecimento 282,48 225,56 227,53 25,2 24,2 ¹ Não inclui consumidores livres. 30

31 Tarifas Médias de Suprimento de Energia Copel Geração e Transmissão R$ / MWh Quantidade Set/14 Jun/14 Set/13 Var. % Var. % MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Copel Geração e Transmissão ,32 150,56 123,81 2,5 24,6 Leilão CCEAR ,61 118,77 115,37 3,2 6,3 Leilão CCEAR ,47 126,86 122,79 2,8 6,3 Leilão CCEAR ,68 144,31 140,76 3,7 6,3 Leilão CCEAR (UHE Mauá) ,01 164,82 159,99 3,1 6,3 Leilão CCEAR (Cavernoso II) 8 182,37 177,28 171,81 2,9 6,1 Leilão - CCEAR 2014 (12 meses) ,80 191, Copel Distribuição Tarifas Concessionárias no Estado do Paraná ,39 153,40 153,51 26,1 26,0 Total / Tarifa Média Ponderada de Suprimento ¹ ,20 150,94 126,19 5,5 26,2 ¹ C onsidera o montante de 329 MW médio referente ao leilão para o cálculo de setembro/ Mercado de Capitais 7.1 Capital Social O capital social da COPEL é de R$ milhões, composto por ações sem valor nominal e o número atual de acionistas é de Em setembro de 2014, o capital da Companhia estava assim representado: Mil ações Acionistas ON % PNA % PNB % TOTAL % Estado do Paraná , ,1 BNDESPAR , , ,0 Eletrobras , ,6 Custódia da Bolsa , , , ,2 BM&FBovespa , , , ,9 NYSE 742 0, , ,2 LATIBEX , Outros 296 0, , ,1 TOTAL , , , ,0 ON 13,7% 1,1% 0,2% 58,6% Estado do Paraná BNDESPAR Eletrobras Custódia da Bolsa Outros 0,2% 21,2% PN BNDESPAR Custódia da Bolsa Outros 26,4% 44,2% Total 0,1% 31,1% 78,6% Estado do Paraná BNDESPAR Eletrobras Custódia da Bolsa Outros 0,6% 24,0% 31

32 7.2 Desempenho das Ações De janeiro a setembro de 2014, as ações ordinárias nominativas (ON - código CPLE3) e as ações preferenciais nominativas classe B (PNB - código CPLE6) da COPEL estiveram presentes em 100% dos pregões da Bolsa de Valores, Mercadoria e Futuros (BM&FBovespa). As ações em circulação totalizaram 45% do capital da Companhia. Ao final de setembro de 2014, o valor de mercado da COPEL, considerando as cotações de todos os mercados, era de R$ 7.682,8 milhões. Dos 70 papéis que compõem a carteira teórica do IBOVESPA, as ações PNB da COPEL participam com 0,4% e com índice Beta de 0,8. Na carteira do IEE (Índice Setorial de Energia Elétrica), a COPEL participa com 5,9%. No Índice de Sustentabilidade Empresarial da BM&FBovespa (ISE), a COPEL tem participação de 0,9%. Na BM&FBovespa, as ações ON fecharam o período cotadas a R$ 23,37 e as ações PNB a R$ 33,34, com variação positiva de 4,8% e 9,2% respectivamente. No mesmo período o IBOVESPA teve variação positiva de 5,1%. Na Bolsa de Valores de Nova Iorque (NYSE), as ações PNB são negociadas no Nível 3 na forma de ADS s, sob o código ELP, as quais estiveram presentes em 100% dos pregões, fechando o período cotadas a US$ 13,67 com variação positiva de 4,0%. Neste mesmo período o índice Dow Jones teve variação negativa de 15,3%. No Latibex (Mercado de Valores Latino-Americano em Euros), vinculado à Bolsa de Valores de Madri, as ações PNB da Companhia são negociadas sob o código XCOP, as quais estiveram presentes em 98% dos pregões, fechando o período cotadas a 10,89 com variação positiva de 14,6%. No mesmo período, o índice Latibex All Shares teve variação positiva de 6,0%. A tabela a seguir sintetiza o comportamento das ações da COPEL nos 9M14: Desempenho das Ações (Jan - Set/ 14) BM&FBovespa NYSE LATIBEX ON (CPLE3 / ELPVY) PNB (CPLE6 / ELP / XCOP) Total Média diária Total Média diária Negócios Quantidade Volume (R$ mil) Presença nos Pregões % % Quantidade Volume (US$ mil) Presença nos Pregões 91 48% % Quantidade Volume (Euro mil) Presença nos Pregões % 32

