COPEL. Copel Distribuição S.A.

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1 CNPJ/MF / Inscrição Estadual Subsidiária Integral da Companhia Paranaense de Energia - Copel copel@copel.com Rua José Izidoro Biazetto, Bloco C - Mossungue - Curitiba - PR CEP RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO E DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 2014

2 SUMÁRIO MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE PERFIL ORGANIZACIONAL A Copel Distribuição Certificações e Prêmios Governança Corporativa Referencial Estratégico Estrutura e Boas Práticas de Governança Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial AMBIENTE MACROECONÔMICO AMBIENTE REGULATÓRIO Aditivo ao Contrato de Concessão e Ativos e Passivos Financeiros Setoriais Reajuste Tarifário de CDE e Conta ACR Revisão Tarifária Extraordinária Bandeiras Tarifárias Prorrogação da Concessão Risco de Racionamento DESEMPENHO OPERACIONAL Compra de energia Mercado de energia Desempenho DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO Copel Distribuição em Números Receita Operacional Líquida Custos e Despesas Operacionais Resultado Financeiro EBITDA ou LAJIDA Lucro Líquido Estrutura de Capital Valor Adicionado Inadimplência de Consumidores Investimentos GESTÃO DE PESSOAS Quadro de Pessoal Saúde e Segurança do Trabalho Desenvolvimento e Capacitação Política Salarial e Benefícios Relações Trabalhistas Clima Organizacional Programa Nossa Energia MEIO AMBIENTE E COMUNIDADE Fornecedores Clientes Comunidade Educação para sustentabilidade Projetos e Programas Corporativos Meio ambiente BALANÇO SOCIAL COMPOSIÇÃO DOS GRUPOS RESPONSÁVEIS PELA GOVERNANÇA

3 MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE Apresentamos o Relatório de Administração e Demonstrações Financeiras da, subsidiária integral da Copel, referente ao exercício de Em um ano de desafios para o setor elétrico - frente ao cenário crítico de risco hidrológico e escassez de energia - a Copel Distribuição dedicou-se a consolidar sua estratégia de recuperar resultados e indicadores financeiros visando o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. Esta estratégia se articula por meio do ganho de eficiência operacional e equilíbrio de custos, sem comprometer a qualidade do serviço. A satisfação dos consumidores com a qualidade dos nossos serviços ficou evidenciada nas diversas premiações recebidas pela Copel Distribuição em 2014, dentre elas a de melhor distribuidora do Brasil na avaliação do cliente pela Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee), e da América Latina, em premiação conferida pela Comissão de Integração Energética Regional (CIER), além de ser avaliada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) pelo melhor índice de satisfação dos clientes na região Sul. Em relação aos resultados financeiros de 2014, a Copel Distribuição alcançou um EBITDA de R$ 810,7 milhões (R$ -138,1 milhões em 2013) que reflete, além de uma gestão austera, um amplo trabalho realizado no setor elétrico pelas distribuidoras em conjunto com Abradee, Aneel, Comissão de Valores Mobiliários (CVM), Instituto dos Auditores Independentes do Brasil (Ibracon), entre outras organizações, e que resultou no reconhecimento dos Ativos e Passivos Financeiros Setoriais no resultado das distribuidoras. Estes ativos abrangem os custos adicionais da Parcela A e outros componentes financeiros, que em 2014 foram significativos para as empresas, e sua contabilização reflete a real situação econômica apresentada nas Demonstrações Financeiras. Tais resultados se mostram especialmente promissores se considerarmos o contexto macroeconômico e regulatório, com uma retração do PIB da ordem de 0,15%, significativas alterações na formação da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), e uma transferência parcial do ônus do risco hidrológico às distribuidoras cotistas referente aos geradores que aceitaram a prorrogação antecipada das concessões. Mesmo neste cenário adverso, a Copel Distribuição pôde investir de modo consistente na melhoria do sistema de distribuição, com um programa de obras de R$ 857,7 milhões - 5,1% maior que no ano anterior. Foram conectadas três novas subestações ao sistema elétrico, em Morretes, Curitiba e Chopinzinho, e adicionados 166,7 MVA ao sistema, que ao final de 2014 totalizava uma potência de 10,6 mil MVA em 361 subestações automatizadas. Os novos empreendimentos incluíram ainda 576 quilômetros em linhas de transmissão em todo o Paraná. Para melhorar a qualidade do fornecimento de energia, foram realizadas obras para a automatização da rede elétrica com substituição da rede convencional por redes compactas protegidas, conferindo maior segurança e continuidade ao fornecimento. Um dos principais testes da qualidade do sistema ocorreu 3

4 durante a realização da Copa do Mundo de 2014, em que não houve registros de problemas de abastecimento de qualquer ordem. Em relação aos clientes atendidos pela Copel Distribuição, pela primeira vez o número de atendimentos virtuais superou o presencial, com 52% do total de solicitações. O resultado ratifica a estratégia adotada para ampliar os canais de acesso portátil e autoatendimento disponibilizados aos clientes, reduzindo custos e agilizando o atendimento. Nossos resultados demonstram que a Copel Distribuição se mostra cada vez mais eficiente, o que nos deixa tranquilos quanto à renovação da concessão em Ancorada na excelência técnica de seu quadro de empregados, a Companhia se mostra preparada para os desafios que atualmente se impõem ao setor elétrico, sendo competitiva, ousada e inovadora sem descuidar da responsabilidade no uso dos recursos naturais, na eficiência de sua gestão econômica e no atendimento às demandas sociais sobre suas atividades. Curitiba, 26 de março de 2015 Vlademir Santo Daleffe Diretor Presidente 4

5 1. PERFIL ORGANIZACIONAL 1.1. A Copel Distribuição A (Copel Distribuição ou Companhia) é uma sociedade anônima de capital fechado e subsidiária integral da Companhia Paranaense de Energia (Copel ou Controladora). Nossas atividades visam ao atendimento dos mais de 4,3 milhões de consumidores de energia, em localidades pertencentes a 394 municípios do Paraná e um em Santa Catarina, Porto União. Os municípios de Guarapuava e Coronel Vivida são atendidos parcialmente. Além de operar e manter as instalações nos níveis de tensão até 34,5 kv, a Copel Distribuição também opera nas instalações de níveis de tensão 69 e 138 kv. No âmbito da distribuição de energia elétrica, a Copel Distribuição tem como principais atividades prover, operar e manter a infraestrutura, bem como prestar serviços correlatos, descritos no Contrato de Concessão nº 046/1999, firmado em O prazo de concessão foi prorrogado pela Portaria MME nº 196, de , até 7 de julho de O contrato prevê a possibilidade de prorrogação por mais 20 anos. A participação no mercado da Copel Distribuição abrange 6,1% do mercado brasileiro e 33,8% do mercado da Região Sul e no Paraná, sua participação é estimada em 97,1% Certificações e Prêmios O compromisso da Copel é atender o cliente com qualidade, soluções e facilidades que melhore o desempenho no seu dia a dia. E em 2014 este empenho foi reconhecido com muitos prêmios e certificações: Prêmio IASC - Melhor índice de Satisfação dos Clientes na Região Sul (distribuidoras com mais de quatrocentos mil consumidores): Pesquisa realizada com consumidores residenciais em todo o Brasil, certificada pela Comissão de Integração Energética Regional - CIER América Latina. Prêmio CIER Melhor Distribuidora - categoria Ouro: É a terceira vez, em quatro anos que a Copel conquista o Prêmio de melhor distribuidora da América Latina, certificada pela Comissão de Integração Energética Regional - CIER América Latina. Prêmio CIER Responsabilidade Socioambiental: A Copel Distribuição foi eleita a empresa com melhor avaliação em Responsabilidade Social, o troféu de destaque na área à distribuidora com melhor desempenho geral em 14 diferentes atributos, como apoiar programas sociais, ambientais e eventos culturais, levar energia a localidades remotas e contribuir para o desenvolvimento regional, conferido pela Comissão de Integração Energética Regional - CIER América Latina. 5

6 Prêmio PNQ - Destaque em clientes: O reconhecimento é concedido à Companhia com base na avaliação de ações desenvolvidas para a satisfação do cliente, conferido pela Fundação Nacional de Qualidade. Prêmio Abradee - Melhor Avaliação pelo Cliente: A Copel foi considerada a melhor distribuidora do Brasil pelos consumidores. Pela terceira vez nos últimos quatro anos, a Copel Distribuição foi eleita a melhor nesta categoria, premiação conferida pela Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica - Abradee Governança Corporativa A Copel Distribuição, segundo as diretrizes de sua Controladora, busca constantemente aprimorar a aplicação de boas práticas de governança corporativa e utiliza como parâmetro o modelo proposto pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC, nos termos de seu Código das Melhores Práticas. Os administradores procuram, dessa forma, contribuir para sua perenidade, com visão de longo prazo na busca de sustentabilidade econômica, social e ambiental; aprimorar o relacionamento e a comunicação com todas as partes interessadas; minimizar os riscos estratégicos, operacionais e financeiros; e aumentar o valor da Companhia, viabilizando a estratégia de captação de recursos Referencial Estratégico 6

7 Princípios e Valores: Ética Respeito às pessoas Dedicação Transparência Segurança Responsabilidade Inovação Resultado de um pacto coletivo que define comportamentos individuais alinhados a um objetivo comum. Consideração com o próximo. Capacidade de se envolver de forma intensa e completa no trabalho, contribuindo para a realização dos objetivos da organização. Prestação de contas das decisões e realizações da Companhia para informar seus aspectos positivos ou negativos a todas as partes interessadas. Ambiente de trabalho saudável em que os empregados e os gestores colaboram para o uso de um processo de melhoria contínua da proteção e promoção da segurança, saúde e bem-estar de todos. Condução da vida da Companhia de maneira sustentável, respeitando os direitos de todas as partes interessadas, inclusive das futuras gerações, e o compromisso com a sustentação de todas as formas de vida. Aplicação de ideias em processos, produtos ou serviços de forma a melhorar algo existente ou construir algo diferente e melhor Estrutura e Boas Práticas de Governança O organograma a seguir apresenta a estrutura organizacional da Companhia: 7

8 A Companhia segue as práticas e políticas de governança adotadas pela Controladora no tocante a Assembleia Geral, Conselho de Administração, Conselho Fiscal, Comitê de Auditoria, Diretoria Executiva, Código de Conduta, Conselho de Orientação Ética e Comissão de Análises de Denúncia de Assédio Moral. Além destes, a Controladora mantém o Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, o qual destacamos a seguir: Ética, Transparência e Prestação de Contas No dia a dia, a Companhia procura assegurar uma conduta ética e uma atuação transparente por parte de todo o seu corpo funcional por meio de diretrizes como o Código de Conduta e dos diversos canais de diálogo que mantém com seus stakeholders. Instituído com base em valores empresariais, na cultura corporativa e no respeito aos princípios internacionais da Lei Sarbanes-Oxley, o Código de Conduta é um documento que reflete a integridade dos procedimentos da empresa nas relações com seus empregados e demais partes interessadas. Cada funcionário da Companhia recebe uma via impressa do Código de Conduta e declara ciência de seu conteúdo. A Copel Distribuição, através de sua Controladora, disponibiliza o Canal de Comunicação Confidencial, um recurso para o reporte de situações relacionadas à contabilidade, auditoria, controles internos e ao descumprimento do Código de Conduta, entre outros. O canal está disponível pelo telefone Para clientes, poderes públicos, sociedade em geral e também empregados, a Companhia possui uma Ouvidoria, cujo acesso é feito por meio do telefone , ouvidoria@copel.com, ou pessoalmente no endereço Rua Professor Brasílio Ovídio da Costa, 1703 CEP: Santa Quitéria - Curitiba/PR. A empresa está aberta a demandas por informação, críticas ou sugestões de seus públicos de interesse também por meio dos canais de Diálogo com Partes Interessadas. E, para os clientes, disponibiliza o Conselho de Consumidores, canal acessível por ou pessoalmente, na sede da Controladora, em Curitiba. O órgão atua em questões relacionadas ao fornecimento de energia elétrica, tarifas e adequação dos serviços prestados. Gestão de Riscos A Copel Distribuição adota a Política de Gestão de Riscos Corporativos da Controladora, que estabelece a composição de um Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, hierarquicamente subordinado ao Comitê de Auditoria. As diretrizes adotadas são baseadas em estruturas e padrões reconhecidos, como COSO (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission) e ISO 31000, e têm como objetivos maximizar os valores econômico, social e ambiental para todas as partes interessadas e assegurar a conformidade com as leis e regulamentos vigentes. 8

