Copel registra LAJIDA de R$ 767,8 milhões no primeiro trimestre

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1 Resultados 1T18 Copel registra LAJIDA de R$ 767,8 milhões no primeiro trimestre Teleconferência de Resultados 1T h00 (horário de Brasília) Telefone para acesso (11) (11) Código: COPEL Crescimento de 0,4% no mercado fio da Copel Distribuição; Investimento de R$ 633,4 milhões no 1T18; Emissão de R$ 600,0 milhões em debêntures na Copel Holding; Emissão de R$ 600,0 milhões em Notas Promissórias na Copel GeT; Adesão de 585 empregados ao PDI; 1T18 4T17 1T17 Var.% (1) (2) (3) (1/3) Receita Operacional Líquida (hões) 3.348, , ,0 1,6 Custos e Despesas Operacionais (hões) 2.786, , ,7 11,1 Resultado Operacional (hões) 520,9 146,9 667,0 (21,9) Lucro Líquido (hões) 339,6 160,2 417,3 (18,6) LPA - Lucro Líquido por ação (R$)¹ 1,21 0,37 1,50 (19,0) LAJIDA (hões) 767,8 516, ,1 (23,7) Rentabilidade do Patrimônio Líquido (anualizada)² 9,0% 4,3% 11,6% (22,0) Mercado Fio (GWh) ,4 Programa de Investimentos (hões)³ 632,5 742,2 570,3 10,9 Margem LAJIDA 22,9% 13,2% 30,5% (24,9) Margem Operacional 15,6% 3,8% 20,2% (23,1) Margem Líquida 10,1% 4,1% 12,7% (19,9) ¹ Considera o Lucro Líquido atribuído aos acionistas da empresa controladora. ² Considera o Patrimônio Líquido inicial do exercício. ³ Inclui aportes, adiantamentos para futuros investimentos e aumentos de capital. Valores sujeitos a arredondamentos. Tarifas Médias (R$/MWh) mar/18 dez/17 set/17 jun/17 mar/17 Tarifa Média de Compra - Copel Dis 1 160,75 161,18 184,88 152,14 154,30 Tarifa Média de Fornecimento - Copel Dis 2 402,65 403,17 404,99 379,77 384,19 Tarifa Média de Suprimento - Copel GeT 3 212,22 211,76 211,03 208,36 205,10 Indicadores Econômico-Financeiros mar/18 dez/17 set/17 jun/17 mar/17 Patrimônio Líquido () Dívida Líquida () Valor Patrimonial por Ação (R$) 57,86 56,68 57,99 56,61 56,89 Endividamento do PL 4 65,6% 63,4% 60,0% 61,1% 57,3% Liquidez Corrente 1,0 0,9 0,8 0,8 0,8 ¹ Com PIS e CONFINS. ² Não Considera as bandeiras tarifárias. Líquida de ICMS. 3 Com PIS e CONFINS. Líquida de ICMS. 4 Considera a dívida bruta sem avais e garantias. CPLE3 R$ 23,03 CPLE6 R$ 26,08 ELP US$ 7,86 XCOP 6,85 Valor de Mercado R$ 6,7 bi * Cotações em

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 Principais Contas e Variações do Balanço Patrimonial Principais Contas Balanço Patrimonial Ativo Endividamento Balanço Patrimonial - Passivo Desempenho das Principais Empresas Copel Geração e Transmissão Copel Distribuição Copel Telecomunicações Informações Contábeis 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 de Energia Transmissão de Energia Distribuição Telecomunicações Participações Novos Projetos Outras Informações Recursos Humanos Principais Indicadores Físicos Teleconferência sobre Resultados do 1T18 52 Anexos I Fluxo de Caixa Consolidado 53 Anexos II Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais 54 Anexos III Demonstrações Financeiras por Empresa 57 * Valores sujeitos a arredondamentos. 2

3 1. Principais Eventos no Período Earnings Release 1T18 A Copel apresentou LAJIDA de R$ 767,8 milhões no 1T18, montante 23,7% menor que os R$ 1.006,1 milhões verificados no 1T17. O resultado foi impactado, principalmente, pela redução de 32,6% na Receita de disponibilidade da rede elétrica, devido, principalmente, ao reconhecimento do ajuste do laudo definitivo dos ativos RBSE em 2017 de R$ 183 milhões enquanto que em 2018 foi reconhecido somente a atualização do ativo, e pela provisão de R$ 91,2 milhões para indenização de 585 empregados que aderiram ao Programa de Demissão Incentivada - PDI (ante R$ 7,2 milhões no 1T17). O LAJIDA ajustado da Copel no 1T18 foi de R$ 863,1 milhões, crescimento de 0,3% em comparação com o LAJIDA ajustado do 1T17 (R$ 860,3 milhões) e reflete, sobretudo, a menor alocação de energia no 1T18, decorrente da estratégia de alocação de energia da Copel GeT. Mais detalhes no item 2. Programa de Demissão Incentivada - PDI Em 31 de março de 2018 foi encerrado o Programa de Demissão Incentivada, o qual estava vigente desde outubro de Eram elegíveis a participar do Programa todo empregado com, no mínimo, 20 anos de Copel e 55 anos de idade. A compensação financeira referente a indenização pela extinção do contrato de trabalho e a quitação antecipada de possíveis diferenças de verbas trabalhistas correspondiam, juntas, a 20 remunerações. No 1T empregados aderiram ao PDI, com perspectiva de se desligarem da Companhia até dezembro de 2018, resultando no registro de R$ 91,2 milhões em provisão para indenização, com perspectiva de uma redução de custo com pessoal de R$ 161,7 milhões a partir de Provisões para Litígios A Companhia registrou R$ 116,0 milhões em provisões para litígios no 1T18, dos quais R$ 83,5 milhões referemse a questões trabalhistas e benefício a empregados, R$ 26,8 milhões a PECLD, e R$ 5,7 milhões os demais assuntos. Do saldo apresentado, R$ 24,2 milhões são considerados não recorrentes e estão relacionados a uma ação trabalhista coletiva. Reconhecimento de Crédito Tributário - Pasep Em 14 de fevereiro de 2018, a Receita Federal do Brasil reconheceu, a favor da Companhia, um crédito tributário no valor atualizado de R$ 80,2milhões relacionado à discussão da tributação de Pasep, no período de julho de 1988 a julho de 1995, provenientes dos efeitos da Resolução do Senado Federal nº 49, de 09 de outubro de 1995, que suspendeu os efeitos dos Decretos-lei nºs 2.445/1988 e 2.449/1988, considerados inconstitucionais pelo Supremo Tribunal Federal. Do total reconhecido, R$ 55,1 milhões foram registrados na receita financeira e R$ 25,1 milhões em outras receitas operacionais. * Valores sujeitos a arredondamentos. 3

4 Postergação AGO Em razão da reapresentação das Demonstrações Financeiras do exercício findo em 31 de dezembro de 2017, realizada em 14 de maio de 2018, a 63ª Assembleia Geral Ordinária AGO, previamente agendada para 15 de maio de 2018, foi postergada para 15 de junho de 2018 às 09h30. A reapresentação das DFs 2017 ocorreu devido à conclusão dos trabalhos relacionados à avaliação da natureza, classificação e valorização de investimento mantido pela UEG Araucária em Fundo de Investimento Multimercado, conforme Comunicados ao Mercado nºs 26/17 e 29/17, divulgados pela Companhia em 14 e 24 de novembro de 2017, respectivamente, e Fatos Relevantes nºs 03/18, 04/18 e 07/18, divulgados pela Companhia em 23 de março de 2018, 25 de abril de 2018, e 14 de maio de 2018, respectivamente. Devido a postergação da AGO, de acordo com a proposta da Administração para a destinação do Lucro Líquido verificado no exercício de 2017, terão direito à parcela de dividendos os acionistas que detiverem ações da Companhia na data de 15 de junho de UHE Colíder Em 12 de abril de 2018 foi concluída a descida do terceiro e último rotor Kaplan da usina. Na casa de força, a etapa final de montagem dos três grupos de geradores e turbinas segue em ritmo intenso, enquanto que a linha de transmissão que vai conectar a UHE Colíder à Subestação Cláudia na tensão 500 kv está em fase final de instalação, com lançamento de cabos em andamento. A casa de força da Usina Colíder terá três grupos geradores com potência instalada total de 300 megawatts. A unidade 1 será a primeira a ficar pronta, prevista para junho de 2018, enquanto que a terceira (e última) unidade geradora está prevista para entrar em operação em novembro de Em 06 de abril de 2018 o Tribunal Federal da 1ª Região deferiu integralmente a antecipação de tutela recursal requerida pela Copel GeT no Agravo de Instrumento referente ao pedido de isenção de quaisquer ônus, encargos ou restrições a direito decorrentes do deslocamento do cronograma de implantação da usina. A Copel GeT vem cumprindo seus compromissos de suprimento de energia da seguinte forma: - de janeiro de 2015 a maio de 2016: com sobras de energia descontratada em suas demais usinas; - de junho de 2016 a dezembro de 2018: redução parcial no mês de junho de 2016 através de Acordo Bilateral e de julho de 2016 a dezembro de 2018 com redução da totalidade dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiento Regulado - CCEARs, através de Acordo Bilateral e da participação no Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD de Energia Nova. Mais detalhes no item 8.1. * Valores sujeitos a arredondamentos. 4

5 Novo diretor de Governança, Riscos e Compliance O Sr. Vicente Loiacono Neto é o novo Diretor de Governança, Riscos e Compliance da Copel. Graduado em Direito pela Faculdade Curitiba, com especialização em Direito Processual Civil pela Unisul (SC) foi, dentre outras funções, assessor da Diretoria Jurídica e de Relações Institucionais em 2013, assessor da Diretoria de Gestão Empresarial de 2013 a 2016 e gerente da área regulatória da Copel Distribuição de 2016 a Desde março de 2017 era assessor da Presidência da Copel. Também foi membro do Conselho Fiscal da Fundação Copel em 2015 e do Conselho de Orientação Ética da Copel em Nova Diretora de Gestão Empresarial A Sra. Ana Letícia Feller é a nova Diretora de Gestão Empresarial Copel. Graduada em Direito pela Pontifícia Universidade Católica do Paraná - PUCPR, com especialização em Direito do Trabalho pela Unibrasil, Administração com ênfase em Gestão Estratégica de Pessoas, pela FAE Centro Universitário, e MBA em Liderança com ênfase em Gestão, pela Estação Business School, a Sra. Ana Letícia é advogada de carreira da Companhia e foi, dentre outras funções, Coordenadora do Comitê Permanente de Remuneração, Coordenadora do Comitê Gestor da Diretoria de Gestão Empresarial, Superintendente de Recursos Humanos, Membro do Conselho de Orientação Ética, e recentemente ocupava o cargo de Assistente da Diretoria de Gestão Empresarial. Expansão Copel Telecom Em 05 de maio a Copel Telecom anunciou a ampliação da rede de fibra ótica de internet residencial para mais 16 cidades, todas no Noroeste do estado do Paraná. Com a expansão dos serviços, a empresa passa de 64 para 80 cidades atendidas com internet residencial, ampliando em 20% sua área de atuação com o produto Copel Fibra. Embora grandes empresas da região já contam com as soluções em conectividade da Copel Telecom, a nova rede possibilita oferecer internet em banda extra-larga para clientes residenciais e pequenas e médias empresas, com velocidades de transmissão de até 200 Mbps. A Copel lançou 360 km de cabos de fibras óticas para a expansão dos negócios no Noroeste do estado do Paraná. Emissão de R$ 600,0 milhões em Nota Promissória Copel GeT Em 11 de maio de 2018, a Copel GeT efetuou a liquidação da sua 4ª emissão de Notas Promissórias, nos termos da Instrução da CVM nº 566/2015 para distribuição pública, da Lei nº 6.385/1976, da Instrução CVM nº 476/2009 e das demais disposições legais e regulamentares aplicáveis. Foram emitidas 100 notas promissórias, com valor nominal unitário de R$ 6,0 milhões, no montante total de R$ 600,0 milhões, com vencimento em 11 de novembro de As notas promissórias serão remuneradas com juros correspondentes à variação acumulada de 114,5% das taxas médias diárias dos Depósitos Interfinanceiros DI, e os recursos captados serão destinados ao refinanciamento do endividamento e reforço do capital de giro da emissora. * Valores sujeitos a arredondamentos. 5