33 7.3 Dividendos e JCP Na tabela a seguir estão discriminadas as distribuições de Dividendos e/ou JCP a partir de 2010: Tipo de Provento Exercício Aprovado Pagamento Valor Bruto R$ Mil R$ por Ação ON PNA PNB Total , , ,07854 JCP¹ /08/10 20/09/ , , ,32638 Dividendos /04/11 23/05/ , , ,31167 JCP /04/11 23/05/ , , ,44049 Total , , ,61546 JCP¹ /08/11 15/09/ , , ,86706 JCP /04/12 29/05/ , , ,74840 Total , , ,02889 JCP¹ /12/12 15/01/ , , ,52720 Dividendos /04/13 23/05/ , ,50169 Total , , ,15165 JCP¹ /11/13 16/12/ , , ,69111 Dividendos ¹ /11/13 16/12/ , , ,55688 Dividendos /04/14 28/05/ , , ,90366 Total , , ,46197 JCP¹ /10/14 21/11/ , , ,11519 Dividendos ¹ /10/14 21/11/ , , ,34678 ¹ Antecipação 33

34 8. Performance Operacional 8.1 Geração Em Operação Copel Geração e Transmissão A seguir são apresentadas as principais informações do parque gerador da Copel GeT e a energia produzida entre janeiro e setembro de Usinas Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW médio) Geração (GWh) Hidrelétricas 4.731, , ,0 Vencimento da Concessão Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 1.676,0 576, , Gov. Ney Aminthas de B. Braga (Segredo) 1.260,0 603, , Gov. José Richa (Salto Caxias) 1.240,0 605, , Gov. Pedro V. Parigot de Souza (Capivari-Cachoeira) 260,0 109, , Mauá (1) 185,0 100,0 772, Guaricana (2) 36,0 16,1 16, Cavernoso II 19,0 10,6 27, Chaminé 18,0 11,6 54, Apucaraninha 10,0 6,7 9, Mourão 8,2 5,3 40, Derivação do Rio Jordão 6,5 5,9 38, Marumbi 4,8 2,4 8,9 (3) São Jorge 2,3 1,5 10, Chopim I 2,0 1,5 9, Rio dos Patos (4) - - 2,6 (5) Cavernoso 1,3 1,0 1, Melissa 1,0 0,6 4,2 (6) Salto do Vau 0,9 0,6 2,3 (6) Pitangui 0,9 0,1 0,6 (6) Termelétrica 20,0 10,3 45,0 Figueira 20,0 10,3 45, Eólica 2,5 0,5 3,2 Eólica de Palmas (7) 2,5 0,5 3, TOTAL 4.754, , ,1 (1) Corresponde a parcela da Copel (51% do empreendimento, de 363 MW). (2) Em processo de modernização. (3) Em homologação na ANEEL. (4) Garantia Física e Geração Verificada até , data de vencimento da concessão. (5) A concessão venceu em , no entanto, a Companhia permanecerá responsável pela prestação dos serviços de operação e manutenção até que o vencedor da licitação assuma a usina. Neste período a Companhia receberá uma tarifa predefinida para prestação do serviço, nos termos da Portaria MME 170/2014. (6) Usinas com capacidade inferior a 1 MW possuem apenas registro na ANEEL. (7) Geração média da eólica. 34

35 Participação em Empreendimentos de Geração A COPEL tem participação em seis empreendimentos de geração de energia elétrica em fase operacional com capacidade instalada total de 1.786,6 MW, sendo 606 MW ajustados à participação da COPEL, conforme demonstrado a seguir: Empreendimento Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW médio) Sócios PPA assinado com Vencimento da Concessão UTE Araucária (UEG Araucária) 484,1 365,2 COPEL - 20% COPEL GeT - 60% Petrobras - 20% ¹ 2029 UHE Santa Clara (Elejor) 123,4 72,4 COPEL - 70% Paineira Participações - 30% COPEL Dis Consumidores Livres 2036 UHE Fundão (Elejor) 122,5 67,9 COPEL - 70% Paineira Participações - 30% COPEL Dis Consumidores Livres 2036 UHE Dona Francisca (DFESA) 125,0 78,0 COPEL - 23,03% Gerdau - 51,82% Celesc - 23,03% Desenvix - 2,12% COPEL GeT 2033 PCH Júlio de Mesquita Filho (Foz do Chopim) 29,1 20,4 COPEL - 35,77% Silea Participações - 64,23% Consumidores livres 2030 UHE Lajeado (Investco S.A.) 902,5 526,6 COPEL - 0,82% CEB Lajeado - 16,98% Paulista Lajeado Energia S.A. - 5,94% EDP Energias do Brasil S.A. - 4,57% Lajeado Energia S.A. - 62,39% Furnas Centrais Elétricas S.A. - 0,21% Outros - 9,09% ² 2033 ¹ A partir de 1º de fevereiro de 2014 a operação da Usina voltou a estar sob responsabilidade da UEGA. A UTE Araucária não possui contrato de disponibilidade e opera sob a modalidade merchant. ² Os ativos da UHE Lajeado estão arrendados às demais concessionárias da mesma em frações ideais dos ativos existentes. Em Construção Copel Geração e Transmissão A Copel GeT está construindo duas usinas hidrelétricas que irão adicionar um total de 405 MW em capacidade instalada ao seu parque gerador. Usinas Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW médio) Participação UHE Colíder ,6 100% Copel GeT UHE Baixo Iguaçu ,8 Total ¹ ,4 ¹ Ajustado à Participação da Copel no empreendimento. 30% Copel GeT 70 % Geração Céu Azul S.A 35

36 Usina Hidrelétrica Colíder No Leilão de Energia Nova nº 03/2010 ANEEL, realizado no dia 30 de julho de 2010, a Copel GeT conquistou a concessão para implantação e exploração da UHE Colíder por 35 anos. O Contrato de Concessão nº 01/2011- MME-UHE Colíder, de uso de bem público para geração de energia elétrica, foi celebrado entre a União e a Copel GeT em 17 de janeiro de A usina terá potência instalada de 300 MW e garantia física de 179,6 MW médios e está em implantação no rio Teles Pires, no Estado do Mato Grosso. O investimento é de R$ 1,8 bilhão e o início da operação comercial está previsto para dezembro de Foram negociados 125 MW médios à tarifa de R$ 103,40/MWh na data base de 1º de agosto de 2010, com atualização pela variação do IPCA. A energia vendida será fornecida por 30 anos a partir de janeiro de 2015, e a energia restante está disponível para comercialização. A construção da barragem segue em ritmo acelerado e a estrutura principal do vertedouro está concluída. Estão em andamento a montagem das comportas, a concretagem da casa de força e a montagem eletromecânica das unidades geradora. Além disso, os 48 programas e subprogramas do projeto básico ambiental estão em execução, destacando-se a supressão vegetal da área a ser alagada para formação do reservatório, cujos trabalhos foram iniciados em julho de Em decorrência dos fatos fortuitos ocorridos no início de 2013, o início da geração comercial da unidade 1 da UHE Colíder está previsto para 30 de dezembro de 2015 e das unidades 2 e 3 para fevereiro e abril de 2016, respectivamente. A Copel GeT irá pleitear junto ao órgão regulador o reconhecimento de excludente de responsabilidade. Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu A Copel tem participação de 30% no Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu, responsável pela construção e operação da UHE Baixo Iguaçu. A Usina terá potência instalada de 350 MW, garantia física de 172,8 MW médios e está em construção no rio Iguaçu, entre os municípios de Capanema e Capitão Leônidas Marques, no sudoeste do Paraná. Parte da energia a ser produzida (121 MW médios) foi comercializada no 7º Leilão de Energia Nova, realizado em 30 de setembro de 2008, por R$ 98,98/MWh. Os trabalhos estão suspensos desde junho de 2014 em decorrência de questões judiciais. O Tribunal Regional Federal da 4.ª Região determinou a suspensão dos trabalhos, por entender que a construção não possuía a anuência do ICMBio, instituto que administra o Parque Nacional do Iguaçu (a reserva natural fica a cerca de 500 metros do eixo da usina). O Consórcio responsável pelo empreendimento tem adotado as medidas necessárias para a retomada da obra. O início da geração comercial da unidade 1 está previsto para 14 de dezembro de 2016 e das unidades 2 e 3 para fevereiro e abril de 2017, respectivamente. 36

37 Copel Renováveis Complexo Eólico A Copel está ampliando sua matriz de geração de energia com fontes renováveis através da construção de um Complexo Eólico no Rio Grande do Norte, formado por 18 empreendimentos, já concluídos ou em fase de construção, que totalizam 473,2 MW de capacidade instalada estimada, conforme tabela a seguir: Empreendimento Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MWméd) Preço ¹ Início de Suprimento CAPEX (R$ milhões) Valor do Prêmio (R$ milhões) 2º LFA 2010 ² (26/08/2010) 202,0 98,5 134,98 782,3 340,6 Localização do Parque Vencimento da Autorização Boa Vista 3 14,0 6,3 137,99 São Bento do Norte 26/04/2046 Olho d'água 3 30,0 15,3 133,97 São Bento do Norte 21/05/2046 dez/ ,4 123,5 São Bento do Norte 3 30,0 14,6 133,97 São Bento do Norte 18/05/2046 Farol 3 20,0 10,1 133,97 São Bento do Norte 19/04/2046 Nova Eurus IV 27,0 13,7 135,40 Touros 27/04/2046 Nova Asa Branca I 27,0 13,2 135,40 S. Miguel Gostoso 25/04/2046 mar/15 399,9 217,1 Nova Asa Branca II 27,0 12,8 135,40 Parazinho 31/05/2046 Nova Asa Branca III 27,0 12,5 135,40 Parazinho 31/05/2046 4º LER (18/08/2011) 75,6 40,7 101,81 286,6 68,9 Santa Maria 29,7 15,7 101,98 João Câmara 08/05/2047 dez/14 Santa Helena 29,7 16,0 101,98 286,6 68,9 João Câmara 04/04/2047 Ventos de Santo Uriel 16,2 9,0 101,19 mar/15 João Câmara 09/04/2047 6º LER (31/10/2014) 195,6 71,4 144,0 755,0 9,4 6 Dreen Cutia 25,2 9,6 144,00 97,6 Pedra Grande 05/01/ Dreen Guajiru 21,6 8,3 144,00 83,8 Pedra Grande 05/01/ Esperança do Nordeste 30,0 9,1 144,00 116,1 São Bento do Norte s7 GE Jangada 6 30,0 10,3 144,00 out/17 114,9 9,4 São Bento do Norte 05/01/ GE Maria Helena 30,0 12,0 144,00 114,9 São Bento do Norte 05/01/ Paraíso dos Ventos do Nordeste 30,0 10,6 144,00 115,7 São Bento do Norte s7 6 Potiguar 28,8 11,5 144,00 112,1 São Bento do Norte s7 Total 473,2 210,6 131, ,9 409,5 ¹ Preço histórico. Valor será atualizado pelo IPCA. ² LFA - Leilão de Fontes Alternativas 3 O valor do prêmio desses parques considera os R$ 14,0 milhões pagos em 2011, referentes à participação de 49,9%. 4 A Aneel atestou que as unidades geradoras dos parques atenderam aos requisitos para serem consideradas aptas a entrarem em operação a partir de 1º de setembro de No entanto, a operação comercial terá início após a conclusão das obras das instalações de transmissão destinada ao acesso à Rede Básica de responsabilidade do agente de distribuição/transmissão. Os empreendimentos serão remunerados pela receita fixa prevista em seus respectivos contratos, que atualmente é cerca de R$ 63,9 milhões/ano. 5 LER - Leilão de Energia de Reserva 6 O valor do CAPEX corresponde ao registrado na EPE 7 Em processo de Outorga / Autorização. No 6º Leilão de Energia de Reserva (LER), realizado em 31 de outubro de 2014, a COPEL comercializou 71,2 MW médios de energia do Complexo Eólico Cutia pelo preço de R$ 144,00/MWh (preço teto do leilão). Os sete parques eólicos possuem, em conjunto, potência de 195,6 MW, garantia física de 71,4 MW médios e serão construídos nos municípios de Pedra Grande e São Bento do Norte, no Rio Grande do Norte. Toda a energia a ser produzida pelos parques eólicos foi comercializada por meio de contratos de 20 anos. Adicionalmente, a Copel possui projetos eólicos que somam 411 MW em carteira, ver mais detalhes no item