9 Em função da incerteza intrínseca aos riscos e à natureza do setor em que opera, o modelo de gestão de riscos da Copel adota parâmetros de apetite ao risco; considera sua possibilidade de ocorrência e seus impactos financeiros, operacionais e de imagem; e prevê ferramentas para seu tratamento e mitigação. A estratégia de gestão de riscos adotada pela Controladora contempla riscos legais, regulatórios, socioambientais, entre outros. Sua identificação e análise servem de base ao processo decisório e às atividades operacionais e é realizada a partir do seguinte perfil: Riscos Estratégicos: são associados à tomada de decisão da alta administração e podem gerar perdas substanciais no valor econômico da Companhia; Riscos Operacionais: são aqueles relacionados a eventos originados na própria estrutura da organização - por meio de seus processos, seu quadro funcional ou seu ambiente de tecnologia - e a eventos externos associados ao aspecto econômico, político, socioambiental, natural ou setorial em que a organização atua; Riscos Financeiros: são aqueles relacionados às operações financeiras da Companhia, incluindo riscos de mercado, crédito e liquidez. Como forma de dar continuidade ao aprimoramento do modelo de gestão de riscos corporativos, em 2014 a Copel intensificou a utilização de seu software de gerenciamento de riscos (SAP-GRC), o qual é integrado ao seu sistema de gestão, e, auxilia no controle dos principais indicadores de risco, alinhando os eventos de risco com seu potencial impacto, propiciando a tomada de decisão dos gestores de riscos nos diversos níveis da Companhia. Como parte da sistemática para avaliação de riscos de corrupção adotada pela Copel, as unidades operacionais são submetidas anualmente à avaliação de riscos relacionados à corrupção e a erros que possam interferir nos resultados de suas demonstrações financeiras. Os controles internos são testados pela Auditoria Interna da Controladora visando avaliar a efetividade quanto à mitigação dos riscos identificados. Nesse contexto são consideradas as atividades mais suscetíveis a fraudes, as melhores práticas de auditoria do mercado e a experiência dos auditores. Os resultados de tais testes são reportados à alta administração e, para os casos de não conformidades, são demandadas ações corretivas. A Companhia também submete seus processos e controles internos à empresa de auditoria independente, a qual realiza novos testes de conformidade dos controles internos, inclusive contra riscos de fraude. Além de tais procedimentos a Companhia adota como prática a emissão, pelos gestores dos processos, de Certificados de Controles Internos, semestrais e anuais, pelo qual os gerentes formalizam sua ciência quanto às não conformidades encontradas pela Auditoria Interna nos processos sob sua gestão, bem como seu compromisso de regularizá-las. 9

10 1.6. Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial A Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial, criada em 2006, estabelece as diretrizes de sustentabilidade e cidadania empresarial norteadoras das decisões e ações da Companhia. A Política está baseada na missão e valores corporativos, nos Princípios do Pacto Global da Organização das Nações Unidas, bem como nos Objetivos de Desenvolvimento do Milênio, além de ser complementar ao Código de Conduta da Copel. Cabe ressaltar que a política passa por revisões e constantes aprimoramentos. A versão integral da Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial da Copel está disponível no site da Companhia: 10

11 2. AMBIENTE MACROECONÔMICO A conjuntura econômica internacional em 2014 foi marcada positivamente pelo maior vigor da economia americana, que apresentou expansão de 2,4% em relação à registrada em Paralelamente a esse quadro de maior prosperidade, a zona do euro encerrou o ano num ambiente de baixo crescimento e inflação, o Japão entrou em recessão técnica e a China, considerada o motor da pujança global, foi atingida pelo desaquecimento do setor imobiliário, pelo enfraquecimento da demanda doméstica e pela redução da produção industrial, fatores que determinaram o crescimento de 7,4% para o PIB, o menor nível dos últimos 24 anos. Em um contexto de riscos cada vez mais presentes, projeta-se que, para 2015, os Estados Unidos deverão crescer a uma taxa de 3,6% motivados pela inovação tecnológica e pelo comércio exterior com o Canadá, México e China; a zona do euro, com sinais de fragilidade espalhados pelos países do grupo, terá uma melhora modesta (1,2%) se considerado um cenário mais otimista e a China, que se moverá em direção ao segmento de serviços, alcançará um desempenho de 6,8%. Internamente, com resultados de 2014 inferiores aos de seus pares, o Brasil apresentou variação no PIB estimada em -0,15%, inflação próxima ao teto da banda de flutuação (6,41%), déficit na balança comercial de US$ 3,93 bilhões e aumento da dívida pública (déficit primário equivalente a 0,63% do PIB) em um ano marcado pela queda nos preços das commodities, pela crise da Argentina, um dos seus principais parceiros comerciais, pelos desdobramentos da Operação Lava-Jato e pela alta na taxa Selic que, em última análise, deverá ajudar a amortecer os efeitos do ajuste a ser promovido na curva de juros americana. Para 2015, estima-se retração de 0,7% do Produto Interno Bruto e inflação de 7,8% pressionada pelos preços administrados. A maneira como a economia irá reagir às medidas fiscais e monetárias a serem adotadas ao longo do ano será decisiva para recolocar o país na rota de investimento dos agentes estrangeiros. No Paraná, dado preliminar do Instituto Paranaense de Desenvolvimento Econômico e Social - Ipardes indica que o Produto Interno Bruto do estado, em 2014, expandiu 0,8% e, em 2015, expandirá 1,0%. Depois de três anos ininterruptos de maior crescimento, os vetores do dinamismo da base produtiva local foram atingidos pelos elementos de perturbação que acompanham a economia brasileira desde

12 3. AMBIENTE REGULATÓRIO O Setor Elétrico tem enfrentado grandes mudanças principalmente após a MP nº 579, de 2012, convertida em Lei nº de , que, dentre outras medidas, tratou das condições para a adesão à prorrogação antecipada de concessões de energia elétrica, da modicidade tarifária e da redução dos encargos setoriais. Os riscos hidrológicos dos geradores que aceitaram a prorrogação antecipada das concessões, foi transferido aos distribuidores cotistas, o que representou significativo aumento de custo para os cotistas em 2014, em razão da falta de chuvas. Na questão de encargos setoriais, o regime de formação e utilização dos recursos da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, de que trata o art. 13 da Lei nº , de 2002, foi alterado de forma significativa. Originalmente foi criada com os objetivos de (i) promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional, (ii) garantir recursos para atendimento à subvenção econômica destinada à modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores da Subclasse Residencial Baixa Renda (Tarifa Social de Energia Elétrica - TSEE), (iii) promover o desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados. No novo regime, a CDE, além dos objetivos originais, passou a prover os recursos necessários para custear parcela da geração de energia elétrica nos sistemas elétricos isolados (Conta de Consumo de Combustíveis - CCC), conforme Lei nº , de 2009, e assumiu objetivos similares ao da Reserva Geral de Reversão - RGR, criada pelo art. 4º da Lei nº 5.655, de 1971, como o de amortizar operações financeiras vinculadas à indenização por ocasião da reversão de concessões ou atender a finalidade de modicidade tarifária. Além disso, a Lei nº , de 2013, atribuiu à CDE as funções de prover os recursos para compensar descontos aplicados aos usuários dos serviços de distribuição de energia. Durante os anos de 2013 e 2014, em função da conjuntura hidrológica desfavorável e de seus impactos no equilíbrio econômico e financeiro das concessionárias, foram instituídas medidas extraordinárias na CDE, mediante a edição de Decretos do Poder Executivo. Para competência de janeiro de 2014, o Decreto nº de , permitiu o repasse de recursos da CDE para a cobertura das exposições involuntárias das distribuidoras no mercado de curto prazo decorrente da compra frustrada no leilão de energia de empreendimentos existentes realizado em dezembro de Mediante a publicação do Decreto nº de , foi instituída a Conta no Ambiente de Contratação Regulada - Conta-ACR, mantida pela CCEE, que teve por finalidade cobrir total ou parcialmente os custos adicionais de exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho 12

13 de usinas termoelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEAR, na modalidade por disponibilidade de energia elétrica, durante o período de fevereiro a dezembro de Os recursos recebidos pelas distribuidoras, vindos da CDE e da conta ACR, foram no montante de R$ 19,0 bilhões em 2014, ainda assim insuficientes Aditivo ao Contrato de Concessão e Ativos e Passivos Financeiros Setoriais Um avanço ocorrido ao final do ano para as concessionárias de distribuição, foi a assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, aprovado pelo Despacho Aneel nº de , o qual prevê que, no caso de extinção da concessão por qualquer motivo, os valores residuais de itens da Parcela A e outros componentes financeiros não recuperados ou devolvidos via tarifa, sejam incorporados no cálculo da indenização ou descontados dos valores da indenização de ativos não amortizados, resguardando assim o direito ou a obrigação do concessionário junto ao Poder Concedente na realização desses ativos e passivos. O setor de Distribuição de Energia Elétrica se utilizou a partir de 2002 do reconhecimento dos Ativos e Passivos Financeiros Setoriais, anteriormente chamados de Ativos e Passivos Regulatórios, compostos de variações da Parcela A, de forma a evidenciar as diferenças entre os valores previstos na tarifa e os efetivamente incorridos, possibilitando a evidenciação do desempenho das companhias em suas Demonstrações Financeiras onde efetivamente possuem gestão e são remuneradas. As variações positivas ou negativas dos Ativos e Passivos Financeiros Setoriais são consideradas nas tarifas no próximo reajuste anual e consequentemente repassadas ao consumidor. Em 2010, com a adesão do Brasil às Normas Internacionais de Contabilidade, os Ativos e Passivos Regulatórios deixaram de ser registrados nas Demonstrações Financeiras Societárias, considerando que sua realização ou exigibilidade dependia de evento futuro não totalmente controlável pela entidade - a entrega futura de energia elétrica; e que não seria praticável prever, no momento do surgimento desses direitos ou obrigações, a sua efetiva realização e quais os efetivos compradores dessa energia no futuro. No entanto, o reconhecimento destes ativos e passivos foram mantidos na Contabilidade Regulatória instituída e regulamentada pela Aneel, conforme Resolução nº 396 de Com a assinatura do Aditivo do Contrato de Concessão da Copel Distribuição em , eliminou-se a natureza contingente dos Ativos e Passivos Regulatórios permitindo o reconhecimento como instrumentos financeiros de quaisquer diferenças da Parcela A e outros componentes financeiros ainda não recuperados ou liquidados. O efeito imediato na Contabilidade Societária foi o reconhecimento dos Ativos Financeiros Setoriais, levantados até a data da assinatura do aditivo contratual, no montante de R$ 1.004,9 milhões em contrapartida à receita operacional líquida, de acordo com OCPC 08, e constituição líquida positiva do período subsequente entre 10 a de R$ 28,9 milhões na receita operacional e correção financeira 13

14 de R$ 7,3 milhões, totalizando R$ 1.041,1 milhões em Reajuste Tarifário de 2014 Em junho de 2014, a Aneel homologou o resultado do reajuste tarifário anual da Copel Distribuição em 30,78%, sendo 24,78% relativos ao reajuste econômico, 6,00% relativos aos componentes financeiros pertinentes e 4,27% referente a retirada de componente financeiro no reajuste tarifário de 2013, o que representaria um efeito médio de 35,05% para o consumidor. A Companhia solicitou a suspensão deste reajuste, bem como o diferimento parcial, e, sendo autorizado pela Aneel, foi diferido o montante de R$ 622,4 milhões. Este valor somado aos R$ 275,9 milhões (a valores de junho de 2014) já diferidos no reajuste de 2013, resulta no montante de R$ 898,3 milhões a ser considerado como componente financeiro nos próximos reajustes tarifários da Companhia, reduzindo, desta forma, o efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 35,05% para 24,86%. Custo Distribuição; 23,4% Composição da Tarifa - IRT 2014 Encargos Setoriais; 8,3% Custo de Transmissão; 3,7% Custo Energia; 64,6% Composição do Reajuste Tarifário % Parcela A Compra de energia 21,12 Encargos setoriais 1,67 Transporte de energia 0,34 Total da Parcela A 23,13 Total da Parcela B 1,66 Reajuste econômico - parcelas A e B 24,78 Componentes financeiros IRT ,00 Ajustes dos componentes financeiros IRT ,27 Total do reajuste tarifário IRT ,05 Total do reajuste tarifário incluindo diferimento do IRT ,71 Reajuste efetivo aplicado em , CDE e Conta ACR Em foi publicado o Decreto nº 8.203, que repassou recursos da CDE referentes à competência de janeiro de 2014, onde a Copel Distribuição recebeu o montante de R$ 114,5 milhões, para neutralizar a exposição contratual involuntária no mercado de curto prazo, decorrente da compra frustrada no leilão de 14

15 energia proveniente de empreendimentos existentes realizado em dezembro de Mediante a publicação do Decreto nº de , foi instituída a Conta no Ambiente de Contratação Regulada - Conta-ACR, mantida pela CCEE, que teve por finalidade cobrir total ou parcialmente os custos adicionais de exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de usinas termoelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEAR, na modalidade por disponibilidade de energia elétrica, durante o período de fevereiro a dezembro de Os repasses recebidos durante o ano de 2014 pela Copel Distribuição foram no montante de R$ 1.137,5 milhões Revisão Tarifária Extraordinária 2015 A Revisão Tarifária Extraordinária se dá em decorrência de uma série de eventos que impactaram de maneira significativa os custos das concessionárias de energia, os quais não foram previstos no reajuste tarifário de 2014, com destaque para o aumento da quota de CDE, dos custos com compra de energia em função do reajuste da tarifa de Itaipu (46,1%) e alteração do dólar, e dos elevados preços praticados no 14º Leilão de Energia Existente (A ) e no 18º Leilão de Ajuste, realizado em O reajuste tarifário médio da Copel Distribuição aprovado pela Aneel é de 36,79% a partir de 02 de março de Desse total, 22,14% está relacionado à quota de Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, e 14,65% ao reposicionamento dos custos com aquisição de energia Bandeiras Tarifárias O sistema de bandeiras tarifárias tem como finalidade sinalizar aos consumidores as condições de geração de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN, por meio da cobrança de valor adicional na Tarifa de Energia - TE, permitindo a oportunidade de adequação de seu consumo ao preço real da energia elétrica. Em 2013 e 2014 foram anos testes com finalidade educativa dos consumidores ao novo sistema, onde a Aneel divulgou mês a mês as bandeiras que estariam em funcionamento. A partir de , conforme regulamentação Aneel, teve início a cobrança das bandeiras tarifárias nas faturas de energia elétrica. Este mecanismo foi revisto a partir de com a criação da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT. As mudanças propostas estão em consonância com o estabelecido no Decreto nº de , a Aneel homologa as bandeiras tarifárias a cada ano civil, considerando a previsão das variações relativas ao custos de geração por fonte termelétrica e a exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetam os agentes de distribuição de energia elétrica conectados ao SIN. Frente às variações dos custos de geração por fonte termelétrica e da exposição aos preços de liquidação 15