6 2. Desempenho Econômico-Financeiro Earnings Release 1T18 As análises a seguir referem-se ao primeiro trimestre de 2018 em comparação com o mesmo período de Receita Operacional No primeiro trimestre de 2018, a receita operacional líquida totalizou R$ 3.348,7 milhões, crescimento de 1,6% em relação aos R$ 3.297,0 milhões apresentados no 1T17, resultado (a) do crescimento de 16,3% em fornecimento de energia elétrica, em função, principalmente, do reajuste tarifário da Copel Distribuição válido a partir de 24 de junho de 2017, que reajustou a tarifa de energia (TE) em 10,28%, e da venda de 480 GWh para clientes livres da Copel Comercialização; e (b) do resultado positivo de R$ 203,5 milhões em ativos e passivos financeiros setoriais (ante o resultado negativo de R$ 148,0 milhões no 1T17), em função de recontabilizações, efetuadas pela CCEE, dos MCSD de Energia Nova, abrangendo o período de junho a outubro de Esse resultado foi parcialmente compensado (a) pela redução de 32,6% (ou R$ 370,1 milhões) na linha de disponibilidade de rede elétrica, reflexo, principalmente, do reconhecimento, no 1T17, de R$ 183,0 milhões decorrentes da remensuração dos ativos de transmissão referentes à RBSE, em razão da homologação, por parte da Aneel, do resultado da fiscalização do laudo de avaliação dos ativos relacionados ao contrato de concessão nº 060/2001, e da eliminação do saldo oriundo de receita entre empresas do grupo (Copel GeT e Copel Distribuição) referente a parcela da RAP relacionada à RBSE, a qual foi reconhecida na receita da GeT ao longo de 2016 e início de 2017; e (b) pela queda de 14,7% em suprimento de energia elétrica, derivada do menor volume de energia vendida no mercado de curto prazo, consequência da estratégia de alocação de energia da Copel GeT. Destacam-se ainda as seguintes variações: (i) crescimento de 23,8% na receita de telecomunicações em virtude da ampliação do atendimento a novos clientes; (ii) queda de 3,8% na receita de distribuição de gás canalizado, em função da retração no consumo de gás natural; e (iii) redução de 7,7% em outras receitas operacionais, devido, principalmente, a menor receita com multas relacionadas a migração de clientes cativos para o mercado livre. * Valores sujeitos a arredondamentos. 6

7 Demonstrativo da Receita 1T18 4T17 1T17 Var.% (1) (2) (3) (1/3) Fornecimento de energia elétrica ,3 Suprimento de energia elétrica (14,7) Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) (32,6) Receita de construção (9,5) Valor justo do ativo indenizável da concessão ,2 Receita de telecomunicações ,8 Distribuição de gás canalizado (3,8) Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais ( ) - Outras receitas operacionais (7,7) Receita Operacional Líquida ,6 Desconsiderando o efeito do reconhecimento da indenização dos ativos relacionados à RBSE no 1T17, a Companhia teria finalizado o 1T18 com crescimento de 7,5% na receita operacional líquida, impactado pelo maior saldo na linha de ativos e passivos setoriais e pelo registro de R$ 89,3 milhões na receita de fornecimento da Copel Comercialização (R$ 10,1 milhões no 1T17). 2.2 Custos e Despesas Operacionais No 1T18, os custos e despesas operacionais cresceram 11,1%, totalizando R$ 2.786,6 milhões. Esse resultado se deve, principalmente, ao aumento de 86,1% em encargos de uso da rede elétrica, efeito, sobretudo, dos maiores gastos com encargos de uso do sistema rede básica, devido ao reajuste na TUST em junho de 2017, quando a indenização referente aos ativos relacionados à RBSE passou a incorporar a RAP, e ao reajuste na tarifa de transmissão da energia de Itaipu. Encargos de uso da rede elétrica 1T18 4T17 1T17 Var.% (1) (2) (3) (1/3) Encargos de uso do sistema ,9 Encargos de transporte de Itaipu ,4 Encargo de Energia de Reserva - EER Encargos dos serviços do sistema - ESS (33.330) (15,9) (-) PIS / Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica (37.483) (31.679) (17.731) 111,4 TOTAL ,1 Os custos e despesas operacionais também foram impactados pelo acréscimo de 10,6% nos custos com energia elétrica comprada para revenda, decorrente, especialmente, da compra, por parte da Copel Comercialização, de 681 GWh no 1T18 (ante a 150 GWh no 1T17). * Valores sujeitos a arredondamentos. 7

8 Energia Elétrica Comprada para Revenda 1T18 4T17 1T17 Var. % (1) (2) (3) (1/3) Compra de energia no ambiente regulado - CCEAR (12,8) Itaipu Binacional ,6 Câmara de Comercialização de Energia - CCEE ,5 Micro e mini geradores e recompra de clientes ,3 Proinfa ,8 Contratos bilaterais (-) PIS/Pasep e Cofins ( ) ( ) (98.301) 17,3 TOTAL ,6 Destacam-se ainda as seguintes variações: (i) aumento de 12,0% em PMSO, excetuando perdas estimadas, provisões e reversões, reflexo (a) do crescimento de 27,5% nos custos com pessoal e administradores, decorrente, principalmente, da provisão de R$ 91,2 milhões referente a adesão de 585 empregados ao Programa de Demissão Incentivada - PDI, e (b) crescimento de 10,2% nos custos com serviços de terceiros relacionados a consultoria e auditoria, comunicação, processamento e transmissão de dados, e manutenção do sistema elétrico, parcialmente compensado pela redução de 21,2% em outros custos e despesas operacionais, devido, principalmente, ao registro de R$ 25,1 milhões relacionado a crédito tributário referente ao Pasep (mais detalhes em nossa ITR NE nº 34.1). Custos Gerenciáveis 1T18 4T17 1T17 Var. % (1) (2) (3) (1/3) Pessoal e administradores ,5 Planos previdenciário e assistencial ,2 Material (1,9) Serviços de terceiros ,2 Outros custos e despesas operacionais (21,2) TOTAL ,0 Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI (R$ 91,2 milhões no 1T18 e R$ 7,2 milhões no 1T17), os custos com pessoal se mantiveram estáveis em termos nominais em comparação com o 1T17, totalizando R$ 299,2 milhões no período. Considerando a inflação de 2,68% nos últimos doze meses, houve redução real de 2,5%. Custo com Pessoal 1T18 4T17 1T17 Var. % (1) (2) (3) (1/3) Pessoal e administradores ,5 (-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias (91.152) (20.423) (7.192) 3,2 TOTAL ,1 (ii) aumento de 17,6% em provisões e reversões (R$ 116,0 milhões no 1T18 ante R$ 98,7 milhões no 1T17) devido, principalmente, ao registro de R$ 83,5 milhões em provisões trabalhistas e de R$ 26,8 milhões em PECLD; * Valores sujeitos a arredondamentos. 8

9 (iii) aumento de 71,8% em matéria-prima e insumos para produção de energia devido a maior geração de energia por parte da UTE Figueira; e (iv) redução de 6,0% em "gás natural e insumos para operação de gás", efeito da retração no consumo de gás natural. Custos e Despesas Operacionais 1T18 4T17 1T17 Var.% (1) (2) (3) (1/3) Energia elétrica comprada para revenda ,6 Encargos de uso da rede elétrica ,1 Pessoal e administradores ,5 Planos previdenciário e assistencial ,2 Material (1,9) Matéria-prima e insumos para produção de energia ,8 Gás natural e insumos para operação de gás (6,0) Serviços de terceiros ,2 Depreciação e amortização (3,2) Provisões e reversões ,6 Custo de construção (23,6) Outros custos e despesas operacionais (21,2) TOTAL ,1 2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial O resultado de equivalência patrimonial demonstra os ganhos e perdas nos investimentos realizados nas coligadas da Copel e é apresentado na tabela abaixo. Empresa 1T18 4T17 1T17 Var. % (1) (2) (3) (1/3) Empreendimentos controlados em conjunto (21,0) Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. (3.594) (1.278) Paraná Gás Exploração e Produção S.A. (3) (7) (19) (84,2) Costa Oeste Transmissora de Energia S.A (4,3) Marumbi Transmissora de Energia S.A (27,4) Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 412 (6.783) 688 (40,1) Caiuá Transmissora de Energia S.A (46,8) Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A (62,9) Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A ,4 Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A (60,3) Paranaíba Transmissora de Energia S.A (44,6) Mata de Santa Genebra Transmissão S.A ,6 Cantareira Transmissora de Energia S.A. (2.425) (1.319) 83,9 Coligadas (2.992) ,7 Dona Francisca Energética S.A ,9 Foz do Chopim Energética Ltda ,1 Dominó Holdings Ltda.¹ (7) 2 (629) (98,9) Outras² (6) (5.783) 23 - TOTAL (15,4) ¹ Em novembro de 2017 ocorreu a tranformação de Sociedade Anônima para Sociedade Limitada e a alteração do investimento de empreendimento controlado em conjunto para investimento em Coligada. ² Inclui Carbocampel S.A., Copel Amec S/C Ltda, Escoelectric Ltda e Dois Saltos Ltda. * Valores sujeitos a arredondamentos. 9

10 2.4 LAJIDA Earnings Release 1T18 No 1T18, o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização atingiu R$ 767,8 milhões, 23,7% menor que os R$ 1.006,1 milhões registrados no 1T17, decorrente, principalmente, da redução de 32,6% na Receita de disponibilidade da rede elétrica, devido, principalmente, ao reconhecimento do ajuste do laudo definitivo dos ativos RBSE em 2017 de R$ 183,0 milhões enquanto que em 2018 foi reconhecido somente a atualização do ativo, a provisão de R$ 91,2 milhões para indenização de 585 empregados que aderiram ao PDI (ante R$ 7,2 milhões no 1T17), e do registro de R$ 24,2 milhões em provisões para litígio trabalhista, referente a uma ação coletiva. Desconsiderando os efeitos extraordinários, o LAJIDA ajustado do 1T18 seria 0,3% superior ao registrado no mesmo período do ano anterior, impactado pelo aprimoramento na gestão de custos, parcialmente compensado pela menor alocação de energia no 1T18, decorrente da estratégia de alocação de energia da Copel GeT. A tabela a seguir apresenta os itens considerados no cálculo do LAJIDA ajustado. hões 1T18 1T17 Var.% (1) (2) (1/2) LAJIDA 767, ,1 (23,7) (-)/+ Remensuração do ativo financeiro RBSE - (183,0) - (-)/+ Impairment 5,0 30,0 - + Provisão para PDI 91,2 7,2 - (-)/+ Provisões para litígios 24,2 - - (-)/+ Crédito Tributário - Pasep (25,1) - - LAJIDA Ajustado 863,1 860,3 0,3 2.5 Resultado Financeiro LAJIDA Ajustado No 1T18, as receitas financeiras totalizaram R$ 205,4 milhões, aumento de 25,6%, ante os R$ 163,6 milhões registrados no 1T17, em virtude, principalmente, do reconhecimento de crédito tributário relativo ao Pasep. Mais detalhes em nossa ITR (NE nº 34.1). As despesas financeiras totalizaram R$ 275,1 milhões, saldo 13,9% menor que o registrado no 1T17, refletindo, principalmente, a redução da taxa SELIC (no 1T18 a média do DI foi de 6,73% ante 12,68% no 1T17). O maior saldo de financiamentos e debêntures reduziram, em parte, a queda apresentada nas despesas financeiras. * Valores sujeitos a arredondamentos. 10

11 1T18 4T17 1T17 Var% (1) (2) (3) (1/3) Receitas Financeiras ,6 Renda e variação monetária sobre repasse CRC ,8 Renda de aplicações financeiras mantidas para negociação (36,1) Acréscimos moratórios sobre faturas de energia ,9 Renda de aplicações financeiras disponíveis para venda Variação monetária e ajuste a valor presente sobre contas a pagar vinculadas à concessão - (5.995) - - Remuneração de ativos e passivos setoriais (522) (22,3) Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu (742) (59,3) Reconhecimento de crédito tributário Outras receitas financeiras (36,9) Despesas Financeiras ( ) ( ) ( ) (13,9) Variação monetária, cambial e encargos da dívida ( ) ( ) ( ) (21,7) Variação monetária e reversão de juros sobre contas a pagar vinculadas à concessão - UBP (21.525) (16.355) (18.361) 17,2 Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu (2.064) (4.568) - - PIS/Pasep e Cofins sobre juros sobre capital próprio - (45.196) - - Remuneração de ativos e passivos setoriais (10.763) (8.127) - - Juros sobre P&D e PEE (6.107) (6.585) (10.592) (42,3) Variação monetária sobre repasse CRC - - (5.779) - Perdas estimadas p/ redução ao valor recuperável de ativos f inanceiros - (5.372) - - Outras despesas financeiras (21.638) (37.129) (12.790) 69,2 Resultado Financeiro (69.667) ( ) ( ) (55,3) 2.6 Lucro Líquido Consolidado No 1T18, a Copel registrou lucro líquido de R$ 339,6 milhões, montante 18,6% inferior aos R$ 417,3 milhões apresentados no mesmo período de * Valores sujeitos a arredondamentos. 11

