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COPELCompanhia Paranaense de Energia

CNPJ/MF 76.483.817/0001-20

Inscrição Estadual 10146326-50

Companhia de Capital Aberto - CVM 1431-1

www.copel.com [email protected]

Rua Coronel Dulcídio, 800, Batel - Curitiba - PR

CEP 80420-170

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO E

DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

2014

2

SUMÁRIO

MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE .................................................................................................................... 3�1.� PERFIL ORGANIZACIONAL ..................................................................................................................................... 5�

1.1.Participação no Mercado ................................................................................................................................ 7�1.2.Copel em Números ........................................................................................................................................ 7�

2.� GOVERNANÇA CORPORATIVA .............................................................................................................................. 8�2.1.Estrutura e Boas Práticas de Governança ...................................................................................................... 8�2.2.Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial .................................................................................. 13�2.3.Referencial Estratégico ................................................................................................................................ 13�

3.� DESEMPENHO OPERACIONAL ............................................................................................................................. 15�3.1.Análise macroeconômica ............................................................................................................................. 15�3.2.Análise Setorial ............................................................................................................................................ 15�3.3.Segmentos de Negócios .............................................................................................................................. 19�

4.� DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO ......................................................................................................... 31�4.1.Receita Operacional Líquida ........................................................................................................................ 31�4.2.Custos e Despesas Operacionais................................................................................................................. 32�4.3.EBITDA ou LAJIDA ...................................................................................................................................... 32�4.4.Resultado Financeiro ................................................................................................................................... 32�4.5.Endividamento ............................................................................................................................................. 33�4.6.Lucro Líquido ............................................................................................................................................... 33�4.7.Valor Adicionado .......................................................................................................................................... 34�4.8.Inadimplência de Consumidores .................................................................................................................. 34�4.9.Ações....... .................................................................................................................................................... 35�4.10.Programa de Investimentos ........................................................................................................................ 35�

5.� DESEMPENHO SOCIOAMBIENTAL....................................................................................................................... 36�5.1.Força de trabalho ......................................................................................................................................... 36�5.2.Fornecedores ............................................................................................................................................... 39�5.3.Clientes....... ................................................................................................................................................. 39�5.4.Comunidade ................................................................................................................................................. 40�5.5.Educação para sustentabilidade ................................................................................................................... 42�5.6.Projetos e Programas Corporativos .............................................................................................................. 43�5.7.Meio ambiente .............................................................................................................................................. 46�

6.� BALANÇO SOCIAL ................................................................................................................................................. 51�7.� COMPOSIÇÃO DOS GRUPOS RESPONSÁVEIS PELA GOVERNANÇA .............................................................. 54�

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MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE

Este Relatório de Administração e Demonstrações Financeiras do exercício de 2014 refere-se a um ano

histórico para a Companhia Paranaense de Energia (Copel ou Companhia), quando a empresa completou

60 anos de existência e obteve marcas e conquistas relevantes.

A Copel investiu no ano passado mais de R$ 2,4 bilhões em todas as suas áreas de atuação. O plano de

investimentos, o maior de sua história, teve como premissa uma reestruturação que delimitou as áreas de

negócios em subsidiárias sob controle da Copel Holding. O lucro líquido no exercício foi de R$ 1,3 bilhão.

Em reconhecimento à qualidade do serviço prestado, a Copel recebeu os prêmios de melhor distribuidora

da América Latina pela Cier — principal entidade do setor no continente —, melhor distribuidora do Brasil

na avaliação do cliente segundo a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - Abradee, e

melhor empresa dentre as grandes distribuidoras, de acordo com a Agência Nacional de Energia - Aneel.

Também a Fundação Nacional da Qualidade atestou nossa excelência no que se refere ao atendimento aos

clientes.

As conquistas da Copel Distribuição foram alcançadas mesmo durante o cenário crítico vivido pelo setor

elétrico, graças a um audacioso programa de redução de custos que vem tornando a subsidiária cada vez

mais competitiva e eficiente, e que nos deixa confiantes quanto à renovação desta concessão em 2015.

Na distribuição de energia, destacamos as obras de construção e reforma de subestações e modernização

da rede elétrica para a Copa do Mundo, que deram plena confiabilidade ao fornecimento de energia durante

o evento e conferem melhorias perenes para o sistema elétrico da Região Metropolitana de Curitiba.

Em geração, estão em construção atualmente duas hidrelétricas e 28 centrais eólicas, que somarão 1.068

MW a nosso parque gerador até 2019. Quase metade desta capacidade provém de cinco complexos eólicos

instalados no Rio Grande do Norte, três deles com início de operação previsto para o primeiro semestre de

2015. Na transmissão, estão em curso empreendimentos em nove estados que duplicarão nossos ativos

neste segmento nos próximos anos.

A diversificação de nossas atividades também alcança o segmento de hidrocarbonetos. Em setembro, a

Copel liderou a criação da Paraná Gás Exploração e Produção S.A., que atuará na exploração e produção

de gás natural convencional na Bacia do Paraná, na região central do Estado. A prospecção deste insumo

marca a estreia da Companhia num segmento estratégico e promissor para os planos de expansão de

nosso parque gerador.

Nas telecomunicações, a Copel Telecomunicações quase triplicou sua carteira de clientes em apenas um

ano, com serviços de conectividade residencial e corporativa em fibra óptica que já chegaram a 47 cidades

paranaenses. Ao final de 2014, alcançamos 22 mil clientes, com um ainda amplo potencial de expansão a

partir de um backbone com quase 10 mil quilômetros e cobertura a todos os 399 municípios do Paraná.

Em 2015, pretendemos dar continuidade à expansão da Copel em bases sustentáveis, com especial

atenção às fontes renováveis, fundamental para ajudar a suprir com energia limpa o crescimento da

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demanda brasileira de 6 mil megawatts médios por ano. Também atuaremos com ênfase na geração

distribuída.

Ancorada na excelência técnica de seu quadro de empregados, a Copel se mostra preparada para os

desafios que atualmente se impõem ao setor elétrico, sendo competitiva, ousada e inovadora sem

descuidar da responsabilidade no uso dos recursos naturais, na eficiência de sua gestão econômica e no

atendimento às demandas sociais sobre suas atividades.

Curitiba, 20 de março de 2015

LUIZ FERNANDO LEONE VIANNA

Diretor Presidente

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1. PERFIL ORGANIZACIONAL

Com 60 anos completos em outubro de 2014, a Copel é uma empresa de economia mista, estruturada

como Holding, que atua com tecnologia de ponta nas áreas de geração, transmissão, distribuição de

energia e telecomunicações. Opera um sistema elétrico com parque gerador próprio de usinas, linhas de

transmissão, subestações, linhas e redes de distribuição e um sistema óptico de telecomunicações que

atende todas as cidades do Estado do Paraná. Participa também nos setores de saneamento, gás e

petróleo.

Dentre as principais certificações e prêmios conquistados em 2014, destacam-se:

Prêmios / Certificações Certificador

Top of Mind 2014 - Marca mais lembrada do Estado, Empresa onde os paranaenses gostariam de trabalhar e a Empresa pública mais eficiente

Revista Amanhã

Prêmio Top Fornecedores Condor - Top Fornecedor 2014 Rede Condor

Prêmio Sucesu - PR 2014 - Destaque em Telecomunicações no Paraná Associação de Usuários de Internet e Telecomunicações

Prêmio Procel 2014 - Homenagem na comemoração dos 20 anos do Selo Procel

Ministério de Minas e Energia e Eletrobras

Prêmio IASC - Melhor índice de Satisfação dos Clientes na Região Sul (distribuidoras com mais de quatrocentos mil consumidores)

Comissão de Integração Energética Regional - CIER América Latina

Prêmio CIER Melhor Distribuidora - categoria Ouro Comissão de Integração Energética Regional - CIER América Latina

Prêmio CIER Responsabilidade Social Comissão de Integração Energética Regional - CIER América Latina

Prêmio PNQ - Destaque em clientes Fundação Nacional de Qualidade

Grandes Líderes - 500 maiores do Sul - Maior empresa do Paraná Revista Amanhã

Grandes Líderes - 500 maiores do Sul - Maior receita bruta no setor de energia Revista Amanhã

Anuário Telecom - Infraestrutura de Redes Fórum Editorial

Prêmio Abradee - Melhor avaliação pelo clienteAssociação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica - Abradee

Empresa Cidadã - Copel - Certificado pelas informações apresentadas em seu Relatório

Conselho Regional de Contabilidade do Rio de Janeiro, Sistema Firjan e Fecomércio

A seguir, o organograma de participação societária da Copel em 31.12.2014:

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1.1. Participação no Mercado

Principais produtos (%) Brasil Região Sul Paraná

Geração de energia elétrica (1)3,7

(2) (3) 22,5 (2) (3) 54,1

Transmissão de energia elétrica (4)1,8 9,9 29,3

Distribuição de energia elétrica (5) (6) 6,1 (6) 33,8 (7) 97,1

Distribuição de gás (8)3,9 42,1 100,0

(3)Não inclui as usinas do Rio Paranapanema

(7)Dado estimado

(1)Capacidade Instalada. Não incluídas as participações da Copel e as usinas eólicas

(8) Considerado volume distribuído no Paraná, com térmica

(4) O mercado refere-se à Receita Anual Permitida - RAP

(5)Participação no atendimento ao mercado cativo/livre

(2)Não incluída a Usina de Itaipu

(6) Fonte: Empresa de Pesquisa Energética - EPE

1.2. Copel em Números

Indicadores Contábeis

Receita operacional bruta 18.327.840 12.669.159 44,7

Deduções da receita 4.409.323 3.488.945 26,4

Receita operacional líquida 13.918.517 9.180.214 51,6

Custos e despesas operacionais 12.368.558 8.067.627 53,3

Equivalência patrimonial 159.955 113.606 40,8

Resultado das atividades 1.549.959 1.112.587 39,3

EBITDA ou LAJIDA 2.339.857 1.829.396 27,9

Resultado financeiro 147.717 280.311 (47,3)

IRPJ/CSLL 522.016 405.069 28,9

Lucro líquido do exercício 1.335.615 1.101.435 21,3 Patrimônio líquido 13.682.780 12.928.752 5,8

Juros sobre o capital próprio 30.000 180.000 (83,3)

Dividendos 592.523 380.537 55,7

Indicadores Econômico-Financeiros

Liquidez corrente (índice) 1,3 1,4 (8,0)

Liquidez geral (índice) 1,1 1,2 (3,4)

Margem do EBITDA ou LAJIDA (%) 16,8 19,9 (15,6)

Lucro por ação - R$ (lucro líquido/quantidade de ações) 4,9 4,0 21,3

Valor patrimonial por ação - R$ (patrimônio líquido/quantidade de ações) 50,0 47,2 5,8

Dívida sobre o patrimônio líquido (%) 44,2 35,1 26,2

Margem líquida (lucro líquido/receita operacional líquida) (%) 9,6 12,0 (20,0)

Rentabilidade do patrimônio líquido (%) (1)10,3 8,9 15,9

(1)LL ÷ (PL inicial)

Em R$ mil (exceto quando indicado de outra forma) 2014 2013 variação %

8

2. GOVERNANÇA CORPORATIVA

A Copel busca constantemente aprimorar a aplicação de boas práticas de governança corporativa e utiliza

como parâmetro o modelo proposto pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC, nos termos

de seu Código das Melhores Práticas. Os administradores procuram, dessa forma, contribuir para sua

perenidade, com visão de longo prazo na busca de sustentabilidade econômica, social e ambiental;

aprimorar o relacionamento e a comunicação com todas as partes interessadas; minimizar os riscos

estratégicos, operacionais e financeiros; e aumentar o valor da Companhia, viabilizando a estratégia de

captação de recursos.

2.1. Estrutura e Boas Práticas de Governança

O organograma a seguir apresenta a estrutura organizacional da Companhia em 31.12.2014:

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Órgão Descrição

Conselho de Administração - CAD

Nove membros, sendo sete considerados independentes, nos termos da Lei Sarbanes-Oxley, commandato unificado de dois anos, podendo ser reeleitos.

Conselho Fiscal - CFPermanente e eleito em Assembleia Geral, composto por cinco membros efetivos e cinco suplentes, commandato de um ano.

Comitê de AuditoriaTrês membros independentes e integrantes do CAD, nos termos da Lei Sarbanes-Oxley, com mandato dedois anos.

Auditoria Interna

Avalia, com abordagem independente, a eficácia dos processos de gerenciamento de riscos, de controlesinternos e de governança corporativa, emitindo recomendações para o desempenho eficaz e alcance dosobjetivos das diversas unidades administrativas. Avalia, preliminarmente, todas as manifestaçõesrecebidas pelo Canal de Comunicação Confidencial, encaminhadas ao Comitê de Auditoria, opinandosobre o tratamento a ser dado.

Diretoria ExecutivaEleita pelo CAD, composta por cinco membros com mandato de três anos, remuneração dos executivosnão vinculada ao alcance de metas financeiras e não financeiras.

Conselho de Orientação Ética

Discute e orienta ações da Copel e examina casos que lhe sejam apresentados, fazendo recomendaçõesno sentido de que a atuação da Companhia seja permanentemente conduzida por princípios moralmentesãos no desenvolvimento de seus negócios, zelando pela divulgação e pela efetiva aplicação do Código deConduta. Onze membros, sendo dez empregados da Companhia coordenados por um representante dasociedade civil.

Comissão de Análises de Denúncia de Assédio Moral - Cadam

Composta por sete membros, sendo três eleitos pelos empregados e três indicados pela Companhia, écoordenada por um representante da sociedade civil e estabelece regras para tratamento das denúncias deassédio moral e para a investigação de sua procedência.

Comitê de Divulgação de Atos e Fatos Relevantes

Composta por dezessete membros, representantes de todas as diretorias da Holding e de suassubsidiárias integrais, o Comitê assessora o Diretor de Finanças e de Relações com Investidores naaplicação da Política de Divulgação da Copel, revisando e aprovando as informações a serem divulgadasao mercado de capitais por quaisquer meios.

Comitê de Gestão de Riscos Corporativos

De caráter consultivo e permanente para questões relativas à Gestão Integrada de Riscos Corporativos, oComitê é formado por onze membros e tem como objetivos principais a supervisão e o monitoramento dogerenciamento de riscos da Companhia e o assessoramento ao Comitê de Auditoria, de forma a assegurara boa gestão dos recursos e a proteção e valorização do patrimônio.

• Ética, Transparência e Prestação de Contas

No dia a dia, a Companhia procura assegurar uma conduta ética e uma atuação transparente por parte de

todo o seu corpo funcional por meio de diretrizes como o Código de Conduta e dos diversos canais de

diálogo que mantém com seus stakeholders. Instituído com base em valores empresariais, na cultura

corporativa e no respeito aos princípios internacionais da Lei Sarbanes-Oxley, o Código de Conduta é um

documento que reflete a integridade dos procedimentos da Copel nas relações com seus empregados e

demais partes interessadas. Cada funcionário da Companhia recebe uma via impressa do Código de

Conduta e declara ciência de seu conteúdo.

A Copel disponibiliza o Canal de Comunicação Confidencial, um recurso para o reporte de situações

relacionadas à contabilidade, auditoria, controles internos e ao descumprimento do Código de Conduta,

entre outros. O canal está disponível pelo telefone 0800 643 5665. Para clientes, poderes públicos,

sociedade em geral e também empregados, a Copel possui uma Ouvidoria, cujo acesso é feito por meio do

telefone 0800 647 0606, e-mail [email protected], ou pessoalmente no endereço Rua Professor Brasílio

Ovídio da Costa, 1703 CEP: 80310-130 — Santa Quitéria - Curitiba/PR.

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A Companhia está aberta a demandas por informação, críticas ou sugestões de seus públicos de interesse

também por meio dos canais de Diálogo com Partes Interessadas. E, para os clientes, disponibiliza o

Conselho de Consumidores, canal acessível por e-mail ou pessoalmente, na sede da Copel, em Curitiba. O

órgão atua em questões relacionadas ao fornecimento de energia elétrica, tarifas e adequação dos serviços

prestados

• Gestão de Riscos

A Política de Gestão de Riscos Corporativos da Copel abrange as áreas corporativas, suas subsidiárias

integrais e controladas, e estabelece a composição de um Comitê de Gestão de Riscos Corporativos,

hierarquicamente subordinado ao Comitê de Auditoria. As diretrizes adotadas são baseadas em estruturas e

padrões reconhecidos, como Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission - COSO

e ISO 31000, e têm como objetivos maximizar os valores econômico, social e ambiental para todas as

partes interessadas e assegurar a conformidade com as leis e regulamentos vigentes.

Em função da incerteza intrínseca aos riscos e à natureza do setor em que opera, o modelo de gestão de

riscos da Copel adota parâmetros de apetite ao risco; considera sua possibilidade de ocorrência e seus

impactos financeiros, operacionais e de imagem; e prevê ferramentas para seu tratamento e mitigação. A

estratégia de gestão de riscos adotada pela Companhia contempla riscos legais, regulatórios,

socioambientais e reputacionais, entre outros. Sua identificação e análise servem de base ao processo

decisório e às atividades operacionais e é realizada a partir do seguinte perfil:

• Riscos Estratégicos: são associados à tomada de decisão da alta administração e podem gerar

perdas substanciais no valor econômico da Companhia;

• Riscos Operacionais: são aqueles relacionados a eventos originados na própria estrutura da

organização — por meio de seus processos, seu quadro funcional ou seu ambiente de tecnologia — e

a eventos externos associados ao aspecto econômico, político, socioambiental, natural ou setorial em

que a organização atua; e

• Riscos Financeiros: são aqueles relacionados às operações financeiras da Companhia, incluindo

riscos de mercado, crédito e liquidez.

Como forma de dar continuidade ao aprimoramento do modelo de gestão de riscos corporativos, em 2014 a

Copel intensificou a utilização de seu software de gerenciamento de riscos (SAP-GRC), o qual é integrado

ao seu sistema de gestão, e, auxilia no controle dos principais indicadores de risco, alinhando os eventos de

risco com seu potencial impacto, propiciando a tomada de decisão dos gestores de riscos nos diversos

níveis da Companhia.

Como parte da sistemática para avaliação de riscos de corrupção adotada pela Copel, as unidades

operacionais são submetidas anualmente à avaliação de riscos relacionados à corrupção e a erros que

possam interferir nos resultados de suas demonstrações financeiras.

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Os controles internos são testados pela Auditoria Interna da Companhia visando avaliar a efetividade

quanto à mitigação dos riscos identificados. Nesse contexto são consideradas as atividades mais

suscetíveis a fraudes, as melhores práticas de auditoria do mercado e a experiência dos auditores. Os

resultados de tais testes são reportados à alta administração da Companhia e, para os casos de não

conformidades, são demandadas ações corretivas.

A Companhia também submete seus processos e controles internos à empresa de auditoria independente,

a qual realiza novos testes de conformidade dos controles internos, inclusive contra riscos de fraude.

Além de tais procedimentos, a Companhia adota como prática a emissão, pelos gestores dos processos, de

Certificados de Controles Internos, semestrais e anuais, pelo qual os gerentes formalizam sua ciência

quanto às não conformidades encontradas pela Auditoria Interna nos processos sob sua gestão, bem como

seu compromisso de regularizá-las.

• Auditoria Externa

Nos termos estabelecidos pela Instrução Comissão de Valores Mobiliários - CVM nº 381/2003, a Companhia

e suas subsidiárias integrais, tem contrato com a KPMG Auditores Independentes, para prestação de

serviços de auditoria das demonstrações financeiras. Desde sua contratação foram prestados somente

serviços relacionados a auditoria independente. A Companhia tem como ponto fundamental não contratar

outros serviços de consultoria que interfiram na independência dos trabalhos de auditoria externa.

• Relacionamento com acionistas e investidores

Ao final de 2014, 25.015 acionistas participavam do capital social da Copel, correspondente a R$ 6.910,0

milhões, representados por 273.655 mil ações, sem valor nominal.

Distribuição de dividendos e juros sobre o capital próprio

A partir da Lei nº 9.249/1995, a Copel adota, como política, a distribuição de juros sobre o capital próprio em

substituição aos dividendos, de forma total ou parcial. Estatutariamente, o montante de dividendos

distribuídos é de, no mínimo, 25% do lucro líquido ajustado, de acordo com o artigo 202 e seus parágrafos

da Lei nº 6.404/1976.

Desde 2013 o payout praticado pela Copel, é de 50% do Lucro Líquido Ajustado do exercício.

Tag Along

A Copel garante direitos de tag along para suas ações ordinárias minoritárias, assegurando a seus

detentores o preço mínimo de 80% do valor pago pelas ações integrantes do bloco de controle.

Acordo de Acionistas

Está em vigor acordo de acionistas firmado entre o Estado do Paraná e o BNDES Participações S.A. -

BNDESPAR, onde um dos objetivos é assegurar ao BNDESPAR a indicação de dois membros para o

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Conselho de Administração - CAD da Copel e ter conhecimento prévio das matérias societárias submetidas

à apreciação do CAD e das Assembleias Gerais de Acionistas.

Mercados em que as ações da Copel são negociadas

A Copel abriu seu capital ao mercado de ações em abril de 1994 na Bolsa de Valores de São Paulo -

BM&FBovespa e tornou-se em julho de 1997 a primeira empresa do setor elétrico brasileiro listada na Bolsa

de Valores de Nova Iorque - Nyse. Sua marca também está presente, desde junho de 2002, na

Comunidade Econômica Europeia, com seu ingresso na Latibex — o braço latino-americano da Bolsa de

Valores de Madri. A partir do dia 07.05.2008, as ações da Copel passaram a integrar oficialmente o Nível 1

de Governança Corporativa da Bolsa de Valores de São Paulo.

Diálogo com Acionistas, Investidores e Profissionais do Mercado de Capitais

A Copel mantém canal de comunicação efetivo com seus acionistas e investidores por meio dos

departamentos de relações com investidores e de acionistas e custódia, dos e-mails ([email protected] e

[email protected]), da sua central de atendimento telefônico (0800 41 2772), do seu website

(www.copel.com/ri) e dos comunicados e relatórios que são disponibilizados aos profissionais do mercado

de capitais e acionistas, por e-mail e no website da Companhia.

2.2. Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial

A Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial, criada em 2006, estabelece as diretrizes de

sustentabilidade e cidadania empresarial norteadoras das decisões e ações da Companhia. A Política está

baseada na missão e valores corporativos, nos Princípios do Pacto Global da Organização das Nações

Unidas, bem como nos Objetivos de Desenvolvimento do Milênio, além de ser complementar ao Código de

Conduta da Copel. Cabe ressaltar que a política passa por revisões e constantes aprimoramentos.

A versão integral da Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial da Copel está disponível no

website da Companhia: www.copel.com.

2.3. Referencial Estratégico

Visão: Simplesmente a melhor da década.

Missão: Prover energia e soluções para o desenvolvimento com sustentabilidade.

Princípios e Valores:

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Ética Resultado de um pacto coletivo que define comportamentos individuais alinhados a um objetivo comum.

Respeito às pessoas Consideração com o próximo.

DedicaçãoCapacidade de se envolver de forma intensa e completa no trabalho, contribuindo para a realização dos objetivosda organização.

TransparênciaPrestação de contas das decisões e realizações da Companhia para informar seus aspectos positivos ounegativos a todas as partes interessadas.

SegurançaAmbiente de trabalho saudável em que os empregados e os gestores colaboram para o uso de um processo demelhoria contínua da proteção e promoção da segurança, saúde e bem-estar de todos.

ResponsabilidadeCondução da vida da Companhia de maneira sustentável, respeitando os direitos de todas as partes interessadas,inclusive das futuras gerações, e o compromisso com a sustentação de todas as formas de vida.

InovaçãoAplicação de ideias em processos, produtos ou serviços de forma a melhorar algo existente ou construir algodiferente e melhor.

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3. DESEMPENHO OPERACIONAL

3.1. Análise macroeconômica

A conjuntura econômica internacional em 2014 foi marcada positivamente pelo maior vigor da economia

americana, que apresentou expansão de 2,4% em relação à registrada em 2013. Paralelamente a esse

quadro de maior prosperidade, a zona do euro encerrou o ano num ambiente de baixo crescimento e

inflação, o Japão entrou em recessão técnica e a China, considerada o motor da pujança global, foi atingida

pelo desaquecimento do setor imobiliário, pelo enfraquecimento da demanda doméstica e pela redução da

produção industrial, fatores que determinaram o crescimento de 7,4% para o Produto Interno Bruto - PIB, o

menor nível dos últimos 24 anos. Em um contexto de riscos cada vez mais presentes, projeta-se que, para

2015, os Estados Unidos deverão crescer a uma taxa de 3,6% motivados pela inovação tecnológica e pelo

comércio exterior com o Canadá, México e China; a zona do euro, com sinais de fragilidade espalhados

pelos países do grupo, terá uma melhora modesta (1,2%) se considerado um cenário otimista e a China,

que se moverá em direção ao segmento de serviços, alcançará um desempenho de 6,8%.

Internamente, com resultados de 2014 inferiores aos de seus pares, o Brasil apresentou variação no PIB

estimada em -0,15%, inflação próxima ao teto da banda de flutuação (6,41%), déficit na balança comercial

de US$ 3,9 bilhões e aumento da dívida pública (déficit primário equivalente a 0,6% do PIB), em um ano

marcado pela queda nos preços das commodities, pela crise da Argentina, um dos seus principais parceiros

comerciais, pelos desdobramentos da Operação Lava-Jato e pela alta na taxa Selic que, em última análise,

deverá ajudar a amortecer os efeitos do ajuste a ser promovido na curva de juros americana. Para 2015,

estima-se retração de 0,7% e inflação de 7,8% pressionada pelos preços administrados. A maneira como a

economia irá reagir às medidas fiscais e monetárias a serem adotadas ao longo do ano será decisiva para

recolocar o país na rota de investimento dos agentes estrangeiros.

No Paraná, dado preliminar do Instituto Paranaense de Desenvolvimento Econômico e Social - Ipardes

indica que o PIB do estado, em 2014, expandiu 0,8% e, em 2015, expandirá 1,0%. Depois de três anos

ininterruptos de maior crescimento, os vetores do dinamismo da base produtiva local foram atingidos pelos

elementos de perturbação que acompanham a economia brasileira desde 2011.

3.2. Análise Setorial

• Ambiente regulatório

O impacto de eventual escassez de energia e do subsequente racionamento de energia, como em 2001 e

2002, pode ter efeito adverso relevante sobre nosso negócio e nossos resultados operacionais.

Dependemos das condições hidrológicas existentes no Brasil e na região geográfica em que operamos. De

acordo com dados da Aneel, aproximadamente 63,0% da capacidade instalada brasileira atual é

16

proveniente de usinas de geração hidrelétrica. Nossa região, e o Brasil, de forma geral, estão sujeitos a

condições hidrológicas imprevisíveis devido a desvios não-cíclicos da precipitação média. Atualmente

estamos vivenciando um período de poucas chuvas. O período mais recente de poucas chuvas foi nos anos

anteriores a 2001, quando o governo brasileiro instituiu o Programa de Racionamento para reduzir o

consumo de eletricidade que esteve em vigor de 01.06.2001 a 28.02.2002.

No segmento de geração, as condições hidrológicas desfavoráveis podem resultar no rebaixamento de

Garantia Física (Generation Scaling Factor - GSF). Quando a geração hidrelétrica é inferior à garantia física

das usinas do Sistema Interligado Nacional - SIN somos obrigados a ratear, proporcionalmente, o déficit

entre os participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, o que pode resultar em exposição

ao mercado de energia de curto prazo - MCP e ao Preço de Liquidação das Diferenças - PLD.

Além disso, condições hidrológicas desfavoráveis também podem resultar em baixo fornecimento de

eletricidade ao mercado brasileiro, e causar, entre outras coisas, a implementação de programas

abrangentes de economia de eletricidade (racionalização), incluindo reduções obrigatórias de consumo

(racionamento).

Não podemos garantir que períodos severos ou sustentados de chuvas abaixo da média, como o que

vivenciamos no momento, não afetarão adversamente nossos resultados financeiros futuros.

Além disso, se houvesse escassez de gás natural, isso aumentaria a demanda geral por energia no

mercado e portanto aumentaria o risco de instalação de um programa de racionamento.

• Prorrogação das Concessões

Em 2012, publicou-se a Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, dispondo dentre

outras, sobre o tratamento a ser dado às concessões de geração, transmissão e distribuição alcançadas

pelos artigos 17, 19 e 22 da Lei nº 9.074/1995, cujo vencimento se daria entre os anos de 2015 e 2017 e

que já haviam sofrido uma única renovação.

Conforme a legislação, esse elenco de empreendimentos deveria ser licitado após o término do prazo de

concessão. Para atender interesses do Poder Concedente, principalmente relacionados ao princípio da

Modicidade Tarifária, foi definido um novo regramento, que permite mais uma prorrogação das concessões,

desde que o concessionário aceitasse antecipar em até 60 meses o fim da sua concessão e renunciasse

aos direitos daquele contrato.

Cabe salientar que a aplicação desses instrumentos também alcançaram empreendimentos de geração que

ainda detinham o direito a uma prorrogação e que, inclusive, já estavam com processo de Requerimento da

Prorrogação das Concessões em andamento na Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel e também

com processo concluído por aquela Agência com indicação de prorrogação ao Ministério de Minas e

Energia. Como exemplo, pode-se citar o processo da UHE Rio dos Patos, iniciado em 27.01.2011.

17

Concessões de Geração

Para as concessões de geração, ficou estabelecida uma prorrogação de até 30 anos. A prorrogação foi

facultada ao concessionário e sua adesão dependeu, além da aceitação de antecipação do termo original

de sua concessão, também da aceitação expressa das seguintes condições: i) remuneração por tarifa

calculada pela Aneel para cada usina hidrelétrica; ii) alocação de cotas de garantia física de energia e de

potência da usina hidrelétrica às concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de

energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN, a ser definida pela agência reguladora, conforme

regulamento do poder concedente; iii) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel.

Cabe ressaltar que essa nova condição altera o regime de Concessionário de Serviço Público de Geração

de Energia Elétrica para a posição de titular da concessão com geração realizada como função de utilidade

pública prioritária. Nessa nova condição, o concessionário ficará limitado a exercer somente funções de

operação e manutenção, uma vez que a exploração retornou ao Poder Concedente.

Sendo assim, a tarifa proposta visa cobrir, basicamente, as despesas com encargos, tributos, operação e

manutenção rotineiras, não prevendo, entretanto, os investimentos decorrentes de contingências,

modernizações, atualizações e reformas de estruturas e equipamentos, o que pode comprometer a

manutenção, a qualidade e a continuidade da prestação do serviço pelas usinas hidrelétricas. Pela sua

natureza esses investimentos são, frequentemente, muito onerosos.

A aplicação se efetivará desde que haja reconhecimento pela Aneel, sua autorização e consequente

garantia de ressarcimento em prazo realista (vide as regras aplicadas para o ressarcimento dos

investimentos com mesma característica feitos na transmissão — REN nº 443/2011).

Esse aspecto ainda depende de regulamentação da Aneel e essa lacuna legal causa insegurança

regulatória aos agentes, podendo impactar nas decisões no momento do investimento.

A Copel Geração e Transmissão, após conhecimento das condições de renovação, procedeu às análises

possíveis. Diante da precariedade de informações disponibilizadas pelo Poder Concedente e de posse das

avaliações obtidas, concluiu pela não viabilidade da renovação das concessões de geração de suas quatro

usinas vincendas entre 2014 e 2015: Rio dos Patos com 1,8 MW de capacidade instalada, Usina

Governador Pedro Viriato Parigot de Souza com 260,0 MW, Mourão com 8,2 MW e Chopim I com 1,8 MW.

18

Concessões de Transmissão

Para as concessões de transmissão, ficou estabelecida uma prorrogação de até 30 anos. A prorrogação foi

facultada ao concessionário e sua adesão dependeu, além da aceitação de antecipação do termo original

de sua concessão, também da aceitação expressa das seguintes condições: i) receita fixada conforme

critérios estabelecidos pela Aneel; e ii) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel.