38 Participação em Parques Eólicos Recentemente, a COPEL negociou com a Voltalia Energia do Brasil Ltda. Voltalia, a aquisição de 49% de participação no Complexo Eólico São Miguel do Gostoso, localizado no Estado do Rio Grande do Norte. O Complexo Eólico São Miguel do Gostoso - já em fase de implantação - é composto por 4 parques eólicos com 108 MW de capacidade instalada. A energia foi comercializada no 4º Leilão de Energia de Reserva ao preço médio de R$ 98,92 /MWh em contratos de 20 anos com início de suprimento em abril de Empreendimento Capacidade Instalada¹ (MW) Garantia Física (MWméd) Preço² Início de Suprimento CAPEX³ (R$ milhões) Participação (%) Localização do Parque Vencimento da Autorização 4º LER (18/08/2011) Carnaúbas 27,0 13,1 127,1 Reduto 27,0 14,4 128,9 98,92 abr/15 Santo Cristo 27,0 15,3 128,9 São João 27,0 14,3 128,9 Total 108,0 57,1 98,92 513,9 49% COPEL 51% Voltalia São Miguel do Gostoso (RN) jul/47 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. ² Preço histórico. Valor será atualizado pelo IPCA. ³ CAPEX estimado pela Aneel na data do leilão. 4 LER - Leilão de Energia de Reserva. 8.2 Transmissão Operação A tabela a seguir apresenta os contratos de concessão de transmissão e o dimensionamento do parque de subestações e linhas de transmissão em operação: Subsidiária / SPE Contrato de Concessão Empreendimento LT Extensão (km) Quantidade MVA Copel GeT 060/2001 Diversos ,1 dez/42 Copel GeT 075/2001 LT Bateias - Jaguariaiva ,5 jul/31 Copel GeT 006/2008 LT Bateias - Pilarzinho ,9 mar/38 Copel GeT 027/2009 LT Foz - Cascavel Oeste ,1 nov/39 Copel GeT 015/2010 SE Cerquilho III ,2 out/40 Subtotal Copel GeT ² ,8 SE RAP ¹ (R$ milhões) Vencimento da Concessão Costa Oeste Copel Get - 51% Eletrosul - 49% 001/2012 LT Cascavel Oeste - Umuarama Sul SE Umuarama Sul ,4 jan/42 Transm. Sul Brasileira Copel GeT - 20% Eletrosul - 80% 004/2012 Nova Sta Rita - Camaquã ,5 mai/42 Caiuá Transmissora Copel GeT - 49% Elecnor - 51% 007/2012 LT Guaíra - Umuarama Sul LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste SE Santa Quitéria / SE Cascavel Norte ,1 mai/42 Subtotal SPEs ³ ,0 Total ,8 ¹ Proporcional à participação da Copel no empreendimento. ² Resultado Consolidado. ³ Resultado por Equivalência Patrimonial. 38

39 Em construção A Copel GeT está ampliando significativamente a sua participação no segmento de transmissão por meio de investimentos próprios e parcerias em SPEs. Em conjunto, os empreendimentos equivalem a um total de km de linhas de transmissão e 11 subestações que irão proporcionar uma RAP atualizada de R$ 691,0 milhões, sendo R$ 353,6 milhões referentes à participação da Copel GeT nos empreendimentos. A seguir estão descritas as principais obras de transmissão em andamento. Subsidiária / SPE Leilão Assinatura do Contrato Empreendimento Local km SE Participação RAP¹ CAPEX ² Entrada Em Operação Vencimento da Concessão COPEL GeT 001/10 out/10 LT Araraquara II Taubaté SP % COPEL GeT 26,0 250,0 dez/15 out/40 COPEL GeT 005/12 ago/12 COPEL GeT 007/12 fev/13 LT Londrina - Figueira LT Foz do Chopim - Salto Osório LT Assis Paraguaçu Paulista II SE Paraguaçu Paulista II PR % COPEL GeT 4,7 37,0 fev/15 ago/42 SP % COPEL GeT 6,5 57,8 jun/15 fev/43 COPEL GeT 007/13 jan/14 LT Bateias - Curitiba Norte PR % COPEL GeT 6,7 69,0 jul/16 jan/44 COPEL GeT 001/14 set/14 LT Foz do Chopim - Realeza PR % COPEL GeT 5,7 49,0 mar/17 set/44 COPEL GeT 001/14 set/14 LT Assis Londrina SP / PR % COPEL GeT 15,0 135,0 set/17 set/44 Subtotal Copel GeT ,6 597,8 Marumbi 006/11 mai/12 LT Curitiba - Curitiba Leste PR % COPEL GeT 20% Eletrosul 15,1 111,0 mar/15 mai/42 Integração Maranhense 006/11 mai/12 LT Açailandia - Miranda II MA % COPEL GeT 51% Elecnor 31,0 360,0 nov/14 mai/42 Matrinchã 002/12 mai/12 LT Paranaíta - Ribeirãozinho MT Guaraciaba 002/12 mai/12 LT Ribeirãozinho - Marimbondo Paranaíba 007/12 mai/13 LT Barreiras II - Pirapora II Mata de Santa Genebra MT / GO / MG BA / MG / GO /13 mai/14 LT Araraquara II - Bateias SP / PR Cantareira 001/14 set/14 LT Estreito - Fernão Dias SP / MG % COPEL GeT 51% State Grid 49% COPEL GeT 51% State Grid 24,5% COPEL GeT 24,5% Furnas 51% State Grid 50,1% COPEL GeT 49,9% Furnas 49% Copel GeT 51% Elecnor 145, ,0 abr/15 mai/42 83,8 900,0 abr/15 mai/42 100,3 960,0 mai/16 mai/43 174, ,0 out/17 mai/44 76,9 624,0 mar/18 set/44 Subtotal SPEs , ,0 Total , ,8 ¹ Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel 1.756/2014 de 24/06/2014. (R$ milhões). ² Valor de referência da ANEEL (R$ milhões). 8.3 Distribuição No negócio distribuição, a Copel atende mais de 4,2 milhões de consumidores de energia em localidades, pertencentes a 394 municípios do Paraná e um em Santa Catarina. A Copel Distribuição opera e mantem as instalações nos níveis de tensão 34,5 kv, 69, 138 e algumas de 230kV. 39

40 Tensão Km SE MVA 13,8 kv , ,5 kv , ,0 69 kv 727, ,5 88 kv¹ - - 5,0 138 kv 5.153, ,2 230 kv 123,5 - - Total , ,7 ¹ Não automatizada. Redes Compactas A Copel Distribuição vem implantando redes compactas em áreas urbanas com elevado grau de arborização nas proximidades das redes de distribuição. Essa tecnologia evita cortes e podas de árvores e melhora a qualidade do fornecimento, pois reduz o número de desligamentos. Ao final de setembro de 2014, a extensão das redes compactas de distribuição instaladas era de km. Redes Secundárias Isoladas A Copel Distribuição também está investindo em redes secundárias isoladas em baixa tensão (127/220V), as quais apresentam vantagens significativas em relação à rede aérea convencional, tais como: melhorar os indicadores DEC e FEC, dificultar o roubo de energia, melhorar as condições do meio ambiente, reduzir a área de podas, aumentar a segurança, reduzir a queda de tensão ao longo da rede e aumentar a vida útil dos transformadores pela redução do número de curtos-circuitos na rede, entre outras. Ao final de setembro de 2014, a extensão das redes de distribuição secundárias isoladas instaladas totalizava km. Qualidade de Fornecimento Os dois principais indicadores da qualidade do fornecimento de energia elétrica são o DEC e o FEC. O desempenho desses indicadores e do tempo de espera é mostrado no gráfico a seguir: 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 14,1 13,6 13,2 12,8 12,0 12,9 11,1 10,7 11,5 10,6 9,5 10,3 8,3 7,8 8,0 8,1 8,2 7,0 7,6 7,0 5,9 5,6 5,2 5,8 12,2 10,0 10,1 6, , M14 0 DEC Apurado FEC Apurado Limite Anual Aneel DEC Limite Anual Aneel FEC 40

41 8.4 Telecomunicações A Copel Telecomunicações possui um backbone óptico composto por uma rede de transmissão de altíssima capacidade e uma rede de acesso óptico de atendimento aos clientes. A rede de acesso pode ser multiponto (GPON) ou ponto a ponto, conectando assim os clientes à rede de transmissão da Copel Telecom e provendo os serviços contratados. Em setembro de 2014, a rede de cabos de backbone era de km e de cabos de acesso km. Atualmente são atendidos os 399 municípios do estado do Paraná e mais 2 em Santa Catarina. A Copel Telecom tem apresentado expansão significativa em sua base de clientes nos últimos anos, conforme gráfico a seguir. Número de Clientes - Copel Telecomunicações M14 Rede de Fibra Óptica - Copel Telecomunicações Mapa do Estado do Paraná 41

42 8.5 Participações Outros Setores A COPEL tem participação em empresas de gás, telecomunicações, saneamento e serviços, conforme apresentado na tabela a seguir: Empreendimento Setor Sócios Dominó Holdings S.A. Sanepar Compagas Paraná Gás Exploração e Produção S.A Sercomtel S.A. Telecom Saneamento Saneamento Gás Petróleo e gás natural Telecomunicação COPEL - 49,0% Andrade Gutierrez - 51,0% COPEL - 7,6% Governo do Estado do Paraná - 58,7% Dominó Holdings S.A. - 12,2% Daleth Participações - 8,3% Andrade Gutierrez - 2,1% Outros - 11,1% COPEL - 51,0% Mitsui Gás - 24,5% Gaspetro - 24,5% COPEL - 30,0% Petra Energia 1-30,0% Bayar Participações -30,0% Tucumann Engenharia - 10,0% COPEL - 45,0% Município de Londrina - 55,0% Carbocampel S.A. Exploração de Carvão COPEL - 49,0% Carbonífera Cambuí - 51,0% Escoelectric Ltda Copel-Amec Ltda 2 1 Empresa Operadora 2 Em liquidação Serviços Serviços COPEL - 40,0% Lactec - 60,0% COPEL - 48,0% Amec - 47,5% Lactec - 4,5% 42

43 Informações Contábeis Na tabela a seguir apresentamos informações contábeis do 9M14 referentes às participações da COPEL: Controladas Participações Ativo Total Patrimônio Líquido¹ Rec. Oper. Líquida Lucro Líquido Compagas S.A Elejor S.A UEG Araucária Ltda Controladas em Conjunto Costa Oeste Transmissora de Energia S.A Caiuá Transmissora de Energia S.A Mata de Santa Genebra S.A (1.334) Dominó Holdings S.A Guaraciaba Transmissora de Energia (TP Sul) S.A Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A Marumbi Transmissora de Energia S.A Matrinchã Transmissora de Energia (TP Norte) S.A Paranaíba Transmissora de Energia S.A Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A Cantareira Transmissora S.A Voltália São Miguel do Gostoso Participações S.A (8) Coligada Sanepar Dona Francisca Energética S.A Foz do Chopim Energética Ltda ¹ Dados ajustados às práticas da COPEL. R$ mil 8.6 Novos Projetos Parques Eólicos em Carteira A COPEL possui 411 MW de capacidade instalada estimada em projetos eólicos. Esses empreendimentos, quando em operação comercial, acrescentarão 224 MW médio ao portfólio de energia da Companhia. Empreendimento Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MWméd) N.S. Conceição do NE 12,0 6,8 Fazenda Nova do NE 12,0 7,3 Dreen Pedra Grande 27,0 15,2 Complexo Alto Oriente 171,0 87,7 Complexo Jandaira 120,0 69,3 Complexo Caiçara do Norte 69,0 37,7 Total 411,0 224,0 43

44 Usina Hidrelétrica São Jerônimo O projeto compreende o futuro aproveitamento hidrelétrico São Jerônimo, com potência instalada prevista de 331 MW, localizado no rio Tibagi, no Estado do Paraná. A implantação do empreendimento terá como base a concessão de uso do bem público constante no Edital de Leilão ANEEL 02/2001 e que está adjudicada ao Consórcio São Jerônimo, no qual a COPEL possui 41,2% de participação. Para o início das obras é necessária a autorização do Congresso Nacional, em conformidade com o artigo 231, parágrafo 3º, da Constituição Federal, visto que o reservatório da usina atinge áreas indígenas. Projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) A COPEL possui participação em alguns projetos de geração em PCHs que somam 206,2 MW de capacidade instalada. A tabela a seguir apresenta as características desses projetos: Projeto Hidrelétrico PCH Capacidade Instalada Estimada (MW) Energia Assegurada Estimada (MW médio) Participação da COPEL (%) PCH Bela Vista 29,0 18,0 36,0 PCH Dois Saltos 25,0 13,6 30,0 PCH Foz do Curucaca 29,5 16,2 15,0 PCH Salto Alemã 29,0 15,9 15,0 PCH São Luiz 26,0 14,3 15,0 PCH Pinhalzinho 10,9 5,9 30,0 PCH Alto Chopim 20,3 11,2 15,0 PCH Burro Branco 10,0 5,1 30,0 PCH Rancho Grande 17,7 9,7 15,0 PCH Foz do Turvo 8,8 4,7 30,0 Total 206,2 114,6 Aproveitamentos Hidrelétricos Inventariados no Rio Piquiri As quatro usinas hidrelétricas que compõem o aproveitamento hidrelétrico do rio Piquiri, no Estado do Paraná, tiveram seus estudos de viabilidade apresentados pela Copel GeT e aceitos pela ANEEL em A tabela a seguir lista essas usinas, que totalizam 459,3 MW de capacidade instalada: Projeto Capacidade Instalada Estimada (MW) UHE Apertados¹ 139,0 UHE Comissário 140,0 UHE Foz do Piquiri 93,2 UHE Ercilândia¹ 87,1 ¹ Projetos pré-habilitados para o 20 Leilão A-5. Pendentes de Licença Ambiental Prévia. As audiências públicas, pré-requisito legal para a emissão de licença ambiental prévia pelo órgão ambiental licenciador (Instituto Ambiental do Paraná IAP), das usinas hidrelétricas Apertados e Ercilândia foram realizadas entre os dias 03 e 06 de novembro de A licença ambiental prévia é condição para a habilitação técnica dos empreendimentos nos leilões de energia nova promovidos pela ANEEL. 44

45 Complexo Hidrelétrico do Tapajós A COPEL assinou Acordo de Cooperação Técnica com outras oito empresas para desenvolver estudos nos rios Tapajós e Jamanxim, na região Norte do Brasil, compreendendo a avaliação ambiental da Bacia do rio Tapajós e estudos de viabilidade do Complexo do rio Tapajós, composto por cinco usinas, totalizando MW de capacidade instalada. As usinas que atualmente estão em estudo são: Jatobá, com MW, e São Luiz do Tapajós, a maior delas, com MW, ambas no rio Tapajós. Já no rio Jamanxim, serão estudadas futuramente as Usinas de Cachoeira do Caí (802 MW), Cachoeira dos Patos (528 MW) e Jamanxim (881 MW). O Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica da Usina de São Luiz do Tapajós (EVTE) foi entregue à Aneel em abril de O documento apresenta o estudo das condições econômicas e técnicas que compõem um dos aspectos da viabilidade de se construir a usina, a qual alcança uma capacidade instalada estimada de MW. A agência agora fará a análise do estudo e concluir esse processo que fará parte da documentação que subsidiará o edital de licitação da concessão da usina. Exploração e Produção de Petróleo e Gás Em 28 de novembro de 2013, na 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a SPE Paraná Gás Exploração e Produção S.A., formada pela participação da COPEL (30%), Bayar Participações (30%), Tucumann Engenharia (10%) e Petra Energia (30%), essa última na condição de empresa operadora, conquistou o direito de explorar, desenvolver e produzir petróleo e gás natural em quatro blocos localizados na região centro-sul do Estado do Paraná, numa área correspondente a km². Com investimento total de cerca de R$ 78,1 milhões, a primeira fase da exploração terá duração prevista de seis anos. Bônus de Assinatura: R$ 12,5 milhões Programa Exploratório: R$ 78,1 milhões 45

46 9. Outras Informações 9.1 Recursos Humanos O quadro de pessoal da COPEL encerrou os primeiros nove meses de 2014 com empregados, distribuídos conforme demonstrado no gráfico ao lado. Até setembro de 2014, a COPEL apresentou uma redução de 3,4% no número de empregados em comparação ao mesmo período do ano anterior. A tabela a seguir demonstra a evolução do quadro de pessoal da Companhia e suas subsidiárias nos últimos 4 anos: Dis 71% Telecom 7% GeT 18% Outras 4% Quadro de Pessoal M14 Geração e Transmissão Distribuição Telecomunicações Holding Participações Renováveis TOTAL Ao final de setembro de 2014 a Copel Distribuição contava com consumidores, cuja relação com o seu quadro de empregados é de 703 consumidores por empregado. A Compagas, a Elejor e a UEG Araucária, empresas consolidadas com a COPEL, contavam com 158, 7, e 14 empregados, respectivamente. 46