16 no mercado de curto prazo, os adicionais referentes às bandeiras tarifárias amarela e vermelha foram recalculados para o ano civil de 2015, de forma a refletir a expectativa de custo dos seguintes itens: a) Variação do custo da parcela variável dos CCEARs na modalidade por disponibilidade em relação à cobertura tarifária concedida; b) ESS gerado por usinas despachadas por ordem de mérito com CVU acima do valor teto do PLD; c) ESS gerado por segurança energética; d) Exposição involuntária ao mercado de curto prazo decorrente de insuficiência contratual; e) Risco hidrológico associado à geração dos CCGFs; f) Risco hidrológico associado à geração de ITAIPU; g) Estimativa de excedente da CONER associado aos Leilões de Energia de Reserva. Inicialmente a Aneel havia definido o adicional da bandeira vermelha no valor de 30,00 R$/MWh e para a bandeira amarela o valor de 15,00 R$/MWh. Mediante o aumento de custos de energia, estes valores foram revistos sendo atualmente o adicional da bandeira vermelha no valor de 55,00 R$/MWh e para o valor do adicional da bandeira amarela 25,00 R$/MWh. Importa destacar que, estes custos estariam incluídos no cálculo de reajuste tarifário e então repassados aos consumidores um ano depois de ocorridos. Assim, o novo sistema de bandeiras sinaliza mensalmente o custo de geração da energia elétrica que será cobrada com acréscimo das bandeiras amarela e vermelha, proporcionando ao consumidor a oportunidade de administrar o seu consumo Prorrogação da Concessão Em , publicou-se a Medida Provisória nº 579, de , convertida na Lei nº /2013, dispondo dentre outras, sobre o tratamento a ser dado à concessão de distribuição. Conforme a Lei, as concessões de distribuição poderão ser prorrogadas por até 30 anos. A prorrogação é facultada ao concessionário e sua adesão depende da aceitação expressa das seguintes condições: receita fixada conforme critérios estabelecidos pela Aneel; nível dos investimentos a fazer e submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel. O pedido de prorrogação das concessões de distribuição da Copel Distribuição foi encaminhado para Aneel em , e ratificado nos termos da Lei nº /2013. No momento, aguarda-se a decisão do Poder Concedente pela prorrogação. Caso as condições estabelecidas pelo Poder Concedente garantam os níveis de rentabilidade da empresa, a Companhia assinará o contrato de concessão ou termo aditivo, por um período de até 30 anos. Apesar do contexto de incertezas no cenário regulatório, a Companhia confia na possibilidade de prorrogação do referido contrato de concessão, embora não possua informações suficientes para garantir a prorrogação do contrato de concessão de distribuição em termos favoráveis. 16

17 Em foi assinado o quarto aditivo contratual que estabelece as condições para eventual reversão dos bens e instalações vinculados, garantindo a indenização total dos bens reversíveis bem como de todos os saldos remanescentes ativos ou passivos financeiros setoriais decorrentes de eventual insuficiência ou ressarcimento pela tarifa Risco de Racionamento Aproximadamente 63,0% da capacidade instalada no País atualmente é proveniente de geração hidrelétrica, o que torna o Brasil, assim como a região geográfica em que operamos, sujeitos a condições hidrológicas que são imprevisíveis, devido a desvios não cíclicos da precipitação média. Condições hidrológicas desfavoráveis podem causar, entre outras coisas, a implementação de programas abrangentes de economia de eletricidade, tais como, uma racionalização ou até uma redução obrigatória de consumo, que é o caso de um racionamento. O período mais recente de poucas chuvas foi nos anos anteriores a 2001, quando o governo brasileiro instituiu o Programa de Racionamento para reduzir o consumo de eletricidade, que esteve em vigor de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de Tanto a racionalização quanto o racionamento desencadeiam efeitos adversos às distribuidoras de energia elétrica, entretanto, ainda não é possível dimensionar totalmente a magnitude desse impacto, pois ainda aguarda-se o resultado do volume que os reservatórios apresentarão até o final do período chuvoso e simultaneamente, o crescimento que o mercado de energia elétrica deverá apresentar em função do atual contexto econômico, pois tais fatores poderão minimizar a severidade dos programas de redução do consumo se implementados. As distribuidoras, em conjunto com o setor elétrico estudam medidas para minimizar os impactos tanto para as empresas quanto para a sociedade. 17

18 4. DESEMPENHO OPERACIONAL 4.1. Compra de energia O cenário do Setor Elétrico em 2014 apresentou desafios para as distribuidoras quanto à cobertura dos contratos de energia e equilíbrio do nível de contratação, em consequência dos seguintes eventos: i. Insuficiência de Cotas de Garantia Física oriundas de usinas que não aderiram aos termos da MP nº 579, de 2012, cujos contratos de concessão se encerram até 2015; ii. Frustração dos Leilões de Energia Existente, que têm por objetivo a recontratação dos montantes de energia reduzidos pelo término de vigência de contratos (denominados Montantes de Reposição); iii. Frustração de contratos de Energia Nova, motivada pela rescisão antecipada de contratos com usinas que tiveram revogadas suas autorizações de implantação e exploração e também pelo postergação de início de suprimento de contratos celebrados com as UHE Jirau e Santo Antônio. Adicionalmente, a redução acentuada das afluências, em níveis sensivelmente inferiores à média histórica, impactou em custos significativos associados ao risco hidrológico das usinas convertidas em cotas, que passaram a ser arcadas pelas distribuidoras. Na tentativa de reduzir a exposição das distribuidoras, a Aneel, ao longo de 2014, realizou leilões de energia e que foram insuficientes para a reposição dos contratos. Todos estes fatores resultaram em gradativo aumento da exposição involuntária das distribuidoras, que foram obrigadas a comprar energia no mercado de curto prazo, submetendo-se ao Preço de Liquidação das Diferenças - PLD. A Copel Distribuição participou dos Leilões A-1/2013 e A-0/2014, contratando o montante de 511 MWmed e 388 MWmed, respectivamente, que reduzindo parte de sua exposição, fazendo com que atingisse, ao final de 2014 um nível de contratação de cerca de 96,0%, estando resguardada de quaisquer penalidades por subcontratação, uma vez que a exposição contratual teve caráter involuntário. Para o ano de 2015, a projeção do balanço de contratação, considerando-se apenas os resultados dos Leilões de Ajuste e A-1/2014, aponta o atingimento do nível desejado, entre 100,0% e 105,0% do mercado. Contudo, esta perspectiva é objeto de acompanhamento e revisão frente ao não recebimento das Cotas de Garantia Física proveniente da usina de São Simão; e eventual redução da projeção de carga, reflexo das campanhas de racionalização de energia. 18