Foram mantidas as condições para a realização dos investimentos decorrentes de contingências,

modernizações, atualizações e reformas de estruturas e equipamentos que se efetivarão desde que haja

reconhecimento e autorização da Aneel. A garantia de ressarcimento se dá conforme a REN nº 443/2011,

não devendo causar perdas financeiras ao concessionário.

A Copel Geração e Transmissão, após conhecimento das condições de renovação, procedeu às análises e

avaliações, optando pela renovação do contrato de transmissão. Dessa forma, contribui com a redução nas

tarifas e com a modicidade tarifária.

Concessões de Distribuição

Conforme a Lei, as concessões de distribuição poderão ser prorrogadas por até 30 anos. A prorrogação é

facultada ao concessionário e sua adesão depende da aceitação expressa das seguintes condições: receita

fixada conforme critérios estabelecidos pela Aneel; nível dos investimentos a fazer; e submissão aos

padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel.

O pedido de prorrogação das concessões de distribuição da Copel Distribuição foi encaminhado para Aneel

em 31.05.2012, e ratificado nos termos da Lei nº 12.783/2013. No momento, aguarda-se a decisão do Poder

Concedente pela prorrogação. Caso as condições estabelecidas pelo Poder Concedente garantam os níveis

de rentabilidade da empresa, a Companhia assinará o contrato de concessão ou termo aditivo, por um

período de até 30 anos. Apesar do contexto de incertezas no cenário regulatório, a Companhia confia na

possibilidade de prorrogação do referido contrato de concessão, embora não possua informações

suficientes para garantir a prorrogação do contrato de concessão de distribuição em termos favoráveis.

Em 10.12.2014 foi assinado o quarto aditivo contratual que estabelece as condições para eventual reversão

dos bens e instalações vinculados, garantindo a indenização total dos bens reversíveis, bem como de todos

os saldos remanescentes ativos ou passivos decorrentes de eventual insuficiência ou ressarcimento pela

tarifa.

Licitação

As concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não foram prorrogadas dentro

desse regulamento, serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até trinta anos.

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• Fluxo de Energia (em % e GW/hora)

Fluxo de energia (GWh)

Geração própria Concessionárias e

24.605 - 45,6% Permissionárias

Disponibilidade

Energia recebida 53.950

29.345 - 54,4%

CCEAR 16.692

Itaipu 5.870

Itiquira 452 Contratos bilaterais 7.392

Dona Francisca 612 CCEAR 5.105

CCEE (CCP/MCP) 1.572 CCEE (MCP) 2.135

Angra 1.047 MRE 6.197

CCGF 1.315

Elejor 1.186 Perdas e diferenças 4.198 - 7,8%

Proinfa 599

Perdas rede básica 1.278

Perdas distribuição 2.598

Alocação de contratos no CG 322

CCEAR= Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

CCEE(CCP/MCP) = Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (Compra Curto Prazo/Mercado de Curto Prazo)

CCGF = Contrato de Cotas de Garantias Financeiras

MRE = Mecanismo de Realocação de Energia

CG = Centro de gravidade do Submercado (diferença entre a energia contratada e a recebida no CG - estabelecido em

em Contrato)

Mercado Cativo 24.208 - 44,9%

699

Energia suprida

- 1,3%

Consumidores livres 4.016 - 7,4%

20.829 - 38,6%

3.3. Segmentos de Negócios

3.3.1. Geração e Transmissão

3.3.1.1. Geração

A Copel Geração e Transmissão detém e opera 20 usinas próprias, sendo 18 hidrelétricas, uma termelétrica

e uma eólica, com capacidade instalada total de 4.754,6 MW e Garantia Física de 2.068,1 MW médios. A

Companhia permanece responsável pela prestação dos serviços de operação e manutenção da Usina de

Rio dos Patos, cuja concessão venceu em 14.02.2014. Neste período, receberá uma tarifa predefinida para

prestação do serviço, nos termos da Portaria Ministério de Minas e Energias - MME nº 170/2014.

20

Em 2014, os ativos da Copel Geração e Transmissão geraram 24.604,9 GWh, 99,7% desse total de fonte

hidrelétrica e eólica.

A Copel Geração e Transmissão também detém concessão para construir e operar as seguintes usinas:

Usina Hidrelétrica Colíder

Em construção no rio Teles Pires, no norte do Mato Grosso e com potência instalada de 300 MW, a usina

teve 80,0% de suas obras concluídas no final de 2014. Em decorrência de atos do poder público e de casos

fortuitos e de força maior, ocorridos ao longo da implantação do empreendimento, o início da geração

comercial da UHE Colíder tem nova previsão de conclusão para abril de 2016. A Copel Geração e

Transmissão já impetrou requerimento junto à Aneel para o reconhecimento de excludente de

responsabilidade na postergação da entrada em operação.

Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu

Com 30,0% de participação para o empreendimento e potência instalada de 350 MW, a UHE Baixo Iguaçu

será construída no rio Iguaçu, entre os municípios de Capanema e Capitão Leônidas Marques, no sudoeste

do Paraná.

As obras iniciaram-se em julho de 2013, porém, foram paralisadas em 2014 devido à suspensão da Licença

de Instalação do empreendimento pelo Tribunal Regional Federal da 4ª Região, situação que permanece

até o presente momento.

Usina Hidrelétrica São Jerônimo

Com potência instalada de 331 MW no rio Tibagi, no Paraná, a UHE São Jerônimo será implementada pelo

Consórcio São Jerônimo, no qual a Copel tem 41,2% de participação. Para o início das obras é necessária

autorização do Congresso Nacional, conforme artigo nº 231, parágrafo 3º da Constituição Federal, visto que

o reservatório da usina atinge áreas indígenas.

3.3.1.2. Transmissão

O segmento tem como principal atribuição prover os serviços de transporte e transformação da energia

elétrica, sendo responsável pela construção, operação e manutenção de subestações, bem como pelas

linhas destinadas à transmissão de energia. A Copel Geração e Transmissão detém e opera 2.173,5 km de

linhas de transmissão e 33 subestações da rede básica, com potência de transformação da ordem de

12.352 MVA.

• Obras autorizadas pela Aneel

Em 2014 foram concluídas as obras de ampliação das subestações Guaíra, Maringá e Uberaba. A

subestação - SE Uberaba, localizada em Curitiba, fazia parte do plano de reforços para o atendimento das

cidades-sede da Copa do Mundo. Ainda no rol de obras priorizadas pelo MME para o Mundial, destacam-se

a linha de transmissão com 26,5 km de extensão conectando as subestações Uberaba e Umbará, que

21

entrou em operação em junho de 2014. Juntos, esses empreendimentos devem render uma receita anual

estimada em cerca de R$ 6,0 milhões.

Em outubro de 2014, a Aneel emitiu a Resolução Autorizativa nº 4890/2014 para Copel Geração e

Transmissão, ordenando investimentos e ampliações nas subestações Bateias e Guaíra, com a instalação

de novos bancos de capacitores, além da instalação de uma linha de transmissão 230 kV com 132 km de

extensão, que irá conectar as subestações Ponta Grossa Norte e Figueira, com seccionamento na nova

subestação Klacel (Klabin Celulose, em Ortigueira no Paraná). Esse empreendimento deve receber R$ 88,0

milhões em investimentos e proporcionar à Copel uma receita anual de aproximadamente R$ 12,3 milhões

quando entrar em operação, em 2016.

• Grandes obras e novas concessões

Em julho de 2014, entrou em operação a subestação Cerquilho III, localizada em São Paulo, com 300 MVA

de potência de transformação. A obra foi um marco histórico para a Companhia no atendimento fora das

fronteiras do Paraná e proporcionará à Copel um incremento de receita anual de aproximadamente R$ 4,2

milhões.

Ainda em São Paulo, avançaram as obras da SE 230 kV Paraguaçu Paulista II e os projetos da LT 500 kV

Araraquara II — Taubaté e da LT Paraguaçu Paulista II — Assis.

No Paraná, foram iniciadas as obras da LT 230 kV Londrina — Figueira e da LT 230 kV Foz do Chopim —

Salto Osório.

Em janeiro de 2014 foi assinado o contrato de concessão nº 005/2014 conquistado pela Copel Geração e

Transmissão em leilão da Aneel, composto pela SE Curitiba Norte, que será construída na região

metropolitana de Curitiba e vai operar na tensão de 230 kV, e por uma linha de transmissão com 33,0 km de

extensão que irá conectá-la a SE Bateias, já existente. Esses empreendimentos devem receber R$ 59,0

milhões em investimentos e proporcionar à Copel uma receita anual de aproximadamente R$ 7,0 milhões

quando entrar em operação — previsto para 2016.

Já em setembro de 2014, foram assinados os contratos de concessão nº 021/2014 e 022/2014 arrematados

pela Copel Geração e Transmissão, que abrangem os empreendimentos:

• SE Realeza Sul, que será construída na região sudoeste do Paraná e vai operar na tensão de 230

kV, e uma linha de transmissão com 53,0 km de extensão que irá conectá-la a SE Foz do Chopim,

já existente. Esse empreendimento deve receber R$ 48,0 milhões em investimentos e proporcionar

à Companhia uma receita anual de aproximadamente R$ 5,8 milhões quando entrar em operação –

previsto para 2017.

• Linha de transmissão 500 kV com 120,0 km de extensão que irá conectar as SE Londrina, no

Paraná e Assis, em São Paulo. Esse empreendimento deve receber R$ 128,0 milhões em

investimentos e proporcionar à Copel uma receita anual de aproximadamente R$ 15,0 milhões

quando entrar em operação – previsto para 2017.

22

Com as recentes conquistas da Copel Geração e Transmissão em leilões de transmissão da Aneel, a

configuração das grandes obras para os próximos anos é a seguinte:

Descrição Estado Empreendimentos Km MVA

LT Araraquara II — Taubaté São Paulo Copel Geração e Transmissão S.A. 356 km -

LTs Londrina — Figueira LT Foz do Chopim — Salto Osório

Paraná Copel Geração e Transmissão S.A.88 km10 km

-

LT Assis — Paraguaçu Paulista IISE Paraguaçu Paulista II

São Paulo Copel Geração e Transmissão S.A. 37 km 150 MVA

LT Bateias — Curitiba Norte SE Curitiba Norte 230/138 kV

Paraná Copel Geração e Transmissão S.A. 33 km 300 MVA

LT Foz do Chopim - Realeza Sul SE Realeza Sul

Paraná Copel Geração e Transmissão S.A. 53 km 150 MVA

LT Assis - LondrinaParanáSão Paulo

Copel Geração e Transmissão S.A. 120 km -

• Sociedades de Propósito Específico - SPEs

No segmento de transmissão de energia, a Copel integra ainda dez SPEs:

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Descrição Estado Empreendimentos Km MVA

LT Umuarama — Cascavel Oeste SE Umuarama

Paraná Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 143 km 300 MVA

SE Camaquã IIILT Salto Santiago — ItáLT Itá — Nova Santa RitaLT Nova Santa Rita — Camaquã IIILT Camaquã III — Quinta

ParanáSanta CatarinaRio Grande do Sul

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A.

190 km305 km140 km 163 km

166 MVA

LT Umuarama — GuaíraLT Cascavel Oeste — Cascavel NorteSE Santa QuitériaSE Cascavel Norte

Paraná Caiuá Transmissora de Energia S.A.105 km 31 km

400 MVA300 MVA

LT Curitiba — Curitiba LesteSE Curitiba Leste

Paraná Marumbi Transmissora de Energia S.A. 28 km 672 MVA

LT Ribeirãozinho — Rio Verde NorteLT Rio Verde Norte — Marimbondo II

Mato GrossoGoiásMinas Gerais

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP Sul) S.A.

250 km 350 km

-

LT 500 kV Itatiba — BateiasLT 500 kV Araraquara 2 — ItatibaLT 500 kV Araraquara 2 — Fernão DiasSE Santa Bárbara D´Oeste SE Itatiba SE Fernão Dias

ParanáSão Paulo

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A.399 km207 km241 km

3.600 MVA

LT Barreiras II — Rio das ÉguasLT Rio das Éguas — LuziâniaLT Luziânia — Pirapora II

BahiaGoiásMinas Gerais

Paranaíba Transmissora de Energia S.A.244 km373 km350 km

-

LT Paranaíta — CláudiaLT Cláudia — ParanatingaLT Paranatinga — RibeirãozinhoSE ParanaítaSE CláudiaSE Paranatinga

Mato GrossoMatrinchã Transmissora de Energia(TP Norte) S.A.

300 km350 km355 km

-

LT Estreito - Fernão DiasMinas GeraisSão Paulo

Cantareira Transmissora de Energia S.A. 328 km -

LT Açailândia — Miranda II MaranhãoIntegração Maranhense Transmissora de Energia S.A.

365 km -

• Receitas de Transmissão

Através da Resolução Homologatória nº 1.756/2014, a Aneel estabeleceu a Receita Anual Permitida - RAP

para o ciclo julho/2014 a junho/2015 pela disponibilização das instalações de transmissão integrantes da

rede básica e das demais instalações de transmissão.

A Copel Geração e Transmissão é detentora de onze contratos de concessão de transmissão, sendo cinco

em operação comercial com direito ao recebimento de receitas e seis em fase de construção. Os reajustes

das receitas foram efetuados conforme estabelecido em cada contrato.

O Contrato de Concessão nº 060/2001, que compreende as instalações de transmissão do sistema

existente e ampliações autorizadas pela Aneel, e o Contrato de Concessão nº 027/2009, da LT Cascavel

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Oeste — Foz do Iguaçu foram reajustados pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA, cuja

variação foi de 6,4%.

O Contrato de Concessão nº 015/2010 – SE Cerquilho III, iniciou sua operação comercial em junho de 2014,

com uma RAP atualizada no valor de R$ 4,2 milhões.

O Contrato de Concessão nº 006/2008, referente à LT Bateias — Pilarzinho e o Contrato de Concessão nº

075/2001, referente à LT Bateias — Jaguariaíva, tiveram um reajuste efetuado pelo Índice Geral de Preços

do Mercado - IGP-M acumulado no período, de 7,8%.

3.3.1.3. Distribuição

No âmbito da distribuição de energia elétrica, a Copel Distribuição tem como principais atividades prover,

operar e manter a infraestrutura, bem como prestar serviços correlatos. Essas atividades visam ao

atendimento dos mais de 4,3 milhões de consumidores de energia, em 1.113 localidades pertencentes a

394 municípios do Paraná e um em Santa Catarina, Porto União. Além de operar e manter as instalações

nos níveis de tensão até 34,5 kV, a Copel Distribuição também opera nas instalações de níveis de tensão

69 e 138 kV.

Em 2014, foram conectadas novas subestações e linhas em alta tensão para reforçar o sistema elétrico de

distribuição, melhorando a qualidade e aumentando a disponibilidade de energia aos consumidores. As

obras de novas subestações concluídas são:

Subestação Potência Localidade

SE Morretes 138 kV 41,67 MVA Morretes

SE Capanema 69 kV 41,67 MVA Curitiba

SE Chopinzinho138 kV 41,67 MVA Chopinzinho

Novas linhas de alta tensão em 69 kV e 138 kV que foram concluídas:

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Local Tensão Extensão

Santa Terezinha - Paranavaí 138 kV 51,7 km

Rosana - Paranavaí 138 kV 73,9 km

Ibiporã - Igapó 138 kV 13,8 km

Ibiporã - Palermo 138 kV 6,8 km

Astorga - Jaguapitã 138 kV 18,0 km

Santo Antonio da Platina - Siqueira Campos 138 kV 53,0 km

Londrina - Palermo 138 kV 22,0 km

Pato Branco - Chopinzinho 138 kV 45,0 km

Parolin - Xaxim 138 kV 4,0 km

Santa Quitéria - Parolin 138 kV 3,0 km

Santa Quitéria - Batel 2 138 kV 2,0 km

Santa Quitéria - Novo Mundo 138 kV 0,8 km

Pilarzinho - Bom Retiro 138 kV 6,8 km

Jardim Bandeirantes 2 - Igapó 138 kV 9,3 km

Distr. Ind. São José dos Pinhais - Guatupê 69 kV 6,8 km

Distr. Ind. São José dos Pinhais - Piraquara 69 kV 14,2 km

Bateias - Almirante Tamandaré/Rio Branco do Sul (1ª fase) 138 kV 27,0 km

Bateias - Rio Branco do Sul (2ª fase) 138 kV 13,0 km

Rio Branco do Sul - Tunas 138 kV 38,0 km

Guatupê - Pinhais 138 kV 9,0 km

Morretes - Secc (Gov. Parigot de Souza -Posto Fiscal) 138 kV 56,7 km

Tarumã - Secc (Uberaba - Atuba) 138 kV 0,3 km

Campo Comprido - Campina do Siqueira 138 kV 6,7 km

Santa Quitéria - Batel 1 138 kV 0,1 km

Santa Quitéria - Campina do Siqueira 138 kV 0,5 km

Umuarama -Umuarama Sul 1 138 kV 1,8 km

Umuarama -Umuarama Sul 2 138 kV 1,9 km

Umuarma - Tamoio 138 kV 9,7 km

Santa Terezinha - Cianorte 138 kV 32,2 km

Santos Dumont - Cianorte 138 kV 44,8 km

Cascavel Norte - Secc (Pinheiros - Assis Chateaubriand) 138 kV 0,7 km

Rio Azul - Sepac 138 kV 2,1 km

Ao todo, em 2014 estes empreendimentos adicionaram aproximadamente 166,7 MVA ao sistema de

distribuição e 575,6 km de novas linhas de transmissão de 69 ou 138 kV.

• Linhas de Distribuição

Na tabela a seguir são apresentadas as extensões de linhas de distribuição da Copel Distribuição:

Linhas de Distribuição Extensão (em km)

13,8 kV 101.688,7

34,5 kV 82.232,5

69 kV 727,2

138 kV 5.153,5

230 kV 123,5

Total 189.925,4

• Subestações

A tabela a seguir apresenta o parque de subestações da Copel Distribuição, aberto por tensão:

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Tensão Subestações automatizadas MVA

34,5 kV 230 1.545,0

69 kV 35 2.412,5

88 kV - 5,0

138 kV 96 6.730,2

Total 361 10.692,7

• Qualidade de Fornecimento

O resultado dos indicadores DEC, FEC e do tempo de espera é mostrado no quadro a seguir:

Jan/Dez DEC (horas) (1)FEC (interrupções) Tempo de espera (horas)

2012 10,25 7,84 01:51

2013 11,62 8,06 02:08

2014 14,01 9,08 01:49(1) DEC medido em horas e centesimal de horas.

• Mercado de energia

A tabela a seguir apresenta o comportamento do mercado cativo aberto por classe de consumo:

Dez/14 Dez/13 % 2014 2013 %

Residencial 3.437.030 3.320.098 3,5 7.267 6.888 5,5

Industrial 91.068 93.491 (2,6) 6.838 6.605 3,5

Comercial 369.205 338.502 9,1 5.470 5.074 7,8

Rural 372.464 372.835 (0,1) 2.252 2.081 8,2

Outros 57.203 56.567 1,1 2.381 2.278 4,5

Mercado Cativo 4.326.970 4.181.493 3,5 24.208 22.926 5,6

Mercado Cativo - Copel Distribuição

No de consumidores Energia vendida (GWh)

• Mercado Fio (TUSD)

Dez/14 Dez/13 % 2014 2013 %

Mercado Cativo 4.326.970 4.181.493 3,5 24.208 22.926 5,6

Concessionárias e Permissionárias 4 4 - 699 620 12,7

Consumidores Livres (1) 132 128 3,1 4.521 4.485 0,8

Mercado Fio 4.327.106 4.181.625 3,5 29.428 28.031 5,0

(1) Total de consumidores livres atendidos pela Copel Geração e Transmissão e por outros fornecedores dentro da área de concessão da Copel Distribuição.

Mercado Fio de Energia - Copel Distribuição

No de consumidores/contratos Energia distribuída (GWh)

27

• Tarifas

Em junho de 2014, com a Resolução nº 1.740/2014, a Aneel homologou o resultado do reajuste tarifário

anual da Copel Distribuição em 30,78%, sendo 24,78% relativos ao reajuste econômico e 6,00% relativos

aos componentes financeiros pertinentes, o que representaria um efeito médio para o consumidor de

35,05%.

Em junho de 2014, através do Despacho nº 2.037/2014, foi concedido efeito suspensivo ao recurso

interposto pela Copel Distribuição em face da Resolução Homologatória nº 1.740/2014, de forma a

suspender seus efeitos. Em julho de 2014, a Copel Distribuição solicitou diferimento parcial do referido

reajuste, sendo autorizado pela Aneel e homologado, por meio da Resolução nº 1.763/2014, diferindo-se o

valor de R$ 622,4 milhões. Este valor se soma aos R$ 275,9 milhões (a preços de junho de 2014) já

diferidos no reajuste de 2013, resultando em um montante de R$ 898,3 milhões a ser considerado como

componente financeiro nos próximos reajustes tarifários da Companhia, reduzindo, desta forma, o efeito

médio a ser percebido pelos consumidores de 35,05% para 24,86%.

• Revisão Tarifária Extraordinária

Em 2015 a Aneel deliberou sobre a Revisão Tarifária Extraordinária das distribuidoras de energia elétrica.

O reajuste tarifário médio da Copel Distribuição aprovado pela Aneel foi de 36,79% a partir de 02.03.2015.

Desse total, 22,14% está relacionado à quota de Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, e 14,65% ao

reposicionamento dos custos com aquisição de energia.

A Revisão Tarifária Extraordinária se dá em decorrência de uma série de eventos que impactaram de

maneira significativa os custos das concessionárias de energia, os quais não foram previstos no

reajuste tarifário de 2014, com destaque para o aumento da quota de CDE, dos custos com compra de

energia em função do reajuste da tarifa de Itaipu (46,14%) e dos elevados preços praticados nos últimos

leilões.

3.3.2. Telecomunicações

A Copel Telecomunicações presta serviços de telecomunicações e de comunicações em geral, elaborando

estudos e projetos focados no atendimento das necessidades da Companhia e no mercado em geral. A

exploração de tais serviços se dá por prazo indeterminado, sem caráter de exclusividade, em nível nacional.

Em 2014, totalizou 15.817 km de cabos ópticos de acesso urbano, aumentando significativamente a

capilaridade da rede óptica da Copel Telecomunicações. Todos os 399 municípios do Paraná, dois em

Santa Catarina, um no Mato Grosso e quatro em São Paulo são atendidos por meio de 9.608 km de cabos

ópticos interurbanos. Por meio dessa rede, a Companhia propicia velocidade e confiabilidade para 22.574

clientes que contam com serviços de telecomunicações com tecnologias de ponta em fibra óptica.

28

3.3.3. Participações

A Copel tem participação societária e associação com empresas, consórcios e outras instituições, que

atuam em diversos setores. Na área de energia, a Companhia tem participação em vários

empreendimentos, conforme demonstrado a seguir:

Setor geração:

EmpreendimentoPotência instalada

total (MW) Participação da Copel

Dona Francisca Energética S.A. 125,0 Copel - 23,0%

Foz do Chopim Energética Ltda. 29,1 Copel - 35,8%

Dois Saltos Empreend. de Geração Energia Elétrica Ltda. 25,0 Copel - 30,0%

UEG Araucária Ltda. 484,1 Copel - 20,0% / Copel GeT - 60,0%

Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. 245,9 Copel - 70,0%

Consórcio Energético Cruzeiro do Sul 361,0 Copel GeT - 51,0%

Investco S.A. (UHE Lajeado) (1) 902,5 Copel - 0,8%

Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu 350,2 Copel GeT - 30%

Consórcio Tapajós - Copel GeT - 11,1%

Consórcio São Jerônimo 331,0 Copel GeT - 41,2%

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. 108,0 Copel - 49,0%

(1) Os ativos da UHE Lajeado estão arrendados às demais concessionárias em frações ideais dos ativos existentes.

Setor transmissão:

Empreendimento Participação da Copel

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. Copel GeT - 51%

Caiuá Transmissora de Energia S.A. Copel GeT - 49%

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP Sul) S.A. Copel GeT - 49%

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. Copel GeT - 49%

Marumbi Transmissora de Energia S.A. Copel GeT - 80%

Matrinchã Transmissora de Energia (TP Norte) S.A. Copel GeT - 49%

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. Copel GeT - 24,5%

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. Copel GeT - 20%

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. Copel GeT - 50,1%

Cantareira Transmissora de Energia S.A. Copel GeT - 49%

Outros setores:

Setor Empreendimento Participação da Copel

Gás Companhia Paranaense de Gás - Compagás 51,0%

Telecomunicações Sercomtel S.A. Telecomunicações 45,0%

Saneamento Dominó Holdings S.A. 49,0%

Saneamento Sanepar 7,6%

Serviços Escoelectric Ltda. 40,0%

Serviços Copel Amec S/C Ltda. em liquidação 48,0%

Exploração de Carvão Carbocampel S.A. 49,0%

29

3.3.4. Renováveis

Para cumprir com importantes diretrizes estratégicas e de sustentabilidade estabelecidas para o negócio de

geração, foi criada em 2013 a Copel Renováveis — que tem como sua principal finalidade aumentar a

participação de fontes alternativas renováveis de energia na matriz energética de forma rentável e

sustentável.

Estão em construção 28 novos parques, que juntos acrescentarão 662,4 MW à potência instalada em

energia eólica até o final de 2017, todos no Rio Grande do Norte. A entrada em operação comercial de

alguns desses parques ocorrerá já no ano de 2015. São eles:

Complexo eólico Empreendimento Capacidade instalada (MW)

Nova Eurus IV 27,0

Nova Asa Branca I 27,0

Nova Asa Branca II 27,0

Nova Asa Branca III 27,0

Santa Maria 29,7

Santa Helena 29,7

Ventos de Santo Uriel 16,2

Boa Vista 14,0

Olho d'Água 30,0

São Bento do Norte 30,0

Farol 20,0

Carnaúbas 27,0

Reduto 27,0

Santo Cristo 27,0

São João 27,0

Dreen Cutia 25,2

Dreen Guajiru 21,6

Esperança do Nordeste 30,0

GE Jangada 30,0

GE Maria Helena 30,0

Paraíso dos Ventos do Nordeste 30,0

Potiguar 28,8

São Bento do Norte I 24,2

São Bento do Norte II 24,2

São Bento do Norte III 22,0

São Miguel I 22,0

São Miguel II 22,0

São Miguel III 22,0

(1)A participação da Copel no empreendimento é de 49%.

Complexo eólico Brisa Potiguar

Complexo eólico São Bento

Complexo eólico Cutia

Complexo eólico Voltalia (1)

3.3.5. Pesquisa & Desenvolvimento - P&D

Em cumprimento à Lei nº 9.991/2000, que dispõe sobre a realização de investimentos em pesquisa e

desenvolvimento por parte das empresas concessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de

energia elétrica, a Copel investiu em projetos nos setores:

Geração e Transmissão

30

Aplicou aproximadamente R$ 8,3 milhões na execução de seu programa de P&D de geração e transmissão,

composto por 26 projetos, sendo que, em 12 deles a Companhia participou de forma cooperada com outras

empresas. Destes, 3 são estratégicos, cujos temas foram estabelecidos pela Aneel, por meio de Chamada

de Projetos.

Distribuição

Em 2014, foram contratados 10 projetos de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D, continuam em execução 9

projetos e 43 estão em fase de elaboração para contratação, sendo um estratégico cooperado — Sistema

de Inteligência Analítica do Setor Elétrico - Siase, no qual a Copel participa como cooperada juntamente

com outras empresas do setor elétrico. Foram aplicados em projetos de P&D aproximadamente R$ 8,4

milhões.

31

4. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

4.1. Receita Operacional Líquida

Em 2014, a Receita Operacional Líquida teve acréscimo de R$ 4.738,3 milhões, representando 51,6% de

aumento em relação a 2013. Tal variação decorre principalmente de:

1) Acréscimo de R$ 1.026,5 milhões na Receita de Fornecimento de Energia Elétrica, em virtude

principalmente:

• do reajuste tarifário ocorrido em junho de 2014; e

• ao aumento de 5,6% do mercado cativo;

2) Aumento de R$ 2.438,5 milhões em Suprimento de Energia Elétrica, devido principalmente à:

• variação do PLD; e

• receita da venda de energia produzida pela UEG Araucária;

3) Acréscimo de R$ 208,5 milhões na Receita de Disponibilidade da Rede Elétrica, devido ao reajuste

tarifário ocorrido em junho de 2014;

4) Acréscimo de R$ 202,9 milhões na Receita de Construção. A Companhia contabiliza receitas relativas

a serviços de construção ou melhoria da infraestrutura utilizada na prestação de serviços de

distribuição, transmissão de energia elétrica e gás, as quais totalizaram R$ 1.279,0 milhões em 2014 e

R$ 1.076,1 milhões em 2013. Os respectivos gastos são reconhecidos na demonstração do resultado

do período, como custo de construção, quando incorridos;

5) Acréscimo de R$ 24,1 milhões na Receita de Telecomunicações, decorrente principalmente do

aumento do número de clientes, de 8.270 em 2013 para 22.574 em 2014 e do aumento do número de

circuitos, de 27.957 em 2013 para 47.279 em 2014, sobretudo no mercado varejo com o produto BEL

Fibra;

6) Acréscimo de R$ 22,7 milhões na Receita de Distribuição do Gás Canalizado, devido ao aumento de

volume de distribuição de gás em 2014 em relação a 2013, justificado pelo reajuste dos contratos e

pelas variações de mercado; e

7) Reconhecimento de R$ 1.033,9 milhões em Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais, de

acordo com OCPC nº 08/2014 e Deliberação CMV nº 732/2014, possibilitado pela assinatura em

10.12.2014 do 4º Termo Aditivo do Contrato de Concessão nº 046/99.

32

4.2. Custos e Despesas Operacionais

Tiveram acréscimo de R$ 4.300,9 milhões em 2014, representando um aumento de 53,3%, influenciados,

principalmente por:

1) Acréscimo de R$ 1.761,4 milhões em Energia Elétrica Comprada para Revenda, devido

principalmente ao maior valor de energia adquirida na CCEE e de CCEAR e ao maior valor do PLD;

compensada pelo recebimento de recursos provenientes da CDE, destinados ao ressarcimento de

custos de energia;

2) Decréscimo de R$ 22,5 milhões em Encargos do Uso da Rede em virtude principalmente da

contabilização dos efeitos dos Encargos dos serviços do sistema - ESS e das restituições aos usuários

de Energia de Reserva dos montantes financeiros excedentes da Conta de Energia de Reserva - Coner,

conforme Despacho Aneel nº 4.786/2014 e Resolução Normativa Aneel nº 613/2014;

3) Acréscimo de R$ 1.174,2 milhões em Gás Natural decorrente da maior aquisição de gás para UEG

Araucária;

4) Decréscimo de R$ 43,5 milhões em Pessoal e Administradores, decorrente principalmente da redução

do quadro de empregados; e

5) Acréscimo de R$ 1.004,2 milhões em Provisões e Reversões devido principalmente ao

reconhecimento de perda por redução ao valor recuperável para os ativos do segmento de geração, de

R$ 807,3 milhões.

4.3. EBITDA ou LAJIDA

Consolidado

Em R$ mil 2014

Lucro líquido atribuído aos acionistas da empresa controladora 1.205.950 1.072.560

Lucro líquido atribuído aos acionistas não controladores 129.665 28.875

IRPJ e CSLL diferidos (225.853) (149.451)

Provisão para IRPJ e CSLL 747.869 554.520

Despesas (receitas) financeiras, líquidas (147.717) (280.311)

Lajir/Ebit 1.709.914 1.226.193

Depreciação e Amortização 629.943 603.203

Lajida/Ebitda 2.339.857 1.829.396

Receita Operacional Líquida - ROL 13.918.517 9.180.214

Margem do Ebitda% (Ebitda ÷ ROL) 16,8% 19,9%

2013

4.4. Resultado Financeiro

O resultado financeiro apresentou decréscimo de R$ 132,6 milhões devido a:

1) acréscimo de 6,5% em receitas financeiras decorrente do maior valor de acréscimos moratórios sobre

faturas de energia e em renda de aplicações financeiras; e

33

2) acréscimo de 47,0% em despesas financeiras devido principalmente ao maior valor de encargos de

dívidas decorrente do ingresso de recursos no período.

4.5. Endividamento

As variações da dívida de curto e longo prazo referentes aos empréstimos, financiamentos e debêntures

decorreram principalmente dos seguintes ingressos de recursos:

Ingressos - 2014 (Em R$ milhões) Financiador Valor

BNDES PCH Cavernoso/Obras da Copa 2014 BNDES 104,9

Banco do Brasil CCB 330.600.773 Banco do Brasil 116,7

Debêntures 5ª emissão (Copel Holding) Debenturistas 1.000,0

Os pagamentos ocorridos no ano totalizaram R$ 752,3 milhões, sendo R$ 326,4 milhões de principal e

R$ 425,9 milhões de encargos.

A composição dos empréstimos, financiamentos e debêntures em curto e longo prazo é:

Saldos (Em R$ milhões) 2014 2013

Curto prazo 1.299,1 1.014,6

Longo prazo 4.755,3 3.517,2

Total 6.054,4 4.531,8

4.6. Lucro Líquido

Em 2014, o lucro líquido atribuído aos acionistas da empresa controladora foi de R$ 1.206,0 milhões, sendo

12,4% maior que o obtido no exercício anterior, de R$ 1.072,6 milhões.

Distribuição de dividendos e juros sobre o capital próprio

Total 2ª Parcela 1ª Parcela Total 2ª Parcela 1ª Parcela

Aprovação na AGO 23/04/15 23/04/15 24/04/14 24/04/14 25/04/13

Aprovação no CAD 18/03/15 18/03/15 24/10/14 12/03/14 12/03/14 13/11/13 19/03/13

Data de pagamento a definir a definir 21/11/14 28/05/14 28/05/14 16/12/13 23/05/13

Lucro Líquido Ajustado 1.245.047 483.507 761.539 1.121.075 470.996 650.079 767.298

Valor para Ações ON 315.060 122.335 192.725 283.640 119.122 164.518 135.643

Valor para Ações PNA 962 404 558 964 488 476 964

Valor para Ações PNB 306.501 119.014 187.487 275.933 115.888 160.045 131.947

Total Distribuído 622.523 241.753 380.770 560.537 235.498 325.039 268.554

Obs.: As informações de 1º parcela, refere-se aos resultados do 1º semestre dos respectivos exercícios (art. 41 do Estatuto Social).

(em R$ mil) 201220132014

Do lucro líquido verificado no exercício de 2014, apurado de acordo com a legislação societária, a

Companhia propõe para pagamento de Dividendos Anuais o montante de R$ 622.523.190,03 da seguinte

forma:

• Juros sobre o Capital Próprio em substituição aos dividendos, no valor bruto de R$ 30.000.000,00,

distribuído em R$ 0,10469 por ação ordinária (ON), R$ 0,11519 por ação preferencial classe A (PNA)

34

e R$ 0,11519 por ação preferencial classe B (PNB), foram declarados e pagos antecipadamente em

21.11.2014;

• Dividendos no valor de R$ 592.523.190,03, dos quais, R$ 350.769.731,75, distribuído em R$ 1,22416

por ação ordinária (ON); R$ 1,34678 por ação preferencial classe A (PNA), R$ 1,34678 por ação

preferencial classe B (PNB), foram declarados e pagos antecipadamente em 21.11.2014.

A parcela remanescente dos Dividendos, no valor de R$ 241.753.458,28 - cujo pagamento ocorrerá em até

60 dias da realização da Assembleia Geral Ordinária - será assim distribuída: R$ 0,84351 por ação ordinária

(ON), R$ 1,06310 por ação preferencial classe A (PNA) e R$ 0,92803 por ação preferencial classe B (PNB).

4.7. Valor Adicionado

No exercício de 2014, a Copel apurou R$ 7.835,5 milhões de Valor Adicionado Total, 18,6% superior ao

ano anterior. A demonstração, na íntegra, encontra-se nas Demonstrações Financeiras.

Distribuição do Valor Adicionado 2014 2013 Variação %

Acionistas 9,6% 5,4% 77,8

Retido 7,4% 11,3% (34,5)

Terceiros 8,9% 6,5% 36,9

Pessoal 15,5% 18,4% (15,8)

Governo 58,6% 58,4% 0,3

Estadual e Municipal 54,4% 56,4% (3,5)

Federal 45,6% 43,6% 4,6

Total 100,0% 100,0% -

4.8. Inadimplência de Consumidores

Em dezembro de 2014, a inadimplência de consumidores da Copel Distribuição foi de R$ 132,4 milhões,

que equivale a 1,5% do seu faturamento.

Para o cálculo, considera-se inadimplente o consumidor com débito vencido há mais de 15 dias até 360

dias, em conformidade com o prazo de aviso de vencimento (Resolução Aneel nº 414/2010), e é excluído o

reconhecimento de perdas dos débitos vencidos.

Inadimplência (%) = � Déb itos vencidos > 15 dias � 360 dias

� Faturamento no período de 12 meses

35

4.9. Ações.......

Volume negociado:

Total Média diária Total Média diária

Negócios 54.011 218 833.972 3.363

Quantidade 20.569.200 82.940 151.651.000 611.496

Volume (R$ mil) 460.880 1.858 4.943.379 19.933

Presença nos pregões 248 100% 248 100%

Quantidade 610.694 4.393 148.930.401 590.994

Volume (US$ mil) 6.411 46 2.060.571 8.177

Presença nos pregões 139 55% 252 100%

Quantidade - - 377.065 1.520

Volume (€ mil) - - 3.944 16

Presença nos pregões - - 248 98%

ON (CPLE3) PNB (CPLE6)Volume negociado

Bov

espa

NY

SE

Latib

ex

Desempenho do preço das ações:

2014 2013

ON (CPLE3) R$ 24,90 R$ 22,30 11,7

média ON R$ 22,83 R$ 24,19 (5,6)

PNA (CPLE5) R$ 30,00 R$ 30,00 -

média PNA R$ 30,00 R$ 33,47 (10,4)

PNB (CPLE6) R$ 35,90 R$ 30,53 17,6

média PNB R$ 32,77 R$ 31,22 5,0

Ibovespa 50.007 51.507 (2,9)

Índice de Energia Elétrica 27.161 26.250 3,5

ON (ELPVY) US$ 9,22 US$ 9,31 (1,0)

média ON US$ 9,67 US$ 11,11 (12,9)

PNB (ELP) US$ 13,17 US$ 13,14 0,2

média PNB US$ 14,00 US$ 14,58 (4,0)

Índice Dow Jones 17.823,07 16.576,66 7,5

PNB (XCOP) € 11,13 € 9,50 17,2

média PNB € 10,59 € 10,99 (3,7)

Índice Latibex 1.750,00 2.076,60 (15,7)

AçãoVariação %

BM

&F

Bo

vesp

aN

YS

ELa

tibe

x

4.10. Programa de Investimentos

O programa de investimentos para 2015 foi aprovado em 11.12.2014 pela 147ª reunião ordinária do CAD. A

seguir, os investimentos realizados e os previstos para 2015:

Variação % Previsto

Empresas (em R$ milhões) 2014 2013 2014-2013 2015

Geração e Transmissão 758,4 478,9 58,4 1.042,2

Distribuição 857,7 816,5 5,0 784,7

Telecomunicações 107,5 74,1 45,1 107,7

Holding 5,9 - - 5,5

Participação em Novos Negócios 739,5 407,1 81,7 536,8

Total 2.469,0 1.776,6 39,0 2.476,9

Realizado

36

5. DESEMPENHO SOCIOAMBIENTAL

5.1. Força de trabalho

Considerando a Copel Holding, Copel Distribuição, Copel Geração e Transmissão, Copel

Telecomunicações, Copel Participações e Copel Renováveis, os 8.592 empregados do quadro próprio estão

distribuídos em quatro carreiras: profissional de nível médio (4.904 empregados), profissional técnico de

nível médio (2.060 empregados), profissional de nível superior (1.488 empregados) e operacional (140

empregados). A Companhia vem redimensionando seu quadro funcional, tendo admitido 211 novos

empregados em 2014, mediante concurso público. Durante o mesmo período, 269 empregados desligaram-

se da Companhia. A taxa de rotatividade foi de 2,8% em 2014 e 8,4% em 2013.

• Desenvolvimento de Pessoal

O Desenvolvimento de Pessoal se desdobra em programas corporativos, cursos de formação e obrigatórios.

Em 2014, a Copel investiu R$ 6,4 milhões em Treinamento e Desenvolvimento - T&D, em ações voltadas

aos seus empregados e público estratégico. As ações de T&D da Companhia resultaram no registro de

22.170 participações em 1.774 eventos. Considerando o total de 8.592 empregados, estas participações

equivalem a 2,6 participações por empregado da Companhia.

No que se refere à liderança, em 2014 houve a continuidade de duas turmas do MBA Executivo em Gestão

Empresarial, realizado na modalidade in company (iniciado no segundo semestre de 2013). Este MBA foi

fundamentado nos valores e nas competências organizacionais da Copel e conta com a participação de 87

empregados.

Os módulos e os assuntos trabalhados no MBA foram desenvolvidos para capacitar o gerente da Copel

para realizar uma gestão eficaz, desenvolver visão estratégica dos negócios da Companhia e ser um líder

que valoriza e promove o desenvolvimento das pessoas.

Em 2014 a Universidade Copel - UniCOPEL se tornou signatária do Principles for Responsible Management

Education - PRME. Esta iniciativa, desenvolvida pela Organização das Nações Unidas, tem objetivo de

estabelecer um processo de contínuo aprimoramento das escolas de negócio do mundo inteiro, a fim de

que estas sejam capazes de formar uma nova geração de líderes, preparados para enfrentar os desafios

complexos que o século XXI. Além de desenvolver políticas e diretrizes sobre T&D na Copel, a UniCOPEL

busca novas metodologias, tecnologias, parcerias e novas práticas de treinamento e desenvolvimento para

implementação nos programas de treinamento da empresa com base nos direcionamentos estratégicos da

Companhia.

A Copel possui também o programa Babel, custeado parcialmente pela Companhia, que tem por finalidade

propiciar a obtenção de proficiência para os empregados que necessitem do uso de um idioma estrangeiro

para exercer suas atividades na Companhia. Em 2014, 164 empregados participaram do programa.

37

• Benefícios

Entre os benefícios concedidos diretamente pela Companhia a todos os empregados, além dos previstos

pela legislação, destacam-se: auxílio-educação; adiantamento de férias e pagamento adicional de mais 1/3

da remuneração, além dos valores obrigatórios previstos em Lei; adiantamento da primeira parcela do 13º

salário no mês de janeiro; participação nos lucros e resultados; incentivo à qualidade de vida, com

iniciativas como o Coral da Copel e os Jogos Internos; auxílio-alimentação e refeição; vale lanche; auxílio-

creche; auxílio a empregados com deficiência e a empregados com dependentes deficientes;

complementação de auxílio doença; além de outros benefícios proporcionados pelo convênio existente

entre a Copel e o Instituto Nacional do Seguro Social - INSS. Adicionalmente, por meio da Fundação Copel

de Previdência e Assistência Social, da qual a Copel é mantenedora, há concessão de: plano de

previdência privada, adicional ao valor da previdência oficial, e plano de assistência médico-hospitalar e

odontológica. A Fundação Copel disponibiliza, ainda, uma carteira de empréstimos aos seus participantes,

obedecendo às disposições legais que regem as aplicações das reservas do seu fundo previdenciário.

• Política salarial

As práticas de remuneração, reconhecimento e incentivo estão baseadas no modelo de remuneração

estruturado pela Companhia, apoiando-se em dois pilares: remuneração fixa (comparação de mercado e

mérito) e variável (Participação dos Empregados nos Lucros e/ou Resultados - PLR). A PLR dos

empregados da Copel ocorre de acordo com a Lei Federal n° 10.101/2000, o Decreto Estadual n°

1.978/2007 e a Lei Estadual n° 16.560/2010, sendo o montante do lucro distribuído de forma igualitária a

cada empregado. A proporção entre o menor salário praticado pela Companhia em dezembro de 2014 (R$

1.447,60) e o salário mínimo nacional vigente naquela data (R$ 724,00) era de duas vezes, não havendo

diferença significativa no mesmo período relativamente à proporção de salário-base entre homens e

mulheres.

• Relações trabalhistas

Além de cumprir totalmente com suas obrigações trabalhistas, garantindo aos empregados os seus direitos

instituídos pela legislação, a Copel realiza uma série de ações, com o intuito de aprimorar as relações

trabalhistas, dentre as quais destacamos:

• Comissão de Análise de Denúncias de Assédio Moral - Cadam, instituída com o objetivo de

estabelecer regras para investigação e tratamento das denúncias de assédio moral, garantindo a

imparcialidade nas análises dos processos;

• Ouvidoria: por meio deste canal, qualquer pessoa, mesmo que não seja empregado da Copel, pode

solicitar informações, dar sugestões, fazer reclamações, denúncias e questionamentos em relação à

Companhia.

38

• Canal de Comunicação Confidencial: canal que pode ser utilizado por empregados, gerentes,

diretores, estagiários, contratados e demais partes interessadas. O objetivo desse recurso é a

comunicação de irregularidades relacionadas à contabilidade, auditoria e controles internos, bem

como sobre o descumprimento de dispositivos legais e regulamentares e de normas internas da

Copel.

• Conselho de Orientação Ética - Coe: este canal é formado por empregados indicados pela Copel e

coordenado por pessoa da sociedade civil com notório conhecimento sobre o assunto. O grupo avalia

denúncias sobre descumprimento do Código de Conduta e tem prazo máximo para resposta final com

as orientações pertinentes.

• a Copel se relaciona com 19 sindicatos representativos das diversas classes de trabalhadores e, ao

longo do ano, promove reuniões para discussão de assuntos de interesse mútuo. Por ocasião da data

base (outubro) esse relacionamento se intensifica quando os sindicatos e Copel discutem as

reivindicações para chegar ao Acordo Coletivo de Trabalho - ACT. O cumprimento das cláusulas dos

ACTs mitiga possíveis problemas com sindicatos e empregados; e

• as dispensas por justa causa são precedidas de processo administrativo sumário, regulado por norma

administrativa interna, que garante ao empregado o direito de defesa.

• Diálogo com o Público Interno

Anualmente a Copel realiza a Pesquisa de Opinião do Empregado - POE, como forma de ouvir seus

profissionais, bem como identificar expectativas e necessidades de melhoria no ambiente de trabalho.

A pesquisa divide-se em 3 Dimensões: Indivíduo, Ambiente de Trabalho e Empresa. Em cada uma das

Dimensões são investigados diferentes fatores, como motivação em relação ao trabalho, satisfação em

relação a salários e benefícios, relacionamento com colegas e gerentes, desempenho da Diretoria, entre

outros desta natureza.

Em 2014 a POE aconteceu no mês de julho, tendo a participação de 56,6% dos empregados e obtendo-se

um grau de satisfação de 67,1. Os resultados da pesquisa foram desdobrados e divulgados a todos os

empregados. Os pontos de atenção estão sendo tratados em parceria pela Holding e subsidiárias integrais.

• Programa Nossa Energia

O Nossa Energia é o programa de gestão de desempenho da Copel, sendo composto por dois eixos:

Competências Organizacionais, relacionado aos comportamentos esperados de cada empregado, e

Resultados, que está associado à produtividade e é formado por metas corporativas.

De acordo com o Nossa Energia, o desempenho de cada empregado associa-se a um dos três grupos de

desempenho definidos pela Companhia. Esses grupos servem como subsídio para a aplicação de

diferentes tratativas em relação à Carreira e Remuneração e ao Desenvolvimento Profissional, tais como

39

promoções funcionais, meritocracia, adequação funcional, conferências, treinamentos, bolsas para pós

graduação e línguas estrangeiras, entre outros.

O programa foi implantado em 2013 e, no ciclo de 2014 teve melhorias pontuais e assertivas

proporcionadas pela experiência do ciclo de implantação e pelas práticas de gestão de desempenho na

Copel. Neste sentido, o Nossa Energia, a cada ciclo, permitirá aprendizados e, assim, aprimoramentos que

visam o atingimento dos seus objetivos e maior aderência com a cultura e realidade da Companhia.

5.2. Fornecedores

Desde 2005, a Companhia vem estruturando formas de dinamizar o relacionamento com os fornecedores e

melhorar o processo de gestão da cadeia de suprimentos, adotando em seus editais alguns critérios

relacionados a questões socioambientais, como a vedação de trabalho infantil, o respeito ao meio ambiente,

a implantação de requisitos mínimos para destinação de resíduos potencialmente poluidores, dentre outros.

Principais ações em 2014

• Identificação e avaliação de fornecedores críticos, considerando aspectos legais, financeiros,

ambientais, de saúde e segurança no trabalho, segurança da população, de imagem da empresa, da

percepção do cliente e sociedade, e dos processos envolvidos.

• Consulta a Lista Suja do Ministério do Trabalho e Emprego para contratação de fornecedores como

prevenção ao risco de envolvimento da empresa como corresponsável em processos contra

empregadores que utilizaram mão-de-obra escrava.

• Manual do fornecedor

O manual tem a finalidade de orientar os fornecedores quanto a questões cotidianas da Companhia,

aprimorar o relacionamento entre as partes e buscar o alinhamento dos princípios e diretrizes relacionados

ao processo da cadeia de suprimentos. O documento pode ser acessado no website www.copel.com.

5.3. Clientes.......

Alinhada aos valores presentes em seu referencial estratégico de Respeito às pessoas e Inovação, a Copel

investiu na diversificação de canais de atendimento visando facilitar o relacionamento com o cliente e,

consequentemente, sua satisfação com os serviços prestados. Dentro dessa política de ampliação dos

meios de contato com os consumidores destacamos a Agência Virtual e a disponibilização de novas

funcionalidades no Copel Mobile, cujo grande diferencial é oferecer o autoatendimento na palma das mãos,

de forma ágil, segura e eficiente.

A popularização de aparelhos portáteis como celulares, smartphones e tablets impulsionou a adesão

crescente dos consumidores aos serviços online. Adaptando-se a essa nova realidade e antecipando-se às

necessidades e expectativas de seus usuários, a Copel disponibiliza sete canais de atendimento virtuais

dentre as nove formas de contato atualmente existentes: Agência Virtual, Copel Mobile, website, e-mail,

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SMS, chat e Redes Sociais — Twitter e Facebook. Estes canais virtuais dinamizam o atendimento ao cliente

e são ferramentas primordiais ao alcance do objetivo de redução da demanda de chamadas no atendimento

telefônico e de visitas no atendimento presencial.

A tabela a seguir ilustra o crescimento na utilização dos canais virtuais em comparação ao atendimento

telefônico e presencial.

2012 2013 2014

Atendimento virtual 41,0% 45,0% 52,0%

Atendimento pessoal 59,0% 55,0% 48,0%

Total 100,0% 100,0% 100,0%

A Copel entende que o cliente é seu maior patrimônio e busca o constante aprimoramento das relações da

Companhia com seus consumidores e com a comunidade em geral. Isso se dá por meio do Conselho de

Consumidores, órgão de caráter consultivo e sem personalidade jurídica instituído em novembro de 1993,

em atendimento à Lei nº 8.631/1993. Suas atribuições são regidas pela Resolução nº 451/2011 da Aneel, e

consistem em examinar questões ligadas ao fornecimento de energia elétrica, tarifas e adequação dos

serviços prestados ao consumidor final.

O Conselho é composto por usuários das classes de clientes residencial, comercial, rural, poder público e

industrial, empregados da Companhia e também por um de representante da Coordenadoria Estadual de

Proteção e Defesa do Consumidor – Procon.

Todas as ações buscando a melhoria do relacionamento com o cliente vêm alcançando bons resultados e

sendo reconhecidas. Entre todas as grandes distribuidoras do Brasil, a Copel obteve o menor índice de

reclamações procedentes na ouvidoria da Aneel: 0,66 enquanto a média nacional foi de 4,47. Este foi um

dos fatores que possibilitaram a conquista do melhor Índice Aneel de Satisfação do Consumidor - IASC

entre as empresas de grande porte. A Copel foi destaque no Prêmio Nacional da Qualidade - PNQ pelo

atendimento prestado a seus consumidores. Além disso, em 2014 a Companhia também obteve a

premiação de melhor distribuidora da América Latina pela Comisión de Integración Energética Regional –

CIER, e foi eleita a melhor distribuidora do Brasil na avaliação do cliente em pesquisa feita pela Associação

Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica - Abradee.

5.4. Comunidade

Em 2014, vários municípios que abrigaram empreendimentos da Copel contaram com a dedicação de

técnicos enviados com a função de demonstrar a importância das questões sobre o meio ambiente e

desenvolvimento sustentável.

Museu Regional do Iguaçu – MRI

O MRI está situado na Vila Residencial da Usina Hidrelétrica Gov. Ney Braga - UHEGNB, no município de

Mangueirinha, no Paraná e apresenta, de forma integrada, as características sociais, culturais e ambientais

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das populações que têm ocupado as margens do rio Iguaçu. Mantém sob guarda valioso acervo oriundo

dos programas de Salvamento Arqueológico, Salvamento da Memória Cultural e de Aproveitamento

Científico de Flora e Fauna desenvolvidos durante a implantação da UHEGNB.

É reconhecido como iniciativa pioneira no setor elétrico e tem servido como espaço de reflexão, debate e

educação socioambiental. A partir das coleções, os educadores do Museu desenvolvem ações que

estimulam a valorização da cultura e da memória local e regional, promovendo reflexões sobre o

desenvolvimento, o crescimento econômico, o bem-estar humano, a preservação dos recursos naturais, a

utilização segura e consciente de energia elétrica.

Em 2014, o Museu atendeu mais de 17.476 visitantes/usuários distribuídos nas modalidades de

agendamento com monitoria guiada, visitantes espontâneos e de Museu Itinerante. Desde sua inauguração,

em dezembro de 2000, o Museu foi responsável por atividades educativas e de monitoria de 278.605

pessoas, que tomaram conhecimento das ações da Copel pelo Meio Ambiente.

Centro de Visitantes de Faxinal do Céu - CVFC

O CVFC, criado em 2007, está situado no Jardim Botânico de Faxinal do Céu, na Vila Residencial da Usina

Hidrelétrica Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto - UHEGBM, no município de Pinhão, no Paraná e está

integrado ao Jardim Botânico Faxinal do Céu, o primeiro Jardim vinculado a uma obra hidrelétrica.

Trata-se de uma obra complementar à UHEGBM e ressalta a ação da Copel em preservar o patrimônio

natural e botânico de seus empreendimentos hidrelétricos. É um ambiente propício para pesquisas

científicas tanto de flora quanto de fauna.

No CVFC, os educadores do Centro de Visitantes desenvolvem ações educativas em trilhas e indoor, por

conta de suas coleções botânicas e das possibilidades educacionais que elas proporcionam, estimulando

preservação da biodiversidade, promovendo reflexões sobre a cultura local e regional, o desenvolvimento, o

crescimento econômico, o bem-estar humano, a preservação dos recursos naturais, o uso seguro e

consciente da eletricidade.

Em 2014, o CVFC atendeu a 2.793 visitantes/usuários distribuídos nas modalidades de agendamento com

monitoria guiada, visitantes espontâneos no Centro de Visitantes e em parceria com o MRI nas atividades

de Museu Itinerante.

Programa Cultivar Energia (Sob-linhas)

Tem como objetivo implementar hortas comunitárias nos imóveis sob linhas de energia elétrica da Copel,

em parceria com prefeituras municipais e comunidades.

Através da ocupação social de espaços ociosos, pretende-se promover a inclusão, segurança alimentar e

geração de renda. Além disso, o programa visa também proporcionar segurança à comunidade, pois tem o

potencial de inibir ocupações irregulares e perigosas sob as linhas de energia.

Em 2013 a primeira horta comunitária sob linha da Copel em parceria com a Prefeitura Municipal foi

inaugurada como uma experiência piloto no Município de Maringá. Com os primeiros resultados positivos,

42

outras hortas foram viabilizadas e estão beneficiando atualmente em torno de 140 famílias de três diferentes

comunidades daquele município.

Visando a normatização e expansão desta iniciativa no contexto de um programa socioambiental

corporativo, a Copel está elaborando normas e procedimentos e tem como estratégia implantar o programa

em outros municípios do Paraná, com o objetivo de ampliá-lo.

Projeto Guardião das Águas

É um convênio firmado com o Instituto Bom Aluno, finalizado no primeiro semestre de 2014, com o objetivo

de promover a cidadania, por meio do apoio e mobilização ao grupo escoteiro Guardião das Águas, visando

à sensibilização dos participantes para temas ambientais e sociais e a contribuição para a preservação das

áreas de mananciais da Bacia do Alto Iguaçu.

Acidente na comunidade (distribuição)

Historicamente, por força de seu estatuto, a Copel tem um forte envolvimento com a sociedade, tendo como

propósito promover o desenvolvimento socioeconômico do Estado. Com sua expansão para outros Estados

esse compromisso está se ampliando.

A prevenção de acidentes com a comunidade é realizada com treinamentos nas escolas, empresas,

canteiros de obras e reuniões nas comunidades, utilizando-se material didático padronizado com instrutores

formados, entrevistas em emissoras de rádio por todo Estado do Paraná em convênio com a Secretaria de

Estado da Saúde, acordos diretos com as emissoras para a divulgação diária de informações sobre o uso

seguro da eletricidade e mensagens mensais na fatura de energia elétrica encaminhada a todos os clientes.

Anualmente é promovida a Semana Nacional de Segurança, em parceria com a Abradee e demais

distribuidoras.

5.5. Educação para sustentabilidade

Rede Copel de Agentes para Sustentabilidade

A Rede Copel de Agentes para a Sustentabilidade atua na mobilização, sensibilização e conscientização do

público interno para questões afetas à sustentabilidade.

Seminário Copel de Boas Práticas Socioambientais

O V Seminário Copel de Boas Práticas Socioambientais, focou na temática da sustentabilidade como

geradora de valor e contou com a apresentação de palestras de renomados profissionais contribuindo para

o processo de compartilhamento e envolvimento de empregados da Copel e publico externo para questões

socioambientais e de sustentabilidade.

Feira Copel de Boas Praticas Socioambientais

Em paralelo ao V Seminário Copel de Boas Praticas Socioambiental, foi realizada a II Feira Copel de Boas

Práticas Socioambientais, que contou com a participação de 26 expositores, assim distribuídos: 3

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empresas, 5 instituições de ensino e pesquisa, 5 institutos empresarias, 11 instituições sociais e 3 parceiros

estratégicos. A Feira foi visitada por aproximadamente 400 pessoas

Troféu Susie Pontarolli

O Troféu Susie Pontarolli de Sustentabilidade tem por objetivo reconhecer e apoiar iniciativas que visam

contribuir para a promoção do desenvolvimento sustentável e melhoria de qualidade de vida. A 2ª Edição do

Troféu, oportunizou a participação de empregados e fornecedores e premiou as três melhores práticas nas

Categorias:

• Categoria Empregados - onde os prêmios em dinheiro deverão ser destinados, exclusivamente, para

a manutenção ou ampliação dos projetos vencedores.

• Categoria Fornecedores Consciente - visa destacar projetos em prol da comunidade ou de seus

empregados como forma de valorização da pessoa, de estimulo à igualdade e justiça social.

5.6. Projetos e Programas Corporativos

• Incentivos Fiscais

A Copel, através de renúncia fiscal, incentiva diversos projetos de incentivo à cultura (Lei Rouanet), ao

esporte (Lei de Incentivo ao Esporte) ou a projetos sociais atinentes ao estatuto da criança e do adolescente

(FIA - Fundo da Infância e do Adolescente), ao estatuto do idoso (Fundo do Idoso) ou a projetos voltados

ao desenvolvimento da saúde (Pronon e Pronas).

O destaque é o apoio ao TOP 2016, programa que pretende tornar o Paraná referência no Brasil no esporte

olímpico e paralímpico, valorizando os talentos esportivos do Estado, bem como contribuir no

desenvolvimento social, proporcionando esporte, saúde e educação para os jovens.

• Voluntariado Corporativo - EletriCidadania

O Programa permite que os empregados utilizem até 4 horas mensais do seu tempo de trabalho para a

execução, de forma voluntária e espontânea, de ações comunitárias que, muito além do simples

assistencialismo, levem ao desenvolvimento sustentável da sociedade em todos os aspectos, sejam eles

culturais, educacionais ou profissionais. Em 2014, participaram do programa 154 empregados, realizando

um total de 1.229 horas de voluntariado.

• Programa Corporativo de Acessibilidade

O Programa Corporativo de Acessibilidade tem o objetivo de tornar a Companhia rigorosamente adaptada

no que diz respeito às questões de acessibilidade, por meio de reformas, projetos arquitetônicos e

urbanísticos, implementação de recursos tecnológicos, aplicação de treinamento e campanhas educativas,

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para que seus empregados e partes interessadas, com algum tipo de deficiência, tenham pleno acesso às

suas instalações, informações e serviços. Em 2014, a Copel conta com 81,7% das agências e postos de

atendimento adaptados arquitetonicamente.

• Programa Luz para Todos - LPT

Em 2011, o Governo Federal, por meio do Decreto nº 7.520/2011, instituiu novo Programa LPT para o

período de 2011 a 2014, destinado a propiciar atendimento exclusivamente às famílias prioritárias, ou seja:

moradores dos Territórios da Cidadania, assentamentos rurais, comunidades indígenas, quilombolas, como

também a escolas, postos de saúde e poços de água comunitários. Até dezembro de 2014 foram ligadas

4.092 unidades consumidoras.

• Programa Morar Bem Paraná

Em 2011, através do Decreto nº 2845/2011, foi instituído o Programa Morar Bem Paraná. Este convênio tem

o objetivo de incentivar a produção e a aquisição de novas unidades habitacionais, requalificação,

ampliação ou reformas de imóveis urbanos e rurais, regularização fundiária e urbanização para famílias com

renda mensal de até seis salários mínimos nacional, bem como o desenvolvimento Estadual de Habitação

de Interesse Social.

Dentre as atribuições da Copel no convênio, a principal é a construção das redes de distribuição de energia

elétrica e das entradas de serviços das unidades consumidoras dos conjuntos habitacionais. A gestão do

convênio é realizada pela Companhia de Habitação do Paraná - Cohapar.

• Programa de Gestão de Solo e Águas em Microbacias

Em junho de 2012 foi celebrado o Programa de Gestão de Solo e Águas em Microbacias, tendo, como

participantes, o Instituto de Águas do Paraná, a Secretaria de Estado da Agricultura e Abastecimento, 99

municípios do Estado do Paraná e a Copel. O objetivo deste convênio é a implantação do sistema de

Abastecimento Público em área rural, no âmbito do programa de gestão de Solo e Água em Microbacias.

Posteriormente, o Programa foi estendido, para atender a outros 86 municípios do Estado.

A obrigação definida para a Copel é atender ao pedido de ligação da unidade consumidora do município,

gratuitamente, de acordo com os critérios de universalização do atendimento, previstos na Resolução Aneel

nº 414/2010, ou quando cabível, participar financeiramente através do encargo de responsabilidade da

distribuidora. A gestão do convênio é realizada pelo Instituto Águas do Paraná.

• Programa Luz Fraterna

Programa em parceria com o Governo do Estado do Paraná, pelo qual as unidades consumidoras

classificadas como residencial baixa renda e com consumo de até 120 kWh têm isenção total da fatura, cujo

débito é assumido pelo Governo do Estado. Em 2014 foram beneficiadas cerca de 182 mil famílias.

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• Programa de Irrigação Noturna

Realizado em conjunto com a Secretaria de Estado da Agricultura e do Abastecimento, o Instituto

Paranaense de Assistência Técnica e Extensão Rural - Emater, a Secretaria de Estado do Meio Ambiente -

Sema, entre outros órgãos, o programa tem como objetivo incentivar o aumento da produtividade agrícola

mediante vantagens na construção da rede e desconto na energia elétrica utilizada à noite para

acionamento de sistemas de irrigação, o que resulta em aumento da renda e melhoria da qualidade de vida

do produtor rural. Em 2014 foram beneficiados cerca de 4 mil agricultores pela tarifa especial de irrigação.

• Programa Tarifa Rural Noturna

O programa tem o objetivo de incentivar os produtores rurais paranaenses, classificados como

consumidores rurais atendidos em rede de baixa tensão, a utilizar a energia elétrica no período

compreendido entre 21h30 e 06h, mediante desconto de 60,0% na tarifa, proporcionando minimização de

custos e incremento da produção rural no Estado do Paraná. Em 2014, foram beneficiadas cerca de 8,6 mil

propriedades pela tarifa especial noturna.

• Programa de Eficiência Energética - PEE

O PEE tem o objetivo de promover a eficiência no uso final da energia elétrica, por meio da aplicação de

recursos financeiros determinados pela Lei nº 9.991/2000, de modo a contribuir para a otimização do

sistema elétrico e postergação de investimentos em geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

Em 2014 foram aplicados cerca de R$ 15,9 milhões em 18 projetos, que colaboraram para melhoria da

eficiência energética nas instalações de consumidores residenciais de baixa renda, prédios públicos,

escolas estaduais, estabelecimentos comerciais e de serviços e em projetos educacionais.

Em 2014 foi aberta Chamada Pública nº 001/2014 para consumidores com ou sem fins lucrativos, com

investimento previsto de R$ 11,0 milhões, sendo R$ 7,0 milhões para os segmentos industrial e residencial

e outros R$ 4,0 milhões para outras tipologias. Simultaneamente com o lançamento da Chamada Pública,

foi realizado o “I Workshop - Projetos de Eficiência Energética - Chamada Pública Copel”, visando a

disseminação de boas práticas na elaboração e proposição de projetos de eficiência energética

desenvolvidos no âmbito do Programa de Eficiência Energética regulado pela Aneel. Um dos principais

objetivos foi divulgar as principais diretrizes que regem o programa com intuito de melhor orientar os

envolvidos, para que assim se eleve a quantidade e a qualidade dos projetos apresentados na chamada

pública. A Copel foi a primeira empresa a realizar Chamada Pública nos moldes do novo regulamento da

Aneel.

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5.7. Meio ambiente

• Gestão socioambiental de novos empreendimentos

Em 2014 foi realizada a gestão socioambiental dos novos empreendimentos em implantação pela

Companhia: UHE Colíder, SE Cerquilho II, SE Taubaté, LT Araraquara II — Taubaté, LT Colíder — Cláudia,

LT Foz do Chopim — Salto Osório C2, LT Londrina — Figueira C2, LT Assis — Paraguaçu Paulista II, SE

Paraguaçu Paulista II, LT Bateias — Curitiba Norte, SE Curitiba Norte, LT Assis — Londrina C2, LT Foz do

Chopim — Realeza Sul e SE Realeza Sul (ampliação).

Também foi realizada a gestão socioambiental de Engenharia do Proprietário da LT Cascavel Oeste —

Umuarama Sul, SE Umuarama Sul, LT Curitiba — Curitiba Leste e Seccionamentos, SE Curitiba Leste e

SE Curitiba, LT Umuarama Sul — Guaíra, Sistema Transmissor 230 kV Cascavel (LT Cascavel Oeste —

Cascavel Norte, LT Cascavel Norte Seccionamento Cascavel Oeste - Umuarama Sul e SE Cascavel Norte)

e SE Santa Quitéria. Foi realizado também o acompanhamento do licenciamento ambiental da SPE Mata de

Santa Genebra, que compreende os empreendimentos LT Itatiba — Bateias, LT Araraquara II — Itatiba, LT

Araraquara II — Fernão Dias, SE Fernão Dias, SE Itatiba, e SE Santa Barbara D'Oeste.

Além disso, foram obtidas 29 licenças e autorizações ambientais junto aos órgãos licenciadores.

• Gestão Socioambiental de Reservatórios

Desenvolvimento de ações por meio da gestão ambiental por microbacias hidrográficas, com os objetivos

de:

• identificar as fontes de poluição nas bacias de contribuição dos reservatórios;

• planejar, em parceria com demais instituições do Estado, o uso e a ocupação do solo;

• participar de programas estaduais relacionados a ações de preservação ambiental em microbacias

contribuintes de reservatórios;

• implantar medidas de caráter preventivo e corretivo; e

• controlar a incidência de algas e macrófitas, visando melhorar a qualidade e disponibilidade de água

nos reservatórios das UHEs da Copel, bem como promover seu uso múltiplo.

Em 2014 foram realizados esforços na implementação de um programa de gestão do aporte de fósforo no

reservatório da UHE Mauá, a fim de evitar problemas com florações de algas, em parceria com outras

instituições do Estado e outras empresas. Este programa consiste em ações de diagnóstico, fiscalização,

educação e ações corretivas no meio rural. A partir de 2015, será realizado em parceria com a Emater, que

possui o Programa de Gestão de Solo e Água no Estado do Paraná.

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• Programa Florestas Ciliares

O principal objetivo do Programa é a recuperação dos ambientes naturais circunjacentes aos reservatórios

das usinas, feita essencialmente por meio de plantios florestais, utilizando diferentes técnicas de

recuperação florestal, visando melhor desempenho da atividade. O trabalho é realizado em imóveis da

Copel, bem como em imóveis de terceiros, cujos proprietários possuam interesse em aderir ao Programa.

Em 2014, foram plantadas 185.796 mudas, o que corresponde a uma área recuperada de aproximadamente

155 hectares. Foi realizado o cercamento de 13,3 km, para proteção das áreas reflorestadas.

• Hortos Florestais

Nos hortos florestais são produzidas as mudas necessárias para atendimento a programas de

compensação ambiental que necessitam de reflorestamento. Além do Programa de Florestas Ciliares, são

produzidas mudas para compensação ambiental de supressão vegetal decorrente da abertura de faixa para

linhas de transmissão e distribuição, repasse de mudas de arborização urbana para as prefeituras

conveniadas e para compor o paisagismo de áreas administrativas da Companhia. A produção de mudas

inclui aproximadamente 150 espécies arbóreas nativas, abrangendo os diversos tipos de vegetação,

inclusive várias espécies raras e ameaçadas de extinção. Em 2014, os hortos florestais da Companhia

produziram 409.823 mil mudas. Além das mudas produzidas nos hortos, são transplantadas e reabilitadas

plantas resgatadas durante a supressão vegetal em áreas de novos empreendimentos.

• Programa de Monitoramento e Repovoamento de Ictiofauna

O Programa permite acompanhar as mudanças nas comunidades de peixes afetadas pelas barragens da

Copel e realiza o manejo destas comunidades, mitigando impactos e atendendo necessidades legais e

sociais. Em 2014 houve a liberação de 127.728 alevinos, sendo 10.000 em ações com universidades,

85.378 nos reservatórios da Copel e 32.350 em eventos ambientais junto às prefeituras. Houve ainda

resgates de peixes em situações de risco relacionadas ao funcionamento das usinas hidrelétricas,

totalizando 3.216 peixes resgatados em 2014.

• Programa de Arborização Urbana

Incentiva a melhoria da arborização urbana dos municípios da área de concessão da Copel, por meio de

ações junto às Prefeituras, visando à convivência das redes de distribuição de energia com as árvores

urbanas. O plantio de árvores adequadas em locais corretos resulta em uma menor necessidade de

intervenções com podas drásticas e na redução de interrupções no fornecimento de energia.

Em 2014, por meio de cinco convênios firmados, foram removidas 422 árvores que ofereciam riscos às

redes de energia e fornecidas 3.350 mudas adequadas à arborização de vias públicas. Também foram

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realizados seis cursos técnicos de arborização urbana, em parceria com a Secretaria do Desenvolvimento

Urbano e o Instituto Ambiental do Paraná, no qual foram treinados 236 gestores e servidores de 141

municípios do Estado.

• Programa de gestão de riscos de desastres naturais

Em fevereiro de 2014 foi celebrado o Termo de Cooperação Técnica entre a Copel e a Mineropar, cujo

objetivo é gerar dados cartográficos para a gestão de riscos naturais, visando a prevenção de desastres no

Estado do Paraná. A obrigação da Copel é o fornecimento de bases cartográficas para que a Mineropar

possa fazer os estudos geológicos e gerar os mapas de riscos. O trabalho iniciou contemplando os

municípios do Litoral do Paraná.

• Zoneamento Ecológico Econômico do Estado do Paraná

Em julho de 2012 foram criadas as comissões coordenadora e executora do Zoneamento Ecológico

Econômico - ZEE do Estado do Paraná. A Copel participa da executora, que tem como objetivo atribuir e

definir procedimentos metodológicos a serem adotados e executar as atividades técnicas necessárias para

a elaboração do ZEE. O ZEE do Litoral do Paraná foi concluído e o ZEE do Estado do Paraná está em fase

final de elaboração.

• Tecnologias de redes de distribuição de energia

Os impactos socioambientais mais significativos das redes de distribuição são: riscos de acidentes com

terceiros, conflitos com a arborização e animais silvestres e poluição visual. Para mitigar estes impactos,

sempre que há viabilidade técnica e econômica, a Copel adota tecnologias alternativas às redes nuas,

como:

Rede de Distribuição Compacta Protegida - RDC e Rede de Distribuição Secundária Isolada - RSI: As

RDCs minimizam a área de interferência com a vegetação, a necessidade de poda das árvores. As RSIs

permitem maior proximidade dos galhos de árvores, sem risco de provocar interrupções em caso de contato

eventual e não permanente nos condutores. Juntas, as RDCs e RSIs representam nas áreas urbana e rural

26,0% e 2,1% do total de redes construídas até 2014, respectivamente. Importante ressaltar que desde

2010 a RDC é o padrão construtivo preferencial da Copel para redes aéreas.

Rede isolada: Outra tecnologia de rede que tem sido estudada e aplicada pela Copel é a rede aérea

isolada de média tensão (13.800 Volts e 34.500 Volts). Trata-se de uma tecnologia de cabos isolados que

permite o contato permanente com a arborização. Este tipo de rede torna a necessidade de poda de árvores

quase nula.

49

Rede Subterrânea: Em certas situações de alta demanda de energia e confiabilidade, a Copel pode

projetar e construir redes subterrâneas, que eliminam a necessidade de poda de árvores e reduzem a

possibilidade de acidentes com terceiros, além de melhorar o impacto visual causado em relação às redes.

• Emissões

Emissões de gases do efeito estufa - GEE

A Copel elabora anualmente o inventário de gases do efeito estufa - GEE da Companhia, baseado no

programa brasileiro GHG Protocol. O resultado dos inventários de emissões de GEE da Copel estão

disponíveis no website do GHG Protocol: www.registropublicodeemissoes.com.br. Desde 2012 os

inventários passam por verificação de entidade externa, para validação e certificação, dando maior

transparência às informações.

Em 2014, por meio do Comitê Gestor de Mudanças Climáticas, foram desenvolvidas ações para

padronização das informações para compor o inventário, visando a sua melhoria. Além disso, foram

realizados treinamentos internos para disseminar os conhecimentos sobre gestão de riscos e oportunidades

em mudanças climáticas.

Está em andamento a atualização da Agenda Copel de Mudanças Climáticas, documento que traz os

compromissos, gestão e diretrizes sobre o tema de mudanças climáticas dentro da Companhia, disponível

no website na Copel.

Resíduos

Durante 2014 foram realizadas as seguintes ações:

• Avaliação para integração entre o software Registro Corporativo de Resíduos - RCR e o SAP/ERP

(Módulo Materiais), visando a otimização de registro dos resíduos gerados no âmbito da Companhia.

• Revisão da nomenclatura atual dos resíduos, de acordo com a nova Lista Brasileira de Resíduos

Sólidos, conforme Instrução Normativa nº 13/2012 do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos

Recursos Naturais Renováveis - IBAMA.

• Elaboração do Manual de Gerenciamento de Resíduos, com o objetivo de alinhar os conceitos e

procedimentos sobre gerenciamento de resíduos com os empregados que manuseiam resíduos

sólidos.

• Participação na elaboração do Plano de Logística Reversa Setorial, coordenado pelo Sindicato das

Empresas de Eletricidade, Gás, Água, Obras e Serviços do Estado do Paraná - Sineltepar e

elaborado pelo Senai, protocolado em janeiro de 2014 na Secretaria de Estado do Meio Ambiente e

Recursos Hídricos, cujo Termo de Compromisso foi assinado em dezembro de 2014.

• Assinados seis termos de compromissos com associações ou cooperativas de catadores para coleta

de resíduos sólidos recicláveis oriundos de atividades administrativas, em atendimento ao Decreto

Estadual n° 4.167/2009.

50

• Participação mensal nos Fóruns do Lixo e Cidadania, promovido pelo Ministério Público do Trabalho.

• Realizado treinamento sobre Gerenciamento de Resíduos para as Comissões Internas

Sociambientais - CISAs, com a participação de 95 empregados de todo Paraná.

• Projeto Microalgas

O convênio firmado em 2009 através de termo de cooperação técnico-científico com a Copel, o Instituto

Agronômico do Paraná - Iapar e a Fundação de Amparo à Pesquisa e ao Desenvolvimento do Agronegócio

- Fapeagro foi encerrado em julho de 2014. O projeto alcançou os objetivos propostos, tendo formado uma

coleção com cerca de 150 cepas de microalgas, bem como desenvolveu uma plataforma de produção de

microalgas em escala piloto, a qual se encontra instalada no Iapar.

• Projeto de Crédito de Carbono

Integrado ao Conselho de Meio Ambiente da Copel, a Elejor iniciou o projeto de formação de seus Créditos

de Carbono em outubro de 2000. Sob o nome de Fundão Santa Clara Energetic Complex Project -

FSCECP, o Project Design Document Form - PDD foi aprovado pela United Nations Framework Convention

on Climate Change - UNFCCC/ONU em 2008.

O Certified Emission Reductions - CER é uma commodity e o preço segue, na grande maioria dos casos, o

registro da BlueNext (www.bluenext.eu), que registra todas as operações de compra e venda que ocorrerem

no mundo. Os valores oscilam de forma análoga a uma bolsa de valores convencional. O projeto tem

validade por 21 anos, sendo revisado a cada sete anos, segundo as regras atuais do Protocolo de Kyoto.

51

6. BALANÇO SOCIAL

2014 2013

1 - BASE DE CÁLCULO

NE 31 Receita Líquida - RL 13.918.517 9.180.214

2 - INDICADORES SOCIAIS INTERNOS

NE 32.3 Remuneração dos administradores 16.066 0,1 13.187 0,1

Remuneração dos empregados 754.218 5,4 789.784 8,6

Alimentação (Auxílio alimentação e outros) 105.425 0,8 105.972 1,2

Encargos sociais compulsórios 247.826 1,8 255.952 2,8

Plano previdenciário 66.972 0,5 66.069 0,7

Saúde (Plano assistencial) 153.539 1,1 129.605 1,4

Capacitação e desenvolvimento profissional 6.829 - 10.928 0,1

NE 32.3 Participação nos lucros e/ou resultados 92.657 0,7 80.048 0,9

NE 32.3 Indenizações Trabalhistas 6.588 - 37.925 0,4

(1) Outros benefícios 10.513 0,1 11.705 0,1 Total 1.460.633 10,5 1.501.175 16,4

3 - INDICADORES SOCIAIS EXTERNOS

Cultura 13.016 0,1 5.910 0,1

Saúde e saneamento 4.421 - 1.200 -

Esporte 3.130 - 1.246 -

Outros 40.596 0,3 35.483 0,4

Programa Luz para Todos 8.181 0,1 20.200 0,2

Programa Morar Bem 19.692 0,1 5.697 0,1

Programa Tarifa Noturna 4.665 - 6.362 0,1

Outros 8.058 0,1 3.224 -

Total das contribuições para a sociedade 61.163 0,4 43.839 0,5

Tributos (excluídos encargos sociais) 4.394.165 31,6 3.663.635 39,9 Total 4.455.328 32,0 3.707.474 40,4

4 - INDICADORES AMBIENTAIS

Investimentos relacionados com as operações daempresa 329.240 2,4 209.057 2,3

Investimentos em programas e/ou projetosexternos 624 - 315 -

Total 329.864 2,4 209.372 2,3

(2) Quantidade de sanções ambientais 2 5

Valor das sanções ambientais (R$ Mil) 1.600 31.583

NE - Nota Explicativa

% Sobre RL % Sobre RL


BALANÇO SOCIAL ANUALEm 31 de dezembro de 2014 e 2013

(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)


52

2014 2013

5 - INDICADORES DO CORPO FUNCIONAL (inclui controladas)

Empregados no final do período 8.777 8.815 Admissões durante o período 235 391

Escolaridade dos empregados(as): Total Homens Mulheres Total Homens MulheresTotal Superior e extensão universitária 3.849 2.684 1.165 3.837 2.709 1.128Total 2º Grau 4.802 4.044 758 4.835 4.070 765Total 1º Grau 126 124 2 143 137 6

Faixa etária dos empregados(as):

(3) Abaixo de 18 anos - 11 De 18 até 30 anos (exclusive) 1.331 1.612 De 30 até 45 anos (exclusive) 4.159 4.067 De 45 até 60 anos (exclusive) 3.232 3.083 Acima de 60 anos 55 42

Mulheres que trabalham na empresa 1.927 1.906 % Mulheres em cargos gerenciais:

em relação ao nº total de mulheres 5,3 4,6

em relação ao nº total de gerentes 20,6 18,6

Negros(as) que trabalham na empresa 1.002 981 % Negros(as) em cargos gerenciais:

em relação ao nº total de negros(as) 2,7 3,0

em relação ao nº total de gerentes 5,4 6,1

Portadores(as) de necessidades especiais 195 178 Dependentes 16.256 15.998

(4) Terceirizados 5.895 5.626 (5) Aprendiz (es) 177 235 (5) Estagiários(as) 313 285

(6)Nº de processos trabalhistas em andamento no final do exercício 4.836 3.432 Nº de processos trabalhistas encerrados no exercício 540 1.070

(6) Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa 19 21

Número total de Acidentes de Trabalho (inclui acidentes com contratados) 266 273

na empresa 34.106 46.958

no Procon 515 507

na Justiça 2.680 1.703

na empresa 100,0% 100,0%

no Procon 95,0% 94,9%

na Justiça 17,2% 24,0%

6 - INFORMAÇÕES RELEVANTES QUANTO AO EXERCÍCIO DA CIDADANIA EMPRESARIAL

Número total de reclamações e críticas de consumidores:

% de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas:

53

2014 Metas 2015

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pelaempresa foram definidos por

Os padrões de segurança e salubridade no ambientede trabalho foram definidos por:

Quanto à liberdade sindical, ao direito de negociaçãocoletiva e à representação interna dos trabalhadores, aempresa:

A previdência privada contempla:

A participação dos lucros ou resultados contempla:

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrõeséticos e de responsabilidade social e ambientaladotados pela empresa:

Quanto à participação dos empregados em programasde trabalho voluntário, a empresa:

7- GERAÇÃO E DISTRIBUIÇÃO DE RIQUEZA 2014 2013

Valor adicionado total a distribuir

Distribuição do Valor Adicionado (DVA):

Terceiros 8,9% 6,5%

Pessoal 15,5% 18,4%

Governo 58,6% 58,4%

Acionistas 9,6% 4,9%

Retido 7,4% 11,8%

8 - OUTRAS INFORMAÇÕES

direção e gerências direção e gerências

7.835.476 6.608.123

• A partir de 2010, o Instituto Brasileiro de Análises Sociais e Econômicas - Ibase não mais prescreve seu modelo padrão de BalançoSocial por entender que esta ferramenta e metodologia já se encontram amplamente difundidas entre empresas, consultorias einstitutos que promovem a responsabilidade social corporativa no Brasil. Assim sendo, a Copel, que já utilizava este modelo desde1999, resolveu, fundamentada na orientação do Ibase, melhorar sua demonstração de Balanço Social, abordando tambéminformações solicitadas na NBCT 15, visando à transparência de suas informações.

• As notas explicativas - NEs são parte integrante das Demonstrações Financeiras e também contêm outras informações de naturezasocioambiental não contempladas neste Balanço Social.

todos + Cipa todos + Cipa

incentiva e segue a OIT incentiva e seguirá a OIT

todos todos

todos todos

são exigidos serão exigidos

organiza e incentiva organizará e incentivará

(1) O item Outros benefícios é composto por: Auxílio doença complementar, Auxílio maternidade prorrogado, Seguros, Valetransporte excedente e Auxílio invalidez, Morte acidental, Auxílio creche, Auxílio educação, Cultura e Segurança e Medicina notrabalho.

(2) Estas informações referem-se a multas e notificações socioambientais da holding e Copel Distribuição S.A., Copel Geração eTransmissão S.A, Copel Telecomunicações S.A., Copel Participações S.A. e Copel Renováveis S.A. São divulgados valores originais,podendo ser alterados, conforme resposta da defesa administrativa apresentada ao órgão ambiental. Os valores das sanções estãoproporcionais à participação da Copel nos empreendimentos.Valores referente aos Termos de Compromisso - TCs e Termos de Ajustamento de Conduta - TACs são considerados em sociaisexternos ou ambientais, dependendo de sua natureza.

(3) Referem-se ao programa de aprendiz em conflito com a lei, que se encerrou em 2014.

(4) Este número corresponde ao total de trabalhadores terceirizados contratados no período independentemente do número de horastrabalhadas. Não representa o número de postos de trabalho terceirizados. Também não contempla os terceiros que atuam naimplantação de obras da Copel Geração e Transmissão e das controladas (Usinas, Linhas de Transmissão e Subestações), bemcomo aqueles que atuam na expansão do sistema da Copel Telecom.

(5) Não compõem o quadro de empregados.

• Este Balanço Social contempla dados da holding, subsidiárias integrais, controladas e consórcios da Copel, em virtude daconsolidação de seus resultados, exceto quando indicado de outra forma.

(6) Estas informações referem-se somente à holding e Copel Distribuição S.A., Copel Geração e Transmissão S.A., CopelTelecomunicações S.A., Copel Participações S.A. e Copel Renováveis S.A.

54

7. COMPOSIÇÃO DOS GRUPOS RESPONSÁVEIS PELA GOVERNANÇA

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Presidente FERNANDO XAVIER FERREIRA

Secretário Executivo LUIZ FERNANDO LEONE VIANNA

Membros CARLOS HOMERO GIACOMINI MAURICIO BORGES LEMOS JOSÉ RICHA FILHO MAURO RICARDO MACHADO COSTA MARCO AURÉLIO ROGERI ARMELIN NATALINO DAS NEVES NEY AMILTON CALDAS FERREIRA

COMITÊ DE AUDITORIA

Presidente CARLOS HOMERO GIACOMINIMembros JOSÉ RICHA FILHO

VAGA EM ABERTO

CONSELHO FISCALPresidente JOAQUIM ANTONIO GUIMARÃES DE OLIVEIRA

PORTES Membros Titulares GEORGE HERMANN RODOLFO TORMIN

JOSÉ TAVARES DA SILVA NETO VAGA EM ABERTO CARLOS EDUARDO PARENTE DE OLIVEIRA ALVES

Membros Suplentes OSNI RISTOW ROBERTO BRUNNER GILMAR MENDES LOURENÇO VAGA EM ABERTO FLAVIO JARCZUN KAC

DIRETORIADiretor Presidente LUIZ FERNANDO LEONE VIANNA

Diretor de Gestão Empresarial MARCOS DOMAKOSKIDiretor de Finanças e de Relações com

Investidores LUIZ EDUARDO DA VEIGA SEBASTIANI

Diretor de Desenvolvimento de Negócios JONEL NAZARENO IURK

Diretor de Relações Institucionais CRISTIANO HOTZ

Diretor Adjunto PAULO CESAR KRAUSS

CONTADORA

CRC-PR-041655/O-6 NANCY ATENALIA ALVES

Informações sobre este relatório:

Relações com investidores: Fone: +55 (41) 3222-2027

[email protected]

COPEL

Companhia Paranaense de Energia

CNPJ/MF 76.483.817/0001-20

Inscrição Estadual 10146326-50

Companhia de Capital Aberto - CVM 1431-1

www.copel.com [email protected]

Rua Coronel Dulcídio, 800, Batel - Curitiba - PR

CEP 80420-170


2014

SUMÁRIO DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS .............................................................................................................................. 3

Balanços Patrimoniais ........................................................................................................................................... 3

Demonstrações de Resultados .............................................................................................................................. 5

Demonstrações de Resultados Abrangentes ......................................................................................................... 6

Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido ........................................................................................... 7

Demonstrações dos Fluxos de Caixa .................................................................................................................... 8

Demonstrações do Valor Adicionado ................................................................................................................... 10

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ............................................................................... 12

1 Contexto Operacional ........................................................................................................................... 12

2 Base de Preparação ............................................................................................................................. 12

3 Principais Políticas Contábeis ............................................................................................................... 14

4 Caixa e Equivalentes de Caixa.............................................................................................................. 28

5 Títulos e Valores Mobiliários ................................................................................................................. 28

6 Cauções e Depósitos Vinculados .......................................................................................................... 29

7 Clientes ................................................................................................................................................ 30

8 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná .................................................................................. 31

9 Ativos Financeiros Setoriais Líquidos .................................................................................................... 32

10 Contas a Receber Vinculadas à Concessão ......................................................................................... 34

11 Contas a Receber Vinculadas à Prorrogação da Concessão ................................................................ 34

12 Outros Créditos ..................................................................................................................................... 35

13 Estoques ............................................................................................................................................... 36

14 Tributos ................................................................................................................................................ 36

15 Depósitos Judiciais ............................................................................................................................... 39

16 Partes Relacionadas ............................................................................................................................. 40

17 Investimentos ........................................................................................................................................ 42

18 Imobilizado ............................................................................................................................................ 49

19 Intangível .............................................................................................................................................. 58

20 Obrigações Sociais e Trabalhistas ........................................................................................................ 61

21 Fornecedores ........................................................................................................................................ 61

22 Empréstimos e Financiamentos ............................................................................................................ 63

23 Debêntures ........................................................................................................................................... 70

24 Benefícios Pós-Emprego....................................................................................................................... 71

25 Encargos do Consumidor a Recolher .................................................................................................... 76

26 Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética ........................................................................... 77

27 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público .............................................................. 78

28 Outras Contas a Pagar ......................................................................................................................... 79

29 Provisões para Litígios e Passivo Contingente ...................................................................................... 79

30 Patrimônio Líquido ................................................................................................................................ 85

31 Receita Operacional Líquida ................................................................................................................. 88

32 Custos e Despesas Operacionais ......................................................................................................... 91

33 Resultado Financeiro ............................................................................................................................ 95

34 Segmentos Operacionais ...................................................................................................................... 95

35 Instrumentos Financeiros .................................................................................................................... 103

36 Transações com Partes Relacionadas ................................................................................................ 115

37 Seguros .............................................................................................................................................. 119

38 Evento Subsequente ........................................................................................................................... 120

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ..................... 121

RESUMO DO RELATÓRIO ANUAL DO COMITÊ DE AUDITORIA 2014 .................................................................... 123

PARECER DO CONSELHO FISCAL SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ............................................. 125

PROPOSTA DE ORÇAMENTO DE CAPITAL ............................................................................................................ 126

DECLARAÇÃO .................................................................................................................................................... 127

3


Balanços Patrimoniais

levantados em 31 de dezembro de 2014 e de 2013

em milhares de reais

ATIVO NE nº Controladora Consolidado

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

CIRCULANTECaixa e equivalentes de caixa 4 34.862 10.410 740.131 1.741.632 Títulos e valores mobiliários 5 152 186 459.115 389.222 Cauções e depósitos vinculados 6 - - 13.497 1.976 Clientes 7 - - 2.178.816 1.337.628 Dividendos a receber 16.1 383.866 381.371 26.332 9.500 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná 8 94.579 85.448 94.579 85.448 Ativos financeiros setoriais líquidos 9 - - 609.298 - Contas a receber vinculadas à concessão 10 - - 7.430 4.396 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão 11 - - 301.046 352.161 Outros créditos 12 12.695 3.869 415.818 395.890 Estoques 13 - - 150.622 139.278 Imposto de renda e contribuição social 14.1 78.912 42.494 105.074 133.158 Outros tributos a recuperar 14.3 - - 96.285 70.013 Despesas antecipadas - 34 - 20.133 19.982 Partes relacionadas 16.1 1.925 - - -

607.025 523.778 5.218.176 4.680.284

NÃO CIRCULANTERealizável a Longo Prazo

Títulos e valores mobiliários 5 - - 132.210 120.536 Cauções e depósitos vinculados 6 - - 56.956 45.371 Clientes 7 - - 75.696 132.686 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná 8 1.249.529 1.295.106 1.249.529 1.295.106 Depósitos judiciais 15 273.936 272.115 736.253 675.225 Ativos financeiros setoriais líquidos 9 - - 431.846 - Contas a receber vinculadas à concessão 10 - - 4.417.987 3.484.268 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão 11 - - 160.217 365.645 Outros créditos 12 303 - 85.324 29.435 Imposto de renda e contribuição social 14.1 114.195 169.717 128.615 197.659 Imposto de renda e contribuição social diferidos 14.2 98.226 91.205 526.046 753.413 Outros tributos a recuperar 14.3 - - 123.481 124.498 Despesas antecipadas - - - 175 399 Partes relacionadas 16.1 208.334 64.815 137.137 -

1.944.523 1.892.958 8.261.472 7.224.241

Investimentos 17 13.079.795 12.055.619 1.660.150 1.187.927

Imobilizado 18 323 29 8.304.188 7.983.632

Intangível 19 3.062 - 2.174.156 2.035.361

15.027.703 13.948.606 20.399.966 18.431.161

TOTAL DO ATIVO 15.634.728 14.472.384 25.618.142 23.111.445

As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstraçõs financeiras.

4

Balanços Patrimoniais

levantados em 31 de dezembro de 2014 e de 2013 (continuação)


PASSIVO NE nº Controladora Consolidado

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

CIRCULANTEObrigações sociais e trabalhistas 20 12.793 4.946 252.618 239.685 Partes relacionadas 16.2 - 468.317 - - Fornecedores 21 2.087 3.211 1.587.205 1.092.239 Imposto de renda e contribuição social 14.1 2.442 - 309.881 297.620 Outras obrigações fiscais 14.3 5.597 25.481 137.329 300.731 Empréstimos e financiamentos 22 349.753 562.801 867.626 957.106 Debêntures 23 15.447 - 431.491 57.462 Dividendos a pagar - 3.824 3.047 19.691 18.713 Benefícios pós-emprego 24 - 2 37.404 29.983 Encargos do consumidor a recolher 25 - - 23.233 37.994 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 26 - - 175.972 127.860 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público 27 - - 54.955 51.481 Outras contas a pagar 28 2.060 16.432 157.988 137.011

394.003 1.084.237 4.055.393 3.347.885

NÃO CIRCULANTEFornecedores 21 - - 17.625 50.121 Imposto de renda e contribuição social diferidos 14.2 - - 15.218 420.501 Outras obrigações fiscais 14.3 820 40 87.129 68.402 Empréstimos e financiamentos 22 608.663 456.752 2.601.324 2.366.678 Debêntures 23 995.038 - 2.153.957 1.150.483 Benefícios pós-emprego 24 8.196 2.169 861.214 937.249 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 26 - - 159.792 154.721 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público 27 - - 436.772 420.293 Outras contas a pagar 28 - - 306 233 Provisões para litígios 29 297.319 277.847 1.546.632 1.266.127

1.910.036 736.808 7.879.969 6.834.808

PATRIMÔNIO LÍQUIDOAtribuível aos acionistas da empresa controladora 30.1

Capital social 6.910.000 6.910.000 6.910.000 6.910.000 Ajustes de avaliação patrimonial 976.964 983.159 976.964 983.159 Reserva legal 685.147 624.849 685.147 624.849 Reserva de retenção de lucros 4.516.825 3.897.833 4.516.825 3.897.833 Dividendo adicional proposto 241.753 235.498 241.753 235.498

13.330.689 12.651.339 13.330.689 12.651.339

Atribuível aos acionistas não controladores 30.2 - - 352.091 277.413

13.330.689 12.651.339 13.682.780 12.928.752

TOTAL DO PASSIVO 15.634.728 14.472.384 25.618.142 23.111.445


5

Demonstrações de Resultados

para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013


OPERAÇÕES CONTINUADAS NE nº Controladora Consolidado

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 31 - - 13.918.517 9.180.214

Custos Operacionais 32 - - (11.165.077) (7.037.998)

LUCRO OPERACIONAL BRUTO - - 2.753.440 2.142.216

Outras Receitas (Despesas) OperacionaisDespesas com vendas 32 - - (120.987) (95.615) Despesas gerais e administrativas 32 (119.639) (47.772) (552.116) (530.104) Outras receitas (despesas), líquidas 32 (20.569) 28.333 (530.378) (403.910) Resultado da equivalência patrimonial 17.2 1.410.276 1.116.830 159.955 113.606

1.270.068 1.097.391 (1.043.526) (916.023)

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS 1.270.068 1.097.391 1.709.914 1.226.193

Resultado FinanceiroReceitas financeiras 33 202.208 114.524 694.523 652.363 Despesas financeiras 33 (233.762) (112.524) (546.806) (372.052)

(31.554) 2.000 147.717 280.311

LUCRO OPERACIONAL 1.238.514 1.099.391 1.857.631 1.506.504

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIALImposto de renda e contribuição social 14.4 (38.258) - (747.869) (554.520) Imposto de renda e contribuição social diferidos 14.4 5.694 (26.831) 225.853 149.451

(32.564) (26.831) (522.016) (405.069)

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 1.205.950 1.072.560 1.335.615 1.101.435 Atribuído aos acionistas da empresa controladora - - 1.205.950 1.072.560 Atribuído aos acionistas não controladores 30.2 - - 129.665 28.875

LUCRO LÍQUIDO BÁSICO E DILUÍDO POR AÇÃO ATRIBUÍDO AOS ACIONISTAS DA EMPRESA CONTROLADORA - em reais

Ações ordinárias 30.1 4,20899 3,74278 4,20899 3,74278 Ações preferenciais classe "A" 30.1 4,62953 4,49001 4,62953 4,49001 Ações preferenciais classe "B" 30.1 4,62989 4,11741 4,62989 4,11741


6

Demonstrações de Resultados Abrangentes



NE nº Controladora Consolidado

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 1.205.950 1.072.560 1.335.615 1.101.435

Outros resultados abrangentes

Itens que nunca serão reclassificados para o resultado

Ganhos (perdas) com passivos atuariais 30.1.2

benefícios pós-emprego (3.712) (2.169) 140.383 (216.967)

benefícios pós-emprego - equivalência patrimonial 94.425 (122.886) (582) 18.881

Tributos sobre outros resultados abrangentes 30.1.2 1.262 738 (48.584) 73.769

Itens que são ou talvez sejam reclassificados para o resultado

Ganhos (perdas) com ativos financeiros disponíveis para venda 30.1.2

aplicações financeiras 707 (4.573) 1.070 (6.929)

investimentos (190) (306) (190) (306)

Outros ajustes - controlada (1.282) - (2.777) -

Tributos sobre outros resultados abrangentes 30.1.2 65 104 647 2.460

Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos 91.275 (129.092) 89.967 (129.092)

RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 1.297.225 943.468 1.425.582 972.343

Atribuível aos acionistas da empresa Controladora 1.297.225 943.468

Atribuível aos acionistas não controladores 128.357 28.875


7

Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido



Atribuível

aos

Custo Outros Reserva Dividendo acionistas

Capital atribuído do resultados Reserva de retenção adicional Lucros Total não contro- Total

social imobilizado abrangentes legal de lucros proposto acumulados Controladora ladores Consolidado

Saldo em 1º de janeiro de 2013 6.910.000 1.341.098 (126.704) 571.221 3.337.295 64.474 - 12.097.384 264.506 12.361.890

Lucro líquido do exercício - - - - - - 1.072.560 1.072.560 28.875 1.101.435


Perdas com ativos financeiros, líquidas de tributos 30.1.2 - - (4.775) - - - - (4.775) - (4.775)

Perdas atuariais, líquidas de tributos 30.1.2 - - (124.317) - - - - (124.317) - (124.317)

Resultado abrangente total do excercício - - (129.092) - - - 1.072.560 943.468 28.875 972.343

Realização - custo atribuído do imobilizado 30.1.2 - (102.143) - - - - 102.143 - - -

Deliberação do dividendo adicional proposto - - - - - (64.474) - (64.474) - (64.474)

Destinação proposta à A.G.O.:

Reserva legal - - 53.628 - - (53.628) - - -

Juros sobre o capital próprio 30.1.3 - - - - - (180.000) (180.000) - (180.000)

Dividendos 30.1.3 - - - - 235.498 (380.537) (145.039) (15.968) (161.007)

Reserva de retenção de lucros - - - 560.538 - (560.538) - - -

Saldo em 31 de dezembro de 2013 6.910.000 1.238.955 (255.796) 624.849 3.897.833 235.498 - 12.651.339 277.413 12.928.752

Lucro líquido do exercício - - - - - - 1.205.950 1.205.950 129.665 1.335.615


Perdas com ativos financeiros, líquidas de tributos 30.1.2 - - (700) - - - - (700) (550) (1.250)

Ganhos (perdas) atuariais, líquidos de tributos 30.1.2 - - 91.975 - - - - 91.975 (758) 91.217

Resultado abrangente total do excercício - - 91.275 - - - 1.205.950 1.297.225 128.357 1.425.582

Realização - custo atribuído do imobilizado 30.1.2 - (101.851) - - 850 - 99.394 (1.607) - (1.607)

Realização - perdas atuariais 30.1.2 - - 4.381 (4.381) - - - - -

Deliberação do dividendo adicional proposto - - - - - (235.498) - (235.498) - (235.498)

Destinação proposta à A.G.O.:

Reserva legal - - 60.298 - - (60.298) - - -

Juros sobre o capital próprio 30.1.3 - - - - - (30.000) (30.000) - (30.000)

Dividendos 30.1.3 - - - - 241.753 (592.523) (350.770) (53.679) (404.449)

Reserva de retenção de lucros - - - 622.523 - (622.523) - - -

Saldo em 31 de Dezembro de 2014 6.910.000 1.137.104 (160.140) 685.147 4.516.825 241.753 - 13.330.689 352.091 13.682.780

Ajustes de avaliaçãopatrimonial

Reservas de lucros

NE nº


Atribuível aos acionistas da empresa controladora

8

Demonstrações dos Fluxos de Caixa



NE nº

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAISLucro líquido do exercício 1.205.950 1.072.560 1.335.615 1.101.435

Ajustes para a reconciliação do lucro líquido do exercício com a geração de caixa das atividades operacionais:

Depreciação 18.3 - - 374.157 366.016 Amortização 19.1 - - 255.786 237.186 Variações monetárias e cambiais não realizadas - líquidas 45.468 53.335 322.768 27.600 Remuneração de contas a receber vinculadas à concessão 10.1 - - (58.782) (33.974) Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 31 - - (1.033.866) - Resultado da equivalência patrimonial 17.2 (1.410.276) (1.116.830) (159.955) (113.606) Imposto de renda e contribuição social 14.4 38.258 - 747.869 554.520 Imposto de renda e contribuição social diferidos 14.2.1 (5.694) 26.831 (225.853) (149.451) Reversão de provisão para perdas com desvalorização de investimentos 17.2 (6.981) (7.887) (6.981) (7.887) Provisão para créditos de liquidação duvidosa 32.5 - - 53.193 47.458 Provisão para perdas em consórcios 32.5 - - 13.003 - Provisão para perdas com créditos tributários 32.5 - - 6.394 274 Provisão para redução ao valor recuperável de ativos 32.5 - - 807.281 - Provisão (reversão) para litígios 29.1 20.584 (24.448) 323.811 154.178 Provisão para benefícios pós-emprego 24.4 10.881 1.316 220.500 195.673 Provisão para pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 26.2 - - 115.368 79.961 Baixas de contas a receber vinculadas à concessão 10.1 - - 23.884 45.795 Resultado das baixas de imobilizado 18.3 - - 5.670 9.794 Resultado das baixas de intangíveis 19.1 - - 10.479 18.004

Redução (aumento) dos ativosClientes - - (789.176) 20.614 Dividendos e juros sobre o capital próprio recebidos 1.300.228 1.067.400 43.860 49.009 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná 8.1 172.078 - 172.078 163.078 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão 11.1 - - 306.814 440.656 Depósitos judiciais (1.821) (257) (61.028) (100.854) Outros créditos (9.129) (3.866) (90.184) (168.211) Estoques - - (11.344) (14.469) Imposto de renda e contribuição social 19.104 (61.728) 97.512 (132.071) Outros tributos a recuperar - 11 (17.879) (11.902) Partes relacionadas (139.062) - (137.137) - Despesas antecipadas (34) - 80 (6.366)

Aumento (redução) dos passivosObrigações sociais e trabalhistas 7.847 4.301 12.792 (144.323) Fornecedores (1.124) 1.595 94.244 (232.915) Imposto de renda e contribuição social pagos (35.816) (3.251) (736.613) (430.767) Outras obrigações fiscais (19.104) 3.449 (144.932) 80.567 Encargos de empréstimos e financiamentos pagos 22.9 (94.068) (71.865) (259.388) (329.105) Encargos de debêntures pagos 23.1 (62.711) - (197.715) (90.121) Benefícios pós-emprego 24.4 (8.568) (1.318) (148.731) (146.457) Encargos do consumidor a recolher - - (14.761) (18.504) Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 26.2 - - (85.584) (76.765) Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público 27.2 - - (51.716) (48.966) Outras contas a pagar 6.546 15.612 33.182 47.209 Provisões para lítígios 29.1 (1.112) - (53.343) (44.702)

CAIXA LÍQUIDO GERADO PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS 1.031.444 954.960 1.091.372 1.337.611

(continua)

Controladora Consolidado

9

Demonstrações dos Fluxos de Caixa

para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013 (continuação)


NE nº

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTOAplicações financeiras 34 (10) (103.603) 279.406 Recebimento de empréstimos concedidos a partes relacionadas - 213.847 - - Aquisições de controladas - efeito líquido do caixa adquirido - - 149.760 (65.519) Aquisições de investimentos 17.2 (827.437) (600.170) (628.621) (519.315) Aquisições de imobilizado 18.3 (294) (29) (894.575) (420.227) Aquisições de intangível 19.1 (14.887) - (1.254.570) (1.299.073) Participação financeira do consumidor 19.1 - - 168.933 160.614

CAIXA LÍQUIDO UTILIZADO PELAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO (842.584) (386.362) (2.562.676) (1.864.114)

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTOIngressos de empréstimos e financiamentos obtidos com terceiros 22.9 - - 221.556 1.239.126 Ingressos de debêntures emitidas 23.1 1.000.000 - 1.383.378 203.000 Amortizações de principal de empréstimos e financiamentos 22.9 (80.600) - (425.554) (31.508) Amortizações de principal de debêntures 23.1 - - (40.608) (10.152) Amortizações de principal de obrigações com partes relacionadas (468.317) - - - Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos (615.491) (587.652) (668.969) (591.548)

CAIXA LÍQUIDO GERADO (UTILIZADO) PELAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO (164.408) (587.652) 469.803 808.918

TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 24.452 (19.054) (1.001.501) 282.415

Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 4 10.410 29.464 1.741.632 1.459.217 Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 4 34.862 10.410 740.131 1.741.632

VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 24.452 (19.054) (1.001.501) 282.415

Informações adicionais sobre os fluxos de caixa

Transações não envolvendo caixaAquisições de imobilizado com acréscimo no saldo de fornecedores (NE nº 18.3) - - 120.134 -

As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras.


10

Demonstrações do Valor Adicionado



VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR Controladora Consolidado

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

ReceitasVenda de energia e outros serviços - - 15.918.155 11.412.890

Receita de construção - - 1.902.366 1.534.849 Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 1.033.866 -

Outras receitas - - 12.284 16.154

Provisão (reversão) para créditos de liquidação duvidosa - - (53.193) (47.458)

- - 18.813.478 12.916.435

( - ) Insumos adquiridos de terceirosEnergia elétrica comprada para revenda - - 5.539.007 3.669.786

Encargos de uso da rede elétrica ( - ) ESS e EER - - 350.841 445.717

Material, insumos e serviços de terceiros 7.061 4.804 654.882 527.534

Gás natural e insumos para operações de gás - - 1.866.425 375.407

Custo de construção - - 1.631.433 1.340.806 Perda / Recuperação de valores ativos - - 43.592 100.958

Outros insumos 33.752 (3.679) 1.213.936 193.321

40.813 1.125 11.300.116 6.653.529

( = ) VALOR ADICIONADO BRUTO (40.813) (1.125) 7.513.362 6.262.906

( - ) Depreciação e amortização 755 755 629.943 603.203

( = ) VALOR ADICIONADO LÍQUIDO (41.568) (1.880) 6.883.419 5.659.703

( + ) Valor adicionado transferidoReceitas financeiras 202.208 114.524 694.523 652.363

Resultado de participações societárias 1.411.047 1.119.155 160.726 115.929

Outras receitas - - 96.808 180.128

1.613.255 1.233.679 952.057 948.420

1.571.687 1.231.799 7.835.476 6.608.123 (continua)

11

Demonstrações do Valor Adicionado

para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013 (continuação)


DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO Controladora Consolidado

31.12.2014 % 31.12.2013 % 31.12.2014 % 31.12.2013 %

PessoalRemunerações e honorários 62.182 13.591 770.943 803.804

Planos previdenciário e assistencial 10.881 1.316 220.511 195.673

Auxílio alimentação e educação 5.560 460 100.136 100.396 Encargos sociais - FGTS 4.596 1.069 54.705 57.331

Indenizações trabalhistas (547) 248 6.590 37.925

Participação nos lucros e/ou resultados 3.352 291 92.928 80.048

Apropriação no imobilizado e no intangível em curso (3.051) - (28.838) (57.723)

82.973 5,3 16.975 1,4 1.216.975 15,5 1.217.454 18,4

GovernoFederal 78.585 58.929 2.091.593 1.682.724

Estadual 1 5 2.489.906 2.176.071

Municipal - - 5.787 3.461

78.586 5,0 58.934 4,8 4.587.286 58,6 3.862.256 58,4

TerceirosJuros e multas 203.834 83.329 636.638 383.469

Arrendamentos e aluguéis 344 1 29.896 32.886

Doações, subvenções e contribuições - - 29.066 10.623

204.178 13,0 83.330 6,8 695.600 8,9 426.978 6,5

AcionistasParticipações de acionistas não controladores - - 129.665 28.875

Remuneração do capital próprio 30.000 180.000 30.000 180.000

Dividendos 592.523 145.039 592.523 145.039

Lucros retidos na empresa 583.427 747.521 583.427 747.521 1.205.950 76,7 1.072.560 87,0 1.335.615 17,0 1.101.435 16,7

1.571.687 100,0 1.231.799 100,0 7.835.476 100,0 6.608.123 100,0

As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras.

12

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS



1 Contexto Operacional

A Companhia Paranaense de Energia (Copel, Companhia ou Controladora), com sede na Rua Coronel

Dulcídio, 800, Batel, Curitiba, Estado do Paraná, é uma sociedade anônima, de capital aberto, cujas ações

são negociadas no Nível 1 de Governança Corporativa dos Segmentos Especiais de Listagem da

BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros, na bolsa de valores dos Estados Unidos

da América (NYSE EURONEXT) e no Latibex - o braço latino-americano da Bolsa de Valores de Madrid. É

uma sociedade de economia mista, controlada pelo Governo do Estado do Paraná.

A Copel e suas controladas têm como principais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de

Energia Elétrica - Aneel (vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME), pesquisar, estudar, planejar,

construir e explorar a produção, transformação, transporte, distribuição e comercialização de energia, em

qualquer de suas formas, principalmente a elétrica. Adicionalmente, a Copel tem participação em consórcios

e em empresas privadas e de economia mista, com o objetivo de desenvolver atividades principalmente nas

áreas de energia, telecomunicações, gás natural e saneamento básico.

2 Base de Preparação

2.1 Declaração de conformidade

As demonstrações financeiras individuais da Controladora e as demonstrações financeiras consolidadas

foram preparadas de acordo com as Normas Internacionais de Contabilidade (International Financial

Reporting Standards - IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB e também de

acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BR GAAP), que compreendem os pronunciamentos,

as orientações e as interpretações emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados

pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM e pelo Conselho Federal de Contabilidade - CFC.

A revisão do CPC nº 07 (aprovada em dezembro de 2014) alterou o CPC 35, CPC 37 e o CPC 18 e

autorizou a utilização da equivalência patrimonial nas demonstrações financeiras separadas em IFRS,

eliminando essa diferença entre o BR GAAP e o IFRS.

A emissão das demonstrações financeiras individuais e consolidadas foi autorizada pelo Conselho de

Administração em 18.03.2015.

2.2 Moeda funcional e moeda de apresentação

As demonstrações financeiras individuais e consolidadas são apresentadas em real, que é a moeda

funcional da Companhia. As informações financeiras foram arredondadas para o milhar mais próximo,

exceto quando indicado de outra forma.

13

2.3 Base de mensuração

As demonstrações financeiras foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos seguintes

itens materiais reconhecidos nos balanços patrimoniais:

· os instrumentos financeiros não-derivativos designados pelo valor justo por meio do resultado, são

mensurados pelo valor justo;

· os ativos financeiros disponíveis para venda são mensurados pelo valor justo;

· os investimentos em controladas (nas demonstrações financeiras individuais da Controladora), em

empreendimentos controlados em conjunto e em coligadas são avaliados pelo método de

equivalência patrimonial; e

· O valor do passivo assistencial líquido é reconhecido pela dedução do valor justo dos ativos do

plano do valor presente da obrigação atuarial calculada por atuário contratado.

2.4 Uso de estimativas e julgamentos

Na preparação destas demonstrações financeiras individuais e consolidadas, a Administração utilizou

julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis da Copel e de suas

controladas e os valores reportados dos ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem

divergir dessas estimativas.

As estimativas e premissas são revisadas de forma contínua. As revisões das estimativas são reconhecidas

prospectivamente.

2.4.1 Julgamentos

As informações sobre julgamentos realizados na aplicação das políticas contábeis que têm efeitos

significativos sobre os valores reconhecidos nas demonstrações financeiras consolidadas estão incluídas

nas seguintes notas explicativas:

· NE nº 3.2 - Consolidação;

· NE nº 3.7 - Contas a receber vinculadas à concessão;

· NE nº 3.8 - Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão;

· NE nº 3.12 - Intangível;

· NE nº 3.29 - Arrendamentos; e

· NEs nºs 3.13 e 18.11 - Redução ao valor recuperável de ativos - Impairment.

2.4.2 Incertezas sobre premissas e estimativas

As informações sobre as incertezas relacionadas a premissas e estimativas que possuem um risco

significativo de resultar em um ajuste material no próximo exercício financeiro, estão incluídas nas seguintes

notas explicativas:

· NEs nºs 3.3 e 35 - Instrumentos financeiros;

· NE nº 3.5 - Clientes (PCLD e CCEE);

14

· NEs nºs 3.6 e 9 - Ativos e passivos financeiros setoriais;

· NEs nºs 3.10 e 14.2 - Imposto de renda e contribuição social diferidos;

· NEs nºs 3.11 e 18 - Imobilizado;

· NEs nºs 3.12 e 19 - Intangível;

· NEs nºs 3.13 e 18.11 - Redução ao valor recuperável de ativos;

· NEs nºs 3.15 e 24 - Benefícios pós-emprego; e

· NEs nºs 3.19 e 29 - Provisões para litígios e passivo contingente.

3 Principais Políticas Contábeis

3.1 Mudanças nas políticas contábeis

Durante o exercício de 2014, o CPC emitiu revisões de pronunciamentos as quais não produziram efeitos

nas principais políticas contábeis e nas demonstrações financeiras da Companhia.

3.2 Base de consolidação

Os investimentos em controladas, em empreendimentos controlados em conjunto, e em coligadas são

reconhecidos nas demonstrações financeiras individuais da investidora com base no método de

equivalência patrimonial. Conforme esse método, os investimentos são inicialmente registrados pelo valor

de custo e o seu valor contábil é aumentado ou diminuído pelo reconhecimento da participação da

investidora no lucro, no prejuízo e em outros resultados abrangentes gerados pelas investidas, após a

aquisição. Esse método deve ser descontinuado a partir da data em que o investimento deixar de se

qualificar como controlada, empreendimento controlado em conjunto ou coligada.

As distribuições de resultados reduzem o valor contábil dos investimentos.

Quando necessário, para cálculo das equivalências patrimoniais, as demonstrações financeiras das

investidas são ajustadas para adequar suas políticas contábeis às da Controladora.

As operações em conjunto (consórcios) são contabilizadas na proporção de quota-parte de ativos, passivos

e resultado, na empresa que possui a participação.

3.2.1 Controladas

As demonstrações financeiras das controladas são incluídas nas demonstrações financeiras consolidadas a

partir da data em que o controle se inicia até a data em que deixa de existir.

Os saldos de ativos, passivos e resultados das controladas são consolidados linha a linha. Os saldos das

contas patrimoniais e de resultado referentes às transações entre as empresas consolidadas são

eliminados.

A participação de acionistas não controladores é apresentada no patrimônio líquido, separadamente do

patrimônio líquido atribuível aos acionistas da Controladora. Os lucros, os prejuízos e os outros resultados

abrangentes também são atribuídos separadamente dos atribuídos aos acionistas da Controladora, ainda

que isto resulte em que as participações de acionistas não controladores tenham saldo deficitário.

15

3.2.2 Empreendimentos controlados em conjunto e coligadas

Os empreendimentos controlados em conjuntos são as entidades em que a investidora, vinculada a um

acordo, não exerce individualmente o poder de decisões financeiras e operacionais, independentemente do

percentual de participação no capital votante. As coligadas são as entidades sobre as quais a investidora

tem influência significativa, mas não o controle.

Quando a participação nos prejuízos de um empreendimento controlado em conjunto ou de uma coligada se

igualar ou exceder o saldo contábil de sua participação na investida, a investidora deve descontinuar o

reconhecimento de sua participação em perdas futuras. Perdas adicionais serão consideradas, e um

passivo reconhecido, somente se a investidora incorrer em obrigações legais ou construtivas (não

formalizadas) ou efetuar pagamentos em nome da investida. Se a investida subsequentemente apurar

lucros, a investidora deve retomar o reconhecimento de sua participação nesses lucros somente após o

ponto em que a parte que lhe cabe nesses lucros posteriores se igualar à sua participação nas perdas não

reconhecidas.

3.2.3 Combinação de negócios

A análise da aquisição é feita caso a caso para determinar se a transação representa uma combinação de

negócios ou uma compra de ativos. Transações entre empresas sob controle comum não configuram uma

combinação de negócios.

Os ativos e passivos adquiridos em uma combinação de negócios são contabilizados utilizando o método de

aquisição e são reconhecidos pelos seus respectivos valores justo na data de aquisição.

O excesso do custo de aquisição sobre o valor justo dos ativos líquidos adquiridos (ativos identificáveis

adquiridos, líquidos dos passivos assumidos) é reconhecido como ágio (goodwill), no ativo intangível.

Quando o valor gera um montante negativo, o ganho com compra vantajosa é reconhecido diretamente no

resultado do exercício.

Nas aquisições de participação em coligadas e em empreendimentos controlados em conjunto, apesar de

não configurarem uma combinação de negócios, os ativos líquidos adquiridos também são reconhecidos

pelo valor justo. O ágio é apresentado no investimento.

3.3 Instrumentos financeiros

A Companhia e suas controladas mantêm fundos de investimentos que operam com instrumentos

financeiros derivativos, com objetivo exclusivo de proteger a carteira desses fundos.

Os instrumentos financeiros não derivativos são reconhecidos imediatamente na data de negociação, ou

seja, na concretização do surgimento da obrigação ou do direito. São inicialmente registrados pelo valor

justo acrescido ou deduzido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis.

Os valores justos são apurados com base em cotação no mercado para instrumentos financeiros com

mercado ativo e aos sem cotação disponível no mercado, os valores justos são apurados pelo método do

valor presente de fluxos de caixa esperados.

16

Posteriormente ao reconhecimento inicial, os instrumentos financeiros não derivativos são mensurados

conforme descrito a seguir:

Ativos financeiros

3.3.1 Instrumentos financeiros ao valor justo por meio do resultado

Um instrumento financeiro é assim classificado se for designado como mantido para negociação no seu

reconhecimento inicial e se a Companhia e suas controladas gerenciam esses investimentos e tomam as

decisões de compra e venda com base em seu valor justo, de acordo com a estratégia de investimento e

gerenciamento de risco. Após o reconhecimento inicial, os custos de transação e os juros atribuíveis,

quando incorridos, são reconhecidos no resultado.

3.3.2 Empréstimos e recebíveis

Ativos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não estão cotados em um mercado

ativo, reconhecidos pelo método do custo amortizado com base na taxa de juros efetiva.

3.3.3 Instrumentos financeiros disponíveis para venda

São instrumentos financeiros cujo reconhecimento inicial é efetuado com base no valor justo e sua variação,

proveniente da diferença entre a taxa de juros de mercado e a taxa de juros efetiva, é registrada

diretamente no patrimônio líquido, líquido dos efeitos tributários. A parcela dos juros definidos no início do

contrato, calculada com base no método de juros efetivos, assim como quaisquer mudanças na expectativa

de fluxo de caixa, é registrada no resultado do exercício. No momento da liquidação, as perdas ou os

ganhos acumulados no patrimônio líquido são reclassificados no resultado do exercício.

3.3.4 Instrumentos financeiros mantidos até o vencimento

Os instrumentos financeiros são classificados nesta categoria se a Companhia e suas controladas têm

intenção e capacidade de mantê-los até o seu vencimento. São mensurados pelo custo amortizado

utilizando o método da taxa de juros efetiva, deduzido de eventuais reduções em seu valor recuperável.

Passivos financeiros e instrumentos de patrimônio

3.3.5 Passivos financeiros ao valor justo por meio do resultado

São os passivos financeiros designados dessa forma no reconhecimento inicial e os classificados como

mantidos para negociação. São demonstrados ao valor justo e os respectivos ganhos ou perdas são

reconhecidos no resultado. Os ganhos ou as perdas líquidos reconhecidos no resultado incorporam os juros

pagos pelo passivo financeiro.

17

3.3.6 Outros passivos financeiros

Os outros passivos financeiros (incluindo empréstimos) são mensurados pelo valor de custo amortizado

utilizando o método de juros efetivos. Esse método também é utilizado para alocar a despesa de juros

desses passivos pelo respectivo período. A taxa de juros efetiva é a taxa que desconta exatamente os

fluxos de caixa futuros estimados (inclusive honorários pagos ou recebidos que constituem parte integrante

da taxa de juros efetiva, custos da transação e outros prêmios ou descontos), ao longo da vida estimada do

passivo financeiro ou, quando apropriado, por um período menor, para o reconhecimento inicial do valor

contábil líquido.

3.3.7 Baixas de passivos financeiros

Os passivos financeiros somente são baixados quando as obrigações são extintas, canceladas ou

liquidadas. A diferença entre o valor contábil do passivo financeiro baixado e a contrapartida paga e a pagar

é reconhecida no resultado.

3.4 Caixa e equivalentes de caixa

Compreendem numerários em espécie, depósitos bancários à vista e aplicações financeiras de curto prazo

com alta liquidez, que possam ser resgatadas no prazo de 90 dias da data de contratação em caixa. Essas

aplicações financeiras estão demonstradas ao custo, acrescido dos rendimentos auferidos até a data de

encerramento do exercício e com risco insignificante de mudança de valor.

3.5 Clientes

São considerados ativos financeiros classificados como empréstimos e recebíveis.

Os saldos de parcelamento de débitos de clientes são trazidos a valor presente, considerando o montante a

ser descontado, as datas de realização, as datas de liquidação e a taxa de desconto.

O saldo de clientes é apresentado líquido da provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD,

reconhecida em valor considerado suficiente pela Administração para cobrir as perdas na realização de

contas a receber de consumidores e de títulos a receber, cuja recuperação é considerada improvável.

A PCLD dos consumidores é constituída considerando os parâmetros recomendados pela Aneel, com base

nos valores a receber da classe residencial vencidos há mais de 90 dias, da classe comercial vencidos há

mais de 180 dias e das classes industrial, rural, poderes públicos, iluminação pública e serviços públicos

vencidos há mais de 360 dias, além da experiência em relação ao histórico das perdas efetivas.

3.6 Ativos e passivos financeiros setoriais líquidos

As normas contábeis vigentes no Brasil até 2009 permitiam o reconhecimento das variações entre os

valores previstos nas tarifas e os valores efetivamente desembolsados pelas concessionárias de

distribuição de energia elétrica - denominados ativos e passivos regulatórios, sendo as variações positivas

ou negativas consideradas nas tarifas no próximo reajuste anual. A partir da adoção das IFRS em 2010,

estes ativos e passivos deixaram de ser registrados nas demonstrações financeiras societárias das

concessionárias de distribuição, sendo assim totalmente apropriados no resultado.

18

Com o advento do termo aditivo ao contrato de concessão das concessionárias de distribuição, aprovado

pelo Despacho Aneel nº 4.621 de 25.11.2014, o qual prevê que, no caso de extinção da concessão por

qualquer motivo, os valores residuais de itens da Parcela A e outros componentes financeiros não

recuperados ou devolvidos via tarifa sejam incorporados no cálculo da indenização ou descontados dos

valores da indenização de ativos não amortizados, fica resguardado o direito ou a obrigação do

concessionário junto ao Poder Concedente quanto a esses ativos e passivos.

Por meio da Deliberação CVM nº 732, o CPC aprovou a Orientação Técnica OCPC 08 de 09.12.2014,

tornando obrigatório o reconhecimento de determinados ativos ou passivos financeiros setoriais nas

distribuidoras de energia elétrica a partir do exercício de 2014. Assim, a Copel Distribuição reconheceu os

correspondentes ativos e passivos financeiros setoriais em suas demonstrações financeiras societárias em

dezembro de 2014.

Considerando o previsto no OCPC 08, item 13, os efeitos do aditamento dos contratos de concessão e

permissão não caracterizam mudança de política contábil, mas sim de uma nova situação,

consequentemente, a sua aplicação foi prospectiva ao evento e o reconhecimento inicial adotado baseou-se

na composição dos valores dos ativos e passivos financeiros setoriais levantados até a data da assinatura

dos aditivos dos contratos de concessão, ocorrida em 10.12.2014. Portanto, o seu reconhecimento inicial foi

registrado como um componente da receita líquida.

3.7 Contas a receber vinculadas à concessão

3.7.1 Ativo financeiro - distribuição

Refere-se à indenização prevista no contrato de concessão de serviços públicos de distribuição de energia

elétrica e que, no entendimento da Administração, assegura o direito incondicional de receber caixa ao final

da concessão, a ser pago pelo Poder Concedente. Essa indenização tem como objetivo reembolsar a Copel

Distribuição pelos investimentos efetuados em infraestrutura e que não foram recuperados, por meio da

tarifa, até o vencimento da concessão, por possuírem vida útil superior ao prazo da concessão.

Esses ativos financeiros, por não possuírem fluxos de caixa fixos determináveis, uma vez que a premissa da

indenização terá como base o custo de reposição dos ativos da concessão, e por não possuírem as

características necessárias para serem classificados nas demais categorias de ativos financeiros, são

classificados como “disponíveis para venda”. Os fluxos de caixa atrelados a esses ativos são determinados

considerando o valor da base tarifária denominada Base de Remuneração Regulatória - BRR, definida pelo

Poder Concedente, cuja metodologia utilizada é o custo de reposição dos bens integrantes da infraestrutura

de distribuição vinculada à concessão. Essa base tarifária (BRR) é revisada a cada quatro anos

considerando diversos fatores e tem como objetivo refletir a variação de preços dos ativos físicos, incluindo

as baixas, depreciações e adições dos bens integrantes desta infraestrutura (ativo físico).

A remuneração deste ativo financeiro é baseada no Custo Médio Ponderado de Capital - WACC regulatório

homologado pela Aneel no processo de revisão tarifária periódica a cada quatro anos e seu montante está

incluído na composição da receita de tarifa faturada aos consumidores e recebida mensalmente.

19

3.7.2 Ativo financeiro - transmissão

Refere-se a créditos a receber relacionados aos contratos de concessão da atividade de transmissão e

estão representados pelos seguintes valores: (i) receita de construção da infraestrutura de transmissão para

sua disponibilização aos usuários e (ii) remuneração financeira garantida pelo Poder Concedente durante o

prazo da concessão sobre tais receitas.

A receita dos contratos de concessão de transmissão é realizada pela disponibilização da infraestrutura aos

usuários do sistema, não tem risco de demanda e é, portanto, considerada receita garantida, denominada

Receita Anual Permitida - RAP, a ser recebida durante o prazo da concessão. Os valores são faturados

mensalmente aos usuários da infraestrutura, conforme relatório emitido pelo Operador Nacional do Sistema

- ONS. No vencimento da concessão, se houver saldo remanescente ainda não recebido relacionado à

construção da infraestrutura, esse será recebido diretamente do Poder Concedente por ser um direito

incondicional de receber caixa, conforme previsto no contrato de concessão, a título de indenização pelos

investimentos efetuados e não recuperados por meio da RAP.

Esses ativos financeiros não possuem um mercado ativo, apresentam fluxos de caixa fixos e determináveis,

e portanto, são classificados como “empréstimos e recebíveis”, sendo inicialmente estimados com base nos

respectivos valores justos e posteriormente mensurados pelo custo amortizado calculado pelo método da

taxa de juros efetiva.

Especificamente ao Contrato de Concessão 060/2001, adições subsequentes à renovação que representem

ampliação, melhoria ou reforço da infraestrutura são reconhecidas como ativo financeiro, em virtude de

representar futura geração de caixa operacional adicional, conforme regulamentação específica do poder

concedente.

3.8 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão

Referem-se a valores a receber previstos na Medida Provisória 579/12 - MP 579, convertida na Lei

nº12.783/13, em virtude da opção da Copel Geração e Transmissão pela prorrogação do contrato de

concessão de transmissão nº 060/2001.

Para os ativos que entraram em operação após maio de 2000, conforme Nota Técnica 396/12 -

SRE/ANEEL, o recebimento da indenização foi parcelado em 31 prestações mensais com vencimento a

partir de janeiro de 2013, calculadas pelo Sistema de Amortização Constante - SAC, atualizadas pelo Índice

Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA e remunerada pelo WACC de 5,59% real ao ano.

Para os ativos não depreciados, existentes em 31.05.2000, o artigo 1º da resolução normativa Aneel nº 589

de 13.12.2013 define metodologia a ser aplicada na mensuração do valor da indenização. Esta resolução

limitou-se apenas a reconhecer o direito das concessionárias à indenização definindo a forma da sua

valoração. A Administração realizou avaliação dos ativos passíveis de indenização, aplicando a metodologia

proposta e concluiu que a expectativa de indenização suporta os montantes registrados em 31.12.2014. A

Administração contratou empresa especializada para a elaboração do laudo conforme previsto em

resolução, o qual está em elaboração, que deverá ser protocolado na Aneel até 31.03.2015.

20

3.9 Estoque (inclusive do ativo imobilizado)

Os materiais no almoxarifado classificados no ativo circulante e aqueles destinados a investimentos,

classificados no ativo imobilizado, estão registrados pelo custo médio de aquisição. Os valores

contabilizados não excedem seus valores de realização.

3.10 Tributos

As receitas de vendas e de serviços estão sujeitas à tributação pelo Imposto sobre Circulação de

Mercadorias e Serviços - ICMS e Imposto sobre Serviços - ISS às alíquotas vigentes, assim como à

tributação pelo Programa de Integração Social - PIS e pela Contribuição para Financiamento da Seguridade

Social - Cofins.

As receitas de ativos financeiros setoriais reconhecidas na demonstração do resultado conforme OCPC 08,

consistente com o procedimento adotado em exercícios anteriores, estão sendo tributadas no momento de

seu faturamento ao consumidor final.

Os créditos decorrentes da não cumulatividade do PIS e da Cofins são apresentados deduzindo os custos

operacionais na demonstração do resultado.

Os créditos decorrentes da não cumulatividade do ICMS, PIS e da Cofins relacionados às aquisições de

bens são apresentados deduzindo o custo de aquisição dos respectivos ativos.

As antecipações ou valores passíveis de compensação são demonstrados no ativo circulante ou não

circulante, de acordo com a previsão de sua realização.

A tributação sobre o lucro compreende o imposto de renda e a contribuição social calculados com base nos

resultados tributáveis (lucro ajustado) de cada entidade tributável e às alíquotas aplicáveis segundo a

legislação vigente, sendo 15%, acrescido de 10% sobre o que exceder a R$ 240 anuais, para o imposto de

renda, e 9% para a contribuição social.

Para fins de apuração dos resultados tributáveis foi adotado o Regime Tributário de Transição - RTT,

conforme previsto na Lei 11.941/09, ou seja, considerou-se os critérios contábeis da Lei 6.404/76, antes das

alterações da Lei 11.638/07. A Companhia e suas subsidiarias integrais não optaram em 2014 pela adoção

inicial da Lei 12.973 de 13.05.2014.

O prejuízo fiscal e a base negativa de contribuição social são compensáveis com lucros tributáveis futuros,

observado o limite de 30% do lucro tributável no período, não estando sujeitos a prazo prescricional.

O imposto de renda e a contribuição social diferidos são reconhecidos sobre as diferenças entre os ativos e

passivos reconhecidos para fins fiscais e os correspondentes valores reconhecidos nas demonstrações

financeiras.

O imposto de renda e a contribuição social diferidos ativos são reconhecidos somente na extensão em que

seja provável que existirá base tributável positiva, para a qual as diferenças temporárias possam ser

utilizadas e os prejuízos fiscais possam ser compensados.

Os ativos e passivos fiscais diferidos são divulgados por seu valor líquido caso haja um direito legal de

21

compensar passivos e ativos fiscais correntes, e eles se relacionam a tributos lançados pela mesma

autoridade tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação.

3.11 Imobilizado

Os bens do ativo imobilizado vinculados aos contratos de concessão de serviço público estão depreciados

pelo método linear com base nas taxas anuais estabelecidas e revisadas periodicamente pela Aneel, as

quais são praticadas e aceitas pelo mercado como representativas da vida útil econômica dos bens

vinculados à infraestrutura da concessão. No entanto, os bens vinculados aos contratos de uso de bem

público sob o regime de produtor independente de energia elétrica estão sendo depreciados com base nas

taxas anuais estabelecidas pela Aneel limitados ao prazo da concessão. Os demais bens do ativo

imobilizado são depreciados pelo método linear com base na estimativa de vida útil. A vida útil estimada, os

valores residuais e a depreciação são revisados no final da data do balanço patrimonial e o efeito de

quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado prospectivamente.

Os custos diretamente atribuídos às obras, bem como os juros e encargos financeiros referentes a

empréstimos tomados com terceiros, durante o período de construção, são registrados no ativo imobilizado

em curso.

3.12 Intangível

3.12.1 Contrato de concessão - distribuição de energia elétrica

Compreende o direito ao acesso e de exploração da infraestrutura, construída ou adquirida pelo operador

ou fornecida para ser utilizada pelo operador como parte do contrato de concessão do serviço público de

energia elétrica (direito de cobrar dos usuários do serviço público por ela prestado), em consonância com o

CPC 04 - Ativos Intangíveis, o ICPC 01 e o OCPC 05 - Contratos de Concessão.

O ativo intangível é determinado como sendo a parcela remanescente após a determinação do ativo

financeiro (valor residual), em virtude de sua recuperação estar condicionada à utilização do serviço público,

neste caso, do consumo de energia pelos consumidores, portanto, com risco de demanda.

É reconhecido pelo valor justo de aquisição e de construção, deduzido da amortização acumulada e das

perdas por redução ao valor recuperável, quando aplicável.

A amortização do intangível reflete o padrão em que se espera que os benefícios econômicos futuros do

ativo sejam consumidos pela Copel Distribuição, com expectativa de amortização durante o prazo da

concessão.

3.12.2 Contrato de concessão - distribuição de gás

Ativo intangível relativo à construção de infraestrutura e à aquisição de bens necessários para a prestação

dos serviços de distribuição de gás que corresponde ao direito de cobrar dos usuários pelo fornecimento de

gás. Para fins de divulgação, os valores relativos à construção de infraestrutura e aquisição de bens são

considerados como prestação de serviços do Poder Concedente, o Estado do Paraná.

22

Este ativo intangível é avaliado inicialmente pelo custo de aquisição, formação ou construção, inclusive

juros e demais encargos financeiros capitalizados. A controlada Compagás utiliza o método de amortização

linear definida com base na avaliação da vida útil estimada de cada ativo ou considerando o período

remanescente da concessão, dos dois o menor.

Também integram este ativo intangível os valores de ativos representados por softwares, adquiridos de

terceiros e os gerados internamente, que são mensurados pelo custo total de aquisição menos as despesas

de amortização pelo prazo de cinco anos.

3.12.3 Ativos intangíveis adquiridos separadamente

Ativos intangíveis com vida útil definida, adquiridos separadamente, são registrados ao custo, deduzido da

amortização e das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas. A amortização é reconhecida

linearmente com base na vida útil estimada dos ativos. A vida útil estimada e o método de amortização são

revisados no fim de cada exercício e o efeito de quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado

prospectivamente.

3.12.4 Baixa de ativos intangíveis

Um ativo intangível é baixado na alienação ou quando não há benefícios econômicos futuros resultantes do

uso ou da alienação. Os ganhos ou as perdas resultantes da baixa de um ativo intangível, mensurados

como a diferença entre as receitas líquidas da alienação e o valor contábil do ativo, são reconhecidos no

resultado quando o ativo é baixado.

3.13 Redução ao valor recuperável de ativos

Os ativos são avaliados anualmente para identificar evidências de perdas não recuperáveis ou, ainda,

sempre que eventos ou alterações significativas nas circunstâncias indiquem que o valor contábil pode não

ser recuperável. Quando houver perda, decorrente das situações em que o valor contábil do ativo

ultrapasse seu valor recuperável, definido pelo maior valor entre o valor em uso do ativo e o valor de preço

líquido de venda do ativo, esta é reconhecida no resultado do exercício.

3.14 Dividendos

Conforme as disposições legais e estatutárias vigentes, a base de cálculo dos dividendos mínimos

obrigatórios é obtida a partir do lucro líquido, diminuído da quota destinada à reserva legal. Contudo, a

Administração deliberou acrescentar na citada base de cálculo a realização dos ajustes de avaliação

patrimonial, de que trata o item 28 do ICPC nº 10, de forma a anular o efeito causado ao resultado pelo

aumento da despesa com depreciação, decorrente da adoção das normas contábeis por ele estabelecidas,

bem como pelo CPC nº 27 - Ativo Imobilizado. Este procedimento reflete a política de remuneração aos

acionistas da Companhia, a qual será praticada durante a realização de toda a reserva de ajustes de

avaliação patrimonial.

A distribuição dos dividendos mínimos obrigatórios é reconhecida como um passivo nas demonstrações

financeiras da Companhia e de suas controladas ao final do exercício.

23

O dividendo adicional proposto corresponde à parcela do valor proposto pela Administração à Assembleia

Geral Ordinária - AGO, excedente aos dividendos mínimos obrigatórios previstos no estatuto social, é

mantido em reserva específica no patrimônio líquido até a deliberação definitiva por parte da AGO, quando

então é reconhecido como dívida no passivo circulante.

O benefício fiscal dos juros sobre capital próprio é reconhecido na demonstração de resultado no momento

do seu registro em contas a pagar.

3.15 Benefícios pós-emprego

A Companhia e suas controladas patrocinam planos de benefícios a empregados. Os valores destes

compromissos atuariais (contribuições, custos, passivos e/ou ativos) são calculados anualmente por atuário

independente, com data base que coincide com o encerramento do exercício.

A adoção do método da unidade de crédito projetada agrega cada ano de serviço como fato gerador de

uma unidade adicional de benefício, somando-se até o cálculo da obrigação final.

Os ativos do plano de benefícios são avaliados pelos valores de mercado (marcação a mercado).

São utilizadas outras premissas atuariais que levam em conta tabelas biométricas e econômicas, além de

dados históricos dos planos de benefícios, obtidos da Fundação Copel de Previdência e Assistência,

entidade que administra estes planos.

Ganhos ou perdas atuariais, motivados por alterações de premissas e/ou ajustes atuariais, são

reconhecidos em outros resultados abrangentes.

3.16 Programa de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Programa de Eficiência Energética - PEE

As concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição, geração e transmissão de

energia elétrica estão obrigadas a destinar anualmente o percentual de 1% de sua receita operacional

líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e em programas de eficiência energética, conforme

Lei nº 9.991/00 e Resoluções Normativas Aneel nº 504/12 e 556/13.

3.17 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público

Correspondem aos valores estabelecidos no contrato de concessão relacionados ao direito de exploração

do potencial de energia hidráulica (concessão onerosa), cujo contrato é assinado na modalidade de Uso do

Bem Público - UBP. O registro contábil é feito na data da assinatura do contrato de concessão,

independentemente do cronograma de desembolsos estabelecido no contrato. O registro inicial desse

passivo (obrigação) e do ativo intangível (direito de concessão) correspondem aos valores de obrigações

futuras trazidos a valor presente (valor presente do fluxo de caixa dos pagamentos futuros).

Posteriormente, é atualizado pelo método da taxa de juros efetiva e reduzido pelos pagamentos

contratados.

24

3.18 Provisão de custos socioambientais ou obrigações socioambientais

É registrada à medida que a Companhia assume obrigações formais com reguladores ou tenha

conhecimento de potencial risco relacionado às questões socioambientais, cujos desembolsos de caixa

sejam considerados prováveis e seus valores possam ser estimados. Durante a fase de implantação do

empreendimento, os valores provisionados são registrados em contrapartida ao ativo imobilizado ou

intangível em curso. Após a entrada em operação comercial do empreendimento, todos os custos ou

despesas incorridos com programas socioambientais relacionados com as licenças de operação e

manutenção do empreendimento são registrados diretamente no resultado do exercício.

3.19 Provisões

As provisões são reconhecidas para obrigações presentes (legal ou constituída) resultantes de eventos

passados, em que seja possível estimar os valores de forma confiável e cuja liquidação seja mais provável

que sim do que não ocorrer.

As estimativas de desfechos e de efeitos financeiros são determinadas pelo julgamento da Administração

da Companhia, complementados pela experiência de transações semelhantes e, em alguns casos, por

relatórios de peritos independentes.

Quando alguns ou todos os benefícios econômicos requeridos para a liquidação de uma provisão são

esperados que sejam recuperados de um terceiro, um ativo é reconhecido se, e somente se, o reembolso

for virtualmente certo e o valor puder ser mensurado de forma confiável.

3.20 Capital social

O capital social está representado por ações ordinárias e preferenciais. Nas Assembleias Gerais, cada ação

ordinária tem direito a um voto. As ações preferenciais não têm direito a voto e são de classes “A” e “B”.

As ações preferenciais classe “A” têm prioridade no reembolso do capital e na distribuição de dividendos

mínimos de 10% a.a., não cumulativos, calculados com base no capital próprio a esta espécie e classe de

ações.

As ações preferenciais classe “B” têm prioridade no reembolso do capital e direito ao recebimento de

dividendos, correspondentes à parcela do valor equivalente a 25% do lucro líquido ajustado, de acordo com

a legislação societária e o estatuto da Companhia, calculados com base no capital próprio a esta espécie e

classe de ações. Os dividendos assegurados à classe “B” são prioritários apenas em relação às ações

ordinárias e somente são pagos à conta dos lucros remanescentes, depois de pagos os dividendos

prioritários das ações preferenciais classe “A”.

De acordo com o artigo 17 e seus parágrafos, da Lei Federal nº 6.404/76, os dividendos atribuídos às ações

preferenciais são, no mínimo, 10% maiores do que os atribuídos às ações ordinárias.

25

3.21 Ajustes de avaliação patrimonial

Na adoção inicial das IFRS, foram reconhecidos os valores justos do ativo imobilizado - custo atribuído. A

contrapartida desse ajuste, líquido do imposto de renda e contribuição social diferidos, foi reconhecida na

conta ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido, inclusive por equivalência patrimonial. A

realização de tais ajustes é contabilizada na conta de lucros acumulados, na medida em que ocorra a

depreciação ou eventual baixa dos itens avaliados.

Nessa conta também são registrados os ajustes decorrentes das variações de valor justo envolvendo os

ativos financeiros disponíveis para venda, bem como os ajustes dos passivos atuariais.

3.22 Reserva legal e reserva de retenção de lucros

A reserva legal é constituída com base em 5% do lucro líquido do exercício, antes de qualquer destinação,

limitada a 20% do capital social.

A reserva de retenção de lucros visa à cobertura do programa de investimento da Companhia, conforme o

artigo 196 da Lei nº 6.404/1976. Sua constituição ocorre mediante retenção do remanescente do lucro

líquido do exercício, após a reserva legal, os juros sobre o capital próprio e os dividendos.

3.23 Lucro por ação

O lucro ou prejuízo líquido por ação é calculado com base na média ponderada do número de ações em

circulação durante o período de divulgação. Para todos os períodos apresentados, a Companhia não tem

nenhum instrumento potencial equivalente a ações ordinárias que pudesse ter efeito dilutivo, desta forma, o

lucro básico por ações é equivalente ao lucro por ação diluído.

Uma vez que os acionistas preferenciais e ordinários possuem direitos a dividendos, a voto e a liquidação

diferentes, os lucros básicos e diluídos por ação foram calculados pelo método de "duas classes". O método

de "duas classes" é uma fórmula de alocação do lucro que determina o lucro por ação preferencial e

ordinária de acordo com os dividendos declarados, conforme o estatuto social da Companhia e os direitos

de participação sobre lucros não-distribuídos calculados de acordo com o direito a dividendos de cada

classe de ações.

3.24 Apuração do resultado

As receitas, custos e despesas são reconhecidas pelo regime de competência, ou seja, quando os produtos

são entregues e os serviços efetivamente prestados, independentemente de recebimento ou pagamento.

3.25 Reconhecimento da receita

As receitas operacionais são reconhecidas quando: (i) o valor da receita é mensurável de forma confiável;

(ii) os custos incorridos ou que serão incorridos em respeito à transação podem ser mensurados de maneira

confiável; (iii) é provável que os benefícios econômicos sejam recebidos pela Companhia; e (iv) os riscos e

benefícios tenham sido integralmente transferidos ao comprador.

A receita é mensurada pelo valor justo da contrapartida recebida ou a receber, deduzida de descontos e/ou

bonificações concedidos e encargos sobre vendas.

26

3.25.1 Receita não faturada

Corresponde ao reconhecimento da receita de fornecimento e suprimento de energia elétrica e de encargos

de uso da rede elétrica, não faturada ao consumidor, calculada em base estimada referente ao período da

última medição efetuada até o último dia do mês.

3.25.2 Receita de dividendos e juros

A receita de dividendos de investimentos/instrumentos financeiros é reconhecida quando o direito do

acionista de receber tais dividendos é estabelecido.

A receita de juros é reconhecida quando for provável que os benefícios econômicos futuros deverão fluir

para a Companhia e o valor da receita possa ser mensurado com confiabilidade. A receita de juros é

reconhecida pelo método linear com base no tempo e na taxa de juros efetiva sobre o montante do principal

em aberto, sendo a taxa de juros efetiva aquela que desconta exatamente os recebimentos de caixa futuros

estimados durante a vida estimada do ativo financeiro em relação ao valor contábil líquido inicial desse

ativo.

3.26 Receita de construção e custo de construção

As controladas da Companhia contabilizam as receitas de construção relativas a serviços de construção da

infraestrutura utilizada na prestação de serviços de distribuição e transmissão de energia elétrica conforme

estágio de execução.

Os respectivos custos são reconhecidos, quando incorridos, na demonstração do resultado do exercício

como custo de construção.

Considerando que a Copel Distribuição terceiriza a construção de infraestrutura de distribuição com partes

não relacionadas e o grande volume de obras é realizado em curto prazo de tempo, e por não ser uma

atividade fim, a margem de construção para a atividade de distribuição resulta em valores não significativos.

A margem de construção adotada para a atividade transmissão referente ao exercício de 2014 e de 2013 é

de 1,65%, e deriva de metodologia de cálculo que considera o risco do negócio.

Na construção da infraestrutura de distribuição de gás, semelhante a Copel Distribuição, a receita é

reconhecida por um montante igual ao seu custo, uma vez que a construção da infraestrutura é realizada

por partes não relacionadas, durante curto prazo de tempo.

3.27 Operações de compra e venda de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica - CCEE

Os registros das operações de compra e venda de energia na CCEE são reconhecidos pelo regime de

competência de acordo com informações divulgadas por aquela entidade ou por estimativa preparada pela

Administração das empresas quando essas informações não estão disponíveis tempestivamente.

27

3.28 Segmentos operacionais

Segmentos operacionais são definidos como atividades de negócios das quais pode se obter receitas e

incorrer em despesas, cujos resultados operacionais são regularmente revistos pelo principal gestor das

operações da Companhia para a tomada de decisões sobre recursos a serem alocados ao segmento e para

a avaliação do seu desempenho e para o qual haja informação financeira individualizada disponível.

3.29 Arrendamentos

Os arrendamentos são classificados como financeiros sempre que os termos do contrato de arrendamento

transferirem substancialmente todos os riscos e benefícios da propriedade do bem para o arrendatário. Os

outros arrendamentos que não se enquadram nas características acima são classificados como

operacionais.

3.30 Demonstração do Valor Adicionado - DVA

Essa demonstração tem por finalidade evidenciar a riqueza gerada pelas empresas, assim como sua

distribuição durante determinado período. É apresentada, conforme requerido pela legislação societária

brasileira, como parte de suas demonstrações financeiras individuais e como informação suplementar às

demonstrações financeiras consolidadas, pois não é uma demonstração prevista e nem obrigatória

conforme as IFRS.

3.31 Novas normas, alterações e interpretações que ainda não estão em vigor

Uma série de novas normas, alterações e interpretações serão efetivas para exercícios iniciados após

1º.01.2015 e não foram adotadas na preparação destas demonstrações financeiras.

Aquelas que podem ser relevantes para a Companhia e suas controladas estão mencionadas a seguir. A

Companhia e suas controladas não planejam adotar estas normas de forma antecipada.

IFRS 9 - Instrumentos financeiros

Inclui orientação revista sobre a classificação e mensuração de instrumentos financeiros, incluindo um novo

modelo de perda esperada de crédito para o cálculo da redução ao valor recuperável de ativos financeiros e

novos requisitos sobre a contabilização de hedge. A norma mantém as orientações existentes sobre o

reconhecimento e desreconhecimento de instrumentos financeiros da IAS 39.

A IFRS 9 é efetiva para exercícios iniciados em ou após 1º.01.2018, com adoção antecipada permitida.

IFRS 15 - Receita de contratos com clientes

Exige uma entidade a reconhecer o montante da receita refletindo a contraprestação que elas esperam

receber em troca do controle desses bens ou serviços. A nova norma vai substituir a maior parte da

orientação detalhada sobre o reconhecimento da receita que existe atualmente em IFRS quando a nova

norma for adotada. A nova norma é aplicável a partir de ou após 1º.01.2017, com adoção antecipada

permitida pela IFRS. A norma poderá ser adotada de forma retrospectiva, utilizando uma abordagem de

efeitos cumulativos. A Companhia e suas controladas estão avaliando os efeitos que a IFRS 15 vai ter nas

demonstrações financeiras e nas suas divulgações e ainda não escolheram o método de transição para a

nova norma nem determinaram os efeitos da nova norma nos relatórios financeiros atuais.

28

4 Caixa e Equivalentes de Caixa


31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Caixa e bancos conta movimento 1.485 1.787 152.373 130.311

Aplicações financeiras de liquidez imediata 33.377 8.623 587.758 1.611.321

34.862 10.410 740.131 1.741.632

As aplicações financeiras referem-se a Certificados de Depósitos Bancários - CDBs e a operações

compromissadas, que se caracterizam pela venda de título com o compromisso, por parte do vendedor

(Banco), de recomprá-lo, e do comprador, de revendê-lo no futuro. As aplicações são remuneradas, em

média, à taxa da variação do Certificado de Depósito Interbancário - CDI.

5 Títulos e Valores Mobiliários

Nível Controladora Consolidado

Categoria NE 35.1 Indexador 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Títulos disponíveis para venda

Operação Compromissada 2 Pré-Fixada - - 93.558 26.995

Letras Financeiras do Tesouro - LFT 1 Selic - - 87.979 130.369

Certif icados de Depósitos Bancários - CDB 2 CDI 56 96 36.718 36.983

Letras do Tesouro Nacional - LTN 1 Pré-Fixada - - 17.153 63.663

LF Caixa 2 CDI - - 12.450 11.141

Notas do Tesouro Nacional - Série F - NTN-F 1 CDI - - 2.001 1.990

Cotas de fundos de investimentos 1 CDI 96 90 99 90 152 186 249.958 271.231

Títulos para negociação

Cotas de fundos de investimentos 2 CDI - - 164.281 93.529

LTN 1 Selic - - 52.798 60.800

Fundo Multimercado 2 CDI - - 43.021 -

Letras Financeiras 2 CDI - - 32.041 13.375

Depósito a Prazo com Garantia Especial do FGC - DPGE 2 CDI - - 14.224 38.433

Certif icado de Recebimentos Imobiliários - CRI 2 IGPDI - - 12.230 -

Operação Compromissada 2 Pré-Fixada - - 10.320 24.164

Loan - Operação de Crédito (Mútuo) 2 IPCA - - 8.357 -

Debêntures 2 CDI - - 2.961 3.215

CDB 2 CDI - - 1.128 -

Tesouraria 1 - - - 6 -

LFT 1 Selic - - - 5.011

- - 341.367 238.527

152 186 591.325 509.758

Circulante 152 186 459.115 389.222 Não circulante - - 132.210 120.536

A Copel e suas controladas possuem títulos e valores mobiliários que rendem taxas de juros variáveis. O

prazo desses títulos varia de 1 a 60 meses a partir do final do período de relatório. Nenhum desses ativos

está vencido nem apresenta problemas de recuperação ou redução ao valor recuperável no encerramento

do exercício.

29

Entre os principais valores aplicados, estão fundos exclusivos e garantias:

Consolidado 31.12.2014 31.12.2013

Fundos exclusivos

Copel Geração e Transmissão - Banco do Brasil 65.391 99.843

Copel Distribuição - Banco do Brasil 3 3

UEG Araucária - BNY Mellon Serviços Financeiros DTVM S.A. 167.629 124.946

UEG Araucária - Banco do Brasil 90.521 113.546

UEG Araucária - Caixa Econômica Federal 21.704 -

UEG Araucária - Bradesco 61.370 -

406.618 338.338

Garantias

Leilões da Aneel 3.753 374

Contratos de Comercialização de Energia (Garantia CCEE ) 81.926 118.647

Financiamentos para construção de Usinas Hidrelétricas e Linhas de Transmissão 62.049 16.452

Atendimento do art. 17 da lei nº 11.428 e eventual autorização do Instituto Ambiental do

Paraná - IAP, pelo Consórcio Energético Cruzeiro do Sul 36.662 33.849

184.390 169.322

6 Cauções e Depósitos Vinculados

Consolidado 31.12.2014 31.12.2013

Caução STN (6.1) 56.956 45.371

Outros 13.497 1.976

70.453 47.347

Circulante 13.497 1.976 Não circulante 56.956 45.371

6.1 Caução - Secretaria do Tesouro Nacional - STN

Constituição de garantias, sob a forma de caução em dinheiro, destinadas a amortizar os valores de

principal correspondentes aos Par Bond e Discount Bond, quando da exigência de tais pagamentos, em

11.04.2024 (NE nº 22.1). Os valores são atualizados mediante aplicação da média ponderada das variações

percentuais dos preços do Bônus de Zero Cupom do Tesouro dos Estados Unidos da América, pela

participação de cada série do instrumento na composição da carteira de garantias de principal, constituídas

no contexto do Plano Brasileiro de Financiamento - 1992.

30

7 Clientes

Consolidado Saldos Vencidos Vencidos há Saldo Saldo

vincendos até 90 dias mais de 90 dias 31.12.2014 31.12.2013

ConsumidoresResidencial 188.300 109.802 45.809 343.911 262.180 Industrial 172.436 30.312 17.821 220.569 170.320 Comercial 147.786 34.624 20.230 202.640 152.308 Rural 28.049 9.717 2.216 39.982 35.054 Poder público 26.214 19.382 10.911 56.507 68.962 Iluminação pública 20.581 113 126 20.820 16.379 Serviço público 21.042 466 439 21.947 29.528 Receita de fornecimento não faturada 414.774 - - 414.774 274.059 Parcelamento de débitos 116.463 5.916 25.486 147.865 99.655 Subsídio baixa renda - Eletrobras 13.368 - - 13.368 25.415 Governo do Paraná - luz fraterna (NE nº 16.1.1) 2.680 - - 2.680 78.987 Outros créditos 43.206 11.076 48.813 103.095 58.379

1.194.899 221.408 171.851 1.588.158 1.271.226 Concessionárias e permissionárias

Suprimento de energia elétricaCCEAR - leilão 87.823 805 6.646 95.274 106.060 Contratos bilaterais 98.424 - 25 98.449 79.031 CCEE (7.1) 483.685 11.201 14 494.900 45.642 Regime de Cotas 2 - 2 4 - Ressarcimento de geradores - - 1.256 1.256 1.256

669.934 12.006 7.943 689.883 231.989 Encargos de uso da rede elétricaRede elétrica 16.028 - 2.357 18.385 17.110 Rede básica e de conexão 12.327 615 4.346 17.288 14.668

28.355 615 6.703 35.673 31.778 .

Telecomunicações 6.080 9.501 36.353 51.934 40.279 .

Distribuição de gás 44.332 2.306 437 47.075 32.496 .

PCLD (7.2) - - (158.211) (158.211) (137.454)

1.943.600 245.836 65.076 2.254.512 1.470.314

Circulante 1.867.904 245.836 65.076 2.178.816 1.337.628

Não circulante 75.696 - - 75.696 132.686

7.1 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE

Do saldo apresentado referente às parcelas de novembro e dezembro de 2014, o valor de R$ 470.268

refere-se a UEG Araucária. A liquidação financeira referente aos meses de novembro e dezembro foi

recebida parcialmente, nos valores de R$ 160.757, em 14.01.2015 e de R$ 124.273 em 10.02.2015,

respectivamente. O saldo remanescente, referente a liquidação financeira dos meses de novembro e

dezembro, tem previsão de recebimento para o mês de março de 2015.

31

7.2 Provisão para créditos de liquidação duvidosa

Consolidado Saldo em Adições / Saldo em Adições / Saldo em

1º.01.2013 (reversões) Perdas 31.12.2013 (reversões) Perdas 31.12.2014

Consumidores, concessionárias

e permissionárias

Residencial 39.229 19.197 (12.249) 46.177 25.323 (11.982) 59.518

Industrial 30.992 9.739 (5.700) 35.031 14.762 (11.479) 38.314

Comercial 24.012 5.285 (2.532) 26.765 18.400 (5.327) 39.838

Rural 5.526 1.621 (740) 6.407 (4.798) (336) 1.273

Poder público 9.316 3.727 - 13.043 (3.888) - 9.155

Iluminação pública 129 (48) - 81 - - 81

Serviço público 113 70 - 183 71 6 260

Concessionárias e permissionárias 224 6.414 (125) 6.513 917 (701) 6.729

Telecomunicações 3.221 866 (833) 3.254 1.023 (1.234) 3.043

112.762 46.871 (22.179) 137.454 51.810 (31.053) 158.211

8 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná

Por meio do quarto termo aditivo, assinado em 21.01.2005, foi renegociado, com o Governo do Estado do

Paraná, o saldo em 31.12.2004, da Conta de Resultados a Compensar - CRC, no montante de

R$ 1.197.404, em 244 prestações recalculadas pelo sistema price de amortização, atualizado pela variação

do Índice Geral de Preços - Disponibilidade Interna - IGP-DI, e juros de 6,65% a.a., os quais são recebidos

mensalmente, com vencimento da primeira parcela em 30.01.2005 e as demais com vencimentos

subsequentes e consecutivos.

O Governo do Estado vem cumprindo o pagamento das parcelas renegociadas, conforme estabelecido no

quarto termo aditivo. As amortizações são garantidas com recursos oriundos de dividendos.

8.1 Mutação do CRC

Controladora e consolidado Ativo circulante Ativo não circulante Total

Em 1º.01.2013 75.930 1.308.354 1.384.284

Juros 87.149 - 87.149

Variação monetária 2.522 69.677 72.199

Transferências 82.925 (82.925) -

Amortizações (163.078) - (163.078)

Em 31.12.2013 85.448 1.295.106 1.380.554

Juros 86.630 - 86.630



Amortizações (172.078) - (172.078)

Em 31.12.2014 94.579 1.249.529 1.344.108

32

8.2 Vencimento das parcelas de longo prazo

Controladora e consolidado 31.12.2014

2016 100.869

2017 107.577

2018 114.732

2019 122.362

2020 130.499

Após 2021 673.490

1.249.529

9 Ativos Financeiros Setoriais Líquidos

Conforme mencionado na NE nº 3.6, a Copel Distribuição aplicou o OCPC 08 a partir do exercício findo em

31.12.2014, registrando um ativo financeiro setorial em contrapartida à receita operacional líquida. A

possibilidade desse registro se concretizou quando da assinatura do 4º Termo Aditivo ao Contrato de

Concessão 046/99, em 10.12.2014. A composição e a movimentação dos ativos financeiros setoriais estão

demonstradas a seguir.

9.1 Mutação dos ativos financeiros setoriais líquidos

Reconhecimento inicial Saldo em

em 10.12.2014 Diferimento Amortização Atualização 31.12.2014

Conta de Consumo de Combustíveis - CCC 4.757 - (503) - 4.254

Encargos de uso do sistema de transmissão - rede básica 89.226 8.932 (1.692) 386 96.852

Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu (94.232) (13.789) (292) (388) (108.701)

Encargos de Serviços do Sistema - ESS (370.572) (8.182) 9.663 (1.674) (370.765)

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 16.304 635 (137) 90 16.892

Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia - Proinfa 5.148 - (544) - 4.604

Energia elétrica comprada para revenda - CVA Energ 601.099 18.976 (19.175) 2.574 603.474

Transporte de energia comprada de Itaipu 1.867 201 (20) 9 2.057

Outros componentes f inanceiros 751.342 43.143 (8.289) 6.281 792.477

1.004.939 49.916 (20.989) 7.278 1.041.144

Circulante 609.298

Não Circulante 431.846

33

9.2 Composição dos saldos de ativos financeiros setoriais líquidos por ciclo tarifário

Consolidado

31.12.2014 31.12.2014

Ativos financeiros setoriais - reajuste tarifário 2014

CCC 4.254 -

Rede básica 14.304 -

Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu 2.469 -

ESS (81.703) -

CDE 1.160 -

Proinfa 4.604 -

CVA Energ 162.114 -

Transporte de energia comprada de Itaipu 165 -

Outros componentes f inanceiros 70.085 -

177.452 -

Ativos financeiros setoriais - reajuste tarifário 2015

Rede básica 41.274 41.274

Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu (55.585) (55.585)

ESS (144.531) (144.531)

CDE 7.866 7.866

CVA Energ 220.680 220.680

Transporte de energia comprada de Itaipu 946 946

Outros componentes f inanceiros

Diferimento IRT 2013 140.337 140.337

Diferimento IRT 2014 (constituição) 159.364 159.364

Outros componentes f inanceiros 61.495 61.495

431.846 431.846

609.298 431.846

Ativo circulante Ativo não circulante

9.3 Reajuste tarifário da Copel Distribuição

Em 24.06.2014, a Aneel homologou o Reajuste Tarifário Anual da Copel Distribuição pela Resolução

Homologatória nº 1.740, em que autoriza a aplicação de 35,05% no reajuste das tarifas. Este reajuste não

inclui a parcela correspondente ao diferimento parcial do reajuste tarifário 2013, solicitado pela Copel

Distribuição e aprovado pela Aneel naquele ano, no montante atualizado de R$ 275.910 em junho de 2014.

Caso este valor fosse considerado, o percentual de reajuste em 2014 chegaria a 39,71%.

A Copel Distribuição solicitou junto à Aneel o efeito suspensivo do reajuste tarifário 2014, com a perspectiva

de diferimento na aplicação do índice de reajuste tarifário autorizado de 35,05%. Atendendo à solicitação da

Companhia, em 22.07.2014 pela Resolução Homologatória nº 1.763, a Aneel aprovou o diferimento parcial

do reajuste tarifário de 2014, equivalente ao valor de R$ 622.427.

Em 31.12.2014, os valores dos diferimentos acumulados e corrigidos pelo IGP-M somam o montante de

R$ 776.854 composto pelo diferimento IRT 2013, no valor de R$ 177.452, diferimento IRT 2014

(constituição), no valor de R$ 280.674, e o saldo remanescente dos Ativos Financeiros Setoriais - Reajuste

Tarifário 2014, no valor de R$ 318.728.

Considerando a aprovação do diferimento de 2014 e a prorrogação do diferimento de 2013, a serem

incluídos nos processos de reajuste tarifário subsequentes, a aplicação do reajuste médio foi de 24,86%,

retroativo a 24.06.2014.

34

10 Contas a Receber Vinculadas à Concessão

10.1 Mutação das contas a receber vinculadas à concessão

Ativo não circulante Ativo Obrigações

Saldos circulante Ativo especiais (a) Consolidado

Em 1º.01.2013 5.319 4.557.599 (1.911.773) 2.651.145

Capitalizações do intangível em curso - 712.947 (82.878) 630.069 Transferências entre circulante e não circulante 21.532 (21.532) - - Transferências para encargos do uso da rede - clientes (22.455) - - (22.455) Transferências para o imobilizado - (1.562) - (1.562) Transferências do imobilizado - Resolução nº 367/2009 - 1.082 - 1.082 Transferências para o intangível em serviço - (2.589) - (2.589) Variação monetária - 210.310 (102.051) 108.259 Remuneração - 33.974 - 33.974 Receita de construção - 136.536 - 136.536 Baixas - (28.233) 3.235 (24.998) Baixas - Resolução nº 367/2009 - (20.797) - (20.797)

Em 31.12.2013 4.396 5.577.735 (2.093.467) 3.488.664

Capitalizações do intangível em curso - 785.325 (119.829) 665.496 Transferências entre circulante e não circulante 38.741 (38.741) - - Transferências para encargos do uso da rede - clientes (35.707) - - (35.707) Transferências para o imobilizado - (11.073) - (11.073) Variação monetária - 148.864 (71.875) 76.989 Remuneração - 58.782 - 58.782 Receita de construção - 206.150 - 206.150 Baixas - (40.050) 16.166 (23.884)

Em 31.12.2014 7.430 6.686.992 (2.269.005) 4.425.417

A Administração realizou avaliação dos ativos passíveis de indenização, aplicando a metodologia do valor

novo de reposição e concluiu que a sua expectativa de indenização suporta os montantes registrados em

31.12.2014.

10.2 Compromissos relativos às concessões de transmissão

Compromissos assumidos com os fornecedores de equipamentos e serviços referentes aos seguintes

empreendimentos:

Linhas de Transmissão e Subestações Valor

Contrato nº 010/10 - Linha de transmissão Araraquara 2 - Taubaté 233.974

Contrato nº 022/12 - LT 230 kV - Foz do Chopim - Salto Osório C2 e Londrina Figueira 38.457

Contrato nº 002/13 - LT 230 kV - Assis - Paraguaçu Paulista 48.254

Contrato nº 005/14 - LT 230kV Bateias - Curitiba Norte e SE 230kV Curitiba Norte 51.800

Contrato nº 021/14 - LT 230kV Foz do Chopim Realeza Sul e SE 230 kV Realeza Sul 2.933

Contrato nº 022/14 - LT 500kV Londrina - Assis 6.244

11 Contas a Receber Vinculadas à Prorrogação da Concessão

A Companhia recebeu as parcelas vencidas até setembro de 2014, sendo que a expectativa da

Administração é o recebimento das demais parcelas em atraso, no montante de R$ 95.619, em 31.12.2014,

assim que os recursos da CDE sejam recompostos pelo Poder Concedente.

35

11.1 Mutação das contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão

SaldosAtivo

circulante Ativo não circulante Consolidado

Em 1º.01.2013 356.085 717.805 1.073.890

Transferências do não circulante para o circulante 352.160 (352.160) - Amortizações (440.656) - (440.656) Variação monetária 43.591 - 43.591 Remuneração 40.981 - 40.981

Em 31.12.2013 352.161 365.645 717.806

Transferências 205.428 (205.428) - Amortizações (306.814) - (306.814) Variação monetária 28.672 - 28.672 Remuneração 21.599 - 21.599

Em 31.12.2014 301.046 160.217 461.263

12 Outros Créditos

. Controladora Consolidado

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Repasse CDE (12.1) - - 210.808 51.067

Serviços em curso (a) 10.795 3.226 96.107 94.000

Adiantamento a fornecedores (b) - 6 95.311 122.311

Adiantamento a empregados 1.537 533 24.452 27.831

Adiantamento para indenizações imobiliárias - - 16.159 40.403

Desativações em curso - - 11.211 10.980

Parcerias em consórcios - - 102 25.540

Outros créditos 666 104 46.992 53.193

12.998 3.869 501.142 425.325

Circulante 12.695 3.869 415.818 395.890

Não circulante 303 - 85.324 29.435

(a) Referem-se, em sua maioria, aos programas de P&D e PEE, os quais, após seu término, são compensados com o

respectivo passivo registrado para este f im, conforme legislação regulatória.

(b) Referem-se a adiantamentos previstos em cláusulas contratuais.

12.1 Repasse CDE

O saldo apresentado em 31.12.2014 de R$ 210.808 refere-se a recursos da CDE para cobrir os descontos

incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição, de acordo com a

Resolução Homologatória nº 1.586 de 13.08.2013. A Aneel homologou o valor mensal de R$ 28.697

(Resolução nº 1.763/14) a ser repassado à Copel Distribuição, em recursos da CDE, no período de

junho/2014 à maio/2015, sendo R$ 26.712 para custear descontos incidentes sobre as tarifas conforme

estabelecido no Decreto nº 7.891 de 23.01.2013 e R$ 1.985 referente à diferença entre os valores previstos

e os realizados no período de fevereiro/2013 a maio/2014. A Companhia recebeu as parcelas referentes até

a competência de maio/2014 em 31.12.2014, recebendo duas parcelas (junho e julho de 2014) em janeiro

de 2015, tendo a expectativa de receber as demais assim que a CDE tiver seu fundo recomposto pelas

quotas de 2015.

36

Do saldo apresentado em 31.12.2013, o valor de R$ 30.025, repassado em 2014, refere-se a recursos da

CDE para compensação de custos adicionais de energia previstos no Decreto nº 7.945 de 07.03.2013, com

finalidade de neutralizar a exposição das concessionárias de distribuição no mercado de curto prazo, bem

como do risco hidrológico verificado no período e que levou ao despacho de usinas termoelétricas

acionadas em razão de segurança energética.

13 Estoques

Consolidado

Operação / Manutenção 31.12.2014 31.12.2013

Copel Distribuição 101.399 96.866

Copel Geração e Transmissão 29.389 31.298

Copel Telecomunicações 17.684 10.046

Compagás 2.150 1.068

150.622 139.278

14 Tributos

14.1 Imposto de renda e contribuição social


31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Ativo circulante

IR e CSLL a compensar 114.730 42.494 448.599 375.722 IR e CSLL a compensar com o passivo (35.818) - (343.525) (242.564)

78.912 42.494 105.074 133.158

Ativo não circulante

IR e CSLL a recuperar 114.195 169.717 128.615 197.659

114.195 169.717 128.615 197.659

Passivo circulante

IR e CSLL a recolher 38.260 - 653.406 540.184

IR e CSLL a compensar com o ativo (35.818) - (343.525) (242.564)

2.442 - 309.881 297.620

37

14.2 Imposto de renda e contribuição social diferidos

14.2.1 Mutação do imposto de renda e contribuição social diferidos

Controladora Reconhecido Reconhecido

Reconhecido no resultado Reconhecido no patrimônio

Saldo em no resultado abrangente Saldo em no resultado abrangente Saldo em

1º.01.2013 do exercício do exercício 31.12.2013 do exercício do exercício 31.12.2014


Provisões para litígios 102.780 (8.313) - 94.467 6.623 - 101.090

Amortização do direito de concessão 18.085 257 - 18.342 256 - 18.598

Provisão Finam 4.795 (710) - 4.085 (628) - 3.457

Efeitos CPC 33 - benefícios a empregados - - 738 738 - 1.262 2.000

PCLD 1.478 - - 1.478 - - 1.478

Planos previdenciário e assistencial - - - - 771 - 771

Juros sobre o capital próprio 21.709 (21.709) - - - - -

Outros 431 1.341 - 1.772 208 - 1.980

149.278 (29.134) 738 120.882 7.230 1.262 129.374

(-) Passivo não circulante

Provisão para deságio 25.297 - - 25.297 - - 25.297

Efeitos CPC 38 instrumentos f inanceiros 6.787 (2.303) (104) 4.380 1.536 (65) 5.851

32.084 (2.303) (104) 29.677 1.536 (65) 31.148

Líquido 117.194 (26.831) 842 91.205 5.694 1.327 98.226

.

Consolidado Reconhecido Reconhecido

Reconhecido no resultado Reconhecido no resultado

Saldo em no resultado abrangente Saldo em no resultado abrangente Saldo em

1º.01.2013 do exercício do exercício Outros 31.12.2013 do exercício do exercício 31.12.2014


Provisões para litígios 338.028 37.308 - - 375.336 92.229 - 467.565

Efeitos CPC 01 - redução ao valor

recuperável de ativos - - - - - 274.476 - 274.476

Planos previdenciário e assistencial 178.312 17.172 - - 195.484 24.887 - 220.371

Provisão para compra de energia 97.033 8.074 - - 105.107 57.136 - 162.243

Provisão para P&D e PEE 46.790 19.976 - - 66.766 26.815 - 93.581

Efeitos CPC 33 - benefícios a empregados 58.944 - 73.579 - 132.523 - (48.584) 83.939

PCLD 41.452 8.230 - - 49.682 11.492 - 61.174

Efeitos ICPC 01 - contratos de concessão 87.299 (17.717) - - 69.582 (23.323) - 46.259

Amortização do direito de concessão 36.429 257 - - 36.686 256 - 36.942

Provisão para participação nos lucros 9.671 16.882 - - 26.553 3.885 - 30.438

INSS - liminar sobre depósito judicial - 6.773 - 16.483 23.256 6.351 - 29.607

Prejuízo f iscal e base de cálculo negativa 2.486 7.227 - - 9.713 8.115 - 17.828

Provisão para perdas tributárias 14.847 93 - - 14.940 2.174 - 17.114

PSDV 53.986 (52.670) - - 1.316 (1.292) - 24

Juros sobre capital próprio 21.709 (21.709) - - - - - -

Outros 18.916 (1.501) 579 - 17.994 7.252 (408) 24.838

1.005.902 28.395 74.158 16.483 1.124.938 490.453 (48.992) 1.566.399

(-) Passivo não circulante

Efeitos CPC 27 - custo atribuído 689.160 (52.619) - - 636.541 (50.760) - 585.781

Ativos f inanceiros setoriais - - - - - 353.989 - 353.989

Diferimento de ganho de capital 175.450 (67.916) - - 107.534 (67.916) - 39.618

Provisão para deságio 25.297 - - - 25.297 - - 25.297

Efeitos ICPC 01 - contratos de concessão 115 - - - 115 19.113 - 19.228

Efeitos CPC 38 - instrumentos f inanceiros 15.042 (5.885) (1.881) - 7.276 1.235 (110) 8.401

Capitalização de encargos f inanceiros 5.357 - - - 5.357 - - 5.357

Outros 4.732 5.364 (190) - 9.906 8.939 (945) 17.900

915.153 (121.056) (2.071) - 792.026 264.600 (1.055) 1.055.571

Líquido 90.749 149.451 76.229 16.483 332.912 225.853 (47.937) 510.828

Ativo apresentado no Balanço Patrimonial 681.285 753.413 526.046

Passivo apresentado no Balanço Patrimonial (590.536) (420.501) (15.218)

Líquido 90.749 332.912 510.828

38

14.3 Outros tributos a recuperar e a recolher


31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Ativo circulante

ICMS a recuperar - - 92.247 43.092

PIS/Pasep e Cofins a compensar - - 69.771 61.093

PIS/Pasep e Cofins a compensar com o passivo - - (66.263) (35.596)

Outros tributos a compensar - - 530 1.424

- - 96.285 70.013


ICMS a recuperar - - 34.977 72.347

PIS/Pasep e Cofins - - 55.206 51.653

Outros tributos a compensar - 33.298 498 - - 123.481 124.498

Passivo circulante

ICMS a recolher - - 85.674 184.369

PIS/Pasep e Cofins a recolher 5.568 25.400 97.758 79.291

PIS/Pasep e Cofins a compensar com o ativo - - (66.263) (35.596)

IRRF sobre JSCP - - 2.222 39.440

Outros tributos 29 81 17.938 33.227

5.597 25.481 137.329 300.731

Passivo não circulante

INSS a recolher - liminar sobre depósito judicial 820 40 87.129 68.402 820 40 87.129 68.402

14.4 Conciliação da provisão para imposto de renda e contribuição social


31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Lucro antes do IRPJ e CSLL 1.238.514 1.099.391 1.857.631 1.506.504 IRPJ e CSLL (34%) (421.095) (373.793) (631.595) (512.211)

Efeitos fiscais sobre:

Equivalência patrimonial 376.260 283.340 47.897 32.423

Juros sobre o capital próprio 10.200 61.200 10.200 61.200 Dividendos 238 309 238 309 Finam 1.745 1.972 1.745 1.972 Despesas indedutíveis (39) (20) (8.209) (3.130) Incentivos f iscais 103 - 20.248 10.364

Compensação de prejuízo f iscal e base negativa da CSLL - - 35.146 -

Diferença entre as bases de cálculo do lucro real e presumido - - 1.924 - Outros 24 161 390 4.004

IRPJ e CSLL correntes (38.258) - (747.869) (554.520)

IRPJ e CSLL diferidos 5.694 (26.831) 225.853 149.451

Alíquota efetiva - % 2,6% 2,4% 28,1% 26,9%

39

15 Depósitos Judiciais


31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Fiscais 272.462 271.827 437.100 417.570

Trabalhistas 1.085 - 144.251 118.240 .

Cíveis

Fornecedores - - 95.558 95.558

Cíveis 389 288 43.412 28.849

Servidões de passagem - - 8.036 8.106

Consumidores - - 3.391 2.397

389 288 150.397 134.910 .

Outros - - 4.505 4.505

273.936 272.115 736.253 675.225

40

16 Partes Relacionadas

16.1 Créditos com partes relacionadas


31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Controlador

Estado do Paraná (16.1.1) 137.137 - 137.137 -

137.137 - 137.137 -

Controladas

Dividendos e/ou juros sobre o capital próprio

Copel Geração e Transmissão 202.617 321.902 - -

Copel Distribuição 124.791 - - -

Copel Telecomunicações 31.300 21.585 - -

Compagás 7.312 2.239 - -

Elejor 3.189 28.718 - -

UEG Araucária 6.267 - - -

Nova Asa Branca I 113 - - -

Nova Asa Branca II 155 - - -

Nova Asa Branca III 74 - - -

Nova Eurus IV 46 - - -

Santa Maria 170 - - -

Santa Helena 175 - - -

Ventos de Santo Uriel 235 5 - -

376.444 374.449 - -

Compartilhamento de estrutura

Copel Renováveis 1.137 - - -

Copel Participações 788 - - -

1.925 - - -

Financiamentos repassados - STN

Copel Distribuição (16.1.2) 71.197 64.815 - -

71.197 64.815 - -

Coligadas e Controladas em conjunto

Dividendos e/ou juros sobre o capital próprio

Dona Francisca Energética - 85 - 85

Sanepar 6.211 - 6.211 -

Dominó Holdings 1.211 6.311 4.072 6.311

Costa Oeste - - 313 478

Marumbi - - 2.211 403

Transmissora Sul Brasileira - - 665 360

Caiuá - - 566 88

Integração Maranhense - - 227 227

Matrinchã - - 8.116 840

Guaraciaba - - 3.930 182

Cantareira - - 21 -

. 7.422 6.396 26.332 8.974

Outros investimentos - 526 - 526

594.125 446.186 163.469 9.500

Ativo circulante - Dividendos a receber 383.866 381.371 26.332 9.500

Ativo circulante - Partes relacionadas 1.925 - - -

Ativo não circulante 208.334 64.815 137.137 -

41

16.1.1 Crédito referente Luz Fraterna

A Diretoria da Copel, através da 2065ª Redir de 10.09.2013, aprovou a transferência da dívida do Governo

do Estado do Paraná relativa ao Programa Luz Fraterna, da Copel Distribuição para a Copel, bem como a

alteração dos procedimentos para que futuras dívidas deste programa de governo sejam assumidas pela

Copel.

A Aneel, por meio do despacho n° 1.560 de 13.05.2014, anuiu a transação. Em 31.05.2014 foi celebrado o

“Instrumento de Cessão de Crédito” transferindo os direitos creditórios da Copel Distribuição para a Copel,

da conta Luz Fraterna, referente ao período de setembro de 2010 a fevereiro de 2014, incluindo os

encargos por atraso no pagamento (multa de 2%, atualização monetária pela variação do IGPM e juros de

1% ao mês), totalizando o montante de R$ 115.696, com vencimento em 31.05.2014. A Copel, por sua vez,

realizou o repasse da mesma quantia à Copel Distribuição para quitação das faturas vencidas.

O Instrumento também prevê que a Copel Distribuição realize semestralmente a transferência à Copel, a

título de direitos creditórios, dos faturamentos subsequentes e respectivos encargos por atraso no

pagamento (multa de 2%, atualização monetária pela variação do IGPM e juros de 1% ao mês) referentes

ao Programa Luz Fraterna eventualmente não quitados a partir de 1º.03.2014. Nesse contexto, em 2014 foi

transferido o valor de R$ 21.441.

A Copel, por sua vez, deverá realizar o repasse da mesma quantia à Copel Distribuição para quitação das

faturas vencidas. Caso venha a ocorrer inadimplemento do repasse por parte da Copel para a Copel

Distribuição, implicará na atualização monetária dos valores pela variação do IGPM até o efetivo repasse.

Com base no Instrumento de Cessão de Crédito a Copel emitirá nota de débito ao Governo do Estado do

Paraná. A partir da data de emissão da nota de débito até o efetivo pagamento pelo Governo do Estado do

Paraná, incidirá atualização monetária pela variação do IGPM e juros de 1% ao mês.

16.1.2 Financiamentos repassados - STN

A Companhia repassou os empréstimos e financiamentos para suas subsidiárias integrais, quando de sua

constituição em 2001. Entretanto, como os contratos de transferências para as respectivas subsidiárias não

foram passíveis de formalização com as instituições financeiras, tais compromissos encontram-se

igualmente registrados na Controladora.

Os financiamentos mencionados são repassados com a mesma incidência de encargos assumidos pela

Companhia e são apresentados separadamente, como crédito com as subsidiárias integrais, e como

obrigações por empréstimos e financiamentos nas subsidiárias (NE nº 22.1).

16.2 Obrigações com partes relacionadas

Em 31.12.2013, o saldo da CRC, no valor de R$ 1.380.554, foi transferido da Copel Distribuição para a

Copel, conforme anuência da Aneel, Despacho nº 4.222 de 11.12.2013, com quitação de dívida por mútuo

existente, no valor de R$ 912.237. O saldo remanescente, no valor de R$ 468.317, foi pago em 3 parcelas

consecutivas até 12.05.2014.

42

17 Investimentos

17.1 Combinação de negócios

17.1.1 São Bento Energia, Investimentos e Participações S.A.

A Companhia adquiriu da Galvão Participações S.A., em 16.10.2014, 100% das ações da São Bento

Energia, Investimentos e Participações S.A. que detém o controle societário das empresas GE Olho D’Água

S.A., GE Boa Vista S.A., GE Farol S.A. e GE São Bento do Norte S.A..

A aquisição do controle desse empreendimento atende ao objetivo estratégico da Copel de aumentar a

participação no segmento de geração por meio de fontes renováveis em sua matriz energética.

O direito de autorização gerado na aquisição, alocado no grupo de Investimentos no balanço individual da

Controladora, e no grupo Intangível no balanço consolidado, será amortizado a partir de janeiro de 2015 até

o vencimento das autorizações das empresas controladas pela São Bento Energia, em 2046:

Participação adquirida

Contraprestação transferida 213.426

Ativos líquidos adquiridos em 30.09.2014 (124.589)

Direito de autorização 88.837

Os dados seguintes detalham a composição dos ativos adquiridos e dos passivos assumidos que foram

reconhecidos na data da aquisição, e que correspondem aos seus valores justos:

30.09.2014 Ativos líquidos adquiridos

ATIVO 136.369

Ativo circulante 13.378

Ativo não circulante 122.991

Realizável a longo prazo 178

Investimentos 122.813

PASSIVO 136.369

Passivo circulante 11.774

Passivo não circulante 6

Patrimônio líquido 124.589 .

Caso este empreendimento tivesse sido consolidado a partir de 1º.01.2014, na demonstração do resultado

consolidado teria sido incluído o lucro de R$ 9.845.

43

17.2 Mutação dos investimentos

Controladora Ajuste de Aporte Dividendos

Saldo em Equivalência avaliação e/ou Combinação Amorti- e JSCP Saldo em

1º.01.2014 patrimonial patrimonial Afac de negócios zação propostos Outros 31.12.2014

Controladas (17.3)

Copel Geração e Transmissão 6.796.817 682.386 63.278 - - - (1.057.903) - 6.484.578

Copel Distribuição 3.366.685 437.864 46.817 603.000 - - (124.791) - 4.329.575

Copel Telecomunicações 352.939 58.584 (11.081) 36.100 - - (19.385) - 417.157

Copel Renováveis 407 (7.757) (2.265) 7.470 - - - - (2.145)

Copel Participações 407 (4.215) 249 5.052 - - - 226.889 (a) 228.382

UEG Araucária 140.352 94.330 - - - - (44.267) - 190.415

Compagás 120.168 30.786 (790) - - - (8.371) - 141.793

Elejor 50.412 13.429 (1.282) - - - (3.189) - 59.370

Elejor - direito de concessão 16.779 - - - - (755) - - 16.024

São Bento - 4.432 - - 124.589 - - - 129.021

São Bento - direito de autorização - - - - 88.837 - - - 88.837

Cutia - (342) - 24.417 11.613 - - 20.590 (b) 56.278

Cutia - direito de autorização - - - - 8.712 - - - 8.712

Nova Asa Branca I 10.864 1.586 - - - - (113) - 12.337

Nova Asa Branca I - direito de autorização 51.659 - - 3.320 - - - - 54.979

Nova Asa Branca II 13.505 2.012 - - - - (155) - 15.362

Nova Asa Branca II - direito de autorização 51.745 - - 3.342 - - - - 55.087

Nova Asa Branca III 14.678 1.160 - - - - (74) - 15.764

Nova Asa Branca III - direito de autorização 49.948 - - 3.394 - - - - 53.342

Nova Eurus IV 10.857 882 - - - - (46) - 11.693

Nova Eurus IV - direito de autorização 53.154 - - 3.429 - - - - 56.583

Santa Maria 31.029 1.465 - 29.700 - - (170) - 62.024

Santa Maria - direito de autorização 26.813 - - 2.608 - - - - 29.421

Santa Helena 36.126 1.478 - 30.760 - - (175) - 68.189

Santa Helena - direito de autorização 28.955 - - 2.719 - - - - 31.674

Ventos de Santo Uriel 14.288 977 - - - - (231) - 15.034

Ventos de S. Uriel - direito de autorização 13.445 - - 1.426 - - - - 14.871

11.252.032 1.319.057 94.926 756.737 233.751 (755) (1.258.870) 247.479 12.644.357

Empreendimentos controlados em conjunto (17.4)

Dominó Holdings 456.703 59.422 (3.316) - - (6.804) (506.005) (c) -

Cutia 5.625 24 - 145 (5.794) - - - -

Cutia - direito de autorização 5.809 - - - (5.809) - - - -

Voltália (17.4.2) - 1.179 - 51.242 - - - - 52.421

Voltália - direito de autorização (17.4.2) - - - 11.693 - - - - 11.693

468.137 60.625 (3.316) 63.080 (11.603) - (6.804) (506.005) 64.114

Coligadas (17.5)

Sanepar - 15.919 633 - - - (13.357) 279.116 (d) 282.311

Dona Francisca Energética 58.176 10.076 - - - - (14.344) - 53.908

Foz do Chopim Energética 15.788 8.467 - - - - (9.348) - 14.907

Sercomtel - (3.750) - 3.750 - - - - -

Carbocampel 1.407 (4) - 118 - - - - 1.521

Dois Saltos 720 - - - - - - - 720

Copel Amec 182 10 - - - - - - 192

Escoelectric - (124) - 258 - - - - 134

76.273 30.594 633 4.126 - - (37.049) 279.116 353.693

Outros investimentos

Finam 1.323 - (1) - - - - - 1.322

Finor 212 - 11 - - - - - 223

Investco S.A. 9.210 - 184 - - - - - 9.394

Nova Holanda Agropecuária S.A. 14.868 - - - - - - (14.868) (e) -

Provisão para perda Nova Holanda (6.981) - - - - - - 6.981 (e) -

Adiantamento para futuro investimento 233.469 - - 3.494 (218.753) - - (18.210) (f) -

Outros investimentos 7.076 - (384) - - - - - 6.692

259.177 - (190) 3.494 (218.753) - - (26.097) 17.631

12.055.619 1.410.276 92.053 827.437 3.395 (755) (1.302.723) (5.507) 13.079.795

(a) Transferência das ações da Dominó Holdings da Copel para a Copel Participações (NE nº 17.4.1).

(b) Transferência de ativos (projetos) da Copel para a Cutia.

(c) R$ 279.116: reestruturação societária da Dominó Holdings (NEs nºs 17.4.1 e 17.5.1); e

R$ 226.889: transferência das ações da Dominó Holdings para a Copel Participações (NE nº 17.4.1).

(d) Aquisição de ações (NE nº 17.5.1).

(e) Alienação do investimento e reversão de provisão para perda.

(f) Transferência para o intangível (NE nº 19).

44

Controladora Ajuste de Aporte Dividendos Reversão

Saldo em Equivalência avaliação e/ou Amorti- e JSCP de provisão Saldo em

1º.01.2013 patrimonial patrimonial Afac zação propostos p/ perda 31.12.2013

Controladas (17.3)

Copel Geração e Transmissão 6.167.382 1.000.889 (49.212) - - (322.242) - 6.796.817

Copel Distribuição 3.535.388 (78.509) (90.194) - - - - 3.366.685

Copel Telecomunicações 328.145 47.732 (6.934) - - (16.004) - 352.939

Copel Renováveis - (423) - 830 - - - 407

Copel Participações - (441) - 848 - - - 407

UEG Araucária 133.119 7.233 - - - - - 140.352

Compagás 113.375 9.428 - - - (2.635) - 120.168

Elejor 52.403 29.363 - - - (31.354) - 50.412

Elejor - direito de concessão 17.534 - - - (755) - - 16.779

Nova Asa Branca I - (32) - 10.896 - - - 10.864

Nova Asa Branca I - direito de autorização - - - 51.659 - - - 51.659

Nova Asa Branca II - (15) - 13.520 - - - 13.505

Nova Asa Branca II - direito de autorização - - - 51.745 - - - 51.745

Nova Asa Branca III - (20) - 14.698 - - - 14.678

Nova Asa Branca III - direito de autorização - - - 49.948 - - - 49.948

Nova Eurus IV - (26) - 10.883 - - - 10.857

Nova Eurus IV - direito de autorização - - - 53.154 - - - 53.154

Santa Maria - 14 - 31.015 - - - 31.029

Santa Maria - direito de autorização - - - 26.813 - - - 26.813

Santa Helena - 46 - 36.080 - - - 36.126

Santa Helena - direito de autorização - - - 28.955 - - - 28.955

Ventos de Santo Uriel - 31 - 14.262 - (5) - 14.288

Ventos de S. Uriel - direito de autorização - - - 13.445 - - - 13.445

10.347.346 1.015.270 (146.340) 408.751 (755) (372.240) - 11.252.032

Empreendimentos controlados em conjunto

Dominó Holdings 358.114 96.635 18.881 - - (16.927) - 456.703

Cutia 5.247 (465) - 843 - - - 5.625

Cutia - direito de autorização 5.809 - - - - - - 5.809

369.170 96.170 18.881 843 - (16.927) - 468.137

Coligadas (17.5)

Sercomtel 10.567 (13.567) - 3.000 - - - -

Dona Francisca Energética 59.753 8.963 - - - (10.540) - 58.176

Foz do Chopim Energética 15.872 10.316 - - - (10.400) - 15.788

Carbocampel 1.413 (6) - - - - - 1.407

Dois Saltos 300 - - 420 - - - 720

Copel Amec 180 2 - - - - - 182

Escoelectric - (318) - 318 - - - -

88.085 5.390 - 3.738 - (20.940) - 76.273


Finam 1.323 - - - - - - 1.323

Finor 312 - (100) - - - - 212

Investco S.A. 9.282 - (72) - - - - 9.210

Nova Holanda Agropecuária S.A. 14.868 - - - - - - 14.868

Provisão para perda Nova Holanda (14.868) - - - - - 7.887 (6.981)

Adiantamento para futuro investimento 46.631 - - 186.838 - - - 233.469

Outros investimentos 7.210 - (134) - - - - 7.076

64.758 - (306) 186.838 - - 7.887 259.177

10.869.359 1.116.830 (127.765) 600.170 (755) (410.107) 7.887 12.055.619

45

Consolidado Ajuste de Aporte Dividendos

Saldo em Equivalência avaliação e/ou Combinação e JSCP Saldo em

1º.01.2014 patrimonial patrimonial Afac de negócios propostos Outros 31.12.2014


Dominó Holdings 456.703 60.739 (2.822) - - (10.170) (279.116) (a) 225.334

Cutia 5.625 24 - 145 (5.794) - - -

Voltália (17.4.2) - 1.179 - 51.242 - - - 52.421

Voltália - direito de autorização (17.4.2) - - - 11.693 - - - 11.693

Costa Oeste 18.700 1.317 - 3.742 - 165 - 23.924

Marumbi 21.797 9.311 - 34.448 - (1.809) - 63.747

Transmissora Sul Brasileira 63.797 2.799 - 7.000 - (305) - 73.291

Caiuá 40.318 2.009 - 2.911 - (477) - 44.761

Integração Maranhense 85.378 3.541 - 2.916 - - - 91.835

Matrinchã 97.999 30.553 - 321.987 - (7.277) - 443.262

Guaraciaba 38.828 15.783 - 95.117 - (3.749) - 145.979

Paranaíba 17.850 3.172 - 47.286 - - - 68.308

Mata de Santa Genebra - (1.153) - 27.304 - - - 26.151

Cantareira - 87 - 15.207 - (21) - 15.273 846.995 129.361 (2.822) 620.998 (5.794) (23.643) (279.116) 1.285.979

Coligadas (17.5)

Sanepar - 15.919 633 - - (13.357) 279.116 (b) 282.311

Dona Francisca 58.176 10.076 - - - (14.344) - 53.908

Foz do Chopim 15.788 8.467 - - - (9.348) - 14.907

Sercomtel - (3.750) - 3.750 - - - -

Carbocampel 1.407 (4) - 118 - - - 1.521

Dois Saltos 720 - - - - - - 720

Copel Amec 182 10 - - - - - 192

Escoelectric - (124) - 258 - - - 134 76.273 30.594 633 4.126 - (37.049) 279.116 353.693


Finam 1.323 - (1) - - - - 1.322

Finor 212 - 11 - - - - 223

Investco S.A. 9.210 - 184 - - - - 9.394

Nova Holanda Agropecuária S.A. 14.868 - - - - - (14.868) (c) -

Provisão para perda Nova Holanda (6.981) - - - - - 6.981 (c) -

Bens destinados a uso futuro 4.290 - - - - - (2.638) (d) 1.652

Adiantamento para futuro investimento 233.469 - - 3.494 (218.753) - (18.210) (d) -

Outros investimentos 8.268 - (384) 3 - - - 7.887

264.659 - (190) 3.497 (218.753) - (28.735) 20.478

1.187.927 159.955 (2.379) 628.621 (224.547) (60.692) (28.735) 1.660.150

(a) Reestruturação societária da Dominó Holdings (NEs nºs 17.4.1 e 17.5.1).(b) Aquisição de ações (NE nº 17.5.1).(c) Alienação do investimento e reversão de provisão para perda.(d) Transferência para o intangível (NE nº 19).

46

Consolidado Ajuste de Aporte Dividendos Reversão

Saldo em Equivalência avaliação e/ou e JSCP de provisão Saldo em

1º.01.2013 patrimonial patrimonial Afac propostos p/ perda 31.12.2013


Dominó Holdings 358.114 96.635 18.881 - (16.927) - 456.703

Cutia 5.247 (465) - 843 - - 5.625

Costa Oeste 1.049 2.409 - 15.720 (478) - 18.700

Marumbi 2.212 1.969 - 18.018 (402) 21.797

Transmissora Sul Brasileira 9.577 1.516 - 53.065 (361) 63.797

Caiuá 7.747 565 - 32.094 (88) 40.318

Integração Maranhense 9.630 1.016 - 74.959 (227) - 85.378

Matrinchã 10.130 3.453 - 85.256 (840) 97.999

Guaraciaba 6.963 908 - 31.139 (182) - 38.828

Paranaíba - 210 - 17.640 - 17.850 410.669 108.216 18.881 328.734 (19.505) - 846.995

Coligadas (17.5)

Sercomtel 10.567 (13.567) - 3.000 - - -

Dona Francisca 59.753 8.963 - - (10.540) - 58.176

Foz do Chopim 15.872 10.316 - - (10.400) - 15.788

Carbocampel 1.413 (6) - - - - 1.407

Dois Saltos 300 - - 420 - - 720

Copel Amec 180 2 - - - - 182

Escoelectric - (318) - 318 - - - 88.085 5.390 - 3.738 (20.940) - 76.273


Finam 1.323 - - - - - 1.323

Finor 312 - (100) - - - 212

Investco S.A. 9.282 - (72) - - - 9.210

Nova Holanda Agropecuária S.A. 14.868 - - - - - 14.868

Provisão para perda Nova Holanda (14.868) - - - - 7.887 (6.981)

Bens destinados a uso futuro 4.290 - - - - - 4.290

Adiantamento para futuro investimento 46.631 - - 186.838 - - 233.469

Outros investimentos 8.397 - (134) 5 - - 8.268

70.235 - (306) 186.843 - 7.887 264.659

568.989 113.606 18.575 519.315 (40.445) 7.887 1.187.927

17.3 Controladas

31.12.2014 CopelCopel GeT

São Bento Cutia

Não con-troladores

Copel Geração e Transmissão S.A. (Copel GeT) Curitiba/PR Geração e transmissão de energia elétrica 100,00 - - - -

Copel Distribuição S.A. Curitiba/PR Distribuição e comercialização de energia elétrica 100,00 - - - -

Copel Telecomunicações S.A. Curitiba/PR Serviços de telecomunicações e de comunicações 100,00 - - - -

Copel Renováveis S.A. Curitiba/PR Controle e gestão de pariticipações 100,00 - - - -

Copel Participações S.A. Curitiba/PR Controle e gestão de pariticipações 100,00 - - - -

Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A. (a) S. Miguel do Gostoso/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas 100,00 - - - -

Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A. (a) Parazinho/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas 100,00 - - - -

Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A. (a) Parazinho/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas 100,00 - - - -

Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A. (a) Touros/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas 100,00 - - - -

Santa Maria Energias Renováveis S.A. (a) Maracanaú/CE Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas 100,00 - - - -

Santa Helena Energias Renováveis S.A. (a) Maracanaú/CE Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas 100,00 - - - -

Ventos de Santo Uriel S.A. (a) João Câmara/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas 100,00 - - - -

Cutia Empreendimentos Eólicos SPE S.A. São Paulo/SP Controle e gestão de pariticipações 100,00 - - - -

Companhia Paranaense de Gás - Compagás Curitiba/PR Distribuição de gás canalizado 51,00 - - - 49,00

Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. Curitiba/PR Geração de energia elétrica 70,00 - - - 30,00

UEG Araucária Ltda. Curitiba/PR Geração de energia elétrica utilizando gás natural 20,00 60,00 - - 20,00

São Bento Energia, Investimentos e Participações S.A. São Paulo/SP Controle e gestão de pariticipações 100,00 - - - -

GE Olho D’Água S.A. São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas - - 100,00 - -

GE Boa Vista S.A. São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas - - 100,00 - -

GE Farol S.A. São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas - - 100,00 - -

GE São Bento do Norte S.A. São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas - - 100,00 - -

Central Geradora Eólica São Bento do Norte I S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas - - - 100,00 -

Central Geradora Eólica São Bento do Norte II S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas - - - 100,00 -

Central Geradora Eólica São Bento do Norte III S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas - - - 100,00 -

Central Geradora Eólica São Miguel I S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas - - - 100,00 -

Central Geradora Eólica São Miguel II S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas - - - 100,00 -

Central Geradora Eólica São Miguel III S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas - - - 100,00 -

(a) Fase pré-operacional.

Sede Atividade principal

Participação %

47

17.3.1 Demonstrações financeiras das controladas com participação de não controladores

31.12.2014 Compagás Elejor UEG Araucária

ATIVO 634.221 719.621 1.236.838

Ativo circulante 323.872 51.471 815.529

Ativo não circulante 310.349 668.150 421.309

PASSIVO 634.221 719.621 1.236.838

Passivo circulante 286.277 124.950 275.907

Passivo não circulante 69.918 509.855 8.857

Patrimônio líquido 278.026 84.816 952.074

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

Receita operacional líquida 1.748.045 241.205 2.134.822

Custos e despesas operacionais (1.664.860) (134.835) (1.514.198)

Resultado financeiro 1.832 (77.506) 28.648

Tributos (24.651) (9.679) (177.617)

Lucro líquido do exercício 60.366 19.185 471.655

Outros resultados abrangentes (1.548) (1.832) -

Resultado abrangente total 58.818 17.353 471.655

DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA

Fluxo de caixa das atividades operacionais 98.002 62.623 306.647

Fluxo de caixa das atividades de investimento (79.912) 158 (135.528)

Fluxo de caixa das atividades de f inanciamento 46.907 (81.633) (190.000)

TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 64.997 (18.852) (18.881)

Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 34.427 47.584 21.843

Saldo f inal de caixa e equivalentes de caixa 99.424 28.732 2.962

VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 64.997 (18.852) (18.881)

17.4 Empreendimentos controlados em conjunto

CopelCopel PAR

Copel GeT

Dominó Holdings S.A. (17.4.1) Curitiba/PR Participação em sociedade desaneamento básico 459.866 - 49,00 - 225.334

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. Curitiba/PR Transmissão de energia elétrica 46.910 - 51,00 23.924

Marumbi Transmissora de Energia S.A. (a) Curitiba/PR Transmissão de energia elétrica 79.684 - 80,00 63.747

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. Curitiba/PR Transmissão de energia elétrica 366.454 - 20,00 73.291

Caiuá Transmissora de Energia S.A. Curitiba/PR Transmissão de energia elétrica 91.349 - 49,00 44.761

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. (a) Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica 187.419 - 49,00 91.835

Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A. (a) Curitiba/PR Transmissão de energia elétrica 904.617 - 49,00 443.262

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A. (a) Curitiba/PR Transmissão de energia elétrica 297.917 - 49,00 145.979

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. (a) Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica 278.810 - 24,50 68.308

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. (a) Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica 52.198 - 50,10 26.151

Cantareira Transmissora de Energia S.A. Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica 31.169 - 49,00 15.273

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. (17.4.2) São Paulo/SP Participação em sociedades 106.981 49,00 - 52.421

(a) Fase pré-operacional.

31.12.2014 Sede Atividade principal

Patrimônio Líquido +

Afac

Participação % Valor contábil da

participação

17.4.1 Dominó Holdings S.A.

Na Assembleia Geral Extraordinária - AGE, realizada em 28.03.2014, os acionistas da Dominó Holdings

aprovaram o resgate e o cancelamento de 150.431.809 ações ordinárias representativas do capital social da

Dominó Holdings. Com o resgate integral das ações de um dos acionistas e com o redimensionamento das

participações dos outros acionistas, a participação da Copel no capital social da Dominó Holdings passou

de 45% para 49%.

48

Em 29.12.2014, as ações da Dominó Holdings foram transferidas da Copel para a Copel Participações, pelo

valor patrimonial de R$ 226.889, registrado em 30.11.2014.

17.4.2 Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A.

Em 1º.09.2014, a Copel adquiriu 49% das ações da Voltalia São Miguel do Gostoso Participações S.A.,

gerando um direito de autorização no valor de R$ 11.693 que será amortizado a partir do início da operação

comercial dos parques eólicos das suas controladas, previsto para março de 2015, até o seu vencimento,

em abril de 2047. Em 18.12.2014, visando atender demanda junto ao agente financiador do

empreendimento, foi constituída a Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A., sendo que a

integralização do capital social foi exclusivamente com ações da Voltalia São Miguel do Gostoso

Participações S.A. Desta forma a investida da Copel passou a ser a holding constituída, que fará a gestão

do empreendimento.

17.4.3 Principais grupos de ativo, passivo e resultado dos empreendimentos controlados em conjunto

31.12.2014 .

ATIVO 470.097 92.085 128.894 730.831 223.598 377.605 1.551.898 751.893 654.665 102.175 34.836 106.981

Ativo circulante 19.578 1.739 10.234 54.544 25.544 30.952 76.872 39.425 295.667 40.385 2.186 704

Caixa e equivalentes de caixa 2.459 692 10.011 33.008 7.251 753 73.749 37.171 294.062 39.772 1 1

Outros ativos circulantes 17.119 1.047 223 21.536 18.293 30.199 3.123 2.254 1.605 613 2.185 703

Ativo não circulante 450.519 90.346 118.660 676.287 198.054 346.653 1.475.026 712.468 358.998 61.790 32.650 106.277

.

PASSIVO 470.097 92.085 128.894 730.831 223.598 377.605 1.551.898 751.893 654.665 102.175 34.836 106.981

Passivo circulante 10.231 9.777 12.175 37.872 30.239 15.388 62.348 430.464 369.264 49.977 480 -

Passivos f inanceiros - 2.817 1.376 20.756 5.865 10.440 24.637 401.144 354.527 49.557 - -

Outros passivos circulantes 10.231 6.960 10.799 17.116 24.374 4.948 37.711 29.320 14.737 420 480 -

Passivo não circulante - 37.736 70.547 346.505 102.010 174.798 958.098 23.512 6.591 - 3.187 -

Passivos f inanceiros - 32.579 33.347 321.184 82.876 136.541 528.634 - - - - -

Afac - 2.338 33.512 20.000 - - 373.165 - - - - -

Outros passivos não circulantes - 2.819 3.688 5.321 19.134 38.257 56.299 23.512 6.591 - 3.187 -

Patrimônio líquido 459.866 44.572 46.172 346.454 91.349 187.419 531.452 297.917 278.810 52.198 31.169 106.981

.


Receita operacional líquida - 43.468 87.434 206.965 78.290 92.381 813.467 458.024 285.982 61.493 29.613 -

Custos e despesas operacionais (1.996) (38.163) (73.433) (171.992) (67.548) (73.680) (819.071) (461.491) (288.874) (64.274) (29.385) -

Resultados f inanceiros (10.502) (1.006) 556 (19.309) (4.815) (7.989) 117.192 56.824 22.441 480 118 -

Equivalência patrimonial 95.591 - - - - - - - - - - 1.098

Provisão para IR e CSLL (1.716) (2.918) (1.666) (1.825) (3.484) (49.236) (21.150) (6.599) - (168) -

Lucro (prejuízo) do exercício 83.093 2.583 11.639 13.998 4.102 7.228 62.352 32.207 12.950 (2.301) 178 1.098 .

Outros resultados abrangentes 1.009 - - - - - - - - - - -

Resultado abrangente total 84.102 2.583 11.639 13.998 4.102 7.228 62.352 32.207 12.950 (2.301) 178 1.098 .

(a) Práticas ajustadas às da Copel.

VoltáliaDominó

(a)Costa Oeste

MarumbiTransmis-sora Sul Brasileira

Caiuá Integração

MaranhenseMatrinchã Guaraciaba Paranaíba

Mata de Santa

Genebra

Canta-reira

17.5 Coligadas

Cia. de Saneamento do Paraná - Sanepar (17.5.1) Curitiba/PR Saneamento básico 3.702.336 7,6252 282.311

Dona Francisca Energética S.A. Agudo/RS Energia elétrica 234.073 23,0303 53.908

Foz do Chopim Energética Ltda. Curitiba/PR Energia elétrica 41.674 35,77 14.907

Carbocampel S.A. Figueira/PR Exploração de carvão 3.104 49,00 1.521

Dois Saltos Empreendimentos de Geração de Energia Elétrica Ltda. (a) Curitiba/PR Energia elétrica 2.400 30,00 720

Copel Amec S/C Ltda.- em liquidação Curitiba/PR Serviços 401 48,00 192

Escoelectric Ltda. Curitiba/PR Serviços 336 40,00 134

Sercomtel S.A. Telecomunicações (b) Londrina/PR Telecomunicações - 45,00 - .(a) Fase pré-operacional.

(b) Investimento reduzido a zero em 2013 por conta dos testes de recuperação de ativos.

Valor contábil da

participação31.12.2014 Sede Atividade principal

Patrimônio Líquido +

Afac

Participação Copel

%

49

17.5.1 Companhia de Saneamento do Paraná - Sanepar

Em 17.04.2014, a Companhia passou a deter uma participação direta de 36.343.267 ações preferenciais

(PN) da Sanepar, equivalente à 14,86% das ações PN e a 7,6252% do capital total, conforme evento

aprovado na AGE da Dominó Holdings, realizada em 28.03.2014. Esta participação direta na Sanepar é

decorrente das seguintes medidas adotadas pela Dominó Holdings: (i) conversão de ações ordinárias da

Sanepar em ações preferenciais, na proporção de uma nova ação preferencial para cada ação ordinária

convertida; e (ii) redução do capital social, através da transferência de ações PN da Sanepar aos acionistas

da Dominó Holdings.

As ações da Sanepar foram adquiridas pela Copel com a finalidade de mantê-las como investimento

permanente.

17.5.2 Principais grupos de ativo, passivo e resultado das principais coligadas

Sanepar

31.12.2014 Sanepar (a) Dona Francisca (a) Foz do Chopim.

ATIVO 7.452.990 260.014 44.977

Ativo circulante 558.580 82.304 5.971

Ativo não circulante 6.894.410 177.710 39.006 .

PASSIVO 7.452.990 260.014 44.977

Passivo circulante 764.481 22.819 2.701

Passivo não circulante 2.986.173 3.122 602

Patrimônio líquido 3.702.336 234.073 41.674 .


Receita operacional líquida 2.617.040 108.741 40.180

Custos e despesas operacionais (1.956.277) (53.053) (15.229)

Resultado financeiro (109.568) 7.324 68

Provisão para IR e CSLL (129.609) (19.256) (1.348)

Lucro líquido do exercício 421.586 43.756 23.671 .

Outros resultados abrangentes 8.296 - -

Resultado abrangente total 429.882 43.756 23.671 .

(a) Práticas ajustadas às da Copel.

18 Imobilizado

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019/57, os bens e instalações utilizados principalmente

na geração de energia elétrica são vinculados a tais serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos

ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução

Aneel nº 20/99, todavia, regulamentou a desvinculação de bens das concessões do serviço público de

energia elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão,

quando destinados à alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta

bancária vinculada para aplicação na concessão. Para os contratos de concessão na modalidade de UBP,

as restrições de utilização da infraestrutura estão estabelecidas no artigo 19 do Decreto nº 2.003/96.

50

18.1 Imobilizado por empresa

Consolidado Depreciação Depreciação

Custo acumulada 31.12.2014 Custo acumulada 31.12.2013

Em serviço

Copel 17 - 17 5 - 5

Copel Geração e Transmissão (a) 12.442.625 (7.628.429) 4.814.196 12.483.418 (7.370.317) 5.113.101

Copel Telecomunicações 539.076 (334.092) 204.984 504.115 (312.251) 191.864

Elejor 595.074 (158.705) 436.369 594.856 (140.657) 454.199

UEG Araucária 717.218 (297.991) 419.227 685.801 (263.587) 422.214

Cutia 19 (19) - - - -

GE Boa Vista 59.652 (3.993) 55.659 - - -

GE Farol 87.885 (5.869) 82.016 - - -

GE Olho D’Água 135.896 (9.062) 126.834 - - -

GE São Bento do Norte 128.286 (8.555) 119.731 - - - 14.705.748 (8.446.715) 6.259.033 14.268.195 (8.086.812) 6.181.383

Em curso

Copel 306 - 306 24 - 24

Copel Geração e Transmissão (a) 1.216.378 - 1.216.378 1.475.064 - 1.475.064

Copel Telecomunicações 238.706 - 238.706 174.113 - 174.113

Elejor 13.567 - 13.567 13.292 - 13.292

UEG Araucária 1.721 - 1.721 478 - 478

Cutia 41.907 - 41.907 - - -

Nova Asa Branca I 88.508 - 88.508 14.184 - 14.184

Nova Asa Branca II 34.999 - 34.999 12.135 - 12.135

Nova Asa Branca III 60.374 - 60.374 13.124 - 13.124

Nova Eurus IV 35.624 - 35.624 12.496 - 12.496

Santa Maria 109.439 - 109.439 36.013 - 36.013

Santa Helena 128.690 - 128.690 39.432 - 39.432

Ventos de Santo Uriel 53.736 - 53.736 11.894 - 11.894

GE Boa Vista 3.185 - 3.185 - - -

GE Farol 2.700 - 2.700 - - -

GE Olho D’Água 7.328 - 7.328 - - -

GE São Bento do Norte 7.987 - 7.987 - - -

2.045.155 - 2.045.155 1.802.249 - 1.802.249

16.750.903 (8.446.715) 8.304.188 16.070.444 (8.086.812) 7.983.632

(a) Custo líquido da provisão para redução ao valor recuperavél.

51

18.2 Imobilizado por classe de ativos

Consolidado Depreciação Depreciação

Custo acumulada 31.12.2014 Custo acumulada 31.12.2013

Em serviço

Reservatórios, barragens, adutoras 7.619.405 (4.642.025) 2.977.380 7.618.902 (4.493.402) 3.125.500

Máquinas e equipamentos 5.256.847 (2.720.761) 2.536.086 4.793.335 (2.551.632) 2.241.703

Edif icações 1.520.232 (1.029.827) 490.405 1.519.516 (997.021) 522.495

Terrenos 277.620 (5.214) 272.406 263.620 (2.481) 261.139

Veículos 44.388 (33.183) 11.205 60.833 (33.884) 26.949

Aeronaves 17.067 (5.770) 11.297 - - -

Móveis e utensílios 16.774 (9.935) 6.839 11.989 (8.392) 3.597

(-) Provisão para redução ao valor

recuperável (a) (46.571) - (46.571) - - -

(-) Obrigações especiais (14) - (14) - - -

14.705.748 (8.446.715) 6.259.033 14.268.195 (8.086.812) 6.181.383

Em curso

Custo 2.805.865 - 2.805.865 1.802.264 - 1.802.264


recuperável (a) (760.710) - (760.710) - - -

(-) Obrigações especiais - - - (15) - (15)

2.045.155 - 2.045.155 1.802.249 - 1.802.249

16.750.903 (8.446.715) 8.304.188 16.070.444 (8.086.812) 7.983.632

(a) Referem-se a ativos de concessão de geração de energia elétrica (NE nº 18.11).

52

18.3 Mutação do imobilizado

Imobilizado

Saldos em serviço em curso Consolidado

Em 1º.01.2013 5.499.913 2.371.840 7.871.753

Efeito da primeira consolidação de controladas - 65.519 65.519

Aquisições - 420.227 420.227

Imobilizações de obras 1.054.115 (1.054.115) -

Transferências de contas a receber vinculadas à concessão 1.405 157 1.562

Transferências (de) para contas a receber vinculadas à concessão

Resolução nº 367/2009 1.742 (2.824) (1.082)

Transferências de (para) o intangível (NE nº 19.1) (165) 2.660 2.495

Quotas de depreciação no resultado (366.016) - (366.016)

Quotas de depreciação - créditos de Pis/Pasep e Cofins (1.032) - (1.032)

Baixas (1.262) (1.215) (2.477)

Baixas - Resolução nº 367/2009 (7.317) - (7.317)

Em 31.12.2013 6.181.383 1.802.249 7.983.632

Efeito da primeira consolidação de controladas 389.407 13.300 402.707

Aquisições - 894.575 894.575

Aquisições - transações não envolvendo caixa - 120.134 120.134

Provisão para perda ao valor recuperável de ativos (46.571) (760.710) (807.281)

Provisão para litígios adicionada ao custo das obras - 11.887 11.887

Encargos f inanceiros transferidos para o custo das obras - 27.852 27.852

Imobilizações de obras 105.184 (105.184) -

Transferências de contas a receber vinculadas à concessão 11.073 - 11.073

Transferências do intangível (NE nº 19.1) - 41.360 41.360

Quotas de depreciação no resultado (374.157) - (374.157)

Quotas de depreciação - créditos de Pis/Pasep e Cofins (1.924) - (1.924)

Baixas (5.362) (308) (5.670)

Em 31.12.2014 6.259.033 2.045.155 8.304.188

18.4 Mutação do imobilizado por classe de ativos

Consolidado Saldo em Capitalizações/ Saldo em

1º.01.2014 Adições Depreciação Baixas Transferências 31.12.2014

Terrenos 328.362 28.246 (2.733) - - 353.875

Reservatórios, barragens, adutoras 3.165.733 48.058 (148.624) - - 3.065.167

Edif icações, obras civis e benfeitorias 530.349 62.197 (32.806) (84) (2.567) 557.089

Máquinas e equipamentos 2.629.296 705.815 (184.780) (5.598) 43.493 3.188.226

Veículos 27.347 5.161 (5.742) (38) (11.581) 15.147

Aeronaves - - (284) - 11.581 11.297

Móveis e utensílios 7.978 421 (1.112) (21) 1.799 9.065


recuperável (NE nº 32.5) - (807.281) - - - (807.281)

Outros 1.294.567 607.257 - 71 9.708 1.911.603

7.983.632 649.874 (376.081) (5.670) 52.433 8.304.188

53

Consolidado Saldo em Saldo em

1º.01.2013 Adições Depreciação Baixas Transferências 31.12.2013

Terrenos 310.891 19.952 (2.481) - - 328.362

Reservatórios, barragens, adutoras 3.024.040 253.350 (150.608) (11) 38.962 3.165.733

Edif icações, obras civis e benfeitorias 484.996 80.706 (33.869) (288) (1.196) 530.349

Máquinas e equipamentos 2.541.016 287.019 (173.945) (8.601) (16.193) 2.629.296

Veículos 29.834 3.176 (5.663) - - 27.347

Móveis e utensílios 8.161 3.269 (482) (107) (2.863) 7.978

Outros 1.472.815 (161.726) - (787) (15.735) 1.294.567

7.871.753 485.746 (367.048) (9.794) 2.975 7.983.632

18.5 Efeitos da Lei nº 12.783/2013 no imobilizado do segmento de geração

Em 12.09.2012, foi publicada a MP nº 579 que dispõe sobre a prorrogação das concessões de geração,

transmissão e distribuição de energia elétrica, alcançadas pela lei nº 9.074 de 1995. Em 17.09.2012 foi

publicado o Decreto nº 7.805/12 que regulamenta a MP nº 579. De acordo com a MP 579/12, as

Companhias que possuem contratos de concessões de geração, transmissão e distribuição de energia,

vincendas entre 2015 e 2017, têm a opção de prorrogar os prazos de concessão, a critério do Poder

Concedente, uma única vez pelo prazo de até 30 anos, desde que aceitem ter o vencimento antecipado de

seus atuais contratos para dezembro de 2012. A referida prorrogação está vinculada à aceitação de

determinadas condições estabelecidas pelo Poder Concedente, tais como: i) receita fixada conforme

critérios estabelecidos pela Aneel; ii) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel; e,

iii) concordância com os valores estabelecidos como indenização dos ativos vinculados à concessão.

A Companhia não manifestou interesse em prorrogar as concessões de geração vincendas até 2017,

conforme descrito no quadro da NE nº 35.2.5 e, por conseguinte, o evento da MP nº 579 e normativas

posteriores publicadas para aquelas Usinas, não afetarão o fluxo de caixa até o final das atuais concessões,

exceto em relação ao teste de Impairment descrito na NE n° 18.11 referente as unidades geradoras de

caixa com indicativos em 2014 de perdas por redução ao valor recuperável de ativos.

O Decreto nº 7.805/12 corrobora a premissa atualmente adotada nos testes de recuperabilidade de ativos,

pois restabelece a condição de indenização a valor novo de reposição - VNR, a critério do Poder

Concedente, do saldo residual dos ativos contabilizados em cada concessão.

A Administração entende ter direito contratual assegurado no que diz respeito à indenização dos bens

vinculados ao final das concessões de serviço público, admitindo, para cálculo de recuperação o valor novo

de reposição - VNR que considerará a depreciação e a amortização acumuladas a partir da data de entrada

em operação da instalação.

Para as usinas alcançadas pela Lei nº 12.783, a Companhia manifestou tempestivamente junto a Aneel o

interesse no recebimento dos valores complementares relativos à parcela dos investimentos vinculados a

bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados e não indenizados, devendo formalizar a

comprovação da realização dos respectivos investimentos junto aquela agência reguladora logo após o

vencimento da maioria das concessões prevista para julho de 2015.

54

18.6 Taxas médias de depreciação

Taxas médias de depreciação (%) 31.12.2014 31.12.2013

Geração

Equipamento geral 6,38 6,92

Máquinas e equipamentos 3,36 3,56

Geradores 3,37 3,43

Reservatórios, barragens e adutoras 2,13 2,35

Turbina hidráulica 3,32 3,63

Turbinas a gás e a vapor 2,30 2,30

Resfriamento e tratamento de água 4,39 4,39

Condicionador de gás 4,39 4,39

Unidade de geração eólica 5,00 5,00

Administração central

Edificações 3,33 3,33

Máquinas e equipamentos de escritório 6,25 6,25

Móveis e utensílios 6,20 6,25

Veículos 14,29 14,29

Telecomunicações

Equipamentos de transmissão 6,87 7,70

Equipamentos terminais 14,60 10,50 Infraestrutura 7,18 6,30

Depreciação de ativos que integram o Projeto Original das Usinas de Mauá e Colíder

Os ativos do projeto original das usinas de Mauá e Colíder, ambos concessão da Copel Geração e

Transmissão, são considerados pelo Poder Concedente, sem total garantia de indenização do valor residual

ao final do prazo da concessão destes empreendimentos. Esta interpretação está fundamentada na lei

nº 8.987/95 e no Decreto nº 2.003/96.

Dessa forma, a partir da entrada em operação desses ativos, a depreciação é realizada com as taxas

determinadas pela Aneel, limitadas ao prazo de concessão.

Conforme previsto nos contratos de concessão, os investimentos posteriores e não previstos no projeto

original, desde que aprovados pelo Poder Concedente e ainda não amortizados, serão indenizados ao final

do prazo das concessões, e depreciados com as taxas estabelecidas pela Aneel a partir da entrada em

operação.

18.7 UHE Colíder

Em 30.07.2010, por meio do Leilão de Energia Nova nº 003/10 Aneel, a Copel Geração e Transmissão S.A.

conquistou a concessão para exploração da Usina Hidrelétrica Colíder, com prazo de 35 anos, a partir de

17.01.2011, data da assinatura do Contