Resultados 2T15 Copel registra lucro líquido de R$ 302,0 milhões no 2T15 Teleconferência de Resultados 2T15 14.08.2015-16h00 (horário de Brasília) Telefone para acesso (11) 3127-4971 (11) 3728-5971 Código: COPEL O lucro líquido totalizou R$ 302,0 milhões no 2T15, montante 21,7% superior aos R$ 248,3 milhões apurados no 2T14, enquanto que o LAJIDA atingiu R$ 493,2 milhões, aumento de 5,7% em relação ao mesmo período de 2014. Esse resultado é reflexo da receita de R$ 478,1 milhões referente ao resultado de ativos e passivos financeiros setoriais e do resultado financeiro de R$ 120,6 milhões, decorrente da maior variação monetária no período, parcialmente compensado por maiores custos com compra de energia proveniente dos leilões (CCEARs) e de Itaipu. 2T15 1T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 3.909 4.237 3.118 25,4 8.146 6.169 32,0 Resultado Operacional (R$ milhões) 448 717 355 26,3 1.165 1.170 (0,5) Lucro Líquido (R$ milhões) 302 470 248 21,7 772 831 (7,1) LPA (Lucro Líquido por ação) - R$ 1,10 1,72 0,91 21,7 2,82 3,04 (7,1) LAJIDA (R$ milhões) 493 835 467 5,7 1.328 1.325 0,2 Rentabilidade do Patrimônio Líquido (anualizada)¹ 9,1% 14,5% 7,9% 15,4 11,6% 13,3% (12,6) Fornecimento de Energia Elétrica (GWh) 6.900 7.288 6.832 1,0 14.188 14.063 0,9 Programa de Investimentos² (R$ milhões) 535 428 545 (1,9) 962 1.001 (3,9) Margem LAJIDA 12,6% 19,7% 15,0% (15,7) 16,3% 21,5% (24,1) Margem Operacional 11,5% 16,9% 11,4% 0,8 14,3% 19,0% (24,6) Margem Líquida 7,7% 11,1% 8,0% (3,0) 9,5% 13,5% (29,7) ¹ Calculado considerando o Patrimônio Líquido inicial do exercício. ² Inclui aportes, adiantamentos para futuros investimentos e aumentos de capital. Valores sujeitos a arredondamentos. Var. % (4/5) Tarifas Médias (R$/MWh) jun/15 mar/15 dez/14 set/14 jun/14 mar/14 Tarifa Média de Compra - Copel Dis 213,44 202,95 192,42 185,94 174,40 157,43 Tarifa Média de Fornecimento - Copel Dis 376,65 367,54 281,28 282,48 225,56 226,12 Tarifa Média de Suprimento - Copel GeT 151,78 147,23 154,92 114,17 150,56 147,72 Indicadores Econômico-Financeiros jun/15 mar/15 dez/14 set/14 jun/14 mar/14 Patrimônio Líquido (R$ mil) 14.156.143 14.131.518 13.682.780 13.753.348 13.520.093 13.502.862 Dívida Líquida (R$ mil) 5.575.269 5.081.599 4.722.942 3.169.611 3.102.659 2.816.772 Valor Patrimonial por Ação (R$) 51,73 51,64 50,00 50,26 49,41 49,34 Endividamento do PL 49,4% 46,4% 44,2% 41,1% 42,2% 33,6% Liquidez Corrente 1,6 1,3 1,3 1,4 1,7 1,5 CPLE3 R$ 23,65 CPLE6 R$ 34,95 ELP US$ 11,00 XCOP 9,83 Valor de Mercado R$ 7,9 bi * Cotações em 30.06.2015
ÍNDICE 1. Principais Eventos no Período 3 2. Desempenho Econômico-Financeiro 9 2.1 Receita Operacional 9 2.2 Custos e Despesas Operacionais 10 2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial 12 2.4 LAJIDA 12 2.5 Resultado Financeiro 12 2.6 Lucro Líquido Consolidado 13 2.7 Demonstração do Resultado Consolidado - DRE 13 3. Balanço Patrimonial Consolidado 14 3.1 Ativo 14 3.2 Passivo 17 4. Desempenho das Principais Empresas 20 4.1 Copel Geração e Transmissão 20 4.2 Copel Distribuição 20 4.3 Copel Telecomunicações 21 4.4 UEG Araucária 22 5. Programa de Investimentos 23 6. Mercado de Energia e Tarifas 23 6.1 Mercado Cativo Copel Distribuição 23 6.2 Mercado Fio (TUSD) 23 6.3 Fornecimento de Energia Elétrica 24 6.4 Total de Energia Vendida 25 6.5 Fluxos de Energia 26 6.6 Tarifas 27 7. Mercado de Capitais 29 7.1 Capital Social 29 7.2 Desempenho das Ações 30 7.3 Dividendos e JCP 31 8. Performance Operacional 32 8.1 Geração 32 8.2 Transmissão 38 8.3 Distribuição 39 8.4 Telecomunicações 41 8.5 Participações 42 8.6 Novos Projetos 44 9. Outras Informações 46 9.1 Recursos Humanos 46 9.2 Principais Indicadores Físicos 47 9.3 Teleconferência sobre Resultados do 1T15 48 Anexos I Fluxo de Caixa Consolidado 49 Anexos II Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais 50 Anexos III Demonstrações Financeiras por Empresa 53 2
1. Principais Eventos no Período Reajuste Tarifário Anual Por meio da Resolução Homologatória nº 1.897, de 16 de junho de 2015, a Aneel autorizou o Reajuste Tarifário Anual da Copel Distribuição com efeito médio percebido pelos consumidores de 15,32%, composto por (a) 20,58% referente a inclusão de componentes financeiros, os quais serão recuperados nos 12 meses subsequentes ao reajuste (incluindo o montante de R$ 935,3 milhões correspondente aos diferimentos realizados em 2013 e 2014), (b) 0,34% decorrente da atualização da Parcela B, (c) -3,25% referente ao ajuste da Parcela A, e (d) -2,35% que reflete a retirada dos componentes financeiros do processo anterior. O reajuste foi aplicado integralmente às tarifas da Copel Distribuição a partir do dia 24 de junho de 2015. Vencimento das Concessões de Geração No dia 07 de julho de 2015 ocorreu o vencimento dos contratos de concessão da UHE Governador Parigot de Souza (260 MW) e da PCH Mourão I (8,2 MW), que estavam sob a titularidade da Copel Geração e Transmissão e correspondem a 5% da capacidade instalada em operação dos ativos pertencentes a Companhia. De acordo com a Portaria nº 189, de 8 de maio de 2015, do Ministério de Minas e Energia (MME), essas usinas permanecem sob a responsabilidade da Copel GeT para a prestação do serviço de geração de energia elétrica com vistas a garantir a continuidade do serviço, até que um novo processo licitatório seja realizado, sendo que a energia gerada por esses empreendimentos passou a ser alocada às distribuidoras no sistema de cotas, de acordo com a Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013. Mais detalhes no item 8.1. Receita Anual de Geração - RAG Através da Resolução Homologatória nº 1.924, de 28 de julho de 2015, a Aneel homologou as Receitas Anuais de Geração das usinas hidrelétricas em regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013. Com isso, a Copel GeT passa a receber uma Receita Anual de Geração (RAG) total de R$ 34,2 milhões, dos quais (a) R$ 31,5 milhões correspondem à UHE Governador Parigot de Souza, (b) R$ 2,1 milhões à PCH Mourão I, e (c) R$ 631,9 mil à PCH Rio dos Patos (cujo contrato de concessão expirou em 14 de fevereiro de 2014). As respectivas RAGs são válidas para o período de 08 de julho de 2015 a 30 de junho de 2016, ou até que essas usinas sejam transferidas aos vencedores das licitações correspondentes, o que ocorrer primeiro. Mais detalhes no item 8.1. Receita Anual Permitida (RAP) dos Ativos de Transmissão Em 29 de junho de 2015, por meio da Resolução Homologatória nº 1.918, a Aneel estabeleceu as receitas anuais permitidas para as concessionárias de transmissão de energia elétrica. O valor definido para o ciclo 2015/2016 para os ativos de transmissão em operação da Copel GeT e SPEs (proporcional à participação da Copel) é de 3
R$ 273,5 milhões, montante 51,3% superior ao concedido para o ciclo anterior em razão (a) da entrada em operação de novos ativos, (b) da correção dos contratos pela inflação do período, e (c) de melhorias no sistema aprovadas pela Aneel. Além dos ativos em operação, a Copel, através da Copel GeT e das SPEs, está construindo 10 novos empreendimentos que proporcionarão uma adição de R$ 367,7 milhões à RAP da Copel quando em operação. Ver mais detalhes no item 8.2. Prorrogação da Concessão da Copel Distribuição A Presidência da República emitiu, em 2 de junho de 2015, o Decreto nº 8.461 que regulamenta a prorrogação das concessões de energia elétrica de que trata o art. 7 da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013. De acordo com o decreto, o Ministério de Minas e Energia (MME) poderá prorrogar os contratos de concessão de distribuição de energia elétrica por mais 30 anos, com vistas a atender critérios de eficiência relacionados à qualidade do serviço prestado e à gestão econômico-financeira da concessão, além da modicidade tarifária. Com o objetivo de obter subsídios para o aprimoramento do modelo do termo aditivo aos contratos de concessão a serem prorrogados, alguns aspectos relacionados a (a) critérios para os indicadores de qualidade, (b) captura anual dos investimentos, (c) governança e transparência das distribuidoras, entre outros, estão em discussão na Audiência Pública nº 38/2015, promovida pela Aneel. Adicionalmente, o Tribunal de Contas da União (TCU) determinou ao MME a suspensão imediata da prorrogação dos contratos de concessão até que a corte apresente um parecer conclusivo sobre as condições dessas prorrogações. A Companhia confia na possibilidade de prorrogação do referido contrato de concessão desde que garantido os níveis de rentabilidade da empresa. Resultado de Ativos e Passivos financeiros Setoriais Líquidos No 2T15 a Copel Distribuição reconheceu uma receita de R$ 478,1 milhões referente ao saldo líquido dos ativos e passivos financeiros setoriais do período. De acordo com a Deliberação CVM nº 732/14, que aprovou a Orientação Técnica OCPC 08, o reconhecimento de determinados ativos ou passivos financeiros setoriais tornou-se obrigatório a partir do exercício de 2014, em decorrência da assinatura do Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão da Copel Distribuição, o qual contempla a inclusão da garantia de que, no caso de extinção da concessão por qualquer motivo, os valores residuais de itens da Parcela A e outros componentes financeiros não recuperados ou devolvidos via tarifa serão incorporados no cálculo da indenização ou descontados dos valores da indenização de ativos não amortizados. Mais detalhes no item 4.2. Receita na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE A Copel registrou receita de R$ 683,6 milhões na CCEE no 2T15, montante 20,9% inferior ao registrado no mesmo período de 2014, resultado da estratégia de alocação de energia no mercado de curto prazo nesse ano, concentrada no 1T15 e do impacto GSF. 4
Bandeiras Tarifárias Nos seis primeiros meses de 2015, o setor elétrico brasileiro operou com bandeira vermelha. Até junho a Companhia registrou R$ 542,5 milhões referente à receita das Bandeiras Tarifárias. A Aneel, através das notas técnicas nºs 38/2015, 59/2015, 118/2015, 131/2015, 173/2015 e 196/2015, reconheceu R$ 494,3 milhões relativos ao período, sendo (a) R$ 25,9 milhões referente a janeiro, (b) R$ 61,3 milhões a fevereiro, (c) R$ 83,9 milhões a março, (d) R$ 112,5 milhões a abril, (e) R$ 105,5 milhões a maio, e (f) R$ 105,3 milhões a junho. Os valores contabilizados com base em estimativas da Companhia serão ajustados em períodos subsequentes. O quadro a seguir sintetiza os principais critérios implementados a partir de março de 2015. Bandeira Variação Tarifa (R$/MWh) CVU¹ < R$ 200,00/MWh - R$ 200,00/MWh < CVU < R$ 388,48/MWh² 25,00 ¹ CVU: Custo Variável Unitário. CVU > R$ 388,48/MWh² 55,00 ² Valor teto do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT Através do Decreto nº 8.401 de 04 de fevereiro de 2015, o governo federal instituiu à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE a criação e a gestão da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT, na qual as distribuidoras recolhem os recursos provenientes das bandeiras tarifárias. Os valores mensais dos repasses financeiros da CCRBT são apurados a partir do resultado líquido entre as receitas provenientes da aplicação das bandeiras e os custos de compra de energia por fonte termelétrica e da exposição no mercado de curto prazo não cobertos pela tarifa vigente no período. Até junho de 2015 a Copel Distribuição repassou R$ 107,4 milhões à CCRBT, sendo (a) R$ 1,2 milhões referente a janeiro, (b) R$ 14,7 milhões a fevereiro, (c) R$ 13,3 milhões a março, (d) R$ 26,3 milhões referente à abril, (e) R$ 13,5 milhões à maio e (f) R$ 38,5 milhões à junho. No Reajuste Anual de 2015, a receita decorrente da aplicação do adicional da bandeira tarifária e os repasses da Conta Bandeiras para os períodos de competência de janeiro a março de 2015 foram considerados na apuração da CVA energia e da CVA ESS/EER, conforme Resolução Homologatória Aneel nº 1.897 de 16 de junho de 2015. Os custos não cobertos pelos repasses da Conta Centralizadora serão recuperados pelas concessionárias de distribuição no processo tarifário subsequente. UTE Araucária Por operar sem contrato de disponibilidade, o Custo Variável Unitário CVU da UTE Araucária é calculado e estabelecido pela Aneel de modo a recompor, além do custo do combustível, os custos operacionais e a remuneração do ativo. Por meio do Despacho nº 210, de 28 de janeiro de 2015, a Aneel aprovou o CVU para o período entre fevereiro de 2015 e janeiro de 2016, sendo R$ 765,86/MWh no período de fevereiro a maio 5