19 Fluxo de Energia (em % e GW/hora) Fluxo de energia (GWh) CCEAR ,1% CCEAR GET 411 Energia vendida ,9% CCEAR Distribuição direta Concessionárias e permissionárias 699 Itaipu ,4% Mercado Curto Prazo 362 Proinfa 599-2,1% Angra ,6% Energia comprada CCGF ,6% CCEE ,5% Perdas e diferenças ,1% Perdas rede básica 544 Perdas distribuição Alocação de contratos no CG 322 Outros ,7% Elejor Itiquira 452 CCEAR = Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEE = Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCGF = Contrato de Cota de Garantia Física CG = Centro de gravidade do Submercado (diferença entre a energia contratada e a recebida no CG - estabelecido em em Contrato) 4.2. Mercado de energia O mercado cativo de energia elétrica da Copel apresentou crescimento de 5,6% em 2014, influenciado principalmente pelo comportamento das classes residencial e comercial, que representaram mais de 50% do consumo e refletiram a intensificação do uso da climatização, decorrente das elevadas temperaturas observadas no primeiro e no último trimestre do ano. O consumo da classe industrial cresceu 3,5% no ano, sob influência principalmente dos segmentos alimentício e celulose, papel & derivados". O consumo rural apresentou variação positiva de 8,2%, em função de fatores tais como acréscimo da renda, diversificação e aumento do nível de tecnicismo aplicado ao setor. A tabela a seguir apresenta o comportamento do mercado cativo aberto por classe de consumo: 19

20 Mercado Cativo - Copel Distribuição N o de consumidores Energia vendida (GWh) Dez/14 Dez/13 % % Residencial , ,5 Industrial (2,6) ,5 Comercial , ,8 Rural (0,1) ,2 Outros , ,5 Mercado Cativo , ,6 Mercado Cativo Por Nº de Consumidores Mercado Cativo Por consumo de Energia Comercial 8,6% Industrial 2,1% Rural 8,6% Outros 1,3% Rural 9,3% Outros 9,9% Residencial 30,0% Residencial 79,4% Comercial 22,6% Industrial 28,2% 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 5,0% em doze meses, conforme verificado na tabela abaixo: N o de consumidores/contratos Energia distribuída (GWh) Dez/14 Dez/13 % % Mercado Cativo , ,6 Concessionárias e Permissionárias ,7 Consumidores Livres (1) , ,8 Mercado Fio , ,0 (1) Total de consumidores livres atendidos pela Copel Geração e Transmissão e por outros fornecedores dentro da área de concessão da Copel Distribuição. Mercado Fio de Energia - Copel Distribuição 20

21 4.3. Desempenho Em 2014, foram conectadas novas subestações e linhas em alta tensão para reforçar o sistema elétrico de distribuição, melhorando a qualidade e aumentando a disponibilidade de energia aos consumidores. As obras de novas subestações concluídas são: Subestação Potência Localidade SE Morretes 138 kv 41,67 MVA Morretes SE Capanema 69 kv 41,67 MVA Curitiba SE Chopinzinho138 kv 41,67 MVA Chopinzinho Novas linhas de alta tensão em 69 kv e 138 kv que foram concluídas: Local Tensão Extensão Santa Terezinha - Paranavaí 138 kv 51,7 km Rosana - Paranavaí 138 kv 73,9 km Ibiporã - Igapó 138 kv 13,8 km Ibiporã - Palermo 138 kv 6,8 km Astorga - Jaguapitã 138 kv 18,0 km Santo Antonio da Platina - Siqueira Campos 138 kv 53,0 km Londrina - Palermo 138 kv 22,0 km Pato Branco - Chopinzinho 138 kv 45,0 km Parolin - Xaxim 138 kv 4,0 km Santa Quitéria - Parolin 138 kv 3,0 km Santa Quitéria - Batel kv 2,0 km Santa Quitéria - Novo Mundo 138 kv 0,8 km Pilarzinho - Bom Retiro 138 kv 6,8 km Jardim Bandeirantes 2 - Igapó 138 kv 9,3 km Distr. Ind. São José dos Pinhais - Guatupê 69 kv 6,8 km Distr. Ind. São José dos Pinhais - Piraquara 69 kv 14,2 km Bateias - Almirante Tamandaré/Rio Branco do Sul (1ª fase) 138 kv 27,0 km Bateias - Rio Branco do Sul (2ª fase) 138 kv 13,0 km Rio Branco do Sul - Tunas 138 kv 38,0 km Guatupê - Pinhais 138 kv 9,0 km Morretes - Secc (Gov. Parigot de Souza -Posto Fiscal) 138 kv 56,7 km Tarumã - Secc (Uberaba - Atuba) 138 kv 0,3 km Campo Comprido - Campina do Siqueira 138 kv 6,7 km Santa Quitéria - Batel kv 0,1 km Santa Quitéria - Campina do Siqueira 138 kv 0,5 km Umuarama -Umuarama Sul kv 1,8 km Umuarama -Umuarama Sul kv 1,9 km Umuarma - Tamoio 138 kv 9,7 km Santa Terezinha - Cianorte 138 kv 32,2 km Santos Dumont - Cianorte 138 kv 44,8 km Cascavel Norte - Secc (Pinheiros - Assis Chateaubriand) 138 kv 0,7 km Rio Azul - Sepac 138 kv 2,1 km Ao todo, em 2014 estes empreendimentos adicionaram aproximadamente 166,7 MVA ao sistema de distribuição e 575,6 km de novas linhas de transmissão de 69 ou 138 kv. Linhas de Distribuição Na tabela a seguir são apresentadas as extensões de linhas de distribuição da Copel Distribuição: 21

22 Linhas de Distribuição Extensão (em km) 13,8 kv ,7 34,5 kv ,5 69 kv 727,2 138 kv 5.153,5 230 kv 123,5 Total ,4 Subestações A tabela a seguir apresenta o parque de subestações da Copel Distribuição, aberto por tensão: Tensão Subestações automatizadas MVA 34,5 kv ,0 69 kv ,5 88 kv - 5,0 138 kv ,2 Total ,7 Qualidade de Fornecimento O resultado dos indicadores DEC, FEC e do tempo de espera é mostrado no quadro a seguir: Jan/Dez DEC (horas) (1) FEC (interrupções) Tempo de espera (horas) ,25 7,84 01: ,62 8,06 02: ,01 9,08 01:49 (1) DEC medido em horas e centesimal de horas. Pesquisa & Desenvolvimento - P&D Em conformidade com a Lei n.º 9.991/2000, as concessionárias de distribuição devem aplicar anualmente um percentual mínimo de sua Receita Operacional Líquida - ROL em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica - P&D, segundo regulamentos estabelecidos pela Aneel. O projeto de P& D no setor de energia elétrica deve ser original e inovador. Em 2014, foram contratados 10 projetos de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D, continuam em execução 9 projetos e 43 projetos estão em fase de elaboração para contratação, sendo um estratégico cooperado - Sistema de Inteligência Analítica do Setor Elétrico - Siase, no qual a Copel Distribuição participa como cooperada juntamente com outras empresas do setor elétrico. Foram aplicados em projetos de P&D aproximadamente R$ 8,4 milhões. 22

23 5. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO 5.1. Copel Distribuição em Números Em R$ m il (exceto quando indicado de outra form a) Variação % 2014 X 2013 Indicadores Contábeis Receita operacional bruta ,6 Deduções da receita ,3 Receita operacional líquida ,0 Custos e despesas operacionais ,0 Resultado das atividades ( ) (271,7) EBITDA ou LAJIDA ( ) (687,0) Resultado financeiro (64,3) IRPJ/CSLL (35.775) (751,5) Lucro (prejuízo) líquido do exercício (78.509) (657,7) Patrimônio líquido ,6 Dividendos Indicadores Econôm ico-financeiros Liquidez corrente (índice) 1,4 1,4 (0,3) Liquidez geral (índice) 1,9 1,8 8,8 Margem do EBITDA ou LAJIDA (%) 9,7 (2,3) (519,2) Dívida sobre o patrimônio líquido (%) 44,9 54,2 (17,2) Margem líquida (lucro líquido/receita operacional líquida) (%) 5,2 (1,3) (498,3) Rentabilidade do patrimônio líquido (%) (1) 13,0 (2,2) (685,7) (1) LL (PL inicial) 23

24 5.2. Receita Operacional Líquida Variação da Receita (em Milhares de Reais) Variação 2014 x 2013 % ROL 2014 RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA ,0% 100,0% Fornecimento de Energia Elétrica ,8% 48,4% Residencial ,1% 18,0% Industrial ,8% 13,5% Comercial, Serviços e Outras Atividades ,7% 10,5% Rural ,0% 2,8% Poder Público ,3% 1,4% Iluminação Pública ,9% 1,0% Serviço Público ,9% 1,2% Suprimento de Energia Elétrica ,5% 1,7% Câmara Comercialização Energia Elétrica-CCEE ,0% 0,2% Contratos Bilaterais ,1% 1,5% Disponibilidade da Rede Elétrica ,6% 32,7% Residencial ,1% 12,1% Industrial ,5% 6,0% Comercial, Serviços e Outras Atividades ,4% 7,7% Rural ,1% 2,3% Poder Público ,6% 1,1% Iluminação Pública ,1% 0,9% Serviço Público ,4% 0,6% Consumidores Livres ,0% 2,0% Rede básica, de fronteira e de conexão ,6% 0,0% Receita de Construção ,3% 15,1% Resultado de Ativos e Passivos Financeiros Setoriais ,0% Outras Receitas Operacionais ,5% 2,2% Disponibilida de da Rede 28,7% Receita Operacional Líquida 2014 Outras Ativos Receitas Financeiros 0,7% Setoriais 14,1% Suprimento 4,0% Fornecimento 52,5% Em 2014, a Receita Operacional Líquida teve acréscimo de R$ 2.385,5 milhões, representando 40,0% de aumento em relação a Tal variação decorre principalmente do acréscimo de R$ 974,5 milhões na Receita de Fornecimento de Energia Elétrica, em virtude do aumento de 33,8% na receita de fornecimento de energia elétrica que reflete o reajuste tarifário ocorrido em junho de 2014 de 24,86% e aumento de mercado. Em Suprimento de Energia Elétrica houve um aumento de R$ 197,6 milhões (197,5%) em relação a 2013 devido principalmente à operações venda de energia no curto prazo liquidada junto à CCEE. 24

25 Na Receita de Disponibilidade da Rede Elétrica verifica-se acréscimo de R$ 166,6 milhões (8,6%) devido a recomposição da tarifa em junho de Na Receita de Construção a Companhia contabiliza receitas relativas a serviços de construção ou melhoria da infraestrutura utilizada na prestação de serviços de distribuição de energia elétrica, as quais totalizaram R$ 991,3 milhões em 2014 e R$ 898,6 milhões em Os respectivos gastos são reconhecidos na demonstração do resultado do período, como custo de construção, quando incorridos. O maior impacto na Receita Operacional Líquida decorreu principalmente pelo reconhecimento de R$ 1.033,8 milhões em Resultado dos Ativos Financeiros Setoriais, em virtude do Aditivo do Contrato de Concessão, contabilizados de acordo com OCPC nº 08/2014 e Deliberação CMV nº 732/2014, os quais normatizam o reconhecimento de determinados Ativos e Passivos nos Relatórios Contábil-Financeiros de Propósito Geral das Distribuidoras de Energia Elétrica, emitidos de acordo com as Normas Brasileiras e Internacionais de Contabilidade, anteriormente contabilizados somente para fins Regulatórios, conforme detalhado no item 3.1. A composição dos valores de Ativos Financeiros Setoriais Líquidos reconhecidos na Contabilidade Societária em dezembro de 2014 foi de R$ 1.041,1 milhões, demonstrada no quadro abaixo, sendo R$ 1.033,8 milhões registrados na Receita Operacional e R$ 7,3 milhões referente a atualização financeira do período de 10 a 31/12/2014 registrada no Resultado Financeiro. Ciclo 2015 Ciclo 2014 Saldo em Receita Operacional Resultado Financeiro CVA Conta de Consumo de Combustível Transporte de EE para Rede Básica Custo de Energia - ITAIPU ( ) ( ) ( ) (388) Encargos de Serviços de Sistema - ESS/EER ( ) (81.703) ( ) ( ) (1.674) Conta de Desenvolvimento Energético Proinfa (0) Custos de Aquisição de Energia Transporte EE - Itaipu Total CVA Componentes Financeiros Total Ativos Financeiros Setoriais Excluindo os Ativos e Passivos Financeiros Setoriais, a variação da Receita Operacional Líquida de 2014 foi de 22,7% em relação a

26 5.3. Custos e Despesas Operacionais Variação dos Custos e Despesas (em Milhares de Reais) CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS ,0% 100,0% Custos Não Gerenciáveis (Parcela A) ,4% 59,9% Energia Elétrica Comprada para Revenda ,4% 55,8% Encargos de Uso da Rede Elétrica ,2% 4,0% Taxa de Fiscalização ,2% 0,2% Custos Gerenciáveis (Parcela B) ,5% 40,1% Pessoal e Administradores ,5% 11,5% Planos Previdenciário e Assistencial ,4% 1,9% Material ,7% 0,8% Serviços de Terceiros ,0% 4,6% Custo de Construção ,3% 14,3% Amortização ,9% 3,3% Provisões e Reversões ,6% 1,9% Outros Custos e Despesas Operacionais* ,2% 1,9% *Desconsiderado a Taxa de Fiscalização Variação 2014 x 2013 % ROL 2014 Os Custos e Despesas Operacionais da Parcela A totalizaram R$ 5.118,7 milhões em 2014, R$ 1.339,1 milhões (35,4%) superiores ao verificado em 2013, devido principalmente aos custos com Energia Elétrica Comprada para Revenda que em 2014 apresentaram acréscimo de R$ 1.385,1 milhões (39,4%) em relação a 2013, influenciados, principalmente pelos montantes de energia adquirida em Leilões, bem como da energia comprada no curto prazo na CCEE e de Compra de energia no Ambiente Regulado - CCEAR, impacto da exposição involuntária e dos maiores preços de energia. Os Custos e Despesas Operacionais da Parcela B tiveram aumento de R$ 113,8 (4,5%) superiores a 2013, quando a inflação medida pelo INPC acumulado de janeiro a dezembro de 2014 foi de 6,2%. Contribuiu para o equilíbrio destes custos o decréscimo de R$ 90,5 milhões (-12,5%) em Pessoal e Administradores, influenciado principalmente pela redução da Provisão para indenização por demissões voluntárias e aposentadorias que ocorreu em menor nível em 2014, e pela economia verificada em remunerações e encargos sociais decorrente da redução do quadro de pessoal da Companhia. Por outro lado, houve 26

27 acréscimo de R$ 67,0 milhões em Provisões e Reversões devido principalmente às provisões para perdas de créditos de liquidação duvidosa e provisão para contingências. Considerando uma Parcela B, excetuando os Custos de Construção, que são reflexos dos investimentos realizados pela distribuidora, verificamos que houve aumento dos custos na ordem de 1,3% em relação a Analisando exclusivamente os custos de PMSO (Pessoal, Material, Serviços e Outros), verifica-se um aumento de apenas 0,3%, que reflete as ações adotadas pela Companhia para equacionamento dos custos em virtude do equilíbrio econômico e financeiro da concessão Resultado Financeiro O resultado financeiro apresentou decréscimo de R$ 147,2 milhões devido redução na receita com juros e variações monetárias (R$ 159,3 milhões) decorrente da transferência à Copel da CRC do Governo do Estado do Paraná, conforme anuência da Aneel mediante Despacho nº de , com a quitação do mútuo, e consequente, redução de rendas de Aplicações Financeiras (R$ 47,7 milhões), além da redução de R$ 31,3 milhões quanto a atualização do Ativo Financeiro devido à queda do IGP-M verificada em Os fatores negativos foram compensados pela redução na despesa com encargos de dívidas (R$ 55,2 milhões) com a quitação do mútuo junto à Copel decorrente da transferência da CRC, e pela receita de acréscimos moratórios sobre faturas (R$ 32,3 milhões) EBITDA ou LAJIDA Apresentamos no quadro abaixo o Demonstrativo do EBITDA ou LAJIDA - Lucro Antes dos Juros, Impostos, Depreciação e Amortização, conforme Instrução CVM nº 527. Em R$ mil Lucro líquido atribuído aos acionistas da empresa controladora (78.509) IRPJ e CSLL diferidos (35.775) Provisão para IRPJ e CSLL - - Despesas (receitas) financeiras, líquidas (81.693) ( ) Lajir/Ebit ( ) Amortização Lajida/Ebitda ( ) Receita Operacional Líquida - ROL Margem do Ebitda% (Ebitda ROL) 9,7% -2,3% 27

28 5.6. Lucro Líquido Em 2014, mediante os fatores expostos, a Copel Distribuição obteve lucro líquido de R$ 437,9 milhões, acréscimo de R$ 516,4 milhões em relação ao resultado negativo obtido em 2013, alcançando uma rentabilidade do patrimônio de 13,0% Estrutura de Capital O total da dívida da Copel Distribuição em somava R$ 1.942,1 milhões, representando endividamento de 44,9% sobre o patrimônio líquido, o qual, ao final do período, era de R$ 4.329,6 milhões. Considerando o saldo de caixa e aplicações financeiras de R$ 160,4 milhões, a dívida líquida da Companhia atingiu R$ 1.781,6 milhões. Ao longo do ano de 2014 foi efetivada a operação no valor de R$ 139 milhões referente à aprovação do contrato de financiamento para implementação do plano de investimento, visando o aumento da confiabilidade do sistema de distribuição de Curitiba/PR e arredores, cidade sede da Copa do Mundo de 2014 (Obras da Copa). O contrato em questão fora dividido em 3 subcréditos, com a primeira liberação no valor de R$ 100 milhões realizada em Dezembro do mesmo ano, restando R$ 39 milhões a serem liberados no 1º semestre de Em 31 de dezembro de 2014, o endividamento total da Copel Distribuição apresentava a seguinte composição: Passivo Circulante Passivo Não Circulante Total Moeda estrangeira STN Moeda nacional Banco do Brasil Eletrobras BNDES Debêntures Valor Adicionado No exercício de 2014, a Copel apurou R$ 4.775,0 milhões de Valor Adicionado Total, 31,1% superior ao apurado no ano anterior. A demonstração, na íntegra, encontra-se nas Demonstrações Financeiras. 28

29 Distribuição do Valor Adicionado Variação % Acionistas 2,6% 0,0% - Retido 6,6% -2,2% (404,3) Terceiros 5,2% 7,4% (29,8) Pessoal 15,7% 22,5% (29,9) Governo 69,9% 72,3% (3,3) Estadual e Municipal 52,1% 54,5% (4,5) Federal 17,8% 17,8% 0,3 Total 100,0% 100,0% - Distribuição do Valor Adicionado 2014 Governo; 69,9% Acionistas; 2,6% Retido; 6,6% Terceiros; 5,2% Pessoal; 15,7% 5.9. Inadimplência de Consumidores Em dezembro de 2014, a inadimplência de consumidores da Copel Distribuição foi de R$ 132,4 milhões, que equivale a 1,51% do seu faturamento. Para o cálculo, considera-se inadimplente o consumidor com débito vencido há mais de 15 dias até 360 dias, em conformidade com o prazo de aviso de vencimento (Resolução Aneel nº 414/2010), e é excluído o reconhecimento de perdas dos débitos vencidos. Inadimplência (%) = Déb itos vencidos > 15 dias 360 dias Faturamento no período de 12 meses Investimentos O programa de investimentos da Copel Distribuição em 2014 foi de R$ 857,7 milhões, 5,1% maior que em 2013, que foi de R$ 816,5 milhões. O investimento previsto para 2015 é da ordem de R$ 784,7 milhões. 29