Resultados 2T14. COPEL registra lucro líquido de R$ 248,3 mi no segundo trimestre. Destaques

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1 Resultados 2T14 COPEL registra lucro líquido de R$ 248,3 mi no segundo trimestre Curitiba, Brasil, 13 de agosto 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 segundo 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. Destaques O lucro líquido no 2T14 totalizou R$ 248,3 milhões, valor 1,3% inferior ao registrado no 2T13; A receita líquida registrou crescimento de 48,4%; O custo com compra de energia cresceu 76,8% O LAJIDA alcançou R$ 466,8 milhões no 2T14, 6,4% maior que o registrado no 2T13; O mercado cativo da Copel Distribuição cresceu 4,9% no período; Sexta-feira, 15 de agosto de 2014, às 15:00 (horário de Brasília) Cód. Preço Var. ¹ CPLE3 R$ 23,50 5,4% CPLE6 R$ 33,88 11,0% ELP US$ 15,31 16,5% XCOP 11,14 17,3% Índice Pontos Var. * Ibovespa ,2% IEE ,2% Dow Jones ,5% Latibex ,9% ¹em 2014 Teleconferência de Resultados 2T14 Telefone para acesso (11) (11) Código: COPEL Cotações em 30/06/2014 Valor de Mercado em 30/06/2014 2T14 (1) 1T14 (2) Receita Operacional Líquida (R$ milhões) , ,7 Resultado Operacional (R$ milhões) (3,7) ,9 Lucro Líquido (R$ milhões) (1,3) ,8 LPA (Lucro Líquido por ação) - R$ 0,91 2,13 0,92 (1,3) 3,04 2,38 27,8 LAJIDA (R$ milhões) , ,1 Rentabilidade do Patrimônio Líquido (anualizada) 7,9% 19,3% 8,4% (5,8) 13,3% 10,8% 22,9 Fornecimento de Energia Elétrica (GWh) , ,6 Programa de Investimentos ¹ , ,8 Margem LAJIDA 15,0% 28,1% 20,9% (28,3) 21,5% 24,6% (12,8) Margem Operacional 11,4% 26,7% 17,5% (35,1) 19,0% 21,4% (11,5) Margem Líquida 8,0% 19,1% 12,0% (33,5) 13,5% 14,5% (7,1) Valores sujeitos a arredondamentos. ¹ Inclui aportes e adiantamentos para futuros investimentos e aumentos de capital. Tarifas Médias (R$ / MWh) jun/14 mar/14 dez/13 set/13 jun/13 mar/13 Tarifa Média de Compra - Copel Distribuição 174,40 144,37 132,65 132,57 129,59 121,99 Tarifa Média de Fornecimento - Copel Distribuição 225,56 226,12 225,33 227,53 206,15 205,68 Tarifa Média de Suprimento - Copel GeT 150,56 147,72 125,18 123,81 121,34 117,39 Indicadores Econômico-Financeiros jun/14 mar/14 dez/13 set/13 jun/13 mar/13 Patrimônio Líquido Dívida Líquida VPA 49,41 49,34 47,24 47,93 47,29 46,62 Endividamento do PL 42,2% 33,6% 35,1% 26,8% 25,2% 25,6% Liquidez Corrente 1,7 1,5 1,4 1,5 1,6 1,6 2T13 (3) Var. % (1/3) 1S14 (4) 1S13 (5) Var. % (4/5) R$ 7,8 bilhões

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 46 Anexos I Fluxo de Caixa Consolidado 47 Anexos II Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais 48 Anexos III Demonstrações Financeiras por Empresa 51 2

3 1. Principais Eventos no Período O lucro líquido da COPEL totalizou R$ 248,3 milhões no 2T14, montante 1,3% inferior aos R$ 251,6 milhões apurados no mesmo período de Esse resultado é explicado (a) pelo aumento nas receitas, decorrente do crescimento do mercado cativo da Copel Distribuição e da venda da energia produzida pela UTE Araucária no mercado de curto prazo, e (b) pelo menor custo com pessoal no período, compesado pelo aumento de 76,8% nos custos com compra de energia para revenda. No acumulado dos seis primeiros meses de 2014, a COPEL registrou lucro líquido de R$ 831,3 milhões, crescimento de 27,8% em comparação ao registrado no 1S13. Mais detalhes no item 2. Reajuste Tarifário Copel Distribuição Em 24 de junho, a Aneel, por meio da Resolução Homologatória nº 1.740, deliberou sobre o Reajuste Tarifário Anual da Copel Distribuição. O reajuste tarifário médio autorizado foi de 35,05%, sendo 24,78% referente ao índice médio de reajuste econômico, 6,00% relativos aos componentes financeiros do ano tarifário atual e 4,27% à retirada dos componentes financeiros do ano tarifário anterior, não contemplando o componente financeiro decorrente do diferimento parcial do IRT 2013 (R$ 275,9 milhões). Caso fosse considerado o diferimento do ciclo anterior, conforme a Nota Técnica Aneel nº 193/14, o efeito médio para o consumidor seria de 39,71%. Na mesma data, a Companhia solicitou junto à Aneel o efeito suspensivo do reajuste, com a perspectiva de diferimento na aplicação do índice de reajuste tarifário autorizado. Atendendo à solicitação da Companhia, a Aneel, em 22 de julho, aprovou o diferimento parcial do reajuste médio de 35,05%, autorizando a aplicação de reajuste médio de 24,86%, retroativo a 24 de junho, e o diferimento do percentual remanescente, equivalente a R$ 898,3 milhões (incluindo o diferimento parcial do IRT 2013), a ser incluído nos processos de reajuste tarifário subsequentes como um componente financeiro, corrigido pelo IGP-M. ¹ Nota Técnica Aneel 193/14 ² Reajustado pelo IGPM. A ser incluído nos reajustes tarifários subsequentes. Adicionalmente, a Aneel homologou o valor mensal de R$ 28,7 milhões a ser repassado à Copel Distribuição, em recursos da CDE, no período de junho/2014 à maio/2015, para custear descontos incidentes sobre as tarifas conforme estabelecido no Decreto nº de 23 de janeiro de

4 Receita Anual Permitida (RAP) dos Ativos de Transmissão A Aneel, por meio da Resolução Homologatória nº 1.756, de 24 de junho de 2014, estabeleceu as receitas anuais permitidas para as concessionárias de transmissão de energia elétrica. O valor permitido para o ciclo 2014/2015 para os ativos de transmissão em operação da Copel GeT e SPEs é de R$ 191,9 milhões, montante 26,2% superior ao concedido para o ciclo anterior em razão (a) da correção dos contratos pela inflação do período, (b) de melhorias no sistema aprovadas pela Aneel; e (c) da entrada em operação de novos ativos. Além dos ativos em operação, a COPEL, através da Copel GeT ou SPEs, está contruindo 15 novos empreendimentos e a RAP atualizada desses ativos, proporcional à participação da COPEL, soma R$ 305,8 milhões. Ver mais detalhes no item 8.2. 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 positivo em R$ 266,3 milhões no 2T14 (ante R$ 31,1 milhões negativo no 2T13). No acumulado do primeiro semestre de 2014, o efeito bruto da CVA seria positivo em R$ 531,6 milhões ante R$ 114,7 milhões positivo no 1S13. Conforme demonstrado abaixo: 2T14 (1) 1T14 (2) 2T13 (3) Var. % (1/3) 1S14 (4) 1S13 (5) R$ milhões Var. % (4/5) CVA - Efeito Bruto (R$ milhões) 266,3 265,3 (31,1) - 531,6 114,7 363,6 Copel Distribuição LAJIDA (R$ milhões) (295,5) (20,7) 97,0 - (316,2) (4,4) - LAJIDA Ajustado (R$ milhões) (29,2) 244,6 65,9-215,4 110,3 95,4 Copel Consolidado LAJIDA (R$ milhões) 466,8 858,6 438,9 6, , ,8 20,1 LAJIDA Ajustado (R$ milhões) 733, ,8 407,8 79, , ,5 52,4 Para mais detalhes, consulte a Nota Explicativa 37 de nossas ITRs. UTE Araucária Resultado - No 2T14, a receita consolidada líquida da UEGA foi de R$ 568,8 milhões, o lucro líquido registrado foi de R$ 111,4 milhões e o LAJIDA de R$ 167,2 milhões. Nos primeiros seis meses de 2014, a UEGA registrou R$ 1.043,1 milhões de receita líquida, R$ 333,9 milhões de LAJIDA e R$ 244,8 milhões de lucro líquido. No 1S14, o despacho da UTE foi de MWh, o que representa uma produção média de 417 MW médios. Custo Variável Unitário - Em 10 de julho de 2014, a Aneel, através do Despacho nº 2.476, aprovou o valor de R$ 578,06/MWh para o CVU da UTE Araucária referente ao mês de junho de Em 12 de agosto de 2014, a ANEEL, por meio do Despacho nº 3.093, homologou o valor de R$ 572,62/MWh para a CVU da UTE Araucária, a ser aplicado pela CCEE partir de 1º de julho de

5 O montante de energia produzido no período é demonstrado no quadro a seguir: UTE Araucária (UEGA) Abr-Jun/14 Fev-Mar/14 1S14 GWh Geração Própria 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 abril, foram repassados (pelos recursos da CDE e Conta ACR) R$ 1.062,0 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 (e) R$ 1,4 milhão a ajuste de estimativas anteriores. Os valores foram reconhecidos como ressarcimento de custos de energia, conforme detalhado na Nota Explicativa 31.1 das nossas ITRs. 5ª Emissão de Debêntures No dia 28 de maio, a COPEL realizou a sua 5ª emissão de Debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, para oferta pública de distribuição com esforços restritos de colocação, nos termos da Instrução CVM 476/2009, sendo 100 mil títulos no valor unitário de R$ 10,0 mil, totalizando R$ 1,0 bilhão. Com prazo de 5 anos e amortização no final do 3º, 4º e 5º ano, a remuneração dos títulos corresponde à variação de 111,50% das taxas médias diárias dos DI - Depósitos Interfinanceiros de um dia, sendo que o pagamento de juros é semestral. Os recursos captados foram destinados para capital de giro e investimentos da Companhia. 1ª Emissão de Debêntures Complexo Eólico No dia 30 de junho, as SPEs que compõe o complexo eólico formado pelos empreendimentos Nova Asa Branca I, Nova Asa Branca II, Nova Asa Branca III, Nova Eurus IV, Santa Maria, Santa Helena e Ventos de Santo Uriel realizaram a 1ª Emissão de Debêntures, para oferta pública de distribuição com esforços restritos de colocação, nos termos da Instrução da CVM 476/2009, no valor global de R$ 330,0 milhões. Com remuneração correspondente ao CDI+0,9% a.a., os títulos têm prazo de 12 meses com amortização ao final do período. Os 5

6 recursos captados foram destinados ao resgate das notas promissórias, objeto da primeira emissão de notas promissórias, e investimentos nos parques eólicos. Parques Eólicos Voltalia Na 145ª Reunião Ordinária, realizada em 11 de junho de 2014, o Conselho de Administração da Companhia aprovou a aquisição de 49% de participação no Complexo Eólico São Miguel do Gostoso, localizado no Rio Grande do Norte, pertencente à Voltalia Energia do Brasil Ltda. Voltalia, que permaneceu com a participação restante (51%). O Complexo Eólico São Miguel do Gostoso - já em fase de implantação - é composto por 4 parques eólicos e tem 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 Ver mais detalhes no item 8.1. Entrada em Operação Subestação Cerquilho III No dia 28 de julho, entrou em operação Cerquilho III (230 kv), a primeira subestação da Copel GeT fora do Estado do Paraná. A subestação possui 300 MVA de potência e está localizada no município de Cerquilho, próximo à cidade de Campinas, no Estado de São Paulo. Com investimento total de R$ 44,0 milhões e concessão até outubro de 2040, o empreendimento adiciona R$ 4,2 milhões à RAP da Copel GeT. Ver mais detalhes item 8.2. Entrada em Operação - Caiuá Transmissora de Energia No dia 21 de julho, a Caiuá Transmissora de Energia S.A, SPE formada pela Copel GeT (49%) em parceria com a Elecnor (51%), concluiu a entrada em operação das Linhas de Transmissão Umuarama - Guaíra (230 kv) e Cascavel Oeste - Cascavel Norte C2 (230 kv), bem como das Subestações Cascavel Norte (300 MVA) e Santa Quitéria (400 MVA), localizadas no Estado do Paraná. Com investimento total de R$ 195,0 milhões, os empreendimentos, em conjunto, possuem RAP total de R$ 20,6 milhões. Ver mais detalhes no item 8.2. Obras de Geração UHE Colíder Ao final de junho, 79% das obras da hidrelétrica estavam concluídas. A construção da barragem foi retomada em abril, com o término do período de chuvas no Mato Grosso, e segue em ritmo intenso. Em paralelo, estão em andamento os trabalhos de concretagem das estruturas definitivas e a montagem dos equipamentos eletromecânicos na casa de força. Foram obtidas as licenças ambientais que autorizam a supressão da vegetação na área a ser alagada para formação do futuro reservatório. Ver mais detalhes no item 8.1. Copel GeT faz parceria para ampliação do Complexo Eólico de Palmas A Copel GeT (13%) firmou termo de compromisso com a WEG Equipamentos Elétricos (87%) para a implantação, em parceria, da Usina Eólica de Palmas II, no município de Palmas - Paraná. A criação da SPE foi aprovada 6

7 pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) e objetiva a ampliação do Complexo Eólico de Palmas. A Usina contará com até 2 aerogeradores com potência de 2,1 MW cada e possibilidade futura de instalação de um terceiro aerogerador com potência de 3,3 MW. Os aerogeradores serão fornecidos e implantados pela WEG. 2. Desempenho Econômico-Financeiro 2.1 Receita Operacional No 2T14, a receita operacional atingiu R$ 3.118,2 milhões, montante 48,4% superior aos R$ 2.101,1 milhões registrados no mesmo período de Destacam-se as seguintes variações: (i) aumento de 17,2% 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 9,55% aplicado às tarifas praticadas pela Copel Distribuição a partir de 24 de junho de 2013, e (b) do crescimento de 4,9% no mercado cativo da Copel Distribuição; (ii) crescimento de 240,0% 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) da maior quantidade de energia comercializada no mercado de curto prazo (MCP) por parte da Copel GeT, e (c) do elevado preço de energia (PLD) no período; (iii) a rubrica disponibilidade da rede elétrica (composta pela receita da TUSD e TUST) apresentou aumento de 8,4% em razão, principalmente, do crescimento do mercado fio da Copel Distribuição no período; (iv) a conta receita de construção apresentou um crescimento de 20,9%, 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 19,2% 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 junho de 2013, para ao final de junho de 2014; (vi) ampliação de 8,5% em distribuição de gás canalizado (fornecido pela Compagas) em decorrência, principalmente, do reajuste da tarifa (7,0% em março de 2014) e do crescimento do mercado no período e. Destaca-se que a Compagas registrou significativo crescimento na receita em decorrência do fornecimento de gás à UTE Araucária, entretanto tal efeito é eliminado no resultado consolidado pois refere-se a empresa do 17,2% 10,1% 3,0% 1,5% 1,3% Receita Operacional Líquida 37,0% 29,9% Fornecimento Suprimento Disponibilidade da rede Receita de Construção Receita de Telecom Distribuição de Gás Canalizado Outras receitas 7

8 mesmo grupo; e (vii) redução de 59,0% 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 PETROBRAS. R$ mil Demonstrativo da Receita 2T14 1T14 2T13 Var.% 1S14 1S13 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Fornecimento de energia elétrica , ,4 Suprimento de energia elétrica , ,2 Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) , ,6 Receita de construção , ,3 Receita de telecomunicações , ,6 Distribuição de gás canalizado , ,6 Outras receitas operacionais (59,0) (47,4) Receita operacional , ,7 No acumulado dos seis primeiros meses de 2014, a receita líquida da COPEL registou um crescimento de 37,7% em comparação com o mesmo período do ano anterior, passando de R$ 4.481,5 milhões no 1S13 para R$ 6.169,2 milhões no 1S14, 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, e (c) ao crescimento de 4,9% no 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. 2.2 Custos e Despesas Operacionais No 2T14, os custos e despesas operacionais atingiram Custos e Despesas Operacionais R$ 2.834,9 milhões, valor 55,7% superior aos R$ 1.820,2 milhões registrados no 2T13. As principais variações 5,9% 12,0% 41,5% Energia comprada Encargos do Uso da Rede foram: (i) acréscimo de 76,8% na conta energia elétrica comprada para revenda em função do maior custo com 3,8% 21,5% Pessoal e Plano Previdenciário e Assistencial Material e Outros Serviços de terceiros Depreciação aquisição de energia (a) dos leilões (CCEARs), 10,4% 4,9% Custo de construção decorrente (i) de novos contratos, especialmente o leilão A realizado em 30 de abril de 2014, no qual a Copel Distribuição adquiriu 388 MW médios ao preço de R$ 268,33, (ii) do maior despacho das usinas térmicas, e (iii) dos reajustes dos contratos pela inflação, e (b) no mercado de curto prazo, em função do PLD do período, parcialmente compensado pelos recursos provenientes da Conta ACR; 8

9 Energia Elétrica Comprada para Revenda R$ mil 2T14 1T14 2T13 Var. % 1S14 1S13 Var. % (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Itaipu , ,4 CCEAR (leilão) , ,9 Bilaterais , ,6 CCEE , ,2 (-) Repasse CDE - CCEE ( ) ( ) ( ) 27,5 ( ) ( ) 287,4 Proinfa , ,6 (-) Pis / Pasep e Cofins ( ) (90.492) (82.870) 35,3 ( ) ( ) 26,7 TOTAL , ,4 O crescimento das despesas na CCEE é reflexo do efeito base no 2T13, quando a Copel Distribuição recebeu R$ 180 milhões em ressarcimento antecipação da CVA do reajuste e gastou R$ 107 milhões. Ou seja, houve um crédito de R$ 73 milhões na CCEE no 2T13. (ii) acréscimo de 370,1% na conta encargos de uso da rede elétrica em razão, basicamente, do efeito base de comparação, uma vez que no 2T13 houve um repasse extraordinário de recursos da CDE, no montante de R$ 200,0 milhões, para ressarcir custos com encargos dos serviços do sistema (ESS) relacionados ao despacho de usinas térmicas fora da ordem de mérito no início de 2013; Encargos de uso da rede elétrica 2T14 (1) Encargos dos serviços do sistema - ESS (86,1) (87,5) (-) Repasse CDE - ESS - - ( ) - - ( ) - Encargos de uso do sistema - distribuição , ,1 Encargos de uso do sistema - rede básica e conexão , ,9 Encargos de transporte de Itaipu , ,1 Encargo de Energia de Reserva - EER (56,7) (66,7) (-) PIS / Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica (13.363) (13.726) (3.855) 246,6 (27.089) (19.399) 39,6 TOTAL , ,0 1T14 (2) 2T13 (3) Var. % (1/3) 1S14 (4) 1S13 (5) Var. % (4/5) R$ mil (iii) a rubrica pessoal e administradores apresentou redução de 6,5%, totalizando R$ 229,6 milhões no 2T14, reflexo, principalmente, dos menores gastos com remunerações e encargos (redução de 8,0%), decorrentes da redução do quadro de pessoal em 8,2% em relação ao mesmo período do ano passado; (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 8,4% 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 394,6% 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 crescimento de 1,0%, em decorrência de maiores custos com (a) manutenção das instalações e (b) processamento e transmissão de dados, parcialmente compensada pela redução de custos com (a) consultoria e auditoria e (b) leitura e entrega de faturas; 9

10 (viii) em provisões e reversões, foram registrados R$ 88,0 milhões no período, decorrentes, principalmente, de provisões para litígios (a) cíveis e de direito administrativo, (b) trabalhistas, e (c) créditos de liquidação duvidosa; (ix) a conta custo de construção registrou crescimento de 21,9% e reflete os investimentos realizados nos negócios de distribuição e transmissão de energia no período; e (x) a rubrica outros custos e despesas operacionais cresceu 23,5% em razão, principalmente, do aumento no custo com (a) tributos, e (b) com a compensação financeira pela utilização de recursos hídricos, devido a maior produção de energia hidráulica no período, parcialmente compensado pelo menor custo com indenizações e manutenção. R$ mil Custos e Despesas Operacionais 2T14 1T14 2T13 Var.% 1S14 1S13 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Energia elétrica comprada para revenda , ,4 Encargos de uso da rede elétrica , ,0 Pessoal e administradores (6,5) (7,9) Planos previdenciário e assistencial , ,7 Material , ,8 Matéria-prima e insumos para produção de energia , ,0 Gás natural e insumos para operação de gás , ,3 Serviços de terceiros , ,7 Depreciação e amortização , ,4 Provisões e reversões (21,9) ,8 Custo de construção , ,0 Outros custos e despesas operacionais , ,8 TOTAL , ,5 Nos seis primeiros meses de 2014, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 5.236,6 milhões, montante 41,5% maior que o 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, e (c) registro de R$ 626,6 milhões em custo de construção em decorrência, principalmente, da construção de novos ativos de transmissão, parcialmente compensado pela redução de 7,9% 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 2T14, o resultado apresentado é de R$ 29,3 milhões, composto, principalmente, pelos ganhos na Dominó Holdings (SANEPAR), Dona Francisca Energética, Foz do Chopim Energética e nas SPEs de transmissão. Nos seis primeiros meses de 2014, o resultado de equivalência patrimonial foi de R$ 84,6 milhões. 10

11 2.4 LAJIDA No 2T14, o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização atingiu R$ 466,8 milhões, montante 6,4% superior ao apresentado no mesmo período do ano anterior (R$ 438,9 milhões). Já nos seis primeiros meses de 2014, o LAJIDA apresentou crescimento de 20,1% em relação ao 1S13, alcançando R$ 1.325,3 milhões no período. 2.5 Resultado Financeiro Entre abril e junho, as receitas financeiras totalizaram R$ 158,4 milhões, crescimento de 2,3% em relação ao mesmo período de 2013, decorrente da maior renda das aplicações financeiras, reflexo da elevação dos juros no período, parcialmente compensada pela menor variação monetária registrada sobre contas a receber vinculadas à concessão e sobre a CRC, reflexo da menor inflação (IGP-M e IGP-DI respectivamente) no período. Nos seis primeiros meses de 2014, as receitas financeiras apresentaram aumento de 27,4% em relação ao mesmo período de 2013, atingindo R$ 383,5 milhões. As despesas financeiras registradas no 2T14 totalizaram R$ 116,4 milhões, valor 45,7% 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 seis meses de 2014, as despesas financeiras foram 51,6% superiores ao registrado no mesmo período de 2013, totalizando R$ 230,4 milhões. Assim, o resultado financeiro do 2T14 foi positivo em R$ 42,1 milhões, apresentando uma redução de 44,0% contra um resultado financeiro positivo de R$ 75,1 milhões verificado no mesmo período do ano anterior. Nos seis primeiros meses do ano, o resultado financeiro totalizou R$ 153,0 milhões, o que representa um crescimento de 2,7% em comparação com o mesmo período de R$ T14 1T14 2T13 Var% 1S14 1S13 Var% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Receitas Financeiras , ,4 Renda e variação monetária sobre repasse CRC (21,6) ,3 Variação monetária sobre ativo indenizável - concessão (2.022) (111,0) ,9 Var. monetária s/ ativo indenizado - prorrogação da concessão (30,6) (37,2) Renda de aplicações financeiras , ,1 Acréscimos moratórios sobre faturas de energia , ,6 Outras receitas financeiras , ,3 Despesas Financeiras ( ) ( ) (79.865) 45,7 ( ) ( ) 51,6 Encargos de dívidas (80.018) (71.794) (52.059) 53,7 ( ) ( ) 51,5 Variações monetárias - Concessão Uso do Bem Público ANEEL (11.358) (22.987) (15.011) (24,3) (34.345) (29.888) 14,9 Pis / Pasep e Cofins sobre JCP (736) (6) (886) (16,9) (742) (886) (16,3) Variações monetárias e cambiais (12.702) (4.887) (6.357) 99,8 (17.589) (8.279) 112,5 Outras despesas financeiras (11.568) (14.370) (5.552) 108,4 (25.938) (12.769) 103,1 Resultado Financeiro (44,0) ,7 11

12 2.6 Lucro Líquido Consolidado No 2T14, a COPEL registrou lucro líquido de R$ 248,3 milhões, valor 1,3% inferior ao apresentado no mesmo período de 2013 (R$ 251,6 milhões). Já no 1S14, o lucro líquido da Companhia apresentou crescimento de 27,8% em comparação com o 1S13, totalizando R$ 831,3 milhões. 2.7 Demonstração do Resultado Consolidado - DRE R$ mil Demonstração do Resultado 2T14 1T14 2T13 Var.% 1S14 1S13 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) RECEITA OPERACIONAL , ,7 Fornecimento de energia elétrica , ,4 Suprimento de energia elétrica , ,2 Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) , ,6 Receita de construção , ,3 Receita de Telecomunicações , ,6 Distribuição de gás canalizado , ,6 Outras receitas operacionais (59,0) (47,4) CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS ( ) ( ) ( ) 55,7 ( ) ( ) 41,5 Energia elétrica comprada para revenda ( ) ( ) ( ) 76,8 ( ) ( ) 43,4 Encargos de uso da rede elétrica ( ) ( ) (27.098) 370,1 ( ) ( ) 44,0 Pessoal e administradores ( ) ( ) ( ) (6,5) ( ) ( ) (7,9) Planos previdenciário e assistencial (47.202) (49.417) (43.564) 8,4 (96.619) (85.698) 12,7 Material (18.198) (18.186) (17.517) 3,9 (36.384) (35.397) 2,8 Matéria-prima e insumos para produção de energia (45.182) (4.928) (10.220) 342,1 (50.110) (14.481) 246,0 Gás natural e insumos para operação de gás ( ) ( ) (78.160) 394,6 ( ) ( ) 399,3 Serviços de terceiros ( ) (91.785) ( ) 1,0 ( ) ( ) 0,7 Depreciação e amortização ( ) ( ) ( ) 5,9 ( ) ( ) 5,4 Provisões e reversões (87.968) (61.034) ( ) (21,9) ( ) ( ) 12,8 Custo de construção ( ) ( ) ( ) 21,9 ( ) ( ) 35,0 Outros custos e despesas operacionais ( ) (77.680) (88.531) 23,5 ( ) ( ) 19,8 RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL , ,6 LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS , ,4 RESULTADO FINANCEIRO (44,0) ,7 Receitas financeiras , ,4 Despesas financeiras ( ) ( ) (79.865) 45,7 ( ) ( ) 51,6 LUCRO OPERACIONAL (3,7) ,9 IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL ( ) ( ) ( ) (8,9) ( ) ( ) 9,3 Imposto de Renda e Contribuição Social ( ) ( ) ( ) 50,9 ( ) ( ) 25,1 Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos , ,1 LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO (1,3) ,8 Atribuído aos acionistas da empresa controladora (11,7) ,4 Atribuído aos acionistas não controladores , ,8 LAJIDA , ,1 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. 12

13 3.1 Ativo Em 30 de junho de 2014, o ativo total da COPEL alcançou R$ ,0 milhões, montante 8,5% superior ao registrado em 31 de dezembro de Principais Variações no Período Ativo circulante: (i) aumento de 18,5% em caixa e equivalentes de caixa em função, basicamente, do aumento do montante referente às aplicações financeiras de liquidez imediata, reflexo, principalmente, da emissão de R$ 1,0 bilhão em debêntures realizada em maio de 2014; (ii) aumento de 10,3% 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; (iii) aumento de 38,1% em clientes devido, basicamente, ao valor de R$ 532,2 milhões referente à alocação de energia no mercado de curto prazo da Copel GeT (R$ 102,7 milhões) e do despacho da UTE Araucária (R$ 413,3 milhões), reflexo da suspensão da liquidação de maio, a qual foi adiada para 29 de agosto de 2014; e (iv) aumento de 26,9% em outros créditos, em razão, sobretudo, do registro de R$ 155,7 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 11,9% 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 48,2% em contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão, refletindo a transferência de R$ 176,1 milhões para o ativo circulante; e (iii) crescimento de 17,7% 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 17,3% nos primeiros seis meses de 2014, reflexo da equivalência patrimonial e dos aportes registrados no período. A conta imobilizado cresceu 2,2% em função da entrada de novos ativos, conforme o programa de investimentos da Companhia, líquido da quota de depreciação do período. Já a conta intangível apresentou aumento de 4,0% decorrente, principalmente, da 13

14 contabilização de investimentos em novos ativos, parcialmente compensada pelas amortizações relacionadas ao Contrato de Concessão da Copel Distribuição. Principais contas do Ativo Caixa, Equivalentes de Caixa e Títulos e Valores Mobiliários Em 30 de junho de 2014, as disponibilidades das subsidiárias integrais e controladas da COPEL (caixa, equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários) totalizaram R$ 2.608,6 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$ 1.365,7 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 junho, o montante registrado nessa conta foi de R$ 574,8 milhões, R$ 143,0 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 VNR, descontada a taxa de depreciação do bem. A Copel está realizando os cálculos para apresentar à Aneel o 14

15 valor da indenização desses ativos. R$ mil Ativo Jun/14 Dez/13 Jun/13 Var.% Var.% (1) (2) (3) (1/2) (1/3) CIRCULANTE ,9 16,8 Caixa e equivalentes de caixa ,5 31,4 Títulos e Valores Mobiliários ,3 (10,2) Cauções e depósitos vinculados ,6 (34,7) Clientes ,1 44,7 Dividendos a receber ,3 117,7 Repasse CRC ao Estado do Paraná ,4 12,7 Contas a receber vinculadas à concessão ,4 47,0 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão ,4 9,4 Outros créditos ,9 (26,4) Estoques ,9 4,0 Imposto de Renda e Contribuição Social (50,8) (63,5) Outros tributos correntes a recuperar ,2 148,7 Despesas antecipadas (11,7) (11,5) NÃO CIRCULANTE ,0 14,2 Realizável a Longo Prazo ,5 19,6 Títulos e Valores Mobiliários (4,1) (21,9) Cauções e depósitos vinculados ,1 5,3 Clientes (46,3) 104,4 Repasse CRC ao Estado do Paraná (1,4) (1,2) Depósitos judiciais ,4 19,8 Contas a receber vinculadas à concessão ,9 33,7 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (48,2) (65,0) Outros créditos (20,3) 2,9 Imposto de renda e contribuição social (2,9) - Outros tributos correntes a recuperar ,2 5,5 Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos ,7 23,6 Despesas antecipadas (50,6) (72,2) Partes Relacionadas Investimentos ,3 71,1 Imobilizado ,2 4,0 Intangível ,0 13,4 TOTAL ,5 14,8 15

16 3.2 Passivo Principais Variações no Período Passivo circulante (i) aumento de 13,1% em fornecedores em decorrência principalmente do aumento da compra de gás, realizada pela Compagas, para atender ao consumo da UTE Araucária; (ii) redução de 4,8% em empréstimos, financiamentos e debêntures em razão (a) da amortização de empréstimos e financiamentos de curto prazo, e (b) da prorrogação do vencimento de uma Nota de Crédito Industrial do Banco do Brasil para fevereiro de 2019, parcialmente compensada pelo aumento do saldo de debêntures; (iii) Redução de 29,9% 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 34,9% 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 26,0% em pesquisa, desenvolvimento e eficiência energética, resultado da maior provisão de recursos no programa de P&D. 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 Jun/14 Dez/13 Jun/13 Var % Var % (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Fiscais ,4 (3,2) Trabalhistas ,7 25,3 Benefícios a Empregados ,6 (21,3) Cíveis: ,9 18,3 Fornecedores (3,3) (6,5) Cíveis e direito administrativo ,6 24,5 Servidões de passagem ,9 139,5 Desapropriações e patrimoniais ,6 17,1 Consumidores ,2 27,5 Ambientais ,0 19,2 Regulatórias ,7 2,7 TOTAL ,2 9,6 16

17 Perdas Possíveis As causas classificadas como perdas possíveis, estimadas pela Companhia e suas controladas ao final do período, totalizaram R$ 2.837,7 milhões, montante 1,7% menor ao registrado em dezembro de 2013, distribuídos em ações das seguintes naturezas: fiscais - R$ 1.435,1 milhões; cíveis - R$ 751,2 milhões; trabalhistas - R$ 484,7 milhões; benefícios a empregados - R$ 105,5 milhões e regulatórias - R$ 61,2 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 e Chaminé. 3.3 Endividamento e Patrimônio Líquido O total da dívida consolidada da COPEL somava R$ 5.711,3 milhões em 30 de junho de 2014, representando endividamento de 42,2% sobre o patrimônio líquido consolidado, o qual, ao final período, era de R$ ,1 milhões, equivalente a R$ 49,41 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

18 R$ milhões vezes A seguir demonstramos o vencimento das parcelas dos empréstimos, financiamentos e debêntures: R$ mil Curto Prazo Longo Prazo Jul/14 - Jun/15 Jul - Dez/ Após 2018 Total Moeda Nacional Moeda Estrangeira TOTAL No final de junho de 2014 a Companhia contava com R$ 1.137,0 milhões em avais e garantias, conforme tabela a seguir. Avais e Garantias¹ 1S14 Parques Eólicos Elejor Dona Francisca SPEs Transmissora Sul Brasileira Caiuá Transmissora Integração Maranhense Matrinchã Transmissora Guaraciaba Transmissora Costa Oeste TOTAL ¹ Proporcional à participação da Copel nos empreendimentos. R$ mil 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) S14 (215) (407) Dívida Líquida Dívida Líquida/LAJIDA* 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0-0,5 *LAJIDA Anualizado 18

19 A tabela a seguir apresenta o passivo consolidado: R$ mil Passivo Jun/14 Dez/13 Jun/13 Var.% Var.% (1) (2) (3) (1/2) (1/3) CIRCULANTE ,8 8,1 Obrigações sociais e trabalhistas (22,6) (45,0) Fornecedores ,1 5,7 Imposto de Renda e Contribuição Social ,6 25,4 Outras obrigações fiscais (29,9) 14,2 Empréstimos, financiamentos e debêntures (4,8) 80,4 Dividendos a pagar (75,5) (94,6) Benefícios pós-emprego ,5 17,8 Encargos do consumidor a recolher (34,5) (53,7) Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética (1,0) (13,9) Contas a pagar vinc. à concessão - Uso do Bem Público ,0 8,3 Outras contas a pagar ,9 (30,9) NÃO CIRCULANTE ,6 41,4 Fornecedores (24,6) (48,0) Obrigações fiscais ,3 - Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos (18,2) (30,6) Empréstimos, financiamentos e debêntures ,9 74,0 Benefício pós-emprego ,7 39,6 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética ,0 45,7 Contas a pagar vinculadas à concessão - Uso do Bem Público ,3 6,0 Outras contas a pagar (0,4) - Provisões para litígios ,2 9,6 PATRIMÔNIO LÍQUIDO ,6 4,5 Atribuível aos acionistas da empresa controladora ,0 4,0 Capital Social Ajustes de avaliação patrimonial (5,5) (19,8) Reserva legal ,4 Reserva de retenção de lucros ,8 Dividendo adicional proposto Lucros acumulados ,2 Atribuível aos acionistas não controladores ,4 27,1 TOTAL ,5 14,8 4. Desempenho por Subsidiária 4.1 Copel Geração e Transmissão No 2T14, a receita operacional da Copel GeT atingiu R$ 810,1 milhões, valor 45,8% superior aos R$ 555,6 milhões registrados no mesmo período do ano anterior, influenciado, principalmente, (a) pelo aumento de 66,3% na receita de suprimento de energia elétrica, devido à maior alocação de energia no mercado de curto prazo em decorrência da mudança da política de alocação de energia em comparação com 2013, quando as 19

20 vendas no curto prazo foram concentradas no primeiro trimestre, e (b) pelo acréscimo de 73,0% na receita de construção, consequência dos maiores investimentos no segmento de transmissão no período. Os custos e despesas operacionais reduziram 0,1% no 2T14 em relação ao 2T13, influenciado, principalmente, pela redução de 22,2% no saldo da conta pessoal e administradores, devido aos menores gastos com remunerações e encargos, em função da redução do quadro de funcionários no período, compensado pelo acréscimo de 98,3% no custo de construção, resultado do maior número de empreendimentos em construção. O resultado de equivalência patrimonial alcançou R$ 84,6 milhões no 2T14, 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 2T14, o lucro líquido superou em 161,2% o resultado do 2T13, atingindo R$ 389,8 milhões. O LAJIDA alcançou R$ 581,6 milhões, montante 127,5% superior ao verificado no mesmo período de Nos seis primeiros meses de 2014, a Copel GeT apresentou um aumento de 16,1% na receita operacional em relação ao 1S13, chegando a R$ 1.653,3 milhões e os custos e despesas operacionais apresentaram um crescimento de 8,4% em comparação com o primeiro semestre de O Lucro líquido atingiu R$ 821,3 milhões enquanto que o LAJIDA apurado no período foi de R$ 1.226,5 milhões, crescimento, respectivamente, de 47,8% e 35,9% em relação ao verificado no mesmo período de Principais Indicadores 2T14 (1) 1T14 (2) Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 810,1 843,1 555,6 45, , ,9 16,1 Resultado Operacional (R$ milhões) 544,9 607,5 214,4 154, ,4 823,8 39,9 Lucro Líquido (R$ milhões) 389,8 431,6 149,2 161,2 821,3 555,8 47,8 LAJIDA (R$ milhões) 581,6 644,8 255,7 127, ,5 902,2 35,9 Margem Operacional 67,3% 72,1% 38,6% 74,3 69,7% 57,9% 20,5 Margem Líquida 48,1% 51,2% 26,9% 79,1 49,7% 39,0% 27,3 Margem LAJIDA 71,8% 76,5% 46,0% 56,0 74,2% 63,4% 17,1 Programa de Investimento (R$ milhões) 129,0 158,8 154,5 (16,5) 287,8 247,0 16,5 4.2 Copel Distribuição No 2T14 a receita operacional da Copel Distribuição atingiu R$ 1.617,7 milhões, valor 15,8% superior aos R$ 1.396,9 milhões registrados no mesmo período do ano anterior, em decorrência, principalmente, do reajuste de 9,55% aplicado às tarifas a partir de 24 de junho de 2013, e do crescimento de 4,9% no mercado cativo no período. Os custos e despesas operacionais aumentaram 45,8% em relação ao mesmo período do ano anterior, atingindo R$ 1.968,0 milhões, reflexo, principalmente, do aumento de 71,5% nos custos com energia elétrica comprada para revenda, parcialmente compensados pela redução de 15,4% nos gastos com pessoal em comparação com 2T13 (3) Var. % (1/3) 1S14 (4) 1S13 (5) Var. % (4/5) 20

21 2T13. No 2T14, a Copel Distribuição apresentou um prejuízo de R$ 214,3 milhões e um LAJIDA negativo de R$ 295,5 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 positivo em R$ 266,3 milhões no 2T14. Desse modo, o LAJIDA ajustado equivale a R$ 29,2 milhões negativos. Para mais detalhes sobre a CVA, consulte a Nota Explicativa 37 de nossas ITRs. No acumulado do 1S14, a receita operacional líquida atingiu R$ 3.257,4 milhões, montante 16,5% superior ao primeiro semestre de Já os custos operacionais somaram R$ 3.682,9 milhões, um aumento de 27,0% na comparação com o mesmo período do ano anterior. O LAJIDA ficou negativo em R$ 316,2 milhões, mas, se considerado o ajuste da CVA, o LAJIDA seria positivo em R$ 215,4 milhões. Principais Indicadores 2T14 (1) Receita Operacional Líquida (R$ millhões) 1.617, , ,9 15, , ,4 16,5 Resultado Operacional (R$ milhões) (323,0) (19,3) 103,3 - (342,3) 2,8 - Lucro Líquido (R$ milhões) (214,3) (14,6) 68,2 - (228,9) 0,5 - LAJIDA (R$ milhões) (295,5) (20,7) 97,0 - (316,2) (4,4) - Margem Operacional -20,0% -1,2% 7,4% - -10,5% 0,1% - Margem líquida -13,2% -0,9% 4,9% - -7,0% - - Margem LAJIDA -18,3% -1,3% 6,9% - -9,7% -0,2% - Programa de Investimento (R$ milhões) 253,5 228,6 250,1 1,4 482,1 426,9 12,9 1T14 (2) 2T13 (3) Var.% (1/3) 1S14 (4) 1S13 (5) Var.% (4/5) Efeito CVA (milhões) pelo aumento de 25,2% no serviço de terceiros. O Lucro Líquido do período foi de R$ 13,6 milhões, 18,1% 21 2T14 (1) Efeito CVA Bruto 266,3 265,3 (31,1) - 531,6 114,7 - Efeito CVA Líquido ¹ 175,8 175,1 (20,5) - 350,9 75,7 - Principais Indicadores ajustados - CVA Resultado Operacional ajustado (R$ milhões) ² (56,7) 246,0 72,2-189,3 117,5 61,2 Lucro Líquido ajustado (R$ milhões) ³ (38,5) 160,5 47,6-122,0 76,2 60,1 LAJIDA ajustado (R$ milhões) ² (29,2) 244,6 65,9-215,4 110,3 95,4 Margem Operacional ajustada ² -3,5% 15,0% 5,2% - 5,8% 4,2% 38,4 Margem Líquida ajustada ³ -2,4% 9,8% 3,4% - 3,7% 2,7% 37,5 Margem LAJIDA ajustada ² -1,8% 14,9% 4,7% - 6,6% 3,9% 67,7 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. 4.3 Copel Telecomunicações A receita operacional da Copel Telecomunicações no 2T14 atingiu R$ 49,2 milhões, valor 6,1% superior aos R$ 46,3 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 redução de 2,1%, influenciados pela queda de 17,0% no custo com pessoal e administradores, parcialmente compensado 1T14 (2) 2T13 (3) Var.% (1/3) 1S14 (4) 1S13 (5) Var.% (4/5)

22 maior em relação ao 2T13. O LAJIDA teve um incremento de 16,0%, alcançando R$ 26,9 milhões, ante os R$ 23,2 milhões verificados do mesmo período do ano anterior. No acumulado dos seis primeiros meses de 2014, a receita operacional da Copel Telecomunicações atingiu R$ 97,5 milhões, valor 6,5% superior aos R$ 91,6 milhões registrados no 1S13, enquanto que os custos e despesas operacionais tiveram redução de 1,3%. O Lucro Líquido do período foi de R$ 27,9 milhões, 20,6% maior em relação ao 1S13, e o LAJIDA teve um incremento de 13,7%, alcançando R$ 54,1 milhões. Principais Indicadores 2T14 (1) 1T14 (2) Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 49,2 48,4 46,3 6,1 97,5 91,6 6,5 Resultado Operacional (R$ milhões) 20,6 21,7 17,4 18,2 42,2 35,0 20,7 Lucro Líquido (R$ milhões) 13,6 14,3 11,5 18,1 27,9 23,1 20,6 LAJIDA (R$ milhões) 26,9 27,2 23,2 16,0 54,1 47,6 13,7 Margem Operacional 41,8% 44,8% 37,5% 11,4 43,3% 38,2% 13,3 Margem Líquida 27,6% 29,6% 24,8% 11,3 28,6% 25,3% 13,2 Margem LAJIDA 54,8% 56,3% 50,1% 9,3 55,5% 52,0% 6,7 Programa de Investimento (R$ milhões) 22,6 19,4 14,4 56,9 42,0 27,1 55,0 2T13 (3) Var.% (1/3) 1S14 (4) 1S13 (5) Var.% (4/5) 5. Programa de Investimentos O programa de investimentos realizado pela COPEL no 1S14 e a previsão máxima de investimentos para 2014 são apresentados na tabela a seguir: R$ milhões Realizado Realizado Realizado Previsto 2T14 1T14 1S Geração e Transmissão 129,0 158,8 287, ,0 UHE Colíder 52,8 90,8 143,6 409,8 UHE Baixo Iguaçu 0,4 0,3 0,7 316,0 LT Araraquara / Taubaté 27,1 25,9 53,0 182,8 SE Cerquilho 4,5 8,8 13,3 8,3 LT Figueira-Londrina / Foz do Chopim-Salto Osório 2,9 1,8 4,7 42,9 SE Paraguaçu Paulista 0,8 0,8 1,6 25,6 SE Curitiba Norte 0,2 0,1 0,3 8,7 Outros 40,3 30,3 70,6 314,9 Distribuição 253,5 228,6 482,1 895,9 Telecomunicações 22,6 19,4 42,0 80,0 Participação em novos negócios ¹ 139,9 48,9 188,8 331,8 TOTAL 545,0 455, , ,7 ¹ Empreendimentos Eólicos, 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. 22

23 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 no 1S14, aumento de 6,0% 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) Jun/14 Jun/13 Var. % 2T14 2T13 Var. % 1S14 1S13 Var. % Residencial , , ,1 Industrial , , ,4 Comercial , , ,4 Rural , , ,7 Outros , , ,2 Mercado Cativo , , ,0 A classe residencial consumiu GWh entre janeiro e junho de 2014, registrando expansão de 8,1%, em razão do crescimento na base de consumidores e da elevação no consumo médio e pelo registro de temperaturas acima da média no período. Ao final de junho de 2014 esta classe era equivalente a 30,4% do mercado cativo, totalizando consumidores residenciais. A classe industrial apresentou crescimento de 1,4% no consumo de energia no 1º semestre de 2014, totalizando GWh. Ao final do período a classe industrial representava 27,3% do mercado cativo e eram atendidos consumidores industriais. A classe comercial consumiu GWh entre janeiro e junho de 2014, o que representa um crescimento de 7,4% 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 do 1S14 esta classe representava 22,7% do mercado cativo e eram atendidos consumidores. A classe rural consumiu GWh e cresceu 10,7% nos primeiros seis meses do ano. Ao final de junho esta classe representava 9,8% do mercado cativo e eram atendidos consumidores rurais. As outras classes (poderes públicos, iluminação pública, serviços públicos e consumo próprio) consumiram GWh, aumento de 5,2% na primeira metade de Em conjunto, essas classes eram equivalentes a 9,8% do mercado cativo, totalizando consumidores no final do período. 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 6,3% nos primeiros seis meses do ano, conforme verificado na tabela a seguir: 23

24 N o de consumidores / contratos Energia vendida (GWh) Jun/14 Jun/13 Var. % 2T14 2T13 Var. % 1S14 1S13 Var. % Mercado Cativo , , ,0 Concessionárias e Permissionárias , ,8 Consumidores Livres ¹ , , ,4 Mercado Fio , , ,3 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 4,9% no primeiro semestre de A principal contribuição para esse resultado foi a expansão de 8,1% no fornecimento de energia para a classe residencial e de 10,7% 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 no 1S14, 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 2T14 2T13 Var. % 1S14 1S13 Var. % Residencial , ,1 Total ,4 Industrial Cativo , ,4 Livre (6,1) (1,2) Total , ,4 Comercial Cativo , ,4 Livre Rural , ,7 Outros , ,2 Fornecimento de Energia , ,9 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 no primeiro semestre de 2014, crescimento de 0,8% em relação ao mesmo período do ano passado. As vendas da Copel Geração e Transmissão alcançaram GWh no 1S14, queda de 7,4% em relação ao 1S13, reflexo da menor alocação de energia no mercado de curto prazo (MCP) devido à mudança da política de alocação de energia em comparação com 2013, quando as vendas no curto prazo 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: 24

25 Nº de consumidores / contratos Energia vendida (GWh) Jun/14 Jun/13 Var. % 2T14 2T13 Var. % 1S14 1S13 Var. % Copel DIS Mercado Cativo , , ,0 Concessionárias e Permissionárias , ,3 CCEE (MCP) Total Copel DIS , , ,9 Copel GeT CCEAR (Copel DIS) (53,7) (54,6) CCEAR (outras concessionárias) , (27,3) (26,8) Consumidores Livres (6,1) (1,2) Contratos Bilaterais ¹ , , ,7 CCEE (MCP) (40,9) Total Copel GeT , , (7,4) Total Copel Consolidado , , ,8 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: UTE Araucária (UEGA) Abr-Jun/14 Fev-Mar/14 1S14 GWh Geração Própria Fluxos de Energia Fluxo de Energia Consolidado (Jan/ Jun 2014) Geração Própria Mercado Cativo ,8% ,8% GWh Concessionárias 345 1,3% Consumidores Livres Disponibilidade Total ,6% Energia Comprada Energia Suprida ,2% ,4% CCEAR: Itaipu: Itiquira: 452 Dona Francisca: 303 CCEE (MCP): Angra: 519 Contratos Bilaterais CCEAR: CCEE (MCP): MRE: Perdas e Diferenças CCGF: ,9% MRE: - Elejor: 588 Rede Básica Distribuição Proinfa: 276 Alocação de contratos no CG: 163 Não considera a energia produzida pela UTE Araucária (1.500 GWh), vendida no mercado de curto prazo (MCP). 25

26 Fluxo de Energia Consolidado 1S14 1S13 Var. % Geração Própria ,8 Energia Comprada (5,1) Itaipu ,3 Leilão CCEAR (1,3) Itiquira ,2 Dona Francisca CCEE (MCP) ,6 Angra (0,19) CCGF ,4 MRE Proinfa ,10 Elejor Disponibilidade Total ,3 Mercado Cativo ,0 Concessionárias¹ ,2 Consumidores Livres (1,2) Contratos Bilaterais ,9 Leilão CCEAR (30,1) CCEE (MCP) (31,6) MRE ,3 Perdas e Diferenças ,9 Rede básica ,6 Distribuição ,8 Alocação de contratos no CG ,5 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 (1.500 GWh), vendida no mercado de curto prazo (MCP). GWh 26

27 Fluxo de Energia - Copel GeT 1S14 1S13 Var. % GWh Geração Própria ,8 CCEE (MCP) MRE Dona Francisca Disponibilidade Total (1,9) Contratos Bilaterais ,9 CCEAR COPEL Distribuição (54,6) CCEAR Outras (26,8) Consumidores Livres (1,2) CCEE (MCP) (40,9) MRE ,3 Perdas e diferenças ,4 Fluxo de Energia - Copel Dis 1S14 1S13 Var. % GWh Itaipu ,3 CCEAR Copel Geração e Transmissão (54,6) CCEAR Outras ,0 CCEE (MCP) ,7 Angra (0,2) CCGF ,5 Itiquira ,2 Proinfa ,2 Elejor S.A Disponibilidade ,1 Mercado cativo ,0 Concessionárias ¹ ,3 CCEE (MCP) Perdas e diferenças ,7 Rede básica ,2 Distribuição ,8 Alocação de contratos no CG ,1 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. 27

28 6.6 Tarifas Tarifas Médias de Compra de Energia Copel Distribuição Quantidade Jun/14 Mar/14 Jun/13 Var. % Var. % MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Itaipu ,08 125,30 124,16 3,0 4,0 Leilão ,88 147,81 140,89 11,5 17,0 Leilão ,61 124,82 118,94 1,4 6,5 Leilão H ,89 168,17 168,17 6,4 6,4 Leilão T ,41 178,06 178,06 6,4 6,4 Leilão H ,66 172,65 172,65 6,4 6,4 Leilão T ,85 196,33 196,33 6,4 6,4 Leilão T ,36 176,13 176,13 6,4 6,4 Leilão CCEAR ³ , Leilão CCEAR , Leilão M ,41 191, Leilão M ,20 165, Leilão M ,99 149, Angra ,83 145,96 135,94 3,3 11,0 CCGF ,22 30,48 33,38 5,7 (3,5) Santo Antônio ,60 107,01 102,00 1,5 6,5 Jirau ,52 94,12 71,37 1,5 33,8 Outros Leilões ,44 168,29 168,81 34,6 34,1 Bilaterais ,55 180,03 176,58 5,3 7,3 Total / Tarifa Média de Compra ,40 144,37 128,69 20,8 35,5 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 junho/2013 (R$ 100,63). R$ / MWh Tarifas Médias de Fornecimento de Energia - sem ICMS R$ / MWh Tarifas Jun/14 (1) Mar/14 (2) Jun/13 (3) Var. % (1/2) Var. % (1/3) Industrial ¹ 207,75 210,69 189,05 (1,4) 9,9 Residencial 263,50 263,50 242,55-8,6 Comercial 241,04 241,66 220,00 (0,3) 9,6 Rural 161,13 160,63 146,04 0,3 10,3 Outros 185,71 188,03 168,13 (1,2) 10,5 Tarifa média de fornecimento 225,56 226,12 206,15 (0,2) 9,4 ¹ Não inclui consumidores livres. 28

29 Tarifas Médias de Suprimento de Energia Copel Geração e Transmissão R$ / MWh Quantidade Jun/14 Mar/14 Jun/13 Var. % Var. % MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Copel Geração e Transmissão ,56 147,72 121,34 1,9 24,1 Leilão CCEAR ,77 116,81 111,89 1,7 6,1 Leilão CCEAR ,86 123,91 119,48 2,4 6,2 Leilão CCEAR ,31 141,48 135,95 2,0 6,1 Leilão CCEAR (UHE Mauá) ,82 161,50 155,15 2,1 6,2 Leilão CCEAR (Cavernoso II) 7 177,28 176,13 140,37 0,7 26,3 Leilão - CCEAR 2014 (12 meses) ,80 191, Copel Distribuição Tarifas Concessionárias no Estado do Paraná ,40 155,73 134,90 (1,5) 13,7 Total / Tarifa Média Ponderada de Suprimento ¹ ,94 148,61 120,84 1,6 24,9 ¹ C onsidera o montante de 316 MW médio referente ao leilão para o cálculo de junho/ 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 junho 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 , , , ,7 NYSE 387 0, , ,5 LATIBEX , Outros 295 0, , ,1 TOTAL , , , ,0 ON PN 13,7% 0,2% 0,2% 21,2% 1,1% Estado do Paraná BNDESPAR BNDESPAR Eletrobras Custódia da Bolsa 26,4% 58,6% Custódia da Bolsa Outros 0,1% Total Outros 78,6% 44,2% 31,1% Estado do Paraná BNDESPAR Eletrobras Custódia da Bolsa Outros 0,6% 24,0% 29

30 7.2 Desempenho das Ações De janeiro a junho 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 junho de 2014, o valor de mercado da COPEL, considerando as cotações de todos os mercados, era de R$ 7.758,6 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 0,6. Na carteira do IEE (Índice Setorial de Energia Elétrica), a COPEL participa com 5,8%. No Índice de Sustentabilidade Empresarial da BM&FBovespa (ISE), a COPEL tem participação de 1,1%. Na BM&FBovespa, as ações ON fecharam o período cotadas a R$ 23,50 e as ações PNB a R$ 33,88, com variação positiva de 5,4% e 11,0% respectivamente. No mesmo período o IBOVESPA teve variação positiva de 3,2%. 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$ 15,31 com variação positiva de 16,5%. Neste mesmo período o índice Dow Jones teve variação positiva de 1,5%. 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 97% dos pregões, fechando o período cotadas a 11,14 com variação positiva de 17,3%. No mesmo período, o índice Latibex All Shares teve variação positiva de 0,9%. A tabela a seguir sintetiza o comportamento das ações da COPEL no 1S14: Desempenho das Ações (Jan - Jun/ 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 53 43% % Quantidade Volume (Euro mil) Presença nos Pregões % 30

31 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 ¹ Antecipação 31

32 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 junho de Usinas Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW médio) Geração (GWh) Vencimento da Concessão Hidrelétricas 4.731, , ,1 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) 260,0 109,0 756, Mauá (1) 185,0 100,0 457, Guaricana (2) 36,0 16, Cavernoso II 19,0 10,6 27, Chaminé 18,0 11,6 31, Apucaraninha 10,0 6, Mourão 8,2 5,3 23, Derivação do Rio Jordão 6,5 5,9 25, Marumbi 4,8 2,4 5,3 (3) São Jorge 2,3 1,5 6, Chopim I 2,0 1,5 6, Rio dos Patos (4) - - 0,5 (5) Cavernoso 1,3 1,0 1, Melissa 1,0 0,6 2,6 Salto do Vau 0,9 0,6 2,3 Pitangui 0,9 0,1 0,1 (6) (6) (6) Termelétrica 20,0 10,3 26,6 Figueira 20,0 10,3 26, Eólica 2,5 0,5 1,9 Eólica de Palmas (7) 2,5 0,5 1, TOTAL 4.754, , ,6 (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. 32

33 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 33

34 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$ 1,6 bilhão e o início da operação comercial está previsto para 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. Estão em execução os trabalhos de concretagem na estrutura da ponte rolante e nas tomadas d'água, a montagem das unidades geradoras de energia, e dos sistemas automatizados da hidrelétrica. Recentemente, a Secretaria de Estado de Meio Ambiente de Mato Grosso (Sema - MT) autorizou a retirada de vegetação da área a ser alagada para formação do reservatório (supressão da vegetação), tarefa iniciada ainda no primeiro semestre de 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 no canteiro de obras seguem o cronograma, sendo que estão em andamento as escavações do circuito de geração e na casa de força. Com investimento total estimado de R$ 1,7 bilhão, a entrada em operação do empreendimento está prevista para 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 11 empreendimentos, já concluídos ou em fase de construção, que totalizam 277,6 MW de potência instalada, conforme tabela a seguir: 34

35 Empreendimento Potência (MW) Garantia Física (MWméd) Preço ¹ Início de Suprimento CAPEX (R$ milhões) Valor do Prêmio (R$ milhões) Localização do Parque Vencimento da Autorização 2º LFA 2010 ² 202,0 98,5 134,98 782,3 340,6 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 set/ ,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 ,6 40,7 101,81 286,6 68,9 Santa Maria 29,7 15,7 101,98 João Câmara 08/05/2047 jul/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 Total 277,6 139,2 125, ,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. A efetivação da participação de 100,0% nas ações da São Bento Energia, Investimentos e Participações está condicionada as aprovações pela ANEEL pelo CADE e BNDES. 5 LER - Leilão de Energia de Reserva Os parques Farol (20 MW), Olho d Água (30 MW), São Bento do Norte (30 MW) e Boa Vista (14 MW) estão concluídos e aptos a operar desde 1º de setembro de 2013, porém, a operação comercial depende da conclusão das instalações de transmissão, obras que não são de responsabilidade dos empreendedores de geração e que só devem ser concluídas no início de Nesse período, os empreendimentos estão sendo remunerados pela receita fixa prevista em seus respectivos contratos, que atualmente é de cerca de R$ 63,9 milhões/ano. Toda a energia a ser produzida foi comercializada por meio de contratos de 20 anos. Adicionalmente, a Copel possui projetos eólicos que somam 570 MW em carteira, ver mais detalhes no item 8.6. 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

36 Empreendimento Potência¹ (MW) Garantia Física (MWméd) Preço² Início de Suprimento CAPEX³ (R$ milhões) Participação (%) Localização do Parque Vencimento da Autorização 4º LER Carnaúbas 27,0 13,1 127,1 Reduto 27,0 14,4 128,9 98,9 abr/15 Santo Cristo 27,0 15,3 128,9 São João 27,0 14,3 128,9 Total 108,0 57,1 98,9 513,9 ² Preço histórico. Valor será atualizado pelo IPCA. ³ CAPEX estimado pela Aneel na data do leilão. 4 LER - Leilão de Energia de Reserva. 49% COPEL 51% Voltalia São Miguel do Gostoso (RN) ¹ A potência prevista no Leilão foi alterada de acordo com as características dos equipamentos da Acciona Windpower, respeitando o volume de energia vendido. 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: jul-47 Subsidiária / SPE Contrato de Concessão Empreendimento LT Extensão (km) Quantidade MVA RAP ¹ (R$ milhões) COPEL GeT 060/2001 Diversos dez/42 150,1 COPEL GeT 075/2001 LT Bateias - Jaguariaiva jul/31 16,5 COPEL GeT 006/2008 LT Bateias - Pilarzinho mar/38 0,9 COPEL GeT 027/2009 LT Foz - Cascavel Oeste nov/39 10,1 COPEL GeT 015/2010 SE Cerquilho III out/40 4,2 Subtotal Copel GeT ² ,8 SE Vencimento da Concessão Caiuá Transmissora 006/2011 LT Guaíra - Umuarama Sul LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste SE Santa Quitéria / SE Cascavel Norte mai/42 10,1 Subtotal SPEs ³ ,1 Total ,9 ¹ Proporcional à participação da Copel no empreendimento. ² Resultado Consolidado ³ Resultado por Equivalência Patrimonial 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 13 subestações e irão proporcionar uma RAP atualizada de R$ 759,0 milhões R$ 305,8 milhões referentes à participação da Copel GeT nos empreendimentos. A seguir estão descritas as principais obras de transmissão em andamento. 36

37 Subsidiária / SPE Leilão Assinatura do Contrato Empreendimento Local km SE Participação RAP¹ CAPEX ² Entrada Em Operação COPEL GeT 001/2010 out/10 LT Araraquara II Taubaté SP % COPEL GeT 26,0 250,0 out/15 COPEL GeT 005/2012 ago/12 COPEL GeT 007/2012 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 SP % COPEL GeT 6,5 57,8 jun/15 COPEL GeT 007/2013 jan/14 LT Bateias - Curitiba Norte PR % COPEL GeT 6,7 69,0 jul/16 COPEL GeT 001/2014 ³ LT Foz do Chopim - Realeza PR % COPEL GeT 5,7 49,0 ³ COPEL GeT 001/2014 ³ LT Assis Londrina SP / PR % COPEL GeT 15,0 135,0 ³ Subtotal Copel GeT ,6 597,8 Costa Oeste 004/2011 jan/12 LT Cascavel Oeste - Umuarama Sul SE Umuarama Sul PR % COPEL GeT 49% Eletrosul 10,5 75,0 LT set/14 SE em operação Transm. Sul Brasileira 006/2011 mai/12 LT Nova Sta Rita - Camaquã RS / PR / SC % COPEL GeT 80% Eletrosul 57,5 520,0 Em operação parcial Marumbi 006/2011 mai/12 LT Curitiba - Curitiba Leste PR % COPEL GeT 20% Eletrosul 15,1 111,0 dez/14 Integração Maranhense 006/2011 mai/12 LT Açailandia - Miranda II MA % COPEL GeT 51% Elecnor 31,0 360,0 set/14 Matrinchã 002/2012 mai/12 LT Paranaíta - Ribeirãozinho MT % COPEL GeT 51% State Grid 145, ,0 abr/15 Guaraciaba 002/2012 mai/12 LT Ribeirãozinho - Marimbondo MT / GO / MG % COPEL GeT 51% State Grid 83,8 900,0 abr/15 Paranaíba 007/2012 mai/13 LT Barreiras II - Pirapora II BA / MG / GO ,5% COPEL GeT 24,5% Furnas 51% State Grid 100,3 960,0 mai/16 Mata de Santa Genebra 007/2013 mai/14 LT Araraquara II - Bateias SP / PR ,1% COPEL GeT 49,9% Furnas 174, ,0 out/17 Cantareira 001/2014 ³ LT Estreito - Fernão Dias SP / MG % Copel GeT 51% Elecnor 76,9 624,0 ³ Subtotal SPEs , ,0 Total , ,8 ¹ Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel 1.756/2014. (R$ milhões) ² Valor de referência da ANEEL (R$ milhões) ³ Contrato em trâmites para a assinatura 8.3 Distribuição Linhas de Distribuição Subestações Linhas de Distribuição km Tensão Subestações MVA 13,8 kv ,7 34,5 kv ,7 69 kv 727,2 138 kv 5.153,5 230 kv 123,5 TOTAL ,6 34,5 kv ,5 69 kv ,7 88 kv¹ - 5,0 138 kv ,8 TOTAL ,0 ¹ Não automatizada. 37

38 Redes Compactas A Copel Distribuição vem implantando redes compactas em áreas urbanas com elevado grau de arborização nas proximidades das redes de distribuição. Essa tecnologia evita cortes e podas de árvores e melhora a qualidade do fornecimento, pois reduz o número de desligamentos. Ao final de junho de 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 junho 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 quadro a seguir: Jan-Mar DEC ¹ (horas) FEC ² (interrupções) Tempo de espera (horas) ,80 4,91 01: ,40 4,17 01: ,91 3,92 01: ,20 3,86 01: ,97 4,45 02:36 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 38

39 8.4 Telecomunicações Em junho de 2014, os principais indicadores físicos da Copel Telecomunicações na área de telecomunicações eram os seguintes: - Cabos ópticos instalados no anel principal: km - Cabos ópticos autossustentados: km Número de cidades atendidas: Estado do Paraná: 399 Estado de Santa Catarina: 2 Número de clientes: Rede de Fibra Óptica da Copel Telecomunicações Mapa do Estado do Paraná 39

40 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 Consórcio Petra 1 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 2-30,0% 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 3 1 Consórcio formalizado em Empresa Operadora 3 Em liquidação Serviços Serviços COPEL - 40,0% Lactec - 60,0% COPEL - 48,0% Amec - 47,5% Lactec - 4,5% 40

41 Informações Contábeis Na tabela a seguir apresentamos informações contábeis do 1S14 referentes às participações da COPEL: Controladas Participações Ativo Total Patrimônio Líquido¹ Rec. Oper. Líquida R$ 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 (864) 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 Coligada Dona Francisca Energética S.A Foz do Chopim Energética Ltda ¹ Dados ajustados às práticas da COPEL. 8.6 Novos Projetos Parques Eólicos em Carteira Em 11 de março de 2014, a COPEL finalizou o processo de aquisição da participação de 50,1% da Cutia Empreendimentos Eólicos SPE S.A, cujo empreendimento a COPEL já possuía participação de 49,9%. A Companhia é composta por cinco projetos de parques eólicos no Estado do Rio Grande do Norte, com potência conjunta de 129 MW. Adicionalmente, o Conselho de Administração aprovou a aquisição de demais projetos eólicos da Galvão Energia e Participações que montam 441 MW de capacidade instalada. Empreendimento Garantia Física (MWméd) Potência (MW) Cutia Empreendimentos Eólicos 74,9 129,0 Demais Projetos 241,0 441,0 Total 315,9 570,0 41

42 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 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 Apertados 139,0 UHE Comissário 140,0 UHE Foz do Piquiri 93,2 UHE Ercilândia 87,1 42

43 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), 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, 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 43

44 9. Outras Informações 9.1 Recursos Humanos O quadro de pessoal da COPEL encerrou o 1S14 com empregados, distribuídos conforme demonstrado Telecom 5% Outras 7% GeT 18% no gráfico ao lado. No 1S14, a COPEL apresentou uma redução de 8,2% 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 70% Quadro de Pessoal Geração e Transmissão Distribuição Telecomunicações Holding Participações Renováveis TOTAL Ao final de junho de 2014 a Copel Distribuição contava com consumidores, cuja relação com o seu quadro de empregados é de 709 consumidores por empregado. A Compagas, a Elejor e a UEG Araucária, empresas consolidadas com a COPEL, contavam com 156, 7 e 14 empregados, respectivamente. 44