de 2015, e R$ 595,11/MWh entre junho de 2015 e janeiro de 2016. No segundo trimestre de 2015 o despacho da UTE Araucária foi de 864 GWh, montante 0,9% inferior ao registrado no 2T14, enquanto que nos seis primeiros meses de 2015, a usina gerou 1.827 GWh, 19,5% acima dos 1.529 GWh produzidos no mesmo período do ano anterior. Mais detalhes no item 4.4. Andamento das obras - UHE Colíder No canteiro de obras da Usina Hidrelétrica Colíder os trabalhos avançam na montagem dos equipamentos eletromecânicos e na supressão vegetal da área do reservatório. No dia 28 de julho foi concluída a operação de lançamento e instalação do anel pré-distribuidor da terceira e última unidade geradora da usina. O equipamento é responsável pela distribuição e direcionamento do fluxo de água dentro da unidade geradora. Em decorrência de atos do poder público e de casos fortuitos e de força maior ocorridos ao longo da implantação da UHE Colíder, o cronograma de entrada em operação passou por ajustes, sendo que a data de entrada em operação comercial da unidade 1, prevista inicialmente para 30 de abril de 2016, passou para o segundo semestre de 2016. Ver mais detalhes no item 8.1. Inauguração Parques Eólicos No dia 16 de junho a Copel inaugurou os primeiros sete parques dos complexos eólicos que estão em construção no Rio Grande do Norte. A cerimônia, no município de João Câmara, simbolizou a entrada em operação dos quatro parques eólicos pertencentes a São Bento Energia (Boa Vista, Olho d Água, São Bento do Norte e Farol) e de outros três parques da Copel Brisa Potiguar (Santa Maria, Santa Helena e Ventos de Santo Uriel). Mais detalhes no item 8.1. Complexo Eólico São Miguel do Gostoso Em abril de 2015 foram concluídas as obras dos 4 parques eólicos pertencentes ao Complexo Eólico São Miguel do Gostoso I (49% Copel e 51% Voltália), que está localizado no Rio Grande do Norte e possui capacidade instalada de 108 MW. Através dos Despachos nº 2.233, de 09 de julho de 2015, e 2.538, de 05 de agosto de 2015, a Aneel considerou aptas à operação comercial as unidades geradoras dos Parques Eólicos Reduto, Carnaúbas, Santo Cristo e São João, com capacidade instalada total de 108 MW. No entanto, a operação comercial só terá início após a conclusão das obras das instalações de transmissão (ICG Touros) de responsabilidade do agente de transmissão, prevista para o primeiro semestre de 2016. Ver mais detalhes no item 8.1. Complexo Eólico Brisa Potiguar Através do Despacho 2.513/2015 a Aneel liberou as unidades geradoras do parque eólico Nova Asa Branca I, que faz parte do Complexo Eólico Brisa Potiguar, para o início da operação comercial a partir de 05 de agosto de 6
2015. O parque tem capacidade instalada de 27 MW e garantia física de 13,2 MW médios. Ver mais detalhes no item 8.1. Entrada em operação LT Londrina - Figueira Em 28 de junho de 2015 entrou em operação a linha de transmissão Londrina - Figueira (230 kv), empreendimento pertencente a Copel GeT. O circuito tem 92 km de extensão e liga as subestações Londrina e Figueira, passando por outros 6 municípios no norte do Paraná. A linha Londrina - Figueira integra, juntamente com o circuito Foz do Chopim Salto Osório, instalado no sudoeste do Paraná, compõe um lote de obras conquistado pela Copel GeT no Leilão de Transmissão Aneel nº 005/2012, realizado em junho de 2012. Com CAPEX total de R$ 37,0 milhões, o conjunto adiciona R$ 6,4 milhões à RAP da Copel GeT. Mais detalhes no item 8.2. Entrada em operação Marumbi Transmissora de Energia No dia 02 de julho de 2015 entraram em operação a linha de transmissão Curitiba - Curitiba Leste (525 kv), com 29,4 km de transmissão, e a subestação Curitiba Leste (672 MVA), empreendimentos da Marumbi Transmissora de Energia, SPE formada pela Copel GeT (80%) e Eletrosul (20%). Com CAPEX de R$ 130,0 milhões, o empreendimento conta com uma RAP total atualizada de R$ 18,4 milhões. Mais detalhes no item 8.2. Copel Distribuição conquista Prêmio Abradee A Copel foi eleita a melhor distribuidora de energia do Brasil na avaliação dos consumidores na Pesquisa Abradee 2015, feita pela Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica. É a quarta vez em cinco anos que a Copel vence o prêmio Abradee na categoria "Avaliação pelo cliente". Distribuidoras de todo o país concorreram à premiação em diferentes categorias. A Copel recebeu a maior nota no índice de satisfação da qualidade percebida (ISQP). O índice é calculado a partir de um questionário com cerca de 70 perguntas através das quais mais de 2 mil consumidores de todo o Paraná avaliaram a empresa em cinco diferentes áreas de qualidade: fornecimento de energia, informação e comunicação, imagem da empresa, conta de luz e atendimento ao consumidor. O Prêmio Abradee é concedido anualmente desde 1999. Com o título desse ano, a Companhia acumula 17 troféus, sendo cinco na avaliação do cliente e três como a melhor distribuidora nacional. Copel passa a integrar Índice Global de Sustentabilidade - MSCI A Copel passou a integrar o índice de sustentabilidade da Morgan Stanley Capital International (MSCI), líder mundial na composição de índices financeiros que servem de referência para investidores. O índice avalia o desempenho em sustentabilidade de empresas de capital aberto nas esferas social, ambiental e de governança, identificando situações de potencial impacto à sua imagem e avaliando-as com notas de 0 a 10. A Copel obteve nota máxima em 25 dos 28 indicadores analisados, que incluem o controle de suas emissões de carbono e a 7
publicidade dada a informações da gestão administrativa e financeira. O estudo e a certificação foram realizados por meio de documentos e dados disponíveis ao público no site da Companhia. Atualmente integram o índice de sustentabilidade 1.160 empresas em todo mundo, 60 delas na América Latina. Liminar contra a aplicação do Fator de Ajuste de Energia (GSF) A Copel GeT é parte autora na decisão liminar proferida em 1º de julho de 2015 pelo Juízo da 20ª Vara Federal de Brasília, em ação proposta pela Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica - Apine, na qual foi determinado que a Aneel, até o trânsito em julgado desta ação, deve se abster de proceder ao ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, caso haja geração total do MRE em montante inferior à garantia física, para o grupo de empresas associado à Apine. A decisão tem o objetivo de interromper os custos incorridos pelos geradores hidrelétricos em razão dos atuais valores do GSF, impactado por fatos de ordem estrutural e conjuntural. Adicionalmente, em 04 de agosto de 2015, o juízo da 17ª Vara Federal de Brasília proferiu decisão liminar em ação proposta pela Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica Abradee, em que a Copel Distribuição é parte autora, determinando que o Conselho de Administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE se abstenha de imputar às filiadas da Abradee o ônus financeiro de quaisquer decisões judiciais, das quais não façam parte, relativas aos efeitos dos atuais valores de GSF sobre geradores hidrelétricos, bem como de lhes aplicar qualquer sanção daí decorrente, até o julgamento da lide. Estas decisões são de primeira instância, cabendo recurso. Por se tratar de evento subsequente, tais decisões não refletem nos resultados apresentados no 2T15. 8
2. Desempenho Econômico-Financeiro 2.1 Receita Operacional No 2T15, a receita operacional atingiu R$ 3.908,8 milhões, montante 25,4% superior aos R$ 3.118,2 milhões registrados no mesmo período de 2014. Destacam-se as seguintes variações: (i) aumento de 54,3% na receita de fornecimento de energia elétrica (que reflete somente a venda de energia, não considerando a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD) em decorrência, principalmente, (a) do reajuste de 24,86% aplicado às tarifas da Copel Distribuição a partir de 24 de junho de 2014, (b) da Revisão Tarifária Extraordinária RTE que reajustou em 36,79% as tarifas da Copel Distribuição a partir de 02 de março de 2015, e (c) do crescimento de 1,0% no mercado cativo da Copel Distribuição em relação ao 2T14; (ii) redução de 11,2% na conta suprimento de energia elétrica decorrente da menor receita na CCEE, reflexo da estratégia de alocação de energia no mercado de curto prazo adotado pela Copel GeT em 2015 comparada a 2014, quando as vendas foram concentradas no primeiro e segundo trimestre; (iii) a rubrica disponibilidade da rede elétrica (composta por TUSD e TUST) apresentou redução de 4,5% no período, decorrente do aumento dos encargos do consumidor, notadamente pela elevação da quota de Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), a qual não foi considerada integralmente na Revisão Tarifária Extraordinária (RTE). A parcela da CDE sem a devida cobertura tarifária compõe o saldo da conta de resultado dos ativos e passivos financeiros setoriais no 2T15, e passou a compor a tarifa a partir de 24 de junho de 2015; (iv) a conta receita de construção apresentou redução de 18,9%, e reflete a contabilização de investimentos em serviços de construção e melhoria da infraestrutura utilizada na distribuição e transmissão de energia elétrica; (v) acréscimo de 28,1% na receita de telecomunicações em virtude da ampliação do atendimento a novos clientes a base de clientes passou de 13.135 em 30 de junho de 2014, para 34.475 em junho de 2015; 7,0% 12,3% (vi) ampliação de 33,1% em distribuição de gás canalizado (fornecido pela Compagas) em decorrência do reajuste da tarifa (6,0% em março de 2015), e do crescimento do mercado, principalmente nos segmentos residencial e industrial com a entrada de novos consumidores; (vii) registro de R$ 478,1 milhões na conta resultado de ativos e passivos financeiros setoriais, decorrente, 3,6% 12,2% 0,7% 1,3% 26,6% Receita Operacional Líquida 36,3% Fornecimento Suprimento Disponibilidade da rede Receita de Construção Receita de Telecom Distribuição de Gás Canalizado Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais Outras receitas 9
principalmente dos custos com encargos da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, e do reconhecimento da parcela dos diferimentos tarifários de 2013 e 2014; e (viii) redução de 38,8% na conta outras receitas operacionais, em razão da alteração da contabilização dos valores referentes ao ressarcimento da indisponibilidade de geração de energia elétrica, conforme Despacho Aneel 4.786/2014; R$ mil Demonstrativo da Receita 2T15 1T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Fornecimento de energia elétrica 1.420.458 1.328.700 920.431 54,3 2.749.158 1.843.141 49,2 Suprimento de energia elétrica 1.041.606 1.293.020 1.172.896 (11,2) 2.334.626 2.280.822 2,4 Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 480.632 595.105 503.384 (4,5) 1.075.737 1.061.308 1,4 Receita de construção 272.962 268.232 336.711 (18,9) 541.194 626.559 (13,6) Receita de telecomunicações 51.303 47.602 40.040 28,1 98.905 79.292 24,7 Distribuição de gás canalizado 139.202 121.475 104.604 33,1 260.677 185.465 40,6 Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 478.136 560.885 - - 1.039.021 - - Outras receitas operacionais 24.539 22.083 40.108 (38,8) 46.622 92.659 (49,7) Receita operacional 3.908.838 4.237.102 3.118.174 25,4 8.145.940 6.169.246 32,0 2.2 Custos e Despesas Operacionais No 2T15, os custos e despesas operacionais Custos e Despesas Operacionais atingiram R$ 3.626,9 milhões, valor 27,9% superior aos R$ 2.834,9 milhões registrados no 2T14. As principais variações foram: 3,4% 4,6% 7,9% 49,0% Energia comprada Encargos do Uso da Rede Pessoal e Plano Previdenciário e Assistencial (i) acréscimo de 48,9% na conta energia elétrica comprada para revenda em função 21,1% Material e Outros Serviços de terceiros do maior custo com aquisição de energia (a) Depreciação nos leilões (CCEAR), reflexo da entrada de 8,6% 5,4% Custo de construção novos contratos de compra de energia a preços elevados (no 18º Leilão de Ajuste, realizado em 15 de janeiro de 2015, a Copel Dis adquiriu 302 MW médios a R$ 385,87/MWh) e do reajuste dos contratos pela inflação, (b) de Itaipu, em razão do reajuste da tarifa e da valorização do dólar, e (c) do fim do repasse de recursos da CDE e da Conta ACR, que totalizaram R$ 230,2 milhões no 2T14 e compensaram os custos naquele período; 10
Energia Elétrica Comprada para Revenda R$ mil 2T15 1T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Compra de energia no ambiente regulado - CCEAR 1.076.635 1.092.248 878.078 22,6 2.168.883 1.498.381 44,7 Itaipu Binacional 354.472 372.601 172.480 105,5 727.073 354.745 105,0 Câmara de Comercialização de Energia - CCEE 439.353 407.251 382.544 14,9 846.604 1.378.387 (38,6) (-) Repasse CDE e Conta ACR- CCEE - - (230.230) - - (1.062.001) - Proinfa 45.207 44.043 45.429 (0,5) 89.250 91.429 (2,4) Contratos bilaterais 3.912 18.990 56.097 (93,0) 22.902 116.259 (80,3) (-) PIS/Pasep and Cofins (143.961) (143.381) (112.151) 28,4 (287.342) (202.643) 41,8 TOTAL 1.775.618 1.791.752 1.192.247 48,9 3.567.370 2.174.557 64,1 (ii) aumento de 54,1% em encargos de uso da rede elétrica, em razão, basicamente, da entrada em operação de novos ativos no sistema, do maior custo com encargos dos serviços do sistema (ESS) devido ao maior despacho de usinas térmicas fora da ordem de mérito, e do reajuste da tarifa de transmissão da energia de Itaipu; R$ mil Encargos de uso da rede elétrica 2T15 1T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Encargos de uso do sistema 156.856 155.373 110.859 41,5 312.229 220.106 41,9 Encargos de transporte de Itaipu 21.357 18.596 14.377 48,5 39.953 29.297 36,4 Encargos dos serviços do sistema - ESS 36.691 52.563 15.523 136,4 89.254 35.658 150,3 (-) PIS / Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica (18.609) (16.118) (13.363) 39,3 (34.727) (27.089) 28,2 TOTAL 196.294 210.414 127.396 54,1 406.708 257.972 57,7 (iii) a rubrica pessoal e administradores apresentou crescimento de 8,9% no período, totalizando R$ 250,0 milhões, reflexo, principalmente, do reajuste salarial de 7,5% aplicado a partir de outubro de 2014; (iv) a conta planos previdenciário e assistencial, que registra a apropriação dos valores calculados segundo critérios da Deliberação CVM nº 695/2012, apresentou aumento de 30,7% motivado, principalmente, pelos maiores gastos com o plano assistencial no período; (v) a conta matéria-prima e insumos para produção de energia registra o custo com a aquisição de carvão mineral para a Usina Termelétrica de Figueira e de gás natural para a UTE Araucária e considera as eliminações entre empresas do mesmo grupo (a UTE Araucária compra o gás da Compagas) e reflete a majoração da alíquota de impostos no período; (vi) a rubrica gás natural e insumos para operação de gás cresceu 4,9%, e reflete a compra de gás, por parte da Compagas, para atender o crescimento do mercado no período; (vii) a conta serviços de terceiros apresentou crescimento de 14,4%, em decorrência do aumento de custos com manutenção do sistema elétrico e leitura e entrega de faturas, parcialmente compensada pela redução nos custos com comunicação, processamento e transmissão de dados e com a manutenção de instalações; (viii) em provisões e reversões, foram registrados R$ 182,9 milhões no período, em razão da provisão de R$ 116,6 milhões relacionados, principalmente, a litígios cíveis, administrativos e trabalhistas, e de R$ 67,3 milhões em créditos de liquidação duvidosa, dos quais R$ 46,7 milhões são relacionados à frustação de receita 11
em decorrência do atraso da entrada em operação da UHE Colíder e considera a diferença entre os preços de venda de energia negociada nos CCEARs e o Preço de Liquidação de Diferença - PLD; (ix) a conta custo de construção registrou retração de 12,0% e reflete os investimentos realizados nos negócios de distribuição e transmissão de energia no período; e (x) a rubrica outros custos e despesas operacionais apresentou redução de 34,1% em razão dos menores custos com compensação financeira pela utilização de recursos hídricos, devido a menor produção de energia hidráulica no período, e do efeito base de comparação em razão de eventos não recorrentes no 2T14. Custos e Despesas Operacionais 2T15 1T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Energia elétrica comprada para revenda 1.775.618 1.791.752 1.192.247 48,9 3.567.370 2.174.557 64,1 Encargos de uso da rede elétrica 196.296 210.412 127.396 54,1 406.708 257.973 57,7 Pessoal e administradores 249.969 243.801 229.614 8,9 493.770 448.438 10,1 Planos previdenciário e assistencial 61.710 64.188 47.202 30,7 125.898 96.619 30,3 Material 17.523 20.703 18.198 (3,7) 38.226 36.384 5,1 Matéria-prima e insumos para produção de energia 86.329 46.725 45.182 91,1 133.054 50.110 165,5 Gás natural e insumos para operação de gás 405.422 350.556 386.548 4,9 755.978 701.306 7,8 Serviços de terceiros 124.355 109.236 108.719 14,4 233.591 200.504 16,5 Depreciação e amortização 165.839 159.271 154.190 7,6 325.110 308.162 5,5 Provisões e reversões 182.919 220.773 87.968 107,9 403.692 149.002 170,9 Custo de construção 288.893 273.186 328.282 (12,0) 562.079 626.563 (10,3) Outros custos e despesas operacionais 72.060 117.208 109.350 (34,1) 189.268 187.030 1,2 TOTAL 3.626.933 3.607.811 2.834.896 27,9 7.234.744 5.236.648 38,2 R$ mil 2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial O resultado de equivalência patrimonial reflete os ganhos e perdas nos investimentos realizados nas coligadas da Copel. No 2T15, o resultado apresentado foi de R$ 45,4 milhões, composto, principalmente, pelos ganhos nas SPEs de transmissão, na Sanepar, Dominó Holdings, Foz do Chopim Energética e Dona Francisca. 2.4 LAJIDA No 2T15, o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização atingiu R$ 493,2 milhões, montante 5,7% superior ao apresentado no mesmo período do ano anterior (R$ 466,8 milhões). 2.5 Resultado Financeiro No 2T15, as receitas financeiras totalizaram R$ 308,6 milhões, crescimento de 94,8% em relação ao mesmo período de 2014, decorrente da maior variação monetária registrada sobre contas a receber vinculadas à concessão e sobre a CRC, reflexo da maior inflação (IGP-M e IGP-DI respectivamente) no período, e do registro de R$ 47,7 milhões em remuneração de ativos e passivos setoriais. As despesas financeiras registradas no 2T15 totalizaram R$ 188,0 milhões, valor 61,5% maior ao verificado no 12
mesmo período do ano anterior, em função, basicamente, do aumento dos encargos de dívidas decorrentes do maior saldo de financiamentos e debêntures e do aumento dos juros no período. Assim, o resultado financeiro do 2T15 foi positivo em R$ 120,6 milhões, montante 186,8% superior aos R$ 42,1 milhões verificado no mesmo período do ano anterior. R$ mil 2T15 2T14 Var% 1S15 1S14 Var.% (1) (2) (1/2) (3) (4) (3/4) Receitas Financeiras 308.635 158.445 94,8 528.511 383.456 37,8 Renda e variação monetária sobre repasse CRC 46.973 27.835 68,8 98.966 85.679 15,5 Renda de aplicações financeiras mantidas para negociação 34.514 42.332 (18,5) 57.025 79.333 (28,1) Variação monetária sobre contas a receber vinculadas à concessão 49.521 (2.020) (2.551,5) 93.088 51.350 81,3 Acréscimos moratórios sobre faturas de energia 38.974 54.560 (28,6) 73.318 94.973 (22,8) Var. monetária e encargos - contas a receber vinc. prorrog. da concessão 81.936 15.158 440,5 89.912 33.835 165,7 Renda de aplicações financeiras disponíveis para venda 4.157 6.185 (32,8) 8.719 11.304 (22,9) Remuneração de ativos e passivos setoriais 32.813 - - 78.142 - - Outras receitas financeiras 19.747 14.395 37,2 29.341 26.982 8,7 Despesas Financeiras (188.006) (116.382) 61,5 (366.997) (230.426) 59,3 Encargos de dívidas (148.823) (80.018) 86,0 (262.310) (151.812) 72,8 Var. monetária e reversão de juros - contas a pagar vinc.concessão - UBP (24.790) (11.358) 118,3 (46.942) (34.345) 36,7 Variações monetárias e cambiais (561) (12.702) (95,6) (8.399) (17.589) (52,2) Juros sobre P&D e PEE (8.024) (5.424) 47,9 (15.170) (10.295) 47,4 Outras despesas financeiras (5.808) (6.880) (15,6) (34.176) (16.385) 108,6 Resultado Financeiro 120.629 42.063 186,8 161.514 153.030 5,5 2.6 Lucro Líquido Consolidado No 2T15, a Copel registrou lucro líquido de R$ 302,1 milhões, valor 21,7% superior ao apresentado no mesmo período de 2014 (R$ 248,3 milhões). 2.7 Demonstração do Resultado Consolidado DRE R$ mil 2T15 1T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% Demonstração do Resultado (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) RECEITA OPERACIONAL 3.908.838 4.237.102 3.118.174 25,4 8.145.940 6.169.246 32,0 Fornecimento de energia elétrica 1.420.458 1.328.700 920.431 54,3 2.749.158 1.843.141 49,2 Suprimento de energia elétrica 1.041.606 1.293.020 1.172.896 (11,2) 2.334.626 2.280.822 2,4 Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 480.632 595.105 503.384 (4,5) 1.075.737 1.061.308 1,4 Receita de construção 272.962 268.232 336.711 (18,9) 541.194 626.559 (13,6) Receita de Telecomunicações 51.303 47.602 40.040 28,1 98.905 79.292 24,7 Distribuição de gás canalizado 139.202 121.475 104.604 33,1 260.677 185.465 40,6 Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 478.136 560.885 - - 1.039.021 - - Outras receitas operacionais 24.539 22.083 40.108 (38,8) 46.622 92.659 (49,7) CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (3.626.933) (3.607.811) (2.834.896) 27,9 (7.234.744) (5.236.648) 38,2 Energia elétrica comprada para revenda (1.775.618) (1.791.752) (1.192.247) 48,9 (3.567.370) (2.174.557) 64,1 Encargos de uso da rede elétrica (196.296) (210.412) (127.396) 54,1 (406.708) (257.973) 57,7 Pessoal e administradores (249.969) (243.801) (229.614) 8,9 (493.770) (448.438) 10,1 Planos previdenciário e assistencial (61.710) (64.188) (47.202) 30,7 (125.898) (96.619) 30,3 Material (17.523) (20.703) (18.198) (3,7) (38.226) (36.384) 5,1 Matéria-prima e insumos para produção de energia (86.329) (46.725) (45.182) 91,1 (133.054) (50.110) 165,5 Gás natural e insumos para operação de gás (405.422) (350.556) (386.548) 4,9 (755.978) (701.306) 7,8 Serviços de terceiros (124.355) (109.236) (108.719) 14,4 (233.591) (200.504) 16,5 Depreciação e amortização (165.839) (159.271) (154.190) 7,6 (325.110) (308.162) 5,5 Provisões e reversões (182.919) (220.773) (87.968) 107,9 (403.692) (149.002) 170,9 Custo de construção (288.893) (273.186) (328.282) (12,0) (562.079) (626.563) (10,3) Outros custos e despesas operacionais (72.060) (117.208) (109.350) (34,1) (189.268) (187.030) 1,2 RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 45.447 46.362 29.313 55,0 91.809 84.582 8,5 LUCRO ANTES DO RESULTADO FIN. E TRIBUTOS 327.352 675.653 312.591 4,7 1.003.005 1.017.180 (1,4) RESULTADO FINANCEIRO 120.629 40.885 42.063 186,8 161.514 153.030 5,5 Receitas financeiras 323.514 204.997 158.445 104,2 528.511 383.456 37,8 Despesas financeiras (202.885) (164.112) (116.382) 74,3 (366.997) (230.426) 59,3 LUCRO OPERACIONAL 447.981 716.538 354.654 26,3 1.164.519 1.170.210 (0,5) IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (145.966) (246.547) (106.398) 37,2 (392.513) (338.904) 15,8 Imposto de Renda e Contribuição Social (161.814) (308.560) (265.700) (39,1) (470.374) (548.771) (14,3) Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos 15.848 62.013 159.302 (90,1) 77.861 209.867 (62,9) LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 302.015 469.991 248.256 21,7 772.006 831.306 (7,1) Atribuído aos acionistas da empresa controladora 275.339 433.968 212.488 29,6 709.307 749.055 (5,3) Atribuído aos acionistas não controladores 26.676 36.023 35.768 (25,4) 62.699 82.251 (23,8) LAJIDA 493.191 834.924 466.781 5,7 1.328.115 1.325.342 0,2 13
3. Balanço Patrimonial Consolidado A seguir descrevemos as principais contas e variações observadas no Balanço Patrimonial em relação a dezembro de 2014. Informações adicionais podem ser obtidas nas referidas Notas Explicativas de nossas ITRs. 3.1 Ativo Em 30 de junho de 2015, o ativo total da Copel alcançou R$ 27.946,2 milhões, montante 9,1% superior ao registrado em 31 de dezembro de 2014. Principais contas do Ativo Caixa, Equivalentes de Caixa e Títulos e Valores Mobiliários Em 30 de junho de 2015, as disponibilidades das subsidiárias integrais e controladas da Copel (caixa, equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários) totalizaram R$ 1.413,3 milhões, montante 6,1% superior aos R$ 1.331,5 milhões registrados em 2014, e estavam aplicadas, majoritariamente, em Certificados de Depósitos Bancários (CDB) e operações compromissadas. As aplicações foram remuneradas, em média, à taxa de variação do Certificado de Depósito Interbancário (CDI) do período. Clientes No 1S15, a conta clientes registrou crescimento de 22,4% em comparação com 2014, totalizando R$ 2.758,8 milhões, reflexo, principalmente, do registro de R$ 602,9 milhões referentes à venda de energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, sendo que R$ 401,3 milhões correspondem à UTE Araucária e R$ 181,6 milhões à Copel GeT, parcialmente compensado pela constituição de provisão para créditos de liquidação duvidosa de R$ 119,7 milhões, referente a diferenças entre os preços de venda de energia negociada nos CCEARs da UHE Colíder e o PLD no período. Repasse CRC ao Estado do Paraná Através do quarto termo aditivo, assinado em 21 de janeiro de 2005, a Companhia renegociou com o Governo do Estado do Paraná o saldo da Conta de Resultados a Compensar (CRC) em 31 de dezembro de 2004, no montante de R$ 1.197,4 milhões, em 244 prestações mensais recalculadas pelo sistema price de amortização, atualizado pela variação do IGP-DI, e juros de 6,65% a.a. O vencimento da primeira parcela ocorreu em 30 de janeiro de 2005 e as demais têm vencimentos subsequentes e consecutivos até abril de 2025. O saldo atual da CRC é de R$ 1.353,8 milhões. O Governo do Estado vem cumprindo o pagamento das parcelas renegociadas conforme estabelecido no quarto termo aditivo, que também prevê a garantia por dividendos das amortizações desse financiamento. 14
Ativos Financeiros Setoriais Líquidos Em decorrência da assinatura do 4º Termo Aditivo do Contrato de Concessão da Copel Distribuição, que contempla a inclusão da garantia de que os valores residuais de itens da Parcela A e outros componentes financeiros não recuperados ou devolvidos via tarifa serão incorporados, ou descontados, no cálculo da indenização de ativos não amortizados ao término da concessão, a Deliberação CVM nº 732 aprovou a Orientação Técnica OCPC 08 que tornou obrigatório o reconhecimento dos ativos e/ou passivos financeiros setoriais nas demonstrações contábeis, a partir do exercício findo em 31 de dezembro de 2014. Em 30 de junho de 2015 o saldo de ativos financeiros setoriais líquidos totalizou R$ 1.705,3 milhões, dos quais R$ 935,3 milhões correspondem aos valores dos diferimentos acumulados e corrigidos pelo IGP-M referentes aos processos de reajuste tarifário de 2013 e 2014. Mais detalhe em nossas ITRs (nota explicativa 9). Contas a Receber Vinculadas à Prorrogação da Concessão Em decorrência do aceite da Copel Geração e Transmissão às condicionantes estabelecidas pelo poder concedente para antecipação da prorrogação dos ativos de transmissão (MP 579), em 1 de novembro de 2012, através das Portarias 578 e 579 e Portaria Interministerial 580, o MME informou o valor da indenização que a Companhia faz jus no Contrato de Concessão de Transmissão nº 060/2001, no montante de R$ 893,9 milhões (considerando apenas os ativos que entraram em operação após maio de 2000). Em 30 de junho de 2015, o montante registrado nessa conta foi de R$ 408,8 milhões. Com a promulgação da Lei 12.783 em 11 de janeiro de 2013, o poder concedente reconsiderou o direito de indenização dos ativos existentes em 31 de maio de 2000 (RBSE), e a Resolução Normativa Aneel nº 589, de 13 de dezembro de 2013, definiu que a indenização deve ser calculada com base no Valor Novo de Reposição - VNR, descontada a taxa de depreciação do bem. Em 31 de março de 2015 a Copel apresentou à Aneel o laudo de avaliação dos ativos de transmissão RBSE e Demais Instalações de Transmissão - RPC referentes ao contrato de concessão 060/2001. Elaborado pela American Appraisal Serviços de Avaliação Ltda., o valor da base de indenização apurado foi de R$ 882,3 milhões com data base em 31 de dezembro de 2012, enquanto que o valor contábil desses ativos, conforme nossas Demonstrações Financeiras Padronizadas, era de R$ 160,2 milhões na mesma data. Em junho, os representantes da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira da Aneel deram início ao processo de aferição do valor indenizável. A Companhia aguarda o relatório final da fiscalização e a homologação, por parte da Aneel, dos valores a serem recebidos. Os efeitos econômico-financeiros e o reconhecimento dos respectivos impactos contábeis nas Demonstrações Financeiras estão condicionados à homologação do resultado final do laudo de avaliação por parte do órgão regulador, e à definição, por parte do MME, da forma e do prazo de recebimento da indenização. 15
Investimento, Imobilizado e Intangível O saldo na conta investimentos apresentou expansão de 11,9% até 30 de junho de 2015, reflexo da equivalência patrimonial e dos aportes registrados no período. A conta imobilizado cresceu 4,3% em função da entrada de novos ativos, conforme o programa de investimentos da Companhia, líquido da quota de depreciação do período. Já a conta intangível apresentou redução de 10,5% decorrente, principalmente, da capitalização para contas a receber vinculadas à concessão, parcialmente compensada pela contabilização de investimentos em novos ativos na Copel Distribuição. R$ mil Ativo jun/15 dez/14 jun/14 Var.% Var.% (1) (2) (3) (1/2) (1/3) CIRCULANTE 6.869.865 5.218.176 5.704.523 31,7 20,4 Caixa e equivalentes de caixa 867.805 740.131 2.063.537 17,3 (57,9) Títulos e Valores Mobiliários 449.634 459.115 429.447 (2,1) 4,7 Cauções e depósitos vinculados 7.120 13.497 21.235 (47,2) - Clientes 2.680.418 2.178.816 1.847.832 23,0 45,1 Dividendos a receber 34.417 26.332 17.795 30,7 93,4 Repasse CRC ao Estado do Paraná 99.905 94.579 89.184 5,6 12,0 Ativos Financeiros Setoriais Líquidos 1.551.712 609.298-154,7 - Contas a receber vinculadas à concessão 8.047 7.430 6.258 8,3 28,6 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão 248.540 301.046 385.264 (17,4) (35,5) Outros créditos 549.005 415.818 502.416 32,0 9,3 Estoques 134.712 150.622 140.515 (10,6) (4,1) Imposto de Renda e Contribuição Social 153.985 105.074 65.506 46,5 135,1 Outros tributos correntes a recuperar 67.849 96.285 117.882 (29,5) (42,4) Despesas antecipadas 16.716 20.133 17.652 (17,0) (5,3) NÃO CIRCULANTE 21.076.336 20.399.966 19.361.455 3,3 8,9 Realizável a Longo Prazo 8.615.904 8.261.472 7.692.499 4,3 12,0 Títulos e Valores Mobiliários 95.817 132.210 115.646 (27,5) (17,1) Cauções e depósitos vinculados 66.528 56.956 46.337 16,8 43,6 Clientes 78.421 75.696 71.239 3,6 10,1 Repasse CRC ao Estado do Paraná 1.253.874 1.249.529 1.276.497 0,3 (1,8) Depósitos judiciais 702.823 736.253 704.676 (4,5) (0,3) Ativos Financeiros Setoriais Líquidos 153.540 431.846 - (64,4) - Contas a receber vinculadas à concessão 5.081.925 4.417.987 3.898.826 15,0 30,3 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão 160.217 160.217 189.564 - (15,5) Outros créditos 36.557 85.324 23.448 (57,2) 55,9 Imposto de renda e contribuição social 89.540 128.615 191.865 (30,4) (53,3) Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos 588.458 526.046 887.087 11,9 (33,7) Outros tributos correntes a recuperar 123.709 123.481 171.421 0,2 (27,8) Despesas antecipadas 175 175 197 - (11,2) Partes Relacionadas 184.320 137.137 115.696 34,4 - Investimentos 1.856.924 1.660.150 1.393.943 11,9 33,2 Imobilizado 8.657.388 8.304.188 8.158.830 4,3 6,1 Intangível 1.946.120 2.174.156 2.116.183 (10,5) (8,0) TOTAL 27.946.201 25.618.142 25.065.978 9,1 11,5 16
3.2 Passivo Principais contas Fornecedores Em 30 de junho de 2015, a linha fornecedores apresentou crescimento de 12,3%, totalizando R$ 1.802,2 milhões, em decorrência, principalmente, dos maiores custos com energia elétrica comprada para revenda. Endividamento e Patrimônio Líquido O total da dívida consolidada da Copel somava R$ 6.988,5 milhões em 30 de junho de 2015, representando endividamento de 49,4% sobre o patrimônio líquido consolidado, o qual, ao final do período, era de R$ 14.156,1 milhões, equivalente a R$ 51,73 por ação (Valor Patrimonial por Ação VPA). A composição dos saldos de empréstimos, financiamentos e debêntures está demonstrada na tabela a seguir: R$ mil Curto Prazo Longo Prazo Total Moeda Estrangeira Tesouro Nacional 706 83.236 83.942 Total 706 83.236 83.942 Eletrobras - COPEL 49.404 61.859 111.263 FINEP 5.744 24.656 30.400 Moeda Nacional BNDES 105.704 1.409.068 1.514.772 Banco do Brasil S/A e outros 557.058 1.117.390 1.674.448 Debêntures 222.893 3.350.806 3.573.699 Total 940.803 5.963.779 6.904.582 TOTAL 941.509 6.047.015 6.988.524 A seguir demonstramos o vencimento das parcelas dos empréstimos, financiamentos e debêntures: R$ mil Curto Prazo Longo Prazo jul/15 - jun/16 jul/16 - dez/16 2017 2018 2019 2020 A partir de 2021 Total Moeda Nacional 940.803 1.184.454 1.287.187 1.102.041 914.246 463.585 1.012.266 6.904.582 Moeda Estrangeira 706 - - - - - 83.236 83.942 TOTAL 941.509 1.184.454 1.287.187 1.102.041 914.246 463.585 1.095.502 6.988.524 Até 30 de junho de 2015 a Companhia concedeu R$ 1.074,0 milhões em avais e garantias, conforme tabela a seguir. 17
R$ milhões vezes Avais e Garantias¹ Participação jun/15 R$ mil SPEs 1.073.969 Transmissora Sul Brasileira 20,00% 68.016 Caiuá Transmissora 49,00% 42.717 Integração Maranhense 49,00% 71.250 Matrinchã Transmissora 49,00% 302.203 Guaraciaba Transmissora 49,00% 193.960 Costa Oeste 51,00% 17.538 Mata de Santa Genebra 50,10% 244.253 Paranaíba 24,50% 92.701 Marumbi 80,00% 41.330 TOTAL 1.073.969 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: 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 - (1.000) 2,1 5.575 4.723 2.280 541 1.014 (407) 2010 2011 2012 2013 2014 1S15 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0-0,5 Dívida Líquida Dívida Líquida/LAJIDA¹ Contas a pagar vinculadas à concessão Utilização do Bem Público ¹ LAJIDA anualizado Refere-se aos encargos de outorga de concessão pela Utilização do Bem Público (UBP) incorridos a partir da assinatura do contrato de concessão do empreendimento até a data final da concessão. R$ mil Mauá Colíder Baixo Iguaçu PCHs¹ Elejor Total 14.956 20.743 5.909 2.961 465.984 510.553 ¹Referente às PCHs Cavernoso, Apucaraninha, Chopim I, 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: 18
R$ mil Perdas Prováveis - Consolidado jun/15 dez/14 jun/14 Var % Var % (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Fiscais 326.972 291.844 288.266 12,0 13,4 Trabalhistas 369.512 326.246 226.903 6,1 62,9 Benefícios a Empregados 122.118 114.543 97.258 2,5 25,6 Cíveis 828.878 755.077 705.437 1,3 17,5 Fornecedores 33.184 60.680 62.662 (40,8) (47,0) Cíveis e direito administrativo 304.109 256.169 224.713 2,8 35,3 Servidões de passagem 39.527 25.407 16.795 5,2 135,3 Desapropriações e patrimoniais 436.800 402.219 391.039 5,5 11,7 Consumidores 15.258 10.602 10.228 2,5 49,2 Ambientais 541 479 230 6,5 135,2 Regulatórias 51.005 58.443 52.321 1,4 (2,5) TOTAL 1.699.026 1.546.632 1.370.415 4,9 24,0 As causas classificadas como perdas possíveis, estimadas pela Companhia e suas controladas ao final do período, totalizaram R$ 2.811,6 milhões, montante 5,2% menor ao registrado em dezembro de 2014, distribuídos em ações das seguintes naturezas: fiscais - R$ 1.345,1 milhões; cíveis - R$ 820,0 milhões; trabalhistas - R$ 579,9 milhões; benefícios a empregados - R$ 114,3 milhões, e regulatórias - R$ 22,3 milhões. R$ mil Passivo jun/15 dez/14 jun/14 Var.% Var.% (1) (2) (3) (1/2) (1/3) CIRCULANTE 4.184.007 4.055.393 3.373.761 3,2 24,0 Obrigações sociais e trabalhistas 195.799 252.618 185.585 (22,5) 5,5 Fornecedores 1.787.999 1.587.205 1.235.215 12,7 44,8 Imposto de Renda e Contribuição Social 322.115 309.881 373.817 3,9 (13,8) Outras obrigações fiscais 197.556 137.329 210.818 43,9 (6,3) Empréstimos, financiamentos e debêntures 941.509 1.299.117 965.857 (27,5) (2,5) Dividendos a pagar 23.928 19.691 4.579 21,5 422,6 Benefícios pós-emprego 37.123 37.404 31.041 (0,8) 19,6 Encargos do consumidor a recolher 218.006 23.233 24.897 838,3 775,6 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 163.685 175.972 126.537 (7,0) 29,4 Contas a pagar vinc. à concessão - Uso do Bem Público 55.141 54.955 52.532 0,3 5,0 Outras contas a pagar 241.146 157.988 162.883 52,6 48,0 NÃO CIRCULANTE 9.606.051 7.879.969 8.172.124 21,9 17,5 Fornecedores 14.249 17.625 37.775 (19,2) (62,3) Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos - 15.218 343.794 (100,0) (100,0) Outras obrigações fiscais 259.084 87.129 77.499 197,4 234,3 Empréstimos, financiamentos e debêntures 6.047.016 4.755.281 4.745.432 27,2 27,4 Benefício pós-emprego 914.226 861.214 971.926 6,2 (5,9) Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 215.382 159.792 194.905 34,8 10,5 Contas a pagar vinculadas à concessão - Uso do Bem Público 455.412 436.772 430.146 4,3 5,9 Outras contas a pagar 1.656 306 232 441,2 613,8 Provisões para litígios 1.699.026 1.546.632 1.370.415 9,9 24,0 PATRIMÔNIO LÍQUIDO 14.156.143 13.682.780 13.520.093 3,5 4,7 Atribuível aos acionistas da empresa controladora 13.798.687 13.330.689 13.161.134 3,5 4,8 Capital Social 6.910.000 6.910.000 6.910.000 - - Ajustes de avaliação patrimonial 925.657 976.964 929.459 (5,3) (0,4) Reserva legal 685.147 685.147 624.849-9,7 Reserva de retenção de lucros 4.516.825 4.516.825 3.897.833-15,9 Dividendo adicional proposto - 241.753 - - - Lucros acumulados 761.058-798.993 - (4,7) Atribuível aos acionistas não controladores 357.456 352.091 358.959 1,5 (0,4) TOTAL 27.946.201 25.618.142 25.065.978 9,1 11,5 19
4. Desempenho das Principais Empresas 4.1 Copel Geração e Transmissão No 2T15, a receita operacional da Copel GeT atingiu R$ 659,6 milhões, valor 18,6% inferior aos R$ 810,1 milhões registrados no mesmo período do ano anterior, em decorrência da redução de 32,3% da receita de suprimento, resultado da estratégia de alocação de energia no mercado de curto prazo nesse ano, cuja alocação foi concentrada no 1T15, alinhado à redução do preço teto do PLD em vigor desde 01 de janeiro de 2015, parcialmente compensado (a) pelo aumento de 19,5% da receita de fornecimento, em razão do reajuste dos contratos vigentes com consumidores livres, e (b) pelo crescimento de 44,0% na conta de disponibilidade da rede elétrica, em razão do reajuste da Receita Anual Permitida (RAP) dos ativos de transmissão e da entrada em operação de novos ativos. Os custos e despesas operacionais aumentaram 75,6% no 2T15 em relação ao 2T14, e alcançaram R$ 677,6 milhões, influenciados pelo (a) registro de R$ 221,9 milhões em energia elétrica comprada para revenda, reflexo do maior GSF no período, e (b) registro de R$ 115,1 milhões em provisões e reversões, devido, principalmente, ao reconhecimento de R$ 46,7 milhões relacionados à frustração de receita devido ao atraso na entrada em operação da UHE Colíder, resultado da diferença entre os preços de venda de energia negociada nos CCEARs da Usina Hidrelétrica de Colíder e o PLD do período. O resultado de equivalência patrimonial alcançou R$ 87,2 milhões no 2T15, motivado, principalmente, pela participação da Copel GeT na UEGA (60%), montante que é eliminado no resultado consolidado por serem empresas do mesmo grupo. No 2T15 a Copel GeT apresentou lucro líquido de R$ 123,8 milhões e LAJIDA de R$ 139,1 milhões. Principais Indicadores 2T15 1T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 659,6 908,9 810,1 (18,6) 1.568,5 1.653 (5,1) Resultado Operacional (R$ milhões) 141,9 554,2 544,9 (74,0) 696,0 1.152,4 (39,6) Lucro Líquido (R$ milhões) 123,8 408,5 389,8 (68,2) 532,4 821,3 (35,2) LAJIDA (R$ milhões) 139,1 622,6 581,6 (76,1) 761,7 1.226,5 (37,9) Margem Operacional 21,5% 61,0% 67,3% (68,0) 44,4% 69,7% (36,3) Margem Líquida 18,8% 44,9% 48,1% (61,0) 33,9% 49,7% (31,7) Margem LAJIDA 21,1% 68,5% 71,8% (70,6) 48,6% 74,2% (34,5) Programa de Investimento (R$ milhões) 327,5 180,1 129,0 153,9 507,6 287,9 76,4 4.2 Copel Distribuição No 2T15 a receita operacional líquida da Copel Distribuição atingiu R$ 2.482,2 milhões, valor 53,4% superior aos R$ 1.617,7 milhões registrados no mesmo período do ano anterior, em decorrência, principalmente, (a) do 20
reajuste de 24,86% aplicado às tarifas da Copel Distribuição a partir de 24 de junho de 2014, (b) da Revisão Tarifária Extraordinária que reajustou em 36,79% as tarifas a partir de 02 de março de 2015, (c) do reconhecimento de R$ 478,1 milhões referente ao resultado de ativos e passivos financeiros setoriais, e (d) do crescimento de 1,0% no consumo de energia no mercado cativo no período. Os custos e despesas operacionais aumentaram 19,0%, alcançando R$ 2.342,8 milhões no período, reflexo (a) do aumento de 27,2% nos custos com energia elétrica comprada para revenda, em razão da entrada de novos contratos de compra de energia (CCEARs) a preços elevados (no 18º Leilão de Ajuste, realizado em 15 de janeiro de 2015, a Companhia adquiriu 302 MW médios a R$ 385,87/MWh), e do reajuste da tarifa de Itaipu, (b) do crescimento de 68,7% em encargos de uso da rede em razão da entrada em operação de novos ativos no sistema e do maior custo com encargos dos serviços do sistema (ESS) devido ao maior despacho de usinas térmicas fora da ordem de mérito, e (c) do registro de R$ 68,0 milhões em provisões e reversões referentes, principalmente, a passivos trabalhistas, cíveis e a créditos de liquidação duvidosa. A Copel Distribuição registrou lucro líquido de R$ 142,5 milhões e LAJIDA de R$ 195,7 milhões no 2T15. Principais Indicadores 2T15 1T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 2.482,2 2.598,7 1.617,7 53,4 5.080,8 3.257,4 56,0 Resultado Operacional (R$ milhões) 217,3 47,6 (323,0) - 264,9 (342,3) - Lucro Líquido (R$ milhões) 142,5 28,8 (214,3) - 171,3 (228,9) - LAJIDA (R$ milhões) 195,7 48,8 (295,5) - 244,5 (316,2) - Margem Operacional 8,8% 1,8% -20,0% - 5,2% -10,5% - Margem Líquida 5,7% 1,1% -13,2% - 3,4% -7,0% - Margem LAJIDA 7,9% 1,9% -18,3% - 4,8% -9,7% - Programa de Investimento (R$ milhões) 169,1 166,2 253,5 (33,3) 335,3 482,1 (30,5) 4.3 Copel Telecomunicações A receita operacional da Copel Telecomunicações atingiu R$ 67,9 milhões no 2T15, valor 38,0% superior aos R$ 49,2 milhões registrados no mesmo período do ano anterior em decorrência, principalmente, da ampliação da área de atuação e do atendimento a novos clientes. Os custos e despesas operacionais tiveram aumento de 56,4%, alcançando R$ 45,9 milhões no 2T15, influenciados pelo aumento no custo com pessoal e administradores, em consequência da reestruturação ocorrida na Companhia no segundo semestre de 2014, e pelo aumento da rubrica "outros custos e despesas operacionais", reflexo da readequação dos contratos de aluguéis e compartilhamento de instalações. O lucro líquido do período foi de R$ 14,7 milhões, aumento de 8,0% em relação ao 2T14. O LAJIDA teve um incremento de 10,0%, alcançando R$ 29,6 milhões ante os R$ 26,9 milhões verificados no mesmo período do ano anterior. 21
Principais Indicadores 2T15 1T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 67,9 64,8 49,2 38,0 132,6 98 36,0 Resultado Operacional (R$ milhões) 22,0 22,0 20,6 7,1 44,0 42,2 4,3 Lucro Líquido (R$ milhões) 14,7 14,5 13,6 8,0 29,2 27,9 4,6 LAJIDA (R$ milhões) 29,6 28,9 26,9 10,0 58,5 54,1 8,0 Margem Operacional 32,5% 34,0% 41,8% (22,4) 41,8% 43,3% (3,4) Margem Líquida 21,6% 22,4% 27,6% (21,8) 27,6% 28,6% (3,4) Margem LAJIDA 43,7% 44,6% 54,8% (20,3) 54,8% 55,5% (1,3) Programa de Investimento (R$ milhões) 25,6 25,1 22,6 13,2 50,7 42,0 20,6 4.4 UEG Araucária No 2T15, a UTE Araucária apresentou uma receita líquida de R$ 560,2 milhões, redução de 1,5% em relação ao registrado no 2T14, reflexo do menor volume de energia despachada no período (864 GWh no 2T15 contra 872 GWh no 2T14). Os custos e despesas operacionais registraram crescimento de 2,8% devido, principalmente, ao maior custo com aquisição do gás no período. Com isso, o lucro líquido registrado foi de R$ 99,9 milhões, 10,3% inferior ao registrado no 2T14. O LAJIDA alcançou R$ 147,4 milhões, redução de 11,9% em comparação com o mesmo período do ano anterior. Desde 1º de fevereiro de 2014 a operação da usina voltou a estar sob responsabilidade da UEGA, empresa controlada pela Copel, que possui 80% do seu capital social (60% Copel GeT e 20% Copel). Principais Indicadores 2T15 1T15 2T14 Var.% 1S15 1S14 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5) Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 560,2 560,1 568,8 (1,5) 1.120,3 1.043,1 7,4 Resultado Operacional (R$ milhões) 151,0 235,4 160,5 (5,9) 386,5 321,2 20,3 Lucro Líquido (R$ milhões) 99,9 155,3 111,4 (10,3) 255,2 244,9 4,2 LAJIDA (R$ milhões) 147,4 238,6 167,3 (11,9) 386,1 333,9 15,6 Margem Operacional 27,0% 42,0% 28,2% (4,4) 34,5% 30,8% 12,1 Margem Líquida 17,8% 27,7% 19,6% (9,0) 22,8% 23,5% (3,0) Margem LAJIDA 26,3% 42,6% 29,4% (10,5) 34,5% 32,0% 7,7 A UTE Araucária não possui contrato de disponibilidade e opera sob a modalidade merchant, sendo que a energia produzida é comercializada no mercado de curto prazo. A Copel consolida todo o resultado da UEGA, sendo que a parcela da Petrobras é identificada na linha lucro atribuído aos acionistas não controladores. Ver mais detalhes no Anexo III. 22
5. Programa de Investimentos Para o ano de 2015, o programa de investimentos da Copel prevê o montante de R$ 2.476,9 milhões, dos quais R$ 534,8 milhões foram realizados no 2T15, conforme detalhado a seguir: Subsidiária / SPE Copel Geração e Transmissão 327,5 507,6 1.300,1 UHE Colíder 86,7 142,8 345,1 UHE Baixo Iguaçu 6,7 25,7 158,5 LT Araraquara / Taubaté 31,9 43,0 144,0 LT Figueira-Londrina / Foz do Chopim-Salto Osório 1,3 14,8 10,5 SE Paraguaçu Paulista 15,6 34,0 40,2 LT Bateias - Curitiba Norte 6,1 9,9 42,0 LT Foz do Chopim - Realeza 0,2 0,3 17,5 LT Assis - Londrina 0,1 0,1 19,7 SPE Matrinchã Transmissora de Energia ¹ 89,9 89,9 104,9 SPE Guaraciaba Transmissora de Energia ¹ 21,1 34,7 96,9 SPE Mata de Santa Genebra Transmissão ¹ 2,8 2,8 10,8 SPE Cantareira Transmissora de Energia ¹ 9,7 13,9 45,3 Outros 55,6 95,8 264,6 Copel Distribuição 169,1 335,3 784,7 Copel Telecomunicações 25,6 50,7 107,7 Holding - - 5,5 Complexo Eólico Cutia 4,1 4,7 90,0 Complexo Eólico Bento Miguel - - 50,0 Complexo Eólico São Miguel do Gostoso 1 - - 22,6 Outras Participações 2 8,5 64,0 116,3 TOTAL 534,8 962,4 2.476,9 ¹ Referente à participação da COPEL nos Empreendimentos. ² Inclui os blocos de gás e demais parques eólicos em fase final de construção. Realizado 2T15 Realizado 1S15 R$ milhões Previsto 2015 6. Mercado de Energia e Tarifas 6.1 Mercado Cativo Copel Distribuição A venda de energia para o mercado cativo da Copel Distribuição totalizou 12.223 GWh entre janeiro e junho de 2015, aumento de 1,3% em comparação ao mesmo período de 2014. A tabela a seguir apresenta o comportamento do mercado cativo aberto por classe de consumo: N o de consumidores Energia vendida (GWh) jun/15 jun/14 Var. % 2T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % Residencial 3.487.127 3.386.848 3,0 1.686 1.749 (3,6) 3.583 3.672 (2,4) Industrial 90.963 91.299 (0,4) 1.765 1.703 3,7 3.418 3.288 3,9 Comercial 372.543 348.381 6,9 1.353 1.293 4,6 2.851 2.740 4,1 Rural 371.632 372.711 (0,3) 552 547 0,9 1.203 1.186 1,4 Outros 56.935 56.565 0,7 579 586 (1,2) 1.168 1.176 (0,7) Mercado Cativo 4.379.200 4.255.804 2,9 5.935 5.878 1,0 12.223 12.062 1,3 A classe residencial consumiu 3.583 GWh entre janeiro e junho de 2015, registrando retração de 2,4%, reflexo da elevada base de comparação de 2014 em função das altas temperaturas registradas no início daquele ano, 23
alinhada à redução do consumo médio no período. Ao final do primeiro semestre esta classe era equivalente a 29,3% do mercado cativo, totalizando 3.487.127 consumidores residenciais. A classe industrial apresentou aumento de 3,9% no consumo de energia até junho de 2015, totalizando 3.418 GWh, em função do retorno de clientes livres para o mercado cativo. Ao final do 1S15 a classe industrial representava 28,0% do mercado cativo e eram atendidos 90.963 consumidores industriais. A classe comercial consumiu 2.851 GWh entre janeiro e junho de 2015, o que representa um crescimento de 4,1% em relação ao mesmo período do ano anterior e reflete o aumento de 6,9% no número de clientes, parcialmente compensado pelo menor consumo médio decorrente do registro de temperaturas mais amenas no início de 2015. No final de junho essa classe representava 23,3% do mercado cativo e eram atendidos 372.543 consumidores. A classe rural consumiu 1.203 GWh e cresceu 1,4% no 1S15, reflexo da manutenção do bom desempenho do agronegócio paranaense. Ao final de junho esta classe representava 9,8% do mercado cativo e eram atendidos 371.632 consumidores rurais. As outras classes (poderes públicos, iluminação pública, serviços públicos e consumo próprio) apresentaram uma ligeira queda em comparação com o mesmo período de 2014, totalizando 1.168 GWh. Em conjunto, essas classes eram equivalentes a 9,6% do mercado cativo, totalizando 56.935 consumidores no final do 1S15. 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, permaneceu estável no primeiro semestre de 2015, conforme verificado na tabela a seguir: N o de consumidores / Contratos Energia vendida (GWh) jun/15 jun/14 Var. % 2T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % Mercado Cativo 4.379.200 4.255.804 2,9 5.935 5.878 1,0 12.223 12.062 1,3 Concessionárias e Permissionárias 6 6-195 190 2,3 382 358 6,6 Consumidores Livres ¹ 126 131 (3,8) 1.022 1.144 (10,7) 2.052 2.239 (8,4) Mercado Fio 4.379.332 4.255.941 2,9 7.152 7.212 (0,8) 14.657 14.659 - ¹ Total de consumidores livres atendidos pela Copel GeT e por outros fornecedores dentro da área de concessão da Copel DIS. 6.3 Fornecimento de Energia Elétrica O fornecimento de energia elétrica da Copel, 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, registrou expansão de 0,9% nos seis primeiros meses de 2015. 24
Energia vendida (GWh) Classe Mercado 2T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % Residencial 1.686 1.749 (3,6) 3.583 3.672 (2,4) Total 2.727 2.654 2,8 5.377 5.283 1,8 Industrial Cativo 1.765 1.703 3,7 3.418 3.288 3,9 Livre 962 951 1,2 1.959 1.995 (1,8) Total 1.356 1.296 4,6 2.857 2.746 4,0 Comercial Cativo 1.353 1.293 4,6 2.851 2.740 4,1 Livre 3 3-6 6 - Rural 552 547 0,9 1.203 1.186 1,4 Outros 579 586 (1,3) 1.168 1.176 (0,7) Fornecimento de Energia 6.900 6.832 1,0 14.188 14.063 0,9 6.4 Total de Energia Vendida O total de energia vendida pela Copel, composto pelas vendas da Copel Distribuição e da Copel Geração e Transmissão em todos os mercados, atingiu 22.171 GWh no primeiro semestre de 2015, crescimento de 1,2% em relação ao mesmo período do ano anterior. As vendas da Copel Geração e Transmissão alcançaram 9.432 GWh até junho, aumento de 1,0% em relação ao mesmo período de 2014. A tabela a seguir apresenta as vendas totais de energia da Copel Distribuição e Copel Geração e Transmissão: Nº de consumidores / contratos Energia vendida (GWh) jun/15 jun/14 Var. % 2T15 2T14 Var. % 1S15 1S14 Var. % Copel DIS Mercado Cativo 4.379.200 4.255.804 2,9 5.935 5.878 1,0 12.223 12.062 1,3 Concessionárias e Permissionárias 6 6-181 177 2,5 351 345 1,9 CCEE (MCP) - - - 164 175 (6,1) 164 175 (6,1) Total Copel DIS 4.379.206 4.255.810 2,9 6.280 6.230 0,8 12.738 12.582 1,2 Copel GeT CCEAR (Copel DIS) 1 1-62 93 (33,9) 122 197 (37,8) CCEAR (outras concessionárias) 39 39-1.093 1.112 (1,7) 2.276 2.352 (3,2) Consumidores Livres 27 29 (6,9) 965 954 1,2 1.965 2.001 (1,8) Contratos Bilaterais ¹ 25 32 (21,9) 1.708 1.724 (0,9) 3.402 3.717 (8,5) CCEE (MCP)² - - - 143 567 (74,7) 1.668 1.069 56,0 Total Copel GeT 92 101 (8,9) 3.971 4.450 (10,8) 9.432 9.336 1,0 Total Copel Consolidado 4.379.298 4.255.911 2,9 10.251 10.680 (4,0) 22.171 21.918 1,2 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. Adicionalmente, a energia despachada pela UTE Araucária totalizou 1.827 GWh entre janeiro e junho de 2015. Toda a energia gerada pela usina é comercializada no mercado de curto prazo (MCP). GWh UTE Araucária (UEGA) 2T15 (1) 2T14 (2) Var. % (1/2) 1S15 (3) 1S14 (4) Var. % (3/4) Geração Própria ¹ 864 872 (0,9) 1.827 1.529 19,5 Fonte: ONS ¹ Valor da geração bruta verificada pelo ONS, sem considerar as perdas da Rede Básica associadas ao empreendimento. 25
6.5 Fluxos de Energia Fluxo de Energia Copel Dis GWh Fluxo de Energia - Copel Dis 1S15 1S14 Var. % Itaipu 2.947 2.911 1,2 CCEAR Copel Geração e Transmissão 122 197 (37,8) CCEAR Outras 7.495 7.175 4,5 CCEAR Leilão de ajuste 1.303 - - CCEE (MCP) 401 1.463 (72,6) Angra 521 519 0,4 CCGF 651 651 (0,0) Itiquira - 452 - Proinfa 296 276 7,1 Elejor S.A 588 588 - Disponibilidade 14.324 14.232 0,6 Mercado cativo 12.223 12.062 1,3 Concessionárias 351 345 1,9 CCEE (MCP) 164 175 (6,1) Perdas e diferenças 1.586 1.650 (3,9) Rede básica 303 283 7,1 Distribuição 1.112 1.206 (7,8) Alocação de contratos no CG 171 161 6,0 Fluxo de Energia Copel GeT GWh Fluxo de Energia - Copel GeT 1S15 1S14 Var. % Geração Própria 11.671 11.785 (1,0) CCEE (MCP) - - - MRE 144 - - Dona Francisca 186 303 (38,7) Disponibilidade Total 12.001 12.088 (0,7) Contratos Bilaterais 3.402 3.717 (8,5) CCEAR COPEL Distribuição 122 197 (37,8) CCEAR Outras 2.276 2.352 (3,2) Consumidores Livres 1.965 2.001 (1,8) CCEE (MCP) 1.668 1.069 56,0 MRE 2.284 2.334 (2,1) Perdas e diferenças 284 418 (32,1) 26
Fluxo de Energia Consolidado (Jan/ Jun 2015) Geração Própria Mercado Cativo 11.671 44,3% 12.223 46,4% GWh Concessionárias 351 1,3% Consumidores Livres Disponibilidade Total 1.965 7,5% Energia Comprada 26.325 Energia Suprida 14.654 55,7% 9.916 37,7% CCEAR: 8.920 Itaipu: 2.947 Itiquira: - Dona Francisca: 186 Contratos Bilaterais 3.402 CCEAR: 2.398 CCEE (MCP): 1.832 MRE: 2.284 CCEE (MCP): 401 Angra: 521 Perdas e Diferenças CCGF: 651 1.870 7,1% MRE: 144 Elejor: 588 Proinfa: 296 Rede Básica 587 Distribuição 1.112 Alocação de contratos no CG: 171 CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado. CCEE (MCP): Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (Mercado de Curto Prazo). MRE: Mecanismo de Realocação de Energia. CG: Centro de Gravidade do Submercado (diferença entre a energia faturada e a recebida no CG). Não considera a energia produzida pela UTE Araucária vendida no mercado de curto prazo (MCP). 6.6 Tarifas Tarifas médias de Suprimento de Energia Copel Geração e Transmissão Tarifas Quantidade jun/15 mar/15 jun/14 Var. % Var. % MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Copel Geração e Transmissão 507 151,92 147,23 150,56 3,2 0,9 Leilão CCEAR 2007-2014 - - - 118,77 - - Leilão CCEAR 2008-2015 74 135,98 131,83 126,86 3,1 7,2 Leilão CCEAR 2009-2016 217 154,57 150,53 144,31 2,7 7,1 Leilão CCEAR 2011-2040 (UHE Mauá) 96 176,46 171,86 164,82 2,7 7,1 Leilão CCEAR 2013-2042 (Cavernoso II)¹ - 192,86 188,75 177,28 - - Leilão - CCEAR 2014 (12 meses) - - - 191,80 - - Leilão - CCEAR 2015-2045 (UHE Colíder) 120 137,34 130,86-5,0 - Copel Distribuição Concessionárias no Estado do Paraná 88 251,49 199,44 153,40 26,1 63,9 Total / Tarifa Média Ponderada de Suprimento 595 166,65 192,81 150,94 (13,6) 10,4 ¹ A operação comercial da PCH Cavernoso II está suspensa desde 24.09.2014. 27
Tarifas Médias de Compra de Energia Copel Distribuição Quantidade jun/15 mar/15 jun/14 Var. % Var. % MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3) Itaipu 1 639 346,71 284,46 129,08 21,9 168,6 Leilão 2007-2014 - - - 164,88 - - Leilão 2008-2015 52 135,42 132,78 126,61 2,0 7,0 Leilão 2010 - H30 70 194,04 178,89 178,89 8,5 8,5 Leilão 2010 - T15 2 65 205,46 189,41 189,41 8,5 8,5 Leilão 2011 - H30 58 199,22 183,66 183,66 8,5 8,5 Leilão 2011 - T15 2 54 226,55 208,85 208,85 8,5 8,5 Leilão 2012 - T15 2 115 203,23 187,36 187,36 8,5 8,5 Leilão CCEAR 2014-2019 ³ 109 386,03 343,27 448,82 12,5 (14,0) Leilão CCEAR 2014-2019 4 279 292,94 270,81 270,81 8,2 8,2 Leilão 2014-12M - - - 191,41 - - Leilão 2014-18M 10 175,79 175,79 165,20-6,4 Leilão 2014-36M 163 159,60 159,60 149,99-6,4 Angra 120 170,38 164,88 189,55 3,3 (10,1) CCGF 5 387 32,74 29,23 150,83 12,0 (78,3) Santo Antônio 134 116,08 113,83 32,22 2,0 260,3 Jirau 204 102,10 100,12 108,60 2,0 (6,0) Outros Leilões 6 529 216,26 268,58 95,52 (19,5) 126,4 Bilaterais 135 210,32 203,12 226,43 3,5 (7,1) Total / Tarifa Média de Compra 3.123 213,44 202,95 174,40 5,2 22,4 1 Transporte de Furnas não incluído. ³ Disponibilidade. Tarifas 2 Preço médio do leilão corrigido pelo IPCA. Na prática o preço é formado por 3 componentes: parcela fixa, parcela variável e despesa na 4 Quantidade. 5 Contrato de cotas de garantia física das UHEs que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos da Lei 12.783/13. R$ / MWh 6 Preço médio ponderado dos produtos. Tarifas Médias de Fornecimento de Energia Copel Distribuição sem ICMS Tarifas¹ jun/15 (1) mar/15 (2) jun/14 (3) Var. % (1/2) Var. % (1/3) Industrial ² 361,91 350,31 207,75 3,3 74,2 Residencial 430,85 416,57 263,50 3,4 63,5 Comercial 401,72 392,48 241,04 2,4 66,7 Rural 265,09 262,79 161,13 0,9 64,5 Outros 307,95 321,88 185,71 (4,3) 65,8 Tarifa média de fornecimento 376,65 367,54 225,56 2,5 67,0 ¹ Não considera as bandeiras tarifárias. ² Não inclui consumidores livres. 28
7. Mercado de Capitais 7.1 Capital Social O capital social da Copel é de R$ 6.910 milhões, composto por ações sem valor nominal e o número atual de acionistas é de 24.947. Em junho de 2015, o capital da Companhia estava assim representado: Mil ações Acionistas ON % PNA % PNB % TOTAL % Estado do Paraná 85.029 58,6 - - - - 85.029 31,0 BNDESPAR 38.299 26,4 - - 27.282 21,2 65.581 24,0 Eletrobras 1.531 1,1 - - - - 1.531 0,6 Custódia da Bolsa 19.874 13,7 129 0,1 100.915 78,6 120.918 44,2 BM&FBovespa 18.863 13,0 129 0,1 60.330 47,0 79.322 29,0 NYSE 1.011 0,7 - - 40.516 31,5 41.527 15,2 LATIBEX - - - - 69 0,1 69 - Outros 297 0,2 252 0,1 47 0,2 596 0,2 TOTAL 145.030 100,0 381 0,1 128.244 100,0 273.655 100,0 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 26,4% Outros 78,6% Total 0,2% 44,2% 31,0% Estado do Paraná BNDESPAR Eletrobras Custódia da Bolsa Outros 0,6% 24,0% 29
7.2 Desempenho das Ações BM&FBovespa NYSE LATIBEX Desempenho das Ações (Jan -Jun/ 15) ON (CPLE3 / ELPVY) PNB (CPLE6 / ELP / XCOP) Total Média diária Total Média diária Negócios 26.654 218 422.128 3.460 Quantidade 8.516.300 69.806 69.664.100 571.017 Volume (R$ mil) 194.112 1.591 2.336.945 19.155 Presença nos Pregões 122 100% 122 100% Quantidade 302.662 3.088 81.338.874 661.292 Volume (US$ mil) 2.452 25 917.126 7.456 Presença nos Pregões 98 80% 123 100% Quantidade - - 167.810 1.410 Volume (Euro mil) - - 1.707 14 Presença nos Pregões - - 119 94% De janeiro a junho de 2015 as ações em circulação totalizaram 44,2% do capital da Companhia. Ao final de junho de 2015, o valor de mercado da Copel, considerando as cotações de todos os mercados, ficou em R$ 7.890,8 milhões. Dos 66 papéis que compõem a carteira teórica do Ibovespa, as ações PNB da Copel participam com 0,4% e com índice Beta de 0,8. Na carteira do IEE (Índice Setorial de Energia Elétrica), a Copel participa com 6,3%. No Índice de Sustentabilidade Empresarial da BM&FBovespa (ISE), a Copel PNB tem participação de 0,9% e a Copel ON de 0,1%. Na BM&FBovespa as ações ordinárias nominativas (ON - código CPLE3) e as ações preferenciais nominativas classe B (PNB - código CPLE6) da Copel estiveram presentes em 100% dos pregões da Bolsa de Valores, Mercadoria e Futuros (BM&FBovespa). As ações ON fecharam o período cotadas a R$ 23,65 e as ações PNB a R$ 34,95, com variações negativa de 5,0% e 2,7% respectivamente. No mesmo período o Ibovespa teve variação positiva de 6,2%. Na Bolsa de Valores de Nova Iorque (NYSE), as ações PNB são negociadas no Nível 3 na forma de ADS s, sob o código ELP, as quais estiveram presentes em 100% dos pregões, fechando o período cotadas a US$ 11,00 com variação negativa de 16,5%. Neste mesmo período o índice Dow Jones teve variação negativa de 1,1%. 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 94% dos pregões, fechando o período cotadas a 9,83 com variação negativa de 11,7%. No mesmo período o índice Latibex All Shares teve variação negativa de 0,8%. A tabela a seguir sintetiza o comportamento das ações da Copel no 1S15. 30
Cotações em 30.06.2015 BM&FBovespa Código / Índice Preço / Pontos 30.06.2015 31.12.2014 Var. (%) CPLE3 R$ 23,65 R$ 24,90 (5,0) CPLE6 R$ 34,95 R$ 35,90 (2,7) Ibovespa 53.080 50.007 6,2 NYSE LATIBEX ELP US$ 11,00 US$ 13,17 (16,5) Dow Jones 17.620 17.823 (1,1) XCOP 9,83 11,13 (11,7) Latibex 1.729 1.742 (0,8) 7.3 Dividendos e JCP Na tabela a seguir estão discriminadas as distribuições de Dividendos e/ou JCP a partir de 2010: Tipo de Provento Exercício Aprovado Pagamento Valor Bruto R$ Mil R$ por Ação ON PNA PNB Total 2010 281.460 0,98027 2,52507 1,07854 JCP¹ 2010 17/08/10 20/09/10 85.000 0,29662 0,32638 0,32638 Dividendos 2010 28/04/11 23/05/11 81.460 0,28328 1,04782 0,31167 JCP 2010 28/04/11 23/05/11 115.000 0,40037 1,15087 0,44049 Total 2011 421.091 1,46833 2,52507 1,61546 JCP¹ 2011 11/08/11 15/09/11 225.814 0,78803 0,86706 0,86706 JCP 2011 26/04/12 29/05/12 195.277 0,68030 1,65801 0,74840 Total 2012 268.554 0,93527 2,52507 1,02889 JCP¹ 2012 19/12/12 15/01/13 138.072 0,47920 2,52507 0,52720 Dividendos 2012 25/04/13 23/05/13 130.482 0,45607-0,50169 Total 2013 560.537 1,95572 2,52507 2,15165 JCP¹ 2013 13/11/13 16/12/13 180.000 0,62819 0,69111 0,69111 Dividendos ¹ 2013 13/11/13 16/12/13 145.039 0,50617 0,55688 0,55688 Dividendos 2013 24/04/14 28/05/14 235.498 0,82136 1,27708 0,90366 Total 2014 622.523 2,17236 2,52507 2,39000 JCP¹ 2014 24/10/14 21/11/14 30.000 0,10469 0,11519 0,11519 Dividendos ¹ 2014 24/10/14 21/11/14 350.770 1,22416 1,34678 1,34678 Dividendos 2014 23/04/15 22/06/15 241.753 0,84351 1,06310 0,92803 ¹ Antecipação 31
8. Performance Operacional 8.1 Geração Em Operação Copel Geração e Transmissão A seguir são apresentadas as principais informações do parque gerador da Copel GeT e a energia produzida entre janeiro e junho de 2015. Usinas Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW médio) Geração (GWh) Hidrelétricas 4.732,1 2.057,6 11.631,6 Vencimento da Concessão Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 1.676,0 576,0 2.802,3 23.05.2023 Gov. Ney Aminthas de B. Braga (Segredo) 1.260,0 603,0 3.675,3 15.11.2029 Gov. José Richa (Salto Caxias) 1.240,0 605,0 3.511,4 04.05.2030 Gov. Pedro V. Parigot de Souza (Capivari-Cachoeira) 260,0 109,0 689,6 07.07.2015 Mauá (1) 185,2 100,8 706,2 03.07.2042 Guaricana (2) 36,0 16,1 88,7 16.08.2026 Cavernoso II (3) 19,0 10,6 0,0 27.02.2046 Chaminé 18,0 11,6 47,7 16.06.2026 Apucaraninha 10,0 6,7 33,2 12.10.2025 Mourão 8,2 5,3 22,1 07.07.2015 Derivação do Rio Jordão 6,5 5,9 25,6 15.11.2029 Marumbi 4,8 2,4 11,3 (4) São Jorge 2,3 1,5 8,2 03.12.2024 Chopim I 2,0 1,5 3,9 (5) Cavernoso (3) 1,3 1,0 1,5 07.01.2031 Melissa 1,0 0,6 3,2 (5) Salto do Vau 0,9 0,6 0,5 (5) Pitangui 0,9 0,1 1,0 (5) Termelétrica 20,0 10,3 37,4 Figueira 20,0 10,3 37,4 26.03.2019 Eólica 2,5 0,5 1,6 Eólica de Palmas (6) 2,5 0,5 1,6 28.09.2029 TOTAL 4.754,6 2.068,4 11.670,6 (1) Corresponde a parcela da Copel (51% do empreendimento, de 363 MW). (2) Em processo de modernização. (3) Usinas com operação suspensa em decorrência de eventos fortuitos ocorridos em 2014. (4) Em homologação na ANEEL. (5) Usinas dispensadas de concessão, apenas com registro na ANEEL. (6) Geração média da eólica. No dia 07 de julho de 2015 ocorreu o vencimento dos contratos de concessão da UHE Governador Parigot de Souza (260 MW) e da PCH Mourão I (8,2 MW), que estavam sob a titularidade da Copel Geração e 32
Transmissão e correspondem a 5% da capacidade instalada em operação dos ativos pertencentes a Companhia. De acordo com a Portaria nº 189, de 8 de maio de 2015, do Ministério de Minas e Energia, essas usinas permanecem sob a responsabilidade da Copel GeT para a prestação do serviço de geração de energia elétrica com vistas a garantir a continuidade do serviço, até que um novo processo licitatório seja realizado, sendo que a energia gerada por esses empreendimentos passou a ser alocada às distribuidoras no sistema de cotas, de acordo com a Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013. Através da Resolução Homologatória nº 1.924, de 28 de julho de 2015, a Aneel definiu as Receitas Anuais de Geração das usinas hidrelétricas em regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013. Com isso, a Copel GeT passa a receber uma Receita Anual de Geração (RAG) total de R$ 34,2 milhões, dos quais (i) R$ 31,5 milhões correspondem à UHE Governador Parigot de Souza, (ii) R$ 2,1 milhões à PCH Mourão I, e (iii) R$ 631,9 mil à PCH Rio dos Patos (cujo contrato de concessão expirou em 14 de fevereiro de 2014). As respectivas RAGs são válidas para o período de 08 de julho de 2015 a 30 de junho de 2016, ou até que essas usinas sejam transferidas aos vencedores das licitações correspondentes, o que ocorrer primeiro. A Energia gerada pelo empreendimento é cotizada e, por essa razão não integra a garantia física da Copel GeT. A Lei 13.097/15, publicada em janeiro de 2015, alterou o limite de potência para as Centrais Geradoras de Hidroeletricidade CGHs e para as Pequenas Centrais Hidroelétricas PCHs. Com a alteração, o limite para as CGHs passou de 1MW para 3MW. Dessa forma, a usina Chopim I, anteriormente classificada como PCH passou a ser considerada CGH, sendo dispensada de concessão, necessitando apenas de registro na Aneel. Copel Renováveis Complexo Eólico São Bento Em 26 de fevereiro de 2015 teve início a operação comercial do Complexo Eólico São Bento, localizado no Rio Grande do Norte. O complexo é formado por 4 parques que possuem capacidade instalada de 94,0 MW e garantia física de 46,3 MW médios. A energia produzida foi comercializada no 2º Leilão de Fontes Alternativas, realizado em 26 de agosto de 2010, ao preço médio de R$ 134,52/MWh. Complexo Eólico Copel Brisa Potiguar Entraram em operação comercial os parques eólicos Santa Maria, Santa Helena e Ventos Santo Uriel com 75,6 MW de capacidade instalada e 40,4 MW médios de garantia física, os empreendimentos pertencem ao Complexo Eólico Brisa Potiguar, localizado no Rio Grande do Norte, e tiveram sua energia comercializada no 4º Leilão de Energia de Reserva, em 18 de agosto de 2011, ao preço médio ponderado de R$ 107,74/MWh. Adicionalmente, através do Despacho nº 2.513, de 04 de agosto de 2015, a Aneel liberou as unidades geradoras do parque eólico Nova Asa Branca I, que também faz parte do Complexo Eólico Brisa Potiguar (100% Copel), para o início da operação comercial a partir de 05 de agosto de 2015. 33
Com isso a Copel passa a ter 196,6 MW de capacidade instalada em empreendimentos eólicos em operação. A tabela abaixo apresenta a energia produzida pelos parques eólicos em operação no período de janeiro a junho de 2015. Complexo Eólico Leilão ¹ Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MWméd) Geração (GWh) Preço ² Vencimento da Autorização São Bento 94,0 46,3 156,9 170,79 Boa Vista 14,0 6,3 20,5 175,20 abr.46 Olho d'água 2º LFA 30,0 15,3 54,4 170,09 mai.46 São Bento do Norte (26/08/2010) 30,0 14,6 49,4 170,09 mai.46 Farol 20,0 10,1 32,6 170,09 abr.46 Copel Brisa Potiguar 102,6 53,6 56,6 130,26 Asa Branca I 2º LFA (26/08/2010) 27,0 13,2-135,40 abr.46 Santa Maria 29,7 15,7 27,5 128,81 mai.47 4º LER Santa Helena 29,7 15,7 22,1 128,80 abr.47 (18/08/2011) Ventos de Santo Uriel 16,2 9,0 7,0 127,82 abr.47 Total 196,6 99,9 213,5 149,0 ¹LFA - Leilão de Fontes Alternativas/ LER - Leilão de Energia de Reserva. ² Preço histórico. Valor será atualizado pelo IPCA. Participação em Empreendimentos de Geração A Copel tem participação em seis empreendimentos de geração de energia elétrica em fase operacional com capacidade instalada total de 1.786,6 MW, sendo 606 MW ajustados à participação da Copel, conforme demonstrado a seguir: Empreendimento UTE Araucária (UEG Araucária) UHE Santa Clara (Elejor) UHE Fundão (Elejor) UHE Dona Francisca (DFESA) Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW médio) 484,1 365,2 123,4 72,4 122,5 67,9 125,0 78,0 COPEL - 20% COPEL GeT - 60% Petrobras - 20% COPEL - 70% Paineira Participações - 30% COPEL - 70% Paineira Participações - 30% COPEL - 23,03% Gerdau - 51,82% Celesc - 23,03% Desenvix - 2,12% Sócios PPA assinado com COPEL Dis Consumidores Livres COPEL Dis Consumidores Livres COPEL GeT Vencimento da Concessão ¹ dez/29 out/36 out/36 ago/33 PCH Júlio de Mesquita Filho (Foz do Chopim) 29,1 20,4 COPEL - 35,77% Silea Participações - 64,23% Consumidores livres abr/30 UHE Lajeado (Investco S.A.) 902,5 526,6 COPEL - 0,82% CEB Lajeado - 16,98% Paulista Lajeado Energia S.A. - 5,94% EDP Energias do Brasil S.A. - 4,57% Lajeado Energia S.A. - 62,39% Furnas Centrais Elétricas S.A. - 0,21% Outros - 9,09% ² dez/32 ¹ A partir de 1º de fevereiro de 2014 a operação da Usina voltou a estar sob responsabilidade da UEGA. A UTE Araucária não possui contrato de disponibilidade e opera sob a modalidade merchant. ² Os ativos da UHE Lajeado estão arrendados às demais concessionárias da mesma em frações ideais dos ativos existentes. 34
Participação em Parques Eólicos A Copel possui 49% de participação no Complexo Eólico São Miguel do Gostoso, localizado no Estado do Rio Grande do Norte. O Complexo é composto por 4 parques eólicos com 108 MW de capacidade instalada. A energia foi comercializada no 4º Leilão de Energia de Reserva ao preço médio de R$ 98,92 /MWh em contratos de 20 anos com início de suprimento em julho de 2015, conforme tabela a seguir. Empreendimento Capacidade Instalada¹ (MW) Garantia Física (MWméd) Preço² Início de Suprimento CAPEX³ (R$ milhões) Participação (%) Localização do Parque Vencimento da Autorização Voltália - São Miguel do Gostoso I 4 Carnaúbas 27,0 13,1 127,1 abr/47 Reduto 27,0 14,4 128,9 49% COPEL São Miguel do abr/47 98,92 jun/15 Santo Cristo 27,0 15,3 128,9 51% Voltalia Gostoso (RN) abr/47 São João 27,0 14,3 128,9 mar/47 Total 108,0 57,1 98,92 513,9 ¹ A capacidade instalada prevista no Leilão foi alterada de acordo com as características dos equipamentos da Acciona Windpower, respeitando o volume de energia vendido ² Preço histórico. Valor será atualizado pelo IPCA ³ CAPEX estimado pela Aneel na data do leilão 4 Empreendimentos aptos à operação comercial, aguardando conclusão de obras de transmissão. Em abril de 2015 foram concluídas as obras desses parques eólicos. Através dos Despachos nº 2.233, de 09 de julho de 2015, e nº 2.538, de 05 de agosto de 2015, a Aneel considerou aptas à operação comercial as unidades geradoras dos Parques Eólicos Reduto, Carnaúbas, Santo Cristo e São João. No entanto, a operação comercial só terá início após a conclusão das obras das instalações de transmissão (ICG Touros) de responsabilidade do agente de transmissão, prevista para o primeiro semestre de 2016. Em Construção Copel Geração e Transmissão A Copel GeT está construindo duas usinas hidrelétricas que irão adicionar um total de 405 MW em capacidade instalada ao seu parque gerador. Usinas Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW médio) Participação UHE Colíder 300 179,6 100% Copel GeT UHE Baixo Iguaçu 350 172,8 30% Copel GeT 70% Geração Céu Azul S.A Total ¹ 405 231,4 ¹ Ajustado à Participação da Copel no empreendimento. 35
Usina Hidrelétrica Colíder No Leilão de Energia Nova nº 03/2010, realizado no dia 30 de julho de 2010, a Copel GeT conquistou a concessão para implantação e exploração da UHE Colíder por 35 anos. O Contrato de Concessão nº 01/2011- MME-UHE Colíder, de uso de bem público para geração de energia elétrica, foi celebrado entre a União e a Copel GeT em 17 de janeiro de 2011. A usina terá potência instalada de 300,0 MW e garantia física de 179,6 MW médios e está em implantação no rio Teles Pires, no Estado do Mato Grosso. O investimento é de R$ 1,9 bilhão. Foram negociados 125 MW médios à tarifa de R$ 103,40/MWh na data base de 1º de agosto de 2010, com atualização pela variação do IPCA. A energia vendida será fornecida por 30 anos a partir de janeiro de 2015, e a energia restante está disponível para comercialização. A obra encontra-se em fase final de execução. Parte da barragem está em fase de acabamento, recebendo revestimento e sistema de drenagem. No canteiro de obras, os trabalhos avançam na montagem dos equipamentos eletromecânicos e na supressão vegetal da área do reservatório. No dia 28 de julho foi concluída a operação de lançamento e instalação do anel pré-distribuidor da terceira unidade geradora da usina. O equipamento é responsável pela distribuição e direcionamento do fluxo de água dentro da unidade geradora. A data de entrada em operação comercial da unidade 1, prevista inicialmente para 30 de abril de 2016, passou para o segundo semestre de 2016. Em decorrência de atos do poder público e de casos fortuitos e de força maior ocorridos ao longo da implantação da Usina Hidrelétrica Colíder, a Copel Geração e Transmissão está pleiteando junto à Aneel o reconhecimento de excludente de responsabilidade, no total de 644 dias, referente ao atraso da entrada em operação da usina, previsto inicialmente para 30 de dezembro de 2014. A Copel GeT está honrando com os CCEARs da UHE Colíder, que totalizam 125 MW médios, utilizando a energia disponível de outras usinas de seu portfólio. Para tanto, a Companhia deixa de vender energia no Mercado de Curto Prazo, ao PLD, para vender ao preço dos CCEARs. No 2T15, a frustação de receita em decorrência do atraso da usina totalizou R$ 46,7 milhões, caracterizado pela diferença entre o preço de venda de energia negociada nos CCEARs da usina e o PLD, constituída na forma de provisão para créditos de liquidação duvidosa. No acumulado dos seis primeiros meses do ano, esse montante é de R$ 119,7 milhões. A Companhia aguarda a definição, por parte da Aneel, quanto ao pleito de revisão do cronograma de início da operação comercial para a possível reversão desta provisão. Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu A Copel GeT tem participação de 30% no Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu, responsável pela construção e operação da UHE Baixo Iguaçu. A Usina terá potência instalada de 350 MW, garantia física de 172,8 MW médios e está em construção no rio Iguaçu, entre os municípios de Capanema e Capitão Leônidas Marques, no 36
sudoeste do Paraná. Parte da energia a ser produzida (121 MW médios) foi comercializada no 7º Leilão de Energia Nova, realizado em 30 de setembro de 2008, por R$ 98,98/MWh. O início da geração comercial que estava previsto para abril de 2016 (unidade 1), e para junho e agosto de 2016 (unidades 2 e 3, respectivamente), conforme contrato de concessão assinado em 20 de agosto de 2012, sofreram alteração em função da suspensão da Licença de Instalação, e está previsto para 31 de dezembro de 2017 (unidade 1) e janeiro e fevereiro de 2018 (unidade 2 e 3, respectivamente). Os trabalhos de construção civil e montagem estão suspensos desde julho de 2014 em decorrência de questões judiciais. Copel Renováveis Complexos Eólicos A Copel Renováveis está ampliando sua matriz de geração de energia com fontes renováveis através da construção de Complexos Eólicos no Rio Grande do Norte, formado por 16 empreendimentos, que totalizam 413,0 MW de capacidade instalada estimada, conforme tabela a seguir: Complexo Eólico Leilão ¹ Capacidade Instalada (MW) ² Garantia Física (MWméd) Preço ³ Início de Suprimento CAPEX (R$ milhões) Valor do Prêmio (R$ milhões) Brisa Potiguar 81,0 39,0 135,40 399,9 217,1 Localização do Parque Vencimento da Autorização Nova Eurus IV 27,0 13,7 135,40 Touros abr/46 Nova Asa Branca II 2º LFA (26/08/2010) 27,0 12,8 135,40 jul/15 399,9 217,1 Parazinho mai/46 Nova Asa Branca III 27,0 12,5 135,40 Parazinho mai/46 Cutia 4 332,0 126,2 140,95 1.287,2 23,6 Dreen Cutia 25,2 9,6 144,00 97,6 Pedra Grande jan/42 Dreen Guajiru 21,6 8,3 144,00 83,8 Pedra Grande jan/42 Esperança do Nordeste 30,0 9,1 144,00 116,1 São Bento do Norte s 5 GE Jangada 6º LER (31/10/2014) 30,0 10,3 144,00 out/17 114,9 9,4 São Bento do Norte jan/42 GE Maria Helena 30,0 12,0 144,00 114,9 São Bento do Norte jan/42 Paraíso dos Ventos do Nordeste 30,0 10,6 144,00 115,7 São Bento do Norte s 5 Potiguar 28,8 11,5 144,00 112,1 São Bento do Norte s 5 São Bento do Norte I 24,2 9,7 136,97 São Bento do Norte s 5 São Bento do Norte II 24,2 10,0 136,97 São Bento do Norte s 5 São Bento do Norte III 20ª LEN 22,0 9,6 136,97 São Bento do Norte s 5 jan/19 532,2 14,2 (28/11/2014) São Miguel I 22,0 8,7 136,97 São Bento do Norte s 5 São Miguel II 22,0 8,4 136,97 São Bento do Norte s 5 São Miguel III 22,0 8,4 136,97 São Bento do Norte s 5 Total 413,0 165,2 139,64 1.687,1 240,7 ¹ Tipos de Leilões: LFA - Leilão de Fontes Alternativas / 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 histórico. Valor será atualizado pelo IPCA. 4 O valor do CAPEX corresponde ao registrado na EPE. 5 Em processo de Outorga / Autorização. Considerando todos os empreendimentos, a Copel possui 413,0 MW de capacidade instalada estimada em empreendimentos eólicos em construção, 196,6 MW em operação e outros 52,9 MW aptos à entrada em operação comercial assim que as obras de instalações de transmissão (de responsabilidade do agente de transmissão) sejam concluídas. Adicionalmente, a Copel possui projetos eólicos que somam 159 MW em carteira, ver mais detalhes no item 8.6. 37
8.2 Transmissão 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 LT Extensão (km) Quantidade MVA Copel GeT 060/2001² Diversos 1.919 32 12.202 174,9 dez/42 Copel GeT 075/2001 LT Bateias - Jaguariaiva 137 - - 17,2 jul/31 Copel GeT 006/2008 LT Bateias - Pilarzinho 32 - - 0,9 mar/38 Copel GeT 027/2009 ³ LT Foz - Cascavel Oeste 116 - - 10,2 nov/39 Copel GeT 015/2010 SE Cerquilho III - 1 300 4,6 out/40 Copel GeT 022/2012 Empreendimento LT Foz do Chopim - Salto Osório LT Londrina - Figueira 98 - - 5,1 ago/42 Subtotal Copel GeT 4 2.302 33 12.502 213,0 SE RAP ¹ (R$ milhões) Vencimento da Concessão Costa Oeste Copel Get - 51% Eletrosul - 49% 001/2012 LT Cascavel Oeste - Umuarama Sul SE Umuarama Sul 143 1 300 5,8 jan/42 Transm. Sul Brasileira Copel GeT - 20% Eletrosul - 80% 004/2012 Nova Sta Rita - Camaquã 798 1 300 12,4 mai/42 Caiuá Transmissora Copel GeT - 49% Elecnor - 51% 007/2012 LT Guaíra - Umuarama Sul LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste SE Santa Quitéria / SE Cascavel Norte 136 2 700 10,8 mai/42 Integração Maranhense Copel GeT - 49% Elecnor - 51% 011/2012 LT Açailandia - Miranda II 365 - - 16,5 mai/42 Marumbi Copel GeT - 80% Eletrosul - 20% 008/2012 LT Curitiba - Curitiba Leste 28 1 300 14,7 mai/42 Subtotal SPEs 5 1.470 5 1.600 60,2 Total 3.772 38 14.102 273,2 ¹ Proporcional à participação da Copel no empreendimento ² Contrato renovado conforme Lei 12.783/13 ³ Valor da RAP atualizada conforme processo de revisão tarifária - Resolução Aneel 1.901/15 4 Resultado Consolidado 5 Resultado por Equivalência Patrimonial Em construção A Copel GeT está ampliando significativamente a sua participação no segmento de transmissão por meio de investimentos próprios e parcerias em SPEs. Em conjunto, os empreendimentos equivalem a um total de 4.346 km de linhas de transmissão e 10 subestações que irão proporcionar uma RAP atualizada de R$ 736,9 milhões, sendo R$ 267,7 milhões referentes à participação da Copel GeT nos empreendimentos. A seguir estão descritas as principais obras de transmissão em andamento. 38
Subsidiária / SPE Leilão Assinatura do Contrato Empreendimento Local km SE RAP¹ (R$ mi) CAPEX² (R$ mi) Entrada em operação estimada Vencimento da Concessão Copel GeT 001/10 out/10 LT Araraquara II Taubaté SP 356-28,4 250,0 dez/16 out/40 LT Assis Paraguaçu Paulista II 37 - abr/16 fev/43 Copel GeT 007/12 fev/13 SP 7,0 57,8 SE Paraguaçu Paulista II - 1 abr/16 fev/43 Copel GeT 007/13 jan/14 LT Bateias - Curitiba Norte PR 33 1 7,7 69,0 mar/16 jan/44 Copel GeT 001/14 set/14 LT Foz do Chopim - Realeza PR 53 1 6,4 49,0 mar/17 set/44 Copel GeT 001/14 set/14 LT Assis Londrina SP / PR 120-16,7 135,0 set/17 set/44 Subtotal Copel GeT 599 3 66,2 560,8 Matrinchã Copel GeT - 49% State Grid - 51% 002/12 mai/12 LT Paranaíta - Ribeirãozinho MT 1.005 3 84,9 882,0 set/15 mai/42 Guaraciaba Copel GeT - 49% State Grid - 51% 002/12 mai/12 LT Ribeirãozinho - Marimbondo MT / GO / MG 600 1 44,5 441,0 nov/15 mai/42 Paranaíba Copel GeT - 24,5% Furnas - 24,5% State Grid - 51% 007/12 mai/13 LT Barreiras II - Pirapora II BA / MG / GO 967-29,4 235,2 mai/16 mai/43 Mata de Santa Genebra Copel GeT - 50,1% Furnas - 49,9% 007/13 mai/14 LT Araraquara II - Bateias SP / PR 847 3 100,6 784,6 nov/17 mai/44 Cantareira Copel GeT - 49% Elecnor - 51% 001/14 set/14 LT Estreito - Fernão Dias SP / MG 328-42,0 305,8 mar/18 set/44 Subtotal SPEs 3.747 7 301,4 2.648,5 Total 4.346 10 367,7 3.209,3 ¹ Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel 1.756/2014 de 24.06.2014 (R$ milhões) / Valor referente à participação da Copel no empreendimento. ² Valor de referência da ANEEL (R$ milhões) / Valor referente à participação da Copel no empreendimento. 8.3 Distribuição No negócio distribuição, a Copel atende mais de 4,3 milhões de consumidores de energia em 1.113 localidades, pertencentes a 394 municípios do Paraná e 1 em Santa Catarina. A Copel Distribuição opera e mantém as instalações nos níveis de tensão 13,8 kv, 34,5 kv, 69 kv, 138 kv e algumas de 230kV. Tensão Km de linhas Quantidade de Subestações MVA 13,8 kv 102.886 - - 34,5 kv 82.753 227 1.496 69 kv 720 34 2.337 88 kv¹ - - 5 138 kv 5.631 101 6.814 230 kv 126 - - Total 192.116 362 10.651 ¹ Não automatizada. 39
Redes Compactas A Copel Distribuição vem implantando redes compactas em áreas urbanas com elevado grau de arborização nas proximidades das redes de distribuição. Essa tecnologia evita cortes e podas de árvores e melhora a qualidade do fornecimento, pois reduz o número de desligamentos. Ao final de junho de 2015, a extensão das redes compactas de distribuição instaladas era de 7.267 km. Redes Secundárias Isoladas A Copel Distribuição também está investindo em redes secundárias isoladas em baixa tensão (127/220V), as quais apresentam vantagens significativas em relação à rede aérea convencional, tais como: melhorar os indicadores DEC e FEC, dificultar o roubo de energia, melhorar as condições do meio ambiente, reduzir a área de podas, aumentar a segurança, reduzir a queda de tensão ao longo da rede e aumentar a vida útil dos transformadores pela redução do número de curtos-circuitos na rede, entre outras. Ao final de junho de 2015, a extensão das redes de distribuição secundárias isoladas instaladas totalizava 13.237 km. Qualidade de Fornecimento Os dois principais indicadores da qualidade do fornecimento de energia elétrica são o DEC e o FEC. A maior severidade dos eventos climáticos em relação aos anos anteriores contribuíram para a elevação do valores de DEC e FEC verificados em 2014 e início de 2015. O desempenho desses indicadores e o tempo total de atendimento é mostrado na tabela a seguir: Jan-Jun DEC ¹ (horas) FEC ² (interrupções) Tempo Total de Atendimento (horas) 2011 5,40 4,17 01:37 2012 4,91 3,92 01:39 2013 5,20 3,86 01:42 2014 6,97 4,45 02:36 2015 6,21 3,95 02:10 ¹ DEC medido em horas e centesimal de horas ² FEC expresso em número de interrupções e centésimos do número de interrupções no acumulado do ano 40
8.4 Telecomunicações A Copel Telecomunicações possui um backbone óptico composto por uma rede de transmissão de altíssima capacidade e uma rede de acesso óptico de atendimento aos clientes. A rede de acesso pode ser multiponto (GPON) ou ponto a ponto, conectando assim os clientes à rede de transmissão da Copel Telecom e provendo os serviços contratados. Em junho de 2015, a rede de cabos de backbone era de 9.741 km e de cabos de acesso 18.026 km. Atualmente são atendidos os 399 municípios do estado do Paraná e mais 3 em Santa Catarina. A Copel Telecom tem apresentado expansão significativa em sua base de clientes nos últimos anos, conforme gráfico a seguir. Número de Clientes - Copel Telecomunicações 34.475 21.761 8.270 1.442 3.141 2011 2012 2013 2014 jun/15 Rede de Fibra Óptica - Copel Telecomunicações Mapa do Estado do Paraná 41
8.5 Participações Outros Setores A Copel tem participação em empresas de gás, telecomunicações, saneamento e serviços, conforme apresentado na tabela a seguir: Empreendimento Setor Sócios Dominó Holdings S.A. Sanepar Compagas Paraná Gás Exploração e Produção S.A Sercomtel S.A. Telecom Saneamento Saneamento Gás Petróleo e gás natural Telecomunicação COPEL - 49,0% Andrade Gutierrez - 51,0% COPEL - 7,6% Governo do Estado do Paraná - 58,7% Dominó Holdings S.A. - 12,2% Daleth Participações - 8,3% Andrade Gutierrez - 2,1% Outros - 11,1% COPEL - 51,0% Mitsui Gás - 24,5% Gaspetro - 24,5% COPEL - 30,0% Petra Energia 1-30,0% Bayar Participações -30,0% Tucumann Engenharia - 10,0% COPEL - 45,0% Município de Londrina - 55,0% Carbocampel S.A. Exploração de Carvão COPEL - 49,0% Carbonífera Cambuí - 51,0% Escoelectric Ltda Copel-Amec Ltda 2 1 Empresa Operadora 2 Em liquidação Serviços Serviços COPEL - 40,0% Lactec - 60,0% COPEL - 48,0% Amec - 47,5% Lactec - 4,5% 42
Informações Contábeis Na tabela a seguir apresentamos informações contábeis de junho de 2015 referentes às principais participações da Copel: Participações - jun/15 Controladas (Consolida com Copel) Ativo Total Patrimônio Líquido¹ Rec. Oper. Líquida Lucro Líquido Compagas S.A. 623.700 299.709 879.290 21.683 Elejor S.A. 701.378 44.687 115.358 3.428 UEG Araucária Ltda 1.236.287 985.970 1.120.273 255.231 Controladas em Conjunto (Equivalência Patrimonial) Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 100.101 59.676 10.139 6.917 Caiuá Transmissora de Energia S.A. 219.243 93.770 8.735 2.420 Cantareira Transmissora S.A 65.295 31.377 21.816 207 Dominó Holdings S.A. 491.906 461.433-22.821 Guaraciaba Transmissora de Energia (TP Sul) S.A. 873.824 326.820-28.901 Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 429.328 187.935 59.139 2.232 Marumbi Transmissora de Energia S.A. 154.443 90.890 27.164 8.442 Mata de Santa Genebra S.A 547.498 57.803-104 Matrinchã Transmissora de Energia (TP Norte) S.A. 1.875.924 956.007-51.391 Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 695.506 298.065-19.255 Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 745.101 372.982 47.612 3.203 Voltália São Miguel do Gostoso Participações S.A 103.858 103.581 - (3.141) Coligada (Equivalência Patrimonial) Sanepar 8.151.752 3.706.561 1.374.352 202.357 Dona Francisca Energética S.A. 210.196 195.764 36.588 18.427 Foz do Chopim Energética Ltda 44.956 41.470 23.650 13.299 ¹ Dados ajustados às práticas da COPEL. R$ mil 43
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 340,6 MW de capacidade instalada ao portfólio da Companhia. Projeto Capacidade Instalada Estimada (MW)¹ Energia Assegurada Estimada (MW médio) PCH 206,2 114,6 Participação da COPEL (%) PCH Bela Vista 29,0 18,0 36,0 PCH Dois Saltos 25,0 13,6 30,0 PCH Foz do Curucaca 29,5 16,2 15,0 PCH Salto Alemã 29,0 15,9 15,0 PCH São Luiz 26,0 14,3 15,0 PCH Pinhalzinho 10,9 5,9 30,0 PCH Alto Chopim 20,3 11,2 15,0 PCH Burro Branco 10,0 5,1 30,0 PCH Rancho Grande 17,7 9,7 15,0 PCH Foz do Turvo 8,8 4,7 30,0 UHE 331,0 165,5 UHE São Jerônimo 331,0 165,5 41,2 EOL 159,0 70,2 EOL Complexo Alto Oriente 60,0 27,4 100,0 EOL Complexo Jandaia 99,0 42,8 100,0 Total 696,2 350,3 ¹ A capacidade instalada dos novos projetos poderá ser otimizada em relação à cadastrada nos leilões. Usina Hidrelétrica São Jerônimo O projeto compreende o futuro aproveitamento hidrelétrico São Jerônimo, com potência instalada prevista de 331 MW, localizado no rio Tibagi, no Estado do Paraná. A implantação do empreendimento terá como base a concessão de uso do bem público constante no Edital de Leilão Aneel 02/2001 e que está adjudicada ao Consórcio São Jerônimo, no qual a Copel possui 41,2% de participação. Para o início das obras é necessária a autorização do Congresso Nacional, em conformidade com o artigo 231, parágrafo 3º, da Constituição Federal, visto que o reservatório da usina atinge áreas indígenas. Geração Térmica A Copel está desenvolvendo os estudos de viabilidade de quatro plantas termelétricas a serem construídas no Estado do Paraná que podem acrescentar até 1.373 MW de capacidade instalada ao portfólio da Companhia, conforme tabela a seguir. 44
Projeto Capacidade Instalada Estimada (MW) Combustível Localização UTE Araucária II ¹ 373,0 Gás Natural Araucária - PR UTE Litoral 400,0 Gás Natural Paranaguá - PR UTE Litoral II 400,0 Gás Natural Paranaguá - PR UTE Norte Pioneiro 200,0 Carvão Mineral Sapopema - PR Total 1.373 ¹ Já possui Licença Ambiental Prévia e Licença de Instalação junto ao Instituito Ambiental do Paraná. A viabilidade dos empreendimentos termelétricos a gás natural está condicionada a construção de um terminal de regaseificação em Paranaguá, litoral do Estado do Paraná. No entanto, a Copel também está em negociação junto à Petrobras para a utilização do terminal de regaseificação da Baía de Guanabara, no Rio de Janeiro, com o objetivo de importar gás natural liquefeito (GNL) para atender a possível necessidade de gás da UTE Araucária II. Participação em Estudo de Viabilidade Aproveitamentos Hidrelétricos Inventariados no Rio Piquiri As quatro usinas hidrelétricas que compõem o aproveitamento hidrelétrico do rio Piquiri, no Estado do Paraná, tiveram seus estudos de viabilidade apresentados pela Copel GeT e aceitos pela Aneel em 2012. 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 Em novembro de 2014 foram realizadas as audiências públicas dos aproveitamentos hidrelétricos Apertados e Ercilândia, cumprindo-se uma das condições legais para a emissão das licenças ambientais dos empreendimentos. Atualmente, os processos de licenciamento ambiental encontram-se em análise pelo Instituto Ambiental do Paraná. A licença ambiental prévia é condição para a habilitação técnica dos empreendimentos nos leilões de energia nova promovidos pela Aneel. Complexo Hidrelétrico do Tapajós A Copel assinou Acordo de Cooperação Técnica com outras oito empresas para desenvolver estudos nos rios Tapajós e Jamanxim, na região Norte do Brasil, compreendendo a avaliação ambiental da Bacia do rio Tapajós e estudos de viabilidade do Complexo do rio Tapajós, composto por cinco usinas, totalizando mais de 12 mil MW 45
de capacidade instalada. As usinas que atualmente estão em estudo são: Jatobá, com 2.338 MW, e São Luiz do Tapajós, a maior delas, com 8.040 MW, ambas no rio Tapajós. Já no rio Jamanxim, serão estudadas futuramente as Usinas de Cachoeira do Caí, Cachoeira dos Patos e Jamanxim. O Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica da Usina de São Luiz do Tapajós (EVTE) foi entregue à Aneel em abril de 2014, para análise. O documento apresenta o estudo das condições econômicas e técnicas que compõem um dos aspectos da viabilidade do empreendimento, e fará parte da documentação que subsidiará o edital de licitação da concessão da usina. Os Estudos de Impacto Ambiental e Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA) foram concluídos e entregues ao IBAMA em maio de 2014, sendo aguardado o agendamento das audiências públicas. No momento a componente indígena está sob a análise de técnicos da FUNAI que estudam os eventuais impactos às comunidades indígenas. Exploração e Produção de Petróleo e Gás Na 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), realizado 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 11.327 km². O investimento mínimo na primeira fase da pesquisa (exploração) é de cerca de R$ 78,1 milhões para o prazo de 4 anos concedido pela ANP. A Copel e suas parceiras Bayar, Tucumann e Petra assinaram os contratos de concessão de 2 blocos em maio de 2014. Os demais estão com suas atividades da primeira fase de exploração do consórcio paralisadas devido a uma Ação Civil Pública e mantém pendentes as assinaturas dos contratos de concessão. Bônus de Assinatura: R$ 12,5 milhões Programa Exploratório: R$ 78,1 milhões 9. Outras Informações 9.1 Recursos Humanos O quadro de pessoal da Copel encerrou o 2T15 com 8.617 empregados. A tabela a seguir demonstra a evolução do quadro de pessoal da Companhia e suas subsidiárias nos últimos 4 anos: 46