12 2.7 Demonstração do Resultado Consolidado DRE Earnings Release 1T18 Demonstração do Resultado 1T18 4T17 1T17 Var.% (1) (2) (3) (1/3) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA ,6 Fornecimento de energia elétrica ,3 Suprimento de energia elétrica (14,7) Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) (32,6) Receita de construção (9,5) Valor justo do ativo indenizável da concessão ,2 Receita de Telecomunicações ,8 Distribuição de gás canalizado (3,8) Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais ( ) - Outras receitas operacionais (7,7) CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS ( ) ( ) ( ) 11,1 Energia elétrica comprada para revenda ( ) ( ) ( ) 10,6 Encargos de uso da rede elétrica ( ) ( ) ( ) 86,1 Pessoal e administradores ( ) ( ) ( ) 27,5 Planos previdenciário e assistencial (61.003) (62.085) (59.138) 3,2 Material (19.011) (24.290) (19.371) (1,9) Matéria-prima e insumos para produção de energia (8.693) (74.970) (5.061) 71,8 Gás natural e insumos para operação de gás (77.421) (61.628) (82.339) (6,0) Serviços de terceiros ( ) ( ) ( ) 10,2 Depreciação e amortização ( ) ( ) ( ) (3,2) Provisões e reversões ( ) ( ) (98.699) 17,6 Custo de construção ( ) ( ) ( ) (23,6) Outros custos e despesas operacionais (88.828) (65.399) ( ) (21,2) RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (15,4) LUCRO ANTES DO RESULTADO FIN. E TRIBUTOS (28,2) RESULTADO FINANCEIRO (69.667) ( ) ( ) (55,3) Receitas financeiras ,6 Despesas financeiras ( ) ( ) ( ) (13,9) LUCRO OPERACIONAL (21,9) IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL ( ) ( ) (27,4) Imposto de Renda e Contribuição Social ( ) ( ) 27,2 Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos (76.522) (56.600) - LUCRO LÍQUIDO (18,6) Atribuído aos acionistas da empresa controladora (19,0) Atribuído aos acionistas não controladores ,4 LAJIDA (23,7) * Valores sujeitos a arredondamentos. 12

13 3. Principais Contas e Variações do Balanço Patrimonial Earnings Release 1T18 A seguir descrevemos as principais contas e variações observadas no Balanço Patrimonial em relação a dezembro de Informações adicionais podem ser obtidas nas Notas Explicativas de nossa DFP. 3.1 Principais Contas Caixa, Equivalentes de Caixa e Títulos e Valores Mobiliários Em 31 de março de 2018, as disponibilidades das subsidiárias integrais e controladas da Copel (caixa, equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários) totalizaram R$ 1.992,1 milhões, montante 58,1% superior aos R$ 1.259,7 milhões registrados em dezembro de Tais recursos estavam aplicados, majoritariamente, em Certificados de Depósitos Bancários (CDBs) e operações compromissadas. Essas aplicações são remuneradas entre 73% e 100% da taxa de variação do Certificado de Depósito Interbancário - CDI. Repasse CRC ao Estado do Paraná Por meio do quarto termo aditivo, assinado em 21 de janeiro de 2005, a Companhia renegociou com o Governo do Estado do Paraná o saldo da Conta de Resultados a Compensar (CRC) em 31 de dezembro de 2004, no montante de R$ 1.197,4 milhões, em 244 prestações mensais recalculadas pelo sistema price de amortização, atualizado pela variação do IGP-DI e juros de 6,65% a.a. O vencimento da primeira parcela ocorreu em 30 de janeiro de 2005 e as demais têm vencimentos subsequentes e consecutivos até abril de O Estado do Paraná solicitou à Companhia e o Conselho de Administração aprovou em 16 de junho de 2016, condicionado à anuência do Ministério da Fazenda, a Novação do Termo de Ajuste da CRC, que contemplou: (i) no período de abril a dezembro de 2016, carência total dos pagamentos de principal e juros; e (ii) de janeiro a dezembro de 2017, carência somente do valor principal, porém com pagamentos dos juros mensais. As demais cláusulas foram mantidas, inclusive a manutenção dos índices de correção e juros atualmente vigentes, não afetando desta forma, o valor presente líquido global do referido contrato. O Estado do Paraná cumpriu os termos acordados e efetuou os pagamentos das parcelas mensais de juros previstas até dezembro de Encerrado o período de carência, o Estado do Paraná, vem cumprido rigorosamente os pagamentos nas condições contratadas, restando 85 parcelas mensais. A Administração da Companhia e o Estado do Paraná formalizaram o quinto termo aditivo em 31 de outubro de O saldo atual da CRC é de R$ 1.494,7 milhões. Ativos e Passivos Financeiros Setoriais A partir de 31 de dezembro de 2014, a Copel Distribuição passou a reconhecer os ativos e/ou passivos financeiros setoriais em suas demonstrações contábeis em decorrência da alteração no contrato de concessão, que garante que os valores residuais de itens da Parcela A e outros componentes financeiros não recuperados ou devolvidos via tarifa serão incorporados, ou descontados, no cálculo da indenização de ativos não * Valores sujeitos a arredondamentos. 13

14 amortizados ao término da concessão. Em 31 de março de 2018, a Companhia possuía um ativo líquido de R$ 251,3 milhões. Mais detalhes em nossa ITR (NE nº 9). Contas a Receber Vinculadas à Concessão Essa conta refere-se a créditos a receber relacionados aos contratos de concessão da atividade de geração, transmissão, distribuição de energia elétrica e distribuição de gás natural. Os montantes são relativos (a) à bonificação de outorga paga em virtude do leilão envolvendo a Usina Governador Parigot de Souza - UHE GPS, arrematada pela Copel GeT em 25 de novembro de 2015 (R$ 610,8 milhões), (b) aos investimentos em infraestrutura e remuneração financeira que não foram ou não serão recuperados por meio da tarifa e/ou da RAP até o vencimento da concessão (R$ 2.254,1 milhões), (c) aos valores a receber dos ativos de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do Sistema Existente - RBSE e das instalações de conexão e Demais Instalações de Transmissão - RPC, em decorrência do reconhecimento dos efeitos da Portaria MME n 120 e da homologação, por parte da Aneel, do resultado da fiscalização do laudo de avaliação desses ativos (R$ 1.395,5 milhões) e (d) ao contrato de concessão de distribuição de gás Compagas (R$ 308,7 milhões). Em 31 de março de 2018, o saldo da conta totalizou R$ 4.569,1 milhões. Mais detalhes em nossa ITR (NE n 10). Contas a Receber Vinculadas à Indenização da Concessão Essa conta refere-se ao residual dos ativos de geração que tiveram a concessão vencida em 2015 (UHE Rio dos Patos, UHE GPS e UHE Mourão I). Em 31 de março de 2018, o montante registrado nessa conta era de R$ 71,7 milhões. Mais detalhes em nossa ITR (NE nº 11). Investimento, Imobilizado e Intangível O saldo na conta investimentos apresentou aumento de 1,1% até 31 de março de 2018, reflexo da equivalência patrimonial e dos aportes registrados no período. A conta imobilizado cresceu 3,3% em função da entrada de novos ativos, conforme o programa de investimentos da Companhia, líquido da cota de depreciação do período. Já a conta intangível apresentou crescimento de 0,2% devido aos investimentos em novos ativos realizados no período. * Valores sujeitos a arredondamentos. 14

15 3.2 Balanço Patrimonial Ativo Ativo mar/18 dez/17 Var.% (1) (2) (1/2) CIRCULANTE ,4 Caixa e equivalentes de caixa ,2 Títulos e Valores Mobiliários ,5 Cauções e depósitos vinculados (32,9) Clientes (7,8) Dividendos a receber (0,4) Repasse CRC ao Estado do Paraná ,0 Ativos Financeiros Setoriais ,5 Contas a receber vinculadas à concessão (0,8) Outros créditos (2,3) Estoques (5,6) Imposto de Renda e Contribuição Social (43,4) Outros tributos correntes a recuperar (0,5) Despesas antecipadas (3,4) Partes Relacionadas (99,8) NÃO CIRCULANTE ,9 Realizável a Longo Prazo (1,4) Títulos e Valores Mobiliários (0,5) Outros investimentos temporários ,2 Cauções e depósitos vinculados ,5 Clientes (19,7) Repasse CRC ao Estado do Paraná (1,8) Depósitos judiciais (1,1) Ativos Financeiros Setoriais (36,5) Contas a receber vinculadas à concessão ,4 Contas a receber vinculadas à indenização da concessão ,1 Outros créditos ,2 Imposto de renda e contribuição social (23,4) Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos ,0 Outros tributos correntes a recuperar Despesas antecipadas (30,5) Partes Relacionadas (89,0) Investimentos ,1 Imobilizado ,3 Intangível ,2 TOTAL ,7 * Valores sujeitos a arredondamentos. 15

16 3.3 Endividamento Dívida Bruta O total da dívida consolidada da Copel somava R$ ,8 milhões em 31 de março de 2018, aumento de 5,7% em comparação com os R$ 9.830,5 milhões registrados em Esse aumento reflete a 7ª emissão de debêntures da Copel Holding (R$ 600,0 milhões). Em 31 de março de 2018, o endividamento bruto da Companhia representava 65,6% do patrimônio líquido consolidado, o qual era de R$ ,9 milhões, equivalente a R$ 57,86 por ação (Valor Patrimonial por Ação VPA). A composição dos saldos de empréstimos, financiamentos e debêntures está demonstrada na tabela a seguir: Total Composição % Eletrobras - COPEL ,3 FINEP ,1 Moeda Nacional BNDES ,8 Banco do Brasil S/A e outros ,5 Debêntures e Notas Promissórias ,3 Total ,1 Moeda Estrangeira Tesouro Nacional ,9 Total ,9 TOTAL ,0 A seguir demonstramos o vencimento das parcelas dos empréstimos, financiamentos e debêntures: Curto Prazo Longo Prazo abr/18 - mar/19 abr/19 - dez/ A partir de 2024 Total Moeda Nacional Moeda Estrangeira TOTAL * Valores sujeitos a arredondamentos. 16

17 Avais e Garantias Até 31 de março de 2018, a Companhia concedeu R$ 1.661,7 milhões em avais e garantias, conforme tabela a seguir. Avais e Garantias¹ mar/18 dez/17 mar/17 Var.% Var.% (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A Caiuá Transmissora de Energia S.A (2,4) (8,7) Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A (2,6) (9,6) Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A (0,9) (5,0) Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A (1,7) 6,8 Costa Oeste Transmissora de Energia S.A Mata de Santa Genebra Transmissão S.A ,1 62,0 Paranaíba Transmissora de Energia S.A (1,2) (4,1) Marumbi Transmissora de Energia S.A Cantareira Transmissora de Energia S.A ,9 92,4 Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A ,7 3,2 TOTAL ,0 10,1 ¹ Proporcional à participação da Copel nos empreendimentos. A dívida líquida consolidada da Copel (empréstimos, financiamentos e debêntures, menos disponibilidades) e a relação Dívida Líquida/Lajida são demonstradas no gráfico a seguir: Dívida Líquida/LAJIDA¹ (hões) 2,9 3,1 3,3 2,0 2,3 1, T18 Dívida Líquida Dívida Líquida/LAJIDA ¹ LAJIDA 12 meses Dívida por Subsidiária A tabela a seguir apresenta a dívida bruta e a dívida líquida das subsidiárias: GeT DIS Telecom Holding Outras Total Dívida Total Disponibilidade Dívida Líquida ( ) * Valores sujeitos a arredondamentos. 17

18 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. Mauá Colíder Baixo Iguaçu PCHs¹ Elejor Total ¹Referente às PCHs Cavernoso, Apucaraninha, Chaminé e Derivação Rio Jordão. Provisões para Litígios A Companhia responde por diversos processos judiciais perante diferentes tribunais e instâncias. A Administração da Copel, fundamentada na opinião de seus assessores legais, mantém provisão para litígios sobre as causas cuja probabilidade de perda é considerada provável. Os saldos das provisões para litígios são os seguintes: Perdas Prováveis - Consolidado mar/18 dez/17 mar/17 Var % Var % (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Fiscais (3,1) (11,3) Trabalhistas ,5 16,1 Benefícios a Empregados ,1 108,6 Cíveis (0,9) 47,2 Cíveis e direito administrativo (2,2) 69,2 Servidões de passagem ,7 7,7 Desapropriações e patrimoniais ,5 19,9 Consumidores (25,4) (0,9) Ambientais ,9 180,2 Regulatórias ,4 (6,6) TOTAL ,8 27,5 As causas classificadas como perdas possíveis, estimadas pela Companhia e suas controladas, totalizaram R$ 3.181,5 milhões ao final de março de 2018, montante 1,8% maior que o registrado em dezembro de 2017 (R$ 3.123,5 milhões). As perdas estão compostas por ações das seguintes naturezas: fiscais (R$ 870,5 milhões); regulatórias (R$ 792,4 milhões); cíveis (R$ 1.140,6 milhões); trabalhistas (R$ 357,4 milhões); e benefícios a empregados (R$ 20,4 milhões). * Valores sujeitos a arredondamentos. 18

19 3.4 Balanço Patrimonial - Passivo Earnings Release 1T18 Passivo mar/18 dez/17 Var.% (1) (2) (1/2) CIRCULANTE (3,3) Obrigações s ociais e trabalhis tas ,6 Fornecedores (17,5) Impos to de renda e contribuição s ocial ,3 Outras obrigações fiscais (17,0) Emprés timos, financiamentos e debêntures ,4 Dividendo mínimo obrigatório a pagar (0,7) Benefícios pós-emprego ,2 Encargos do consumidor a recolher (29,0) Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética ,6 Contas a pagar vinculadas à concessão ,3 Passivos financeiros setoriais líquidos (52,0) Outras contas a pagar ,2 Provisões para litígios ,4 NÃO CIRCULANTE ,7 Fornecedores (6,3) Imposto de renda e contribuição social diferidos (23,2) Outras Obrigações fiscais (3,9) Empréstimos, financiamentos e debêntures ,5 Benefícios pós-emprego ,3 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética ,0 Contas a pagar vinculadas à concessão ,9 Passivos financeiros setoriais líquidos ,6 Outras contas a pagar ,3 Provisões para litígios ,8 PATRIMÔNIO LÍQUIDO ,1 Atribuível aos acionistas da empresa controladora ,1 Capital Social Ajus tes de avaliação patrimonial (2,4) Res erva legal Res erva de retenção de lucros Lucros acumulados Atribuível aos acionistas não controladores ,4 TOTAL ,7 * Valores sujeitos a arredondamentos. 19

20 4. Desempenho das Principais Empresas 4.1 Copel Geração e Transmissão A Copel GeT apresentou um LAJIDA de R$ 491,4 milhões, montante 31,2% inferior aos R$ 713,9 milhões registrados no 1T17, reflexo da redução de 53,1% na receita de disponibilidade da rede elétrica em decorrência do reconhecimento, no 1T17, de R$ 183,0 milhões referente à remensuração do fluxo de caixa dos ativos de transmissão relacionados à RBSE. Esse resultado também foi impactado (i) pelo registro de R$ 38,5 milhões em provisões e reversões relacionadas, principalmente, a questões trabalhistas (R$ 23,5 milhões), (ii) pelo registro de R$ 13,0 milhões referente à taxa estadual de controle e fiscalização do aproveitamento de recursos hídricos (instituída pela Lei Estadual nº /2016, que passou a ser devida a partir de 2017), e (iii) pelo aumento de 27,6% nos custos gerenciáveis, reflexo do maior saldo de provisão para indenização relacionada ao PDI. Os custos gerenciáveis, excetuando perdas estimadas, provisões e reversões, e taxas referentes à fiscalização e utilização de recursos hídricos, apresentaram crescimento de 35,6%, e refletem os maiores custos com pessoal e administradores, plano previdenciário e assistencial, e serviços de terceiros. Custos Gerenciáveis 1T18 4T17 1T17 Var. % (1) (2) (3) (1/3) Pessoal e administradores ,4 Planos previdenciário e assistencial ,4 Material (9,9) Serviços de terceiros ,7 Outros custos e despesas operacionais ,3 TOTAL ,6 A linha de pessoal apresentou crescimento de 48,4% e reflete, principalmente, o maior saldo de provisão para indenizações referentes ao Plano de Demissão Incentiva, com registro de R$ 28,3 milhões no 1T18 contra R$ 1,0 milhão no 1T17. Custo com Pessoal 1T18 4T17 1T17 Var. % (1) (2) (3) (1/3) Pessoal e administradores ,4 (-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias (28.273) (8.582) (1.032) - TOTAL ,8 Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI, os custos com pessoal e administradores apresentaram aumento de 8,8% em comparação com o 1T17 e refletem, basicamente, a política salarial aplicada a partir de outubro de 2017, a reestruturação organizacional da Copel Renováveis a partir de setembro de 2017, que acarretou na transferência das atividades e de 56 empregados para a Copel GeT, e o compartilhamento de custos entre as empresas do grupo, que passou a impactar o resultado a partir * Valores sujeitos a arredondamentos. 20

21 de novembro de 2017, parcialmente compensada pela redução de empregados do quadro de pessoal em razão do Plano de Demissão Incentivada. Nos últimos 12 meses o quadro de pessoal apresentou uma redução de 17 empregados, enquanto que no 1T18 a redução foi de 12 empregados. Principais Indicadores 1T18 4T17 1T17 Var.% (1) (2) (3) (1/3) Receita Operacional Líquida (hões) 873,3 824, ,5 (18,7) Custos e Despesas Operacionais (hões) (452,2) (760,8) (433,2) 4,4 Resultado Operacional (hões) 330,5 (49,9) 514,9 (35,8) Lucro Líquido (hões) 221,0 84,3 343,0 (35,5) LAJIDA (hões) 491,4 118,2 713,9 (31,2) Margem Operacional 37,8% 0,0% 48,0% (21,1) Margem Líquida 25,3% 10,2% 31,9% (20,8) Margem LAJIDA 56,3% 14,3% 66,5% (15,4) Programa de Investimento (hões) 165,6 327,2 255,8 (35,3) Desconsiderando os eventos extraordinários, o LAJIDA da Copel GeT apresentou queda de 6,1% e reflete, principalmente, o menor volume de energia vendido em função da estratégia de alocação, e o maior saldo de provisões relacionadas a litígios trabalhistas. LAJIDA Ajustado hões 1T18 1T17 Var.% (1) (2) (1/2) LAJIDA 491,4 713,9 (31,2) (-)/+ Remensuração do ativo financeiro RBSE - (183,0) - (-)/+ Impairment 5,0 30,0 (83,3) + Provisão para PDI 28,3 1,0 - + Provisão para litígios 3,0 - - LAJIDA Ajustado 527,7 561,9 (6,1) No primeiro trimestre de 2018, a Copel GeT apresentou lucro líquido de R$ 221,0 milhões, montante 35,5% inferior aos R$ 343,0 milhões registrados no 1T17. * Valores sujeitos a arredondamentos. 21

22 4.2 Copel Distribuição A Copel Distribuição registrou LAJIDA de R$ 131,3 milhões no 1T18, montante 32,0% inferior aos R$ 193,2 milhões registrados no 1T17. Esse resultado foi impactado, sobremaneira, pelo aumento de 11,0% nos custos gerenciáveis, o que é explicado pela provisão R$ 51,6 milhões na linha de pessoal e administradores, relacionada à adesão de 375 empregados ao PDI, e pelo registro de R$ 80,1 milhões em provisões e reversões relacionadas, principalmente, a questões trabalhistas (R$ 45,2 milhões), compensado pela redução de R$ 2,6 milhões em PECLD (R$ 22,1 milhões no 1T18 vs. R$ 24,7 milhões no 1T17). Custos Gerenciáveis 1T18 4T17 1T17 Var. % (1) (2) (3) (1/3) Pessoal e administradores ,7 Planos previdenciário e assistencial ,6 Material ,7 Serviços de terceiros ,7 Outros custos e despesas operacionais (29,5) TOTAL ,0 Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI, os custos gerenciáveis apresentaram queda de 1,7% e os custos com pessoal apresentaram queda de 0,6%, refletindo a redução de empregados do quadro de pessoal em razão do Plano de Demissão Incentivada. Nos últimos 12 meses o quadro de pessoal da Copel Distribuição apresentou redução de 291 empregados e de 12 empregados no 1T18. Custo com Pessoal 1T18 4T17 1T17 Var. % (1) (2) (3) (1/3) Pessoal e administradores ,7 (-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias (51.566) (12.215) (4.150) - TOTAL (0,6) Destacam-se ainda as seguintes variações: (i) crescimento de 10,0% na receita de fornecimento de energia elétrica em função, principalmente, da atualização aplicada às tarifas a partir de junho de 2017 que reajustou a tarifa de energia (TE) em 10,28%, parcialmente compensado pela redução de 6,1% do mercado cativo; (ii) queda de 18,2% com receita de disponibilidade da rede elétrica, como consequência do aumento da quota anual da CDE Uso (R$ 236,5 milhões no 1T18 ante R$ 175,6 milhões no 1T17), o qual será recuperado via tarifa a partir de junho de 2018; (iii) os Ativos e Passivos Financeiros Setoriais totalizaram R$ 203,5 milhões e refletem, principalmente, as recontabilizações, efetuadas pela CCEE, do MCSD de Energia Nova, referente ao período de junho a outubro de 2017; e * Valores sujeitos a arredondamentos. 22

23 (iv) aumento dos encargos de uso do sistema rede básica, devido ao reajuste na TUST em junho de 2017, quando a indenização referente aos ativos relacionados à RBSE passou a incorporar a RAP das transmissoras, e do reajuste na tarifa de transmissão da energia de Itaipu. Com isso, o lucro líquido no 1T18 foi de R$ 41,8 milhões, montante 41,3% inferior aos R$ 71,3 milhões registrados no mesmo período de Principais Indicadores 1T18 4T17 1T17 Var.% (1) (2) (3) (1/3) Receita Operacional Líquida (hões) 2.207, , ,3 10,1 Custos e Despesas Operacionais (hões) (2.149,5) (2.566,0) (1.882,1) 14,2 Resultado Operacional (hões) 66,8 72,6 138,0 (51,6) Lucro Líquido (hões) 41,8 85,8 71,3 (41,3) LAJIDA (hões) 131,3 110,9 193,2 (32,0) Margem Operacional 3,0% 2,8% 6,9% (56,0) Margem Líquida 1,9% 3,3% 3,6% (46,7) Margem LAJIDA 5,9% 4,3% 9,6% (38,3) Programa de Investimento (hões) 107,5 192,4 134,3 (20,0) Desconsiderando os efeitos extraordinários apresentados no quadro a seguir, o LAJIDA da Copel Distribuição seria de R$ 200,1 milhões no 1T18, crescimento de 1,4% em relação aos R$ 197,4 milhões apresentados no 1T17, refletindo, principalmente, a redução nos custos gerenciáveis. hões LAJIDA Ajustado 1T18 1T17 Var.% (1) (2) (1/2) LAJIDA 131,3 193,2 (32,0) +Provisão p/ indenização por demissões voluntárias 51,6 4,2 - + Provisão para litígios 17,2 - - LAJIDA Ajustado 200,1 197,4 1,4 * Valores sujeitos a arredondamentos. 23

24 4.3 Copel Telecomunicações A Copel Telecom registrou um LAJIDA de R$ 26,7 milhões no 1T18, montante 15,1% inferior aos R$ 31,5 milhões registrados no 1T17. Esse resultado reflete o registro de R$ 13,8 milhões em provisões e reversões relacionadas, principalmente, a questões trabalhistas (R$ 10,4 milhões) e os maiores custos com serviços de terceiros, parcialmente compensado pelo crescimento de 21,1% na receita de telecomunicações, efeito da ampliação da base de clientes. Os custos gerenciáveis, excetuando provisões e reversões, aumentaram 19,5% no período, devido, principalmente, ao aumento de custos com serviços de terceiros, os quais são necessários para a ampliação da área de atuação, e ao crescimento de 15,2% na linha de pessoal e administradores, resultado do registro de R$ 5,8 milhões em provisão de indenização relacionada ao programa de demissão incentivada. Custos Gerenciáveis 1T18 4T17 1T17 Var. % (1) (2) (3) (1/3) Pessoal e administradores ,2 Planos previdenciário e assistencial ,3 Material (24,6) Serviços de terceiros ,6 Outros custos e despesas operacionais ,9 TOTAL ,5 Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI, os custos com pessoal e administradores apresentaram queda de 1,0% em comparação com o 1T17 e refletem, basicamente, a política salarial aplicada a partir de outubro de 2017 e a redução de empregados do quadro de pessoal em razão do Plano de Demissão Incentivada. O quadro de pessoal apresentou redução de 20 empregados nos últimos 12 meses e de 6 empregados no 1T18. Custo com Pessoal 1T18 4T17 1T17 Var. % (1) (2) (3) (1/3) Pessoal e administradores ,2 (-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias (5.815) (2.057) (1.730) 236,1 TOTAL (1,0) * Valores sujeitos a arredondamentos. 24

25 A tabela a seguir apresenta os principais indicadores da Copel Telecom. Principais Indicadores 1T18 4T17 1T17 Var.% (1) (2) (3) (1/3) Receita Operacional Líquida (hões) 104,5 100,3 87,7 19,2 Custos e Despesas Operacionais (hões) (89,4) (87,2) (65,5) 36,5 Resultado Operacional (hões) 9,8 6,7 17,1 (42,8) Lucro Líquido (hões) 6,8 8,1 11,5 (41,1) LAJIDA (hões) 26,7 23,9 31,5 (15,1) Margem Operacional 9,4% 6,7% 19,5% (52,0) Margem Líquida 6,5% 8,1% 13,1% (50,6) Margem LAJIDA 25,6% 23,9% 35,9% (28,8) Programa de Investimento (hões) 51,4 62,6 40,2 27,9 Desconsiderando os efeitos extraordinários, o LAJIDA ajustado da Copel Telecom seria de R$ 36,5 milhões, montante 10,1% superior ao registrado no mesmo período de 2017, e reflete a ampliação da base de clientes. LAJIDA Ajustado hões 1T18 1T17 Var.% (1) (2) (1/2) LAJIDA 26,7 31,5 (15,1) +Provis ão p/ indenização por demis s ões voluntárias 5,8 1,7 241,2 + Provis ão para litígios 4,0 - - LAJIDA Ajustado 36,5 33,2 10,1 O lucro líquido da Copel Telecom no 1T18 foi de R$ 6,8 milhões, montante 41,1% inferior aos R$ 11,5 milhões registrados no primeiro trimestre de * Valores sujeitos a arredondamentos. 25

26 4.5 Informações Contábeis Earnings Release 1T18 Na tabela a seguir apresentamos informações contábeis de 31 de março de 2018 referentes às principais participações da Copel: Participações - Mar/18 Controladas (Consolida com Copel) Ativo Total Patrimônio Líquido¹ Rec. Oper. Líquida Lucro Líquido Companhia Paranaense de Gás - Compagás Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A UEG Araucária Ltda (20.221) Controladas em Conjunto (Equivalência Patrimonial) Costa Oeste Transmissora de Energia S.A Caiuá Transmissora de Energia S.A Cantareira Transmissora S.A (4.947) Guaraciaba Transmissora de Energia (TP Sul) S.A Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A Marumbi Transmissora de Energia S.A Mata de Santa Genebra Transmissão S.A Matrinchã Transmissora de Energia (TP Norte) S.A Paranaíba Transmissora de Energia S.A Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A (7.335) Coligadas (Equivalência Patrimonial) Dona Francisca Energética S.A Foz do Chopim Energética Ltda * Valores sujeitos a arredondamentos. 26

27 5. Programa de Investimentos Earnings Release 1T18 A tabela a seguir apresenta o programa de investimentos realizado no 1T18 e o previsto para Subsidiária / SPE Realizado 1T18 hões Previsto 2018¹ Copel Geração e Transmissão 130,3 743,6 UHE Colíder 37,6 98,7 UHE Baixo Iguaçu 15,4 71,7 LT Curitiba Leste-Blumenau 21,1 281,8 LT Araraquara-Taubaté 19,9 40,4 SE Bateias - 17,5 SPE Cantareira Transmissora de Energia 2-14,8 Outros 36,3 218,7 Copel Brisa Potiguar - 156,3 Cutia Empreendimentos Eólicos 300,0 888,5 São Bento Energia 8,0 6,6 Copel Distribuição 107,5 790,0 Copel Telecomunicações 51,4 340,2 Copel Comercialização - 0,2 Holding - 2,4 Outras Participações 3 36,2 0,8 Total 633, ,6 1 Orçamento de capital originalmente aprovado pelo Conselho de Administração. Não considera apropriação de mão de obra própria, encargos e outros. 2 Referente à participação da Copel no Empreendimento. 3 Inclui SPE Paraná Gás e SPE Dois Saltos. 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 1T18, queda de 6,1%. Esse resultado foi influenciado pela redução do consumo das classes industrial e comercial, devido, principalmente, à migração de clientes para o mercado livre. A tabela a seguir apresenta o comportamento do mercado cativo por classe de consumo: N o de consumidores Energia vendida (GWh) mar/18 mar/17 Var. % 1T18 1T17 Var. % Residencial , (2,6) Industrial (3,9) (20,9) Comercial , (6,6) Rural (1,4) ,3 Outros , (1,0) Mercado Cativo , (6,1) Para mais detalhes acesse o Comunicado ao Mercado RI 06/18 (link). * Valores sujeitos a arredondamentos. 27

28 6.2 Mercado Fio (TUSD) O mercado fio da Copel Distribuição, composto pelo mercado cativo, pelo suprimento a concessionárias e permissionárias dentro do Estado do Paraná e pela totalidade dos consumidores livres existentes na sua área de concessão, apresentou crescimento de 0,4% no consumo de energia no 1T18, conforme apresentado na tabela a seguir: N o de consumidores / Contratos Energia vendida (GWh) mar/18 mar/17 Var. % 1T18 1T17 Var. % Mercado Cativo , (6,1) Concessionárias e Permissionárias ¹ ,3 Consumidores Livres ² , ,0 Mercado Fio , ,4 ¹ O volume de energia referente ao período de 2017 foi ajustado para refletir a migração de consumidores para o mercado livre dentro da área de concessão das concessionárias e permissionárias. ² Total de consumidores livres atendidos pela Copel GeT, Copel Comercialização e por outros fornecedores dentro da área de concessão da Copel Distribuição. O resultado observado é reflexo, principalmente, do incremento de 4,6% no consumo total da classe industrial no 1T18, o qual é resultado do desempenho da produção industrial no estado do Paraná crescimento 3,3% nos últimos 12 meses. Os setores que mais contribuíram para o aumento do consumo de energia foram: alimentício, papel e celulose e madeireiro. 6.3 Fornecimento de Energia Elétrica O fornecimento de energia elétrica da Copel, que representa o volume de energia vendido aos consumidores finais e é composto pelas vendas no mercado cativo da Copel Distribuição e pelas vendas no mercado livre da Copel Geração e Transmissão e da Copel Comercialização, registrou crescimento de 1,2% nos primeiros três meses de A tabela a seguir apresenta o fornecimento de energia aberto por classe de consumo: Classe Mercado Energia vendida (GWh) 1T18 1T17 Var. % Residencial (2,6) Total ,6 Industrial Cativo (20,9) Livre ,4 Total (3,4) Comercial Cativo (6,6) Livre Rural ,3 Outros (1,0) Fornecimento de Energia ,2 * Valores sujeitos a arredondamentos. 28

29 6.4 Total de Energia Vendida Earnings Release 1T18 O total de energia vendida pela Copel, composto pelas vendas da Copel Distribuição, da Copel Geração e Transmissão, dos Complexos Eólicos e da Copel Comercialização em todos os mercados, atingiu GWh no primeiro trimestre de 2018, representando uma queda de 1,0%. A tabela a seguir apresenta as vendas totais de energia da Copel, segmentadas entre Copel Distribuição, Copel Geração e Transmissão, Parques Eólicos e Copel Comercialização: Copel DIS mar/18 mar/17 Var. % 1T18 1T17 Var. % Mercado Cativo , (6,1) Concessionárias e Permissionárias 3 4 (25,0) (27,9) CCEE (MCP) (82,1) Total Copel DIS , (13,9) Copel GeT CCEAR (Copel DIS) CCEAR (outras concessionárias) , (1,5) Consumidores Livres , ,3 Contratos Bilaterais (Copel Comercialização) Contratos Bilaterais ¹ , (29,4) CCEE (MCP)² (59,4) Total Copel GeT , (10,9) Complexos Eólicos CCEAR (outras concessionárias) CER Total Parques Eólicos Copel Comercialização Nº de consumidores / contratos Energia vendida (GWh) Consumidores Livres Contratos Bilaterais CCEE (MCP)² Total Copel Comercialização Total Copel Consolidado , (1,0) Obs.: Não considera a energia disponibilizada através do MRE (Mecanismo de Realocação de Energia). ¹ Inclui Contratos de Venda no Curto Prazo. ² Garantia Física alocada no período, não considera o impacto do GSF. CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica / CCEAR: Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado / MCP: Mercado de Curto Prazo / CER: Contrato de Energia de Reserva. * Valores sujeitos a arredondamentos. 29

30 6.5 Fluxos de Energia Fluxo de Energia Copel Dis Earnings Release 1T18 GWh Fluxo de Energia - Copel Dis 1T18 1T17 Var. % Itaipu (3,6) CCEAR Copel Geração e Transmissão CCEAR Outras (11,0) CCEE (MCP) Angra (1,2) CCGF (6,9) Proinfa (7,8) Elejor S.A Disponibilidade (7,2) Mercado cativo (6,1) Concessionárias e Permissionárias (54,4) Suprimento concessionária CCEE Cessões MCSD EN ,0 CCEE (MCP) (82,2) Perdas e diferenças ,7 Rede básica (9,7) Distribuição ,6 Alocação de contratos no CG (5,6) 1 Suprimento de energia a concessionárias e permissionárias com mercado próprio inferior a 500GWh/ano Suprimento de energia a distribuidora agente da CCEE, através de Contrato Bilateral Regulado - CBR 3 Cessões MCSD EN - Cessões contratuais a outras distribudoras através do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova Fluxo de Energia Copel GeT GWh Fluxo de Energia - Copel GeT 1T18 1T17 Var. % Geração Própria (7,1) Dona Francisca e terceiros (0,7) Disponibilidade Total (7,0) Contratos Bilaterais (29,4) Contratos Bilaterais (Copel Comercialização) CCEAR COPEL Distribuição (0,3) CCEAR Outras (1,5) Consumidores Livres ,3 CCEE (MCP) (59,4) MRE (0,4) Perdas e diferenças (7,1) * Valores sujeitos a arredondamentos. 30

31 Fluxo de Energia Parques Eólicos GWh Fluxo de Energia - São Bento Energia 1T18 1T17 Var. % Geração Própria (23,7) Disponibilidade Total (23,7) CCEAR Outras Perdas e diferenças (23) (1) - GWh Fluxo de Energia - Brisa Potiguar 1T18 1T17 Var. % Geração Própria (14,5) Disponibilidade Total (14,5) CCEAR Outras CER Perdas e diferenças (101) (84) 20,2 Fluxo de Energia Copel Comercialização GWh Fluxo de Energia - Copel Com 1T18 1T17 Var. % Copel GeT Outros ,0 Disponibilidade Total ,3 Consumidores Livres ,8 Contratos Bilaterais ,6 * Valores sujeitos a arredondamentos. 31

32 Fluxo de Energia Consolidado (Jan a Mar 2018) Geração Própria Mercado Cativo ,3% ,3% GWh Concessionárias ,4% Suprimento concessionária CCEE ,3% Disponibilidade Total Cessões MCSD EN ,0% Consumidores Livres ,6% Energia Suprida Energia Comprada ,6% ,7% Contratos Bilaterais CCEAR: Itaipu: Dona Francisca: 35 CCEE (MCP): 16 Angra: 249 CCGF: CCEAR: CER: CCEE (MCP): MRE: Perdas e Diferenças MRE: ,8% Elejor: 293 Proinfa: 114 Outros 1 : 681 Rede Básica Distribuição Alocação de contratos no CG: CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado. CER: Contrato de Energia de Reserva. CCEE (MCP): Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (Mercado de Curto Prazo). MRE: Mecanismo de Realocação de Energia. CG: Centro de Gravidade do Submercado (diferença entre a energia faturada e a recebida no CG). 1 Outros: Energia comprada pela Copel Comercialização. 2 Suprimento de energia a concessionárias e permissionárias com mercado próprio inferior a 500GWh/ano 3 Suprimento de energia a distribuidora agente da CCEE, através de Contrato Bilateral Regulado - CBR 4 Cessões MCSD EN - Cessões contratuais a outras distribudoras através do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova Não considera a energia produzida pela UTE Araucária vendida no mercado de curto prazo (MCP). * Valores sujeitos a arredondamentos. 32

33 6.6 Tarifas Earnings Release 1T18 Tarifas médias de Suprimento de Energia (CCEARs) Copel Geração e Transmissão R$ / MWh Tarifas Quantidade mar/18 dez/17 mar/17 Var. % Var. % MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Copel Geração e Transmissão ,22 211,76 205,10 0,2 3,5 Leilão CCEAR (UHE Mauá) ,87 210,36 203,89 0,2 3,4 Leilão CCEAR (Cavernoso II) 8 229,28 229,30 222,60-3,0 Leilão - CCEAR (UHE Colíder) - 160,85 160,72 155,33 0,1 3,6 Copel Distribuição Concessionárias no Estado do Paraná ,27 143,74 94,41 81,1 175,7 Total / Tarifa Média Ponderada de Suprimento ,61 187,73 159,74 20,2 41,2 Com PIS/COFINS. Líquida de ICMS. Para o ano de 2018, a energia de Colíder foi submetida ao MCSD de Energia Nova. Tarifas Médias de Compra de Energia Copel Distribuição Quantidade mar/18 dez/17 mar/17 Var. % Var. % MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Itaipu 1 616,2 206,30 191,72 198,22 7,6 4,1 Leilão H30 76,3 218,27 218,29 210,71-3,6 Leilão T ,0 186,97 150,56 217,35 24,2 (14,0) Leilão H30 62,7 226,05 225,50 217,59 0,2 3,9 Leilão T ,2 173,66 200,84 189,55 (13,5) (8,4) Leilão T ,5 298,68 285,74 236,84 4,5 26,1 Leilão CCEAR ³ 109,1 144,49 144,49 139,64-3,5 Leilão CCEAR ,7 333,19 333,19 320,12-4,1 Leilão T20² 14,0 161,57 162,01 155,62 (0,3) 3,8 Angra 115,2 243,33 222,30 222,30 9,5 9,5 CCGF 5 793,0 75,84 69,04 56,48 9,8 34,3 Santo Antônio 154,1 139,84 139,84 134,99-3,6 Jirau 239,7 123,00 123,00 118,73-3,6 Outros Leilões 6 275,4 185,16 262,04 174,33 (29,3) 6,2 Bilaterais 135,4 240,53 240,53 232,69-3,4 Total / Tarifa Média de Compra 2.812,5 160,75 161,18 154,30 (0,3) 4,2 1 Transporte de Furnas não incluído. 2 Preço médio do leilão conforme pagamento bilateral aos vendedores. Não inclui efeitos de contratação contabilizados pela CCEE. ³ Disponibilidade. 4 Quantidade. 5 Contrato de cotas de garantia física das UHEs que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos da Lei /13. Com PIS e CONFINS Tarifas* 6 Preço médio ponderado dos produtos. Não inclui PROINFA. R$ / MWh * Valores sujeitos a arredondamentos. 33

34 Tarifas Médias de Fornecimento de Energia Copel Distribuição Tarifas¹ mar/18 dez/17 mar/17 Var. % Var. % (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Industrial 409,96 406,04 385,31 1,0 6,4 Residencial 440,53 440,53 421,44-4,5 Comercial 435,27 436,37 412,13 (0,3) 5,6 Rural 299,26 297,60 286,53 0,6 4,4 Outros 324,40 324,42 310,59-4,4 Tarifa média de fornecimento 402,65 403,17 384,19 (0,1) 4,8 ¹ Não considera as bandeiras tarifárias. Líquido de ICMS. 7. Mercado de Capitais 7.1 Capital Social R$ / MWh O capital social da Copel é de R$ 7.910,0 milhões, composto por ações sem valor nominal e o número atual de acionistas é de Em março de 2018, o capital da Companhia estava assim representado: Acionistas ON % PNA % PNB % TOTAL % Mil ações Estado do Paraná , ,0 BNDESPAR , , ,0 Eletrobras , ,6 Custódia da Bolsa , , , ,2 B , , , ,6 NYSE , , ,5 LATIBEX , ,1 Outros 336 0, , ,2 TOTAL , , , ,0 ON PN 0,2% 58,6% 21,2% 13,7% 1,1% Estado do Paraná BNDESPAR Eletrobras Custódia da Bolsa 0,2% BNDESPAR Custódia da Bolsa Outros Outros 26,4% 78,6% Total 0,2% 44,2% 31,0% Estado do Paraná BNDESPAR Eletrobras Custódia da Bolsa Outros 0,6% 24,0% * Valores sujeitos a arredondamentos. 34

35 7.2 Desempenho das Ações Earnings Release 1T18 B3 NYSE LATIBEX Desempenho das Ações (Jan -Mar/18) ON (CPLE3 / ELPVY) PNB (CPLE6 / ELP / XCOP) Total Média diária Total Média diária Negócios Quantidade Volume () Presença nos Pregões % % Quantidade Volume (US$ mil) Presença nos Pregões 47 77% % Quantidade Volume (Euro mil) Presença nos Pregões % De janeiro a março de 2018, as ações ordinárias nominativas (ON - código CPLE3) e as ações preferenciais nominativas classe B (PNB - código CPLE6) da COPEL estiveram presentes em 100% dos pregões da Brasil Bolsa Balcão (B3). As ações em circulação totalizaram 45,0% do capital da Companhia. Ao final de março de 2018, o valor de mercado da COPEL, considerando as cotações de todos os mercados, ficou em R$ 6.696,2 milhões. Dos 64 papéis que compõem a carteira teórica do Ibovespa, as ações PNB da Copel participam com 0,2% e com índice Beta de 1,2095. Na carteira do IEE (Índice Setorial de Energia Elétrica), a Copel participa com 5,2%. No Índice de Sustentabilidade Empresarial da B3 (ISE), a Copel PNB tem participação de 1,0%. Na B3, as ações ON fecharam o período cotadas a R$ 23,03, com variação positiva de 7,6%, e as ações PNB fecharam a R$ 26,08, com variação positiva de 4,5%. No mesmo período o Ibovespa teve variação positiva de 11,7%. 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$ 7,86 com variação positiva de 3,0%. Neste mesmo período o índice Dow Jones teve variação negativa de 2,5%. 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 37,0% dos pregões, * Valores sujeitos a arredondamentos. 35

36 fechando o período cotadas a 6,85 com variação positiva de 8,9%. No mesmo período o índice Latibex All Shares teve variação positiva de 11,1%. A tabela a seguir sintetiza o comportamento das ações da Copel no 1T18. Preço / Pontos Código / Índice Var. (%) CPLE3 R$ 23,03 R$ 21,40 7,6 B3 CPLE6 R$ 26,08 R$ 24,95 4,5 Ibovespa ,7 NYSE LATIBEX ELP US$ 7,86 US$ 7,63 3,0 Dow Jones (2,5) XCOP 6,85 6,29 8,9 Latibex ,1 7.3 Dividendos e JCP Na tabela a seguir estão discriminadas as distribuições de Dividendos e/ou JCP a partir de 2011: Tipo de Provento Exercício Aprovado Pagamento Valor Bruto R$ Mil R$ por Ação ON PNA PNB Total , , ,61546 JCP¹ /08/11 15/09/ , , ,86706 JCP /04/12 29/05/ , , ,74840 Total , , ,02889 JCP¹ /12/12 15/01/ , , ,52720 Dividendos /04/13 23/05/ , ,50169 Total , , ,15165 JCP¹ /11/13 16/12/ , , ,69111 Dividendos ¹ /11/13 16/12/ , , ,55688 Dividendos /04/14 28/05/ , , ,90366 Total , , ,39000 JCP¹ /10/14 21/11/ , , ,11519 Dividendos ¹ /10/14 21/11/ , , ,34678 Dividendos /04/15 22/06/ , , ,92803 Total , , ,25473 JCP /04/16 15/06/ , , ,76022 Dividendos /04/16 15/06/ , , ,49451 Total , , ,94342 JCP /04/17 30/06/ , , ,08410 Dividendos /04/17 28/12/ , ,85932 Total , , ,01887 JCP¹ /12/17 a definir , , ,01887 ¹ Antecipação * Valores sujeitos a arredondamentos. 36

37 8. Performance Operacional 8.1 Geração de Energia Ativos em Operação Copel Geração e Transmissão A seguir são apresentadas as principais informações do parque gerador da Copel GeT e a energia produzida no primeiro trimestre de Usinas Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW médio) Geração (GWh) Hidrelétricas 4.541, , ,0 Vencimento da Concessão UHE Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 1.676,0 603, , UHE Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) 1.260,0 578, , UHE Gov. José Richa (Salto Caxias) 1.240,0 605, , UHE Gov. Parigot de Souza (1) 78,0 32,7 97, UHE Mauá (2) 185,2 100,8 380, UHE Guaricana 36,0 16,1 50, PCH Cavernoso II 19,0 10,6 24, UHE Chaminé 18,0 11,6 32, UHE Apucaraninha 10,0 6,7 17, UHE Derivação do Rio Jordão 6,5 5,9 12, UHE Marumbi 4,8 2,4 5,0 (3) UHE São Jorge 2,3 1,5 3, UHE Chopim I 2,0 1,5 3,5 (4) UHE Cavernoso 1,3 1,0 0, PCH Melissa 1,0 0,6 1,2 (4) PCH Salto do Vau 0,9 0,6 1,5 (4) PCH Pitangui 0,9 0,1 0,2 (4) Termelétrica 20,0 10,3 20,1 UTE Figueira 20,0 10,3 20, Eólica 2,5 0,5 0,5 UEE Eólica de Palmas (5) 2,5 0,5 0, TOTAL 4.564, , ,6 Observações: (1) Usina Gov. Parigot de Souza: 30% da energia gerada em 2017 destinada a Copel GeT e 70% ao regime de cotas. (2) Corresponde à parcela da Copel (51% do empreendimento de 363 MW). (3) Em homologação na ANEEL. (4) Usinas dispensadas de concessão, possuem apenas registro na ANEEL. (5) Garantia Física considerada a geração média da eólica. A Copel GeT protocolou, em 24 de março de 2017, junto à Aneel, sua intenção em prorrogar a outorga da concessão de geração da UTE Figueira, ressaltando, porém, que firmará os necessários contratos e/ou aditivos, * Valores sujeitos a arredondamentos. 37

38 somente após conhecer e aceitar os termos contratuais e as regras que orientarão todo processo relacionado à prorrogação da outorga. Adicionalmente, a Copel GeT realiza a operação de uma usina sob o regime de cotas, conforme demonstrado a seguir: Usinas - Regime de Cotas Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW médio) RAG² (jul.17 - jun.18) (hões) Bonificação de Outorga (hões) Vencimento da Concessão UHE Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS)¹ 182,0 76,3 114,1 574, TOTAL 182,0 76,3 114,1 574,8 (1) Proporcional a energia alocada no regime de cotas de garantia física (70% da energia da usina). Para essa parcela de energia, a Copel GeT não arcará com os riscos hidrológicos nem com os resultados financeiros do MRE associados à usina. (2) Atualizada pela Resolução Homologatória nº 2.265, de 4 de julho 2017, da Aneel. A Copel foi designada como o operador provisório da usina Rio dos Patos (1,7 MW de capacidade instalada e garantia física de 1MW médio) após o termo final da concessão, e aguarda a decisão da MME sobre a recomendação da ANEEL para a extinção da usina sem a reversão dos bens para o poder concedente. Contudo, sua operação foi suspensa em setembro de 2014, em virtude de danos causados pelas inundações em julho daquele ano. Diante deste cenário, no aguardo da confirmação pelo MME, a Copel está efetuando as análises pertinentes quanto ao melhor aproveitamento a ser dado para os ativos desta usina, bem como quanto às ações necessárias em caso de reversão dos bens para a Copel. Complexos Eólicos A Copel possui 11 parques eólicos em operação comercial, que geraram 171,1 GWh no 1T18, conforme apresentado na tabela a seguir: Complexo Eólico Leilão ¹ Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MWméd) Geração (GWh) Preço ² Vencimento da Autorização São Bento Energia, Invest. e Part. S.A. 94,0 46,3 71,3 213,99 GE Boa Vista S.A. 14,0 6,3 8,5 219, GE Olho D Água S.A. 2º LFA 30,0 15,3 14,9 213, GE São Bento do Norte S.A. (26/08/2010) 30,0 14,6 24,8 213, GE Farol S.A. 20,0 10,1 23,0 213, Copel Brisa Potiguar S.A. 183,6 98,4 99,9 188,77 Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A. 27,0 14,2 14,9 215, Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A. 2º LFA 27,0 14,3 13,8 215, Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A. (26/08/2010) 27,0 14,5 13,8 215, Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A. 27,0 14,7 15,3 215, Santa Maria Energias Renováveis S.A. 29,7 15,7 15,3 151, Santa Helena Energias Renováveis S.A. 4º LER (18/08/2011) 29,7 16,0 17,0 151, Ventos de Santo Uriel S.A. 16,2 9,0 9,8 150, Total 277,6 144,7 171,1 196,84 ¹LFA - Leilão de Fontes Alternativas/ LER - Leilão de Energia de Reserva. ² Preço atualizado até março/2018. Fonte: CCEE. * Valores sujeitos a arredondamentos. 38

39 Participação em Empreendimentos de Geração A Copel tem participação em sete empreendimentos de geração de energia elétrica em fase operacional com capacidade instalada total de 884,7 MW, sendo 599,0 MW ajustados à participação da Copel, conforme demonstrado a seguir: Empreendimento UTE Araucária (UEG Araucária) UHE Santa Clara (Elejor) Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW médio) 484,1 390,3 120,2 69,2 COPEL - 20% COPEL GeT - 60% Petrobras - 20% Sócios PPA assinado com COPEL - 70% Paineira Participações - 30% Vencimento da Concessão ¹ COPEL Dis Consumidores Livres PCH Santa Clara I (Elejor) 3,6 2,8 COPEL - 70% Paineira Participações - 30% Consumidores Livres UHE Fundão (Elejor) 120,2 63,8 COPEL - 70% Paineira Participações - 30% COPEL Dis Consumidores Livres PCH Fundão I (Elejor) 2,5 2,1 COPEL - 70% Paineira Participações - 30% Consumidores Livres UHE Dona Francisca (DFESA) 125,0 75,9 COPEL GeT - 23,03% Gerdau - 51,82% Celesc - 23,03% Desenvix - 2,12% COPEL Gerdau Celesc Desenvix PCH Arturo Andreoli (Foz do Chopim)² 29,1 20,4 COPEL GeT - 35,77% Silea Participações - 64,23% Consumidores livres ¹ A partir de 1º de fevereiro de 2014 a operação da Usina voltou a ser de responsabilidade da UEGA. A UTE Araucária não possui contrato de disponibilidade e opera sob a modalidade merchant. ² Em fevereiro de 2018, a coligada Foz do Chopim foi transferida da Copel para a Copel GeT. Participação em Parques Eólicos A Copel possui 49% de participação no Complexo Eólico Voltalia São Miguel do Gostoso I, localizado no Estado do Rio Grande do Norte. A energia foi comercializada no 4º Leilão de Energia de Reserva em contratos de 20 anos com início de suprimento em julho de 2015, conforme tabela a seguir. Empreendimento Capacidade Instalada¹ (MW) Garantia Física (MWméd) Preço² Início de Suprimento Participação (%) Localização do Parque Vencimento da Autorização Voltalia - São Miguel do Gostoso I Participações S.A. Carnaúbas 27,0 13, Reduto 27,0 14,4 49% COPEL São Miguel do ,76 jul/15 Santo Cristo 27,0 15,3 51% Voltalia Gostoso (RN) São João 27,0 14, Total 108,0 57,1 146,76 ¹ A capacidade instalada prevista no Leilão foi alterada de acordo com as características dos equipamentos da Acciona Windpower, respeitando o volume de energia vendido. ² Preço atualizado até março/2018. * Valores sujeitos a arredondamentos. 39

40 Em 17 de junho de 2017, os quatro parques eólicos que compõem o complexo foram conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN). O complexo estava apto a operar desde junho de 2015, época em que a construção do complexo foi finalizada. Deste então, o complexo recebia a receita total de remuneração, conforme previsto pelo leilão público realizado em Ativos 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 Contrato de Concessão Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW médio) Energia Vendida no ACR (MW médio) Início de Suprimento Preço 1 (R$/MWh) CAPEX² (hões) Vencimento da Concessão UHE Colíder 100% Copel GeT 01/2011 de ,1 125, , , UHE Baixo Iguaçu 30% Copel GeT 70% Geração Céu Azul S.A 02/2012 de Total³ , ,3 121, ,25 703, ¹ Atualizado pelo IPCA até março/2018. Fonte CCEE. ² Proporcional à participação da Copel no empreendimento (considera capital próprio e capital de terceiros). ³ Conforme 2º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, que considera o excludente de responsabilidade de 756 dias e o Despacho Aneel Nº 3770 de 7 de novembro de 2017, que reconheceu um adicional de excludente de responsabilidade de 46 dias. Usina Hidrelétrica Colíder Em 30 de julho de 2010, por meio do Leilão de Energia Nova nº 003/2010 Aneel, a Copel GeT conquistou a concessão para exploração da UHE Colíder, com prazo de 35 anos, a partir de 17 de janeiro de 2011, data da assinatura do Contrato de Concessão nº 001/11-MME-UHE Colíder. O empreendimento está inserido no Programa de Aceleração do Crescimento - PAC, do Governo Federal, e será constituído por uma casa de força principal de 300 MW de potência instalada, suficientes para atender cerca de 1 milhão de habitantes, a partir do aproveitamento energético inventariado no rio Teles Pires, na divisa dos municípios de Nova Canaã do Norte e Itaúba, na região Norte do Estado de Mato Grosso. Devido a questões de caso fortuito ou de força maior e atos do poder público, tais como incêndio no canteiro de obras, dificuldades relacionadas ao licenciamento ambiental, atraso de fornecedores no cumprimento do cronograma de entrega de equipamentos, dos serviços de montagem eletromecânica e da construção da linha de transmissão associada à usina, o empreendimento sofreu impactos no seu cronograma, de modo que a geração comercial da usina foi postergada, sendo que a primeira unidade geradora está prevista para junho de 2018, enquanto que a terceira (e última) unidade geradora está prevista para entrar em operação em novembro de Em decorrência desses eventos, consta registrado para este empreendimento um saldo de perdas estimadas por redução ao valor recuperável do ativo no montante de R$ 688,1 milhões em 31 de março de 2018 (R$ 595,5 milhões em 31 de dezembro 2016). * Valores sujeitos a arredondamentos. 40

41 A energia da UHE Colíder foi comercializada em leilão da Aneel, à tarifa final de R$ 103,40/MWh, na data base de 1º de julho de 2010, atualizada pela variação do IPCA para R$164,55 em 31 de março de Foram negociados 125 MW médios, com fornecimento a partir de janeiro de 2015, por 30 anos. A Copel GeT protocolou junto à Aneel um pedido de excludente de responsabilidade para que a obrigatoriedade do fornecimento da energia vendida seja postergada. Em primeiro julgamento, o pedido não foi aceito, no entanto, exercendo seu direito ao contraditório, a Copel GeT solicitou tempestivamente reconsideração da decisão, a qual também foi negada em 14 de março de Não concordando com a decisão, a Copel GeT tornou a solicitar a reconsideração, a qual foi definitivamente negada em 04 de julho de A Copel GeT protocolou em 18 de dezembro de 2017 ação ordinária junto ao Poder Judiciário solicitando a reversão da decisão da agência e, em 06 de abril de 2018, o Tribunal Federal da 1ª Região deferiu integralmente a antecipação de tutela recursal requerida pela Copel GeT no Agravo de Instrumento para isentá-la de quaisquer ônus, encargos ou restrições a direito decorrentes do deslocamento do cronograma de implantação da UHE Colíder. A Companhia vem cumprindo seus compromissos de suprimento de energia da seguinte forma: de janeiro de 2015 a maio de 2016: com sobras de energia descontratada em suas demais usinas; de junho de 2016 a dezembro de 2018: redução parcial no mês de junho de 2016 através de Acordo Bilateral e de julho de 2016 a dezembro de 2018 com redução da totalidade dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiento Regulado - CCEARs, através de Acordo Bilateral e da participação no Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD de Energia Nova. A garantia física de 177,9 MW médios da planta, estabelecida pela Portaria MME nº 258, em 21 de dezembro de 2016, foi aumentada para 178,1 MW médio, de acordo com a Portaria MME nº 213/SPE, de 14 de julho de Em 31 de março de 2018, os gastos realizados na UHE Colíder apresentavam o saldo de R$ 2,2 bilhões. Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu A Copel detém 30% de participação no Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu CEBI. O consórcio tem o objetivo de construir e explorar o empreendimento denominado Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu, com potência instalada de 350,2 MW e garantia física de 171,3 MW médios localizado no Rio Iguaçu, entre os Municípios de Capanema e de Capitão Leônidas Marques, e entre a UHE Governador José Richa e o Parque Nacional do Iguaçu, no Estado do Paraná. Com investimento total estimado de R$ 2,3 bilhões, o início da geração comercial da unidade 1 está atualmente previsto para final de novembro de 2018, e das unidades 2 e 3, para dezembro de 2018 e janeiro de 2019, respectivamente. Os trabalhos no canteiro de obras foram iniciados em julho de 2013, com a escavação do circuito de geração, a terraplanagem do canteiro e a construção das áreas de alojamento. * Valores sujeitos a arredondamentos. 41

42 O cronograma original sofreu alterações em função da suspensão da Licença de Instalação, conforme a decisão do Tribunal Regional Federal da 4ª Região (TRF-RS), ocorrida em 16 de junho de 2014, que paralisou as obras a partir de julho daquele ano. Em março de 2015 foi publicada decisão autorizando a retomada das obras. No entanto, o Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade - ICMBio impôs condicionantes adicionais ao licenciamento ambiental que impediam a retomada imediata da obra. O CEBI encaminhou ao Instituto Ambiental do Paraná - IAP todas as informações necessárias para o atendimento de tais condicionantes e, em agosto de 2015, a licença foi emitida. Após as providências discutidas e acordadas junto ao Consórcio Construtor, em 1º de fevereiro de 2016 a obra reiniciou sua plena retomada. Em agosto de 2016, a ANEEL publicou o 2º Termo Aditivo do Contrato de Concessão que teve por objetivo formalizar a redefinição do cronograma da UHE Baixo Iguaçu bem como de sua data final de encerramento, reconhecendo a favor do CEBI excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação do empreendimento de um período correspondente a 756 dias, recomendando ao MME a prorrogação do prazo da outorga e determinando à CCEE que promova a postergação do início do período de suprimento dos CCEARs pelo período do excludente de responsabilidade reconhecido. Em 07 de novembro de 2017 a Aneel reconheceu um adicional de 46 dias de excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação da UHE Baixo Iguaçu, afastando a aplicação de quaisquer penalidades e obrigações contratuais, comerciais ou regulatórias advindas do atraso. Com isso, o empreendimento, que já contava com um excludente de responsabilidade de 746 dias, passou a ter o vencimento da sua concessão em 30 de outubro de 2049 e o início de suprimento dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica em 12 de novembro de No canteiro de obras, os trabalhos seguem dentro do cronograma estabelecido quando da retomada. As atividades na montagem da casa de força e do vertedouro estão em pleno andamento, assim como os programas socioambientais. Complexos Eólicos A Copel está ampliando sua matriz de geração de energia com fontes renováveis através da construção de Complexos Eólicos no Rio Grande do Norte, formado por 13 empreendimentos, que totalizam 312,9 MW de capacidade instalada estimada, conforme tabela a seguir: * Valores sujeitos a arredondamentos. 42

43 Leilão ¹ Capacidade Instalada (MW) 2 Garantia Física (MWméd) Preço ³ Complexo Eólico Cutia 180,6 71,4 177,88 Início de Suprimento CAPEX (hões) Valor do Prêmio (hões) Earnings Release 1T18 Localização do Parque Vencimento da Autorização UEE Cutia S.A. 23,1 9,6 177,88 Pedra Grande UEE Guajiru S.A. 21,0 8,3 177,88 Pedra Grande UEE Esperança do Nordeste S.A. 27,3 9,1 177,88 São Bento do Norte UEE Jangada S.A. 6º LER (31/10/2014) 27,3 10,3 177,88 jul/ ,7 9,4 São Bento do Norte UEE Maria Helena S.A. 27,3 12,0 177,88 São Bento do Norte UEE Paraíso dos Ventos do Nordeste S.A. 27,3 10,6 177,88 São Bento do Norte UEE Potiguar S.A. 27,3 11,5 177,88 São Bento do Norte Complexo Eólico Bento Miguel 132,3 58,1 168,34 CGE São Bento do Norte I S.A. 23,1 10,1 168,34 São Bento do Norte CGE São Bento do Norte II S.A. 23,1 10,8 168,34 São Bento do Norte CGE São Bento do Norte III S.A. 20ª LEN 23,1 9,6 168,34 São Bento do Norte jan/19 845,0 14,2 (28/11/2014) CGE São Miguel I S.A. 21,0 9,3 168,34 São Bento do Norte CGE São Miguel II S.A. 21,0 9,1 168,34 São Bento do Norte CGE São Miguel III S.A. 21,0 9,2 168,34 São Bento do Norte Total 312,9 129,5 173, ,8 23,6 ¹ Tipos de Leilões: LER - Leilão de Energia de Reserva / LEN - Leilão de Energia Nova. ² A capacidade instalada dos novos projetos poderá ser otimizada em relação à cadastrada nos leilões. ³ Preço atualizado até março/2018. O empreendimento eólico da Copel denominado Cutia, está dividido em dois grandes complexos: Complexo Cutia: composto por sete parques eólicos (Guajiru, Jangada, Potiguar, Cutia, Maria Helena, Esperança do Nordeste e Paraíso dos Ventos do Nordeste) com 180,6 MW de capacidade total instalada, 71,4 MW médios de garantia física, todos localizados no Estado do Rio Grande do Norte. A energia que será gerada pelos parques foi comercializada no 6º Leilão de Reserva que ocorreu em , ao preço médio histórico de R$ 144,00/MWh. A entrada em operação comercial desses parques está prevista para julho de 2018; e Complexo Bento Miguel: composto por seis parques eólicos (São Bento do Norte I, São Bento do Norte II, São Bento do Norte III, São Miguel I, São Miguel II e São Miguel III) com 132,3 MW de capacidade total instalada, 54,8 MW médios de garantia física, todos localizados no Estado do Rio Grande do Norte. A energia que será gerada pelos parques eólicos foi comercializada no 20º Leilão de Energia Nova que ocorreu em 28 de novembro de 2014, ao preço médio histórico de R$ 136,97/MWh. A previsão inicial para entrada em operação comercial desses parques é janeiro de Destaca-se, a seguir, os marcos relevantes da execução das obras desde janeiro de 2016 até março de 2018: Em janeiro de 2016 foram obtidas as licenças ambientais, iniciadas as execuções de vias de acesso, bases e plataforma de montagem do conjunto gerador. Em abril de 2016 iniciou-se a construção da Subestação Cutia, com potência instalada de três transformadores de 120 MVA e 26 circuitos de 34,0 KV, sendo dois circuitos para cada parque eólico. Em outubro de 2016, com o estágio avançado dos serviços civis em alguns parques, começaram a ser entregues os primeiros conjuntos geradores, bem como entrou em operação o Centro Produtivo de Torres, estrutura na qual são confeccionados elementos pré-moldados que constituirão as torres * Valores sujeitos a arredondamentos. 43

44 de sustentação dos aerogeradores. Em janeiro de 2017 iniciou-se o processo de montagem das torres dos aerogeradores. Em decorrência da revisão do valor recuperável desses empreendimentos, consta registrado um saldo de perdas estimadas por redução ao valor recuperável do ativo, no montante de R$ 322,7 milhões em 31 de março de 2018, mesmo montante registrado em 31 de dezembro de Transmissão de Energia Ativos em operação A tabela a seguir apresenta os contratos de concessão de transmissão e o dimensionamento do parque de subestações e linhas de transmissão em operação: Subsidiária / SPE Contrato de Concessão Empreendimento LT SE Extensão (km) Quantidade MVA RAP ¹ com redução de PA (hões) Vencimento da Concessão Copel GeT 060/ Diversos , Copel GeT 075/ LT Bateias - Jaguariaiva , Copel GeT 006/2008 LT Bateias - Pilarzinho , Copel GeT 027/2009 LT Foz - Cascavel Oeste , Copel GeT 015/2010 SE Cerquilho III , Copel GeT 022/2012 LT Foz do Chopim - Salto Osório LT Londrina - Figueira , Copel GeT 002/2013 LT Assis Paraguaçu Paulista II , Copel GeT 005/2014 LT Bateias - Curitiba Norte , Copel GeT 021/2014 LT Foz do Chopim - Realeza , Copel GeT 022/2014 LT Assis Londrina , Subtotal Copel GeT ,1 Costa Oeste Copel Get - 51% Eletrosul - 49% 001/2012 LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste LT Cascavel Norte - Umuarama Sul SE Umuarama Sul , Transm. Sul Brasileira Copel GeT - 20% Eletrosul - 80% 004/2012 LT Nova Sta Rita - Camaquã , Caiuá Transmissora Copel GeT - 49% Elecnor - 51% 007/2012 LT Guaíra - Umuarama Sul LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste SE Santa Quitéria / SE Cascavel Norte , Integração Maranhense Copel GeT - 49% Elecnor - 51% 011/2012 LT Açailandia - Miranda II , Marumbi Copel GeT - 80% Eletrosul - 20% 008/2012 LT Curitiba - Curitiba Leste , Matrinchã Copel GeT - 49% State Grid - 51% 012/2012 LT Paranaíta - Ribeirãozinho , Guaraciaba Copel GeT - 49% State Grid - 51% Paranaíba Copel GeT - 24,5% Furnas - 24,5% State Grid - 51% Cantareira Copel GeT - 49% Elecnor - 51% 013/2012 LT Ribeirãozinho - Marimbondo , /2012 LT Barreiras II - Pirapora II , /2014 LT Estreito - Fernão Dias , Subtotal SPEs ,4 Total ,5 1 Proporcional à participação da Copel no empreendimento. Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel 2.258/2017 de Contrato renovado conforme Lei /13. 3 A partir de a RAP sofrerá redução de 50%. 4 Resultado Consolidado. 5 Resultado por Equivalência Patrimonial. * Valores sujeitos a arredondamentos. 44

45 Ativos em construção A Copel GeT está ampliando significativamente a sua participação no segmento de transmissão por meio de investimentos próprios e parcerias em SPEs. Em conjunto, os empreendimentos equivalem a um total de km de linhas de transmissão e 4 subestações que irão proporcionar uma RAP atualizada de R$ 251,3 milhões referentes à participação da Copel GeT nos empreendimentos. A seguir estão descritas as principais obras de transmissão em andamento. Subsidiária / SPE Leilão Assinatura do Contrato Empreendimento Local km SE RAP¹ (hões) CAPEX² (hões) Entrada em operação estimada Próxima Revisão Vencimento da Concessão Copel GeT 001/10 out/10 LT Araraquara II Taubaté SP ,0 434,3 mai/ LT Curitiba Leste - Blumenau mar/21 Copel GeT 005/15 abr/16 PR / SC ,6 560, LT Baixo Iguaçu - Realeza set/19 Subtotal Copel GeT ,6 995,1 Mata de Santa Genebra Copel GeT - 50,1% Furnas - 49,9% 007/13 mai/14 LT Araraquara II - Bateias SP / PR ,9 823,1 nov/ Subtotal SPEs ,8 823,1 Total , ,3 ¹ Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel 2.258/2017 de / Valor referente à participação da Copel no empreendimento. ² Valor referente à participação da Copel no empreendimento (considera capital próprio e capital de terceiros). 8.3 Distribuição Contrato de concessão Em dezembro de 2015, a Companhia assinou o quinto termo aditivo ao Contrato de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 46/1999 da Copel Distribuição S.A., o qual prorroga a concessão até 07 de julho de O contrato de concessão impõe condicionantes de eficiência econômico-financeira e de qualidade, sendo que o descumprimento das condições por dois anos consecutivos ou de quaisquer dos limites ao final do período dos primeiros cinco anos acarretará na extinção da concessão. A partir do sexto ano subsequente à celebração do contrato, o descumprimento dos critérios de qualidade por três anos consecutivos ou de gestão econômicofinanceira por dois anos consecutivos implicará na abertura do processo de caducidade. A tabela a seguir apresenta as metas definidas para a Copel Distribuição nos primeiros 5 anos da renovação: Ano Qualidade (Limite estabelecido)¹ DEC i ² FEC i ² DEC i ² FEC i ² ,61 9,24 10,80 7, LAJIDA ,54 8,74 10,41 6, LAJIDA 4 (-) QRR³ 0 11,23 8, {Dívida Líquida / [LAJIDA 4 (-) QRR³]} 1 / (0,8 * SELIC 5 ) 10,12 7, {Dívida Líquida / [LAJIDA 4 (-) QRR³]} 1 / (1,11 * SELIC 5 ) 9,83 7, Conforme NT 0335/2015 ANEEL ² DECi - Duração Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade Consumidora; e FECi - Frequência Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade ³ QRR: Quota de Reintegração Regulatória ou Despesa de Depreciação Regulatória. Será o valor definido na última Revisão Tarifária Periódica - RTP, acrescido doigp-m entre o mês anterior ao da RTP e o mês anterior ao do período de 12 (doze) meses da aferição de sustentabilidade econômico-financeira. Em junho/2016 o valor definido foi R$ 333,8 4 LAJIDA ajustado por efeitos de beneficio pós-emprego, provisões e PDV. 5 Selic: limitada a 12,87% a.a. Gestão Econômico-Financeira Qualidade Realizado * Valores sujeitos a arredondamentos. 45

46 Dados Operacionais No negócio distribuição, a Copel atende mais de 4,5 milhões de consumidores de energia em localidades, pertencentes a 394 municípios do Paraná e 1 em Santa Catarina. A Copel Distribuição opera e mantém as instalações nos níveis de tensão 13,8 kv, 34,5 kv, 69 kv e 138 kv. Tensão Km de linhas Quantidade de Subestações MVA 13,8 kv ,5 kv kv kv ¹ kv Total ¹ Não automatizada. A Copel Dis migrou de sistema de cadastro de redes e o dado antes apurado com tensão de isolamento para 230 kv hoje reflete a tensão Redes Compactas A Copel Distribuição vem implantando redes compactas em áreas urbanas com elevado grau de arborização nas proximidades das redes de distribuição. Essa tecnologia evita cortes e podas de árvores e melhora a qualidade do fornecimento, pois reduz o número de desligamentos. Ao final de março de 2018, a extensão das redes de distribuição compactas 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 março de 2018, a extensão das redes de distribuição secundária isolada instalada era de km. Qualidade de Fornecimento Os dois principais indicadores da qualidade do fornecimento de energia elétrica são o DEC e o FEC. O desempenho desses indicadores e o tempo total de atendimento é mostrado no gráfico a seguir: Jan-Mar DEC ¹ (horas) FEC ² (interrupções) Tempo Total de Atendimento (horas) ,19 2,73 02: ,96 2,48 02: ,22 2,21 02: ,21 2,18 02: ,01 1,89 03:29 * Valores sujeitos a arredondamentos. 46

47 8.4 Telecomunicações Earnings Release 1T18 A Copel Telecomunicações possui um backbone óptico composto por uma rede de transmissão de altíssima capacidade e uma rede de acesso óptico de atendimento aos clientes. A rede de acesso pode ser multiponto (GPON) ou ponto a ponto, conectando assim os clientes à rede de transmissão da Copel Telecom e provendo os serviços contratados. Em março de 2018, a rede de cabos de backbone era de km e de cabos de acesso km. Atualmente são atendidos os 399 municípios do estado do Paraná e mais 2 em Santa Catarina. Rede de Fibra Óptica - Copel Telecomunicações Mapa do Estado do Paraná 8.5 Participações Outros Setores A Copel tem participação em empresas de gás, telecomunicações e serviços, conforme apresentado na tabela a seguir: Empreendimento Setor Sócios Dominó Holdings Ltda Companhia Paranaense de Gás - Compagas Paraná Gás Exploração e Produção S.A¹ Sercomtel S.A. Telecom Carbocampel S.A. Copel Amec Ltda Em Liquidação GBX Tietê II Empreendimentos Participações S.A. 1 Mais informações no item 8.6 Participação em sociedade Gás Petróleo e gás natural Telecomunicação Exploração de Carvão Serviços Fundo de Invest. Multimercado COPEL - 49,0% Andrade Gutierrez - 51,0% COPEL - 51,0% Mitsui Gás - 24,5% Gaspetro - 24,5% COPEL - 30,0% Petra Energia - 30,0% Bayar Participações -30,0% Tucumann Engenharia - 10,0% COPEL - 45,0% Município de Londrina - 44,4% Banco Itauleasing S.A. - 7,1% Outros - 3,5% COPEL - 49,0% Carbonífera Cambuí - 51,0% COPEL - 48,0% Amec - 47,5% Lactec - 4,5% UEG- 19,3% Outros - 80,7% * Valores sujeitos a arredondamentos. 47

48 Com a conclusão dos trabalhos de avaliação, e durante o processo de investigação relacionado ao investimento realizado pela UEG Araucária em Fundo de Investimento Multimercado, que detém cotas de outros fundos de investimentos, os quais, por sua vez, mantinham investimentos em empresa de capital fechado, cujo ativo principal é um empreendimento imobiliário, foi constatado, nos termos da documentação legal e societária dos fundos de investimentos investidos pela UEG Araucária, que a partir de julho de 2015, esta passou a ter influência significativa, ainda que de forma indireta, na empresa GBX Tietê II Empreendimentos Participações S.A. Com isso, a GBX Tietê II passou a ser considerada, a partir daquela data, uma coligada da Copel. 8.6 Novos Projetos Projetos em Carteira A Copel possui participação em diversos projetos de geração de energia. Esses empreendimentos, quando em operação comercial, acrescentarão 327,2 MW de capacidade instalada (proporcional à participação nos empreendimentos) ao portfólio da Companhia. Projeto Capacidade Instalada Estimada (MW)¹ Energia Assegurada Estimada (MW médio) PCH 88,0 52,0 Participação da COPEL (%) PCH Bela Vista 29,0 16,6 36,0 PCH Dois Saltos 30,0 15,5 30,0 PCH Salto Alemã 29,0 19,8 19,0 UHE 378,0 205,0 UHE São Jerônimo 331,0 178,1 41,2 UHE Salto Grande 47,0 26,9 35,8 EOL 149,1 79,6 EOL Complexo Alto Oriente 48,3 24,7 100,0 EOL Complexo Jandaia 100,8 54,9 100,0 Total 615,1 336,6 ¹ A capacidade instalada dos novos projetos poderá ser otimizada em relação à cadastrada nos leilões. A Copel, em parceria com outras empresas também está desenvolvendo estudos no trecho baixo do Rio Chopim que poderão acarretar na viabilização de outros projetos hidrelétricos. Quanto a geração eólica, há estudos para viabilização de novos parques eólicos no Rio Grande do Norte, região onde a Copel já possui ativos eólicos. O objetivo de curto prazo é cadastrar tais projetos junto à EPE para possibilitar a participação nos próximos leilões a serem organizados pelo Governo Federal. As características técnicas poderão sofrer adequações até a efetiva comercialização de energia dos projetos, pois a engenharia da Copel está realizando estudos de otimização, de forma a que os projetos se tornem mais competitivos. * Valores sujeitos a arredondamentos. 48

49 Participação em Estudo de Viabilidade Aproveitamentos Hidrelétricos Inventariados no Rio Piquiri As quatro usinas hidrelétricas que compõem o aproveitamento hidrelétrico do rio Piquiri, no Estado do Paraná, tiveram seus estudos de viabilidade apresentados pela Copel GeT e aceitos pela Aneel em Os empreendimentos se encontram em processo de licenciamento ambiental junto ao Instituto Ambiental do Paraná. A tabela a seguir lista essas usinas, que totalizam 459,3 MW de capacidade instalada: Projeto Capacidade Instalada Estimada (MW) UHE Apertados 139,0 UHE Comissário 140,0 UHE Foz do Piquiri 93,2 UHE Ercilândia 87,1 Total 459,3 Exploração e Produção de Petróleo e Gás (Paraná Gás Exploração e Produção S.A) Na 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), realizada no final de 2013, o consórcio formado pela Copel (30%), Bayar Participações (30%), Tucumann Engenharia (10%) e Petra Energia (30%), essa última na condição de empresa operadora, conquistou o direito de explorar, pesquisar, desenvolver e produzir petróleo e gás natural em 4 blocos localizados na região centro-sul do Estado do Paraná, numa área correspondente a km². O investimento mínimo na primeira fase da pesquisa seria de cerca de R$ 78,1 milhões para o prazo de 4 anos concedido pela ANP. A Copel e suas parceiras Bayar, Tucumann e Petra assinaram os contratos de concessão de 2 blocos em maio de No entanto, estes 2 blocos estão com suas atividades da primeira fase de exploração do consórcio paralisadas devido a uma Ação Civil Pública, que também mantém pendentes as assinaturas dos contratos de concessão dos outros dois blocos. No final de 2016, foi sancionada a Lei Estadual nº /2016 que suspende por dez anos o licenciamento ambiental de qualquer atividade de perfuração ou exploração de gás de xisto pelo método do fraturamento hidráulico, mais conhecido como fracking. Bônus de Assinatura: R$ 12,5 milhões Programa Exploratório: R$ 78,1 milhões Em virtude de sentença na Ação Civil Pública acima citada (em primeira instância), proferida em 07 de junho de 2017, declarando a nulidade do procedimento licitatório e dos respectivos contratos firmados referentes às * Valores sujeitos a arredondamentos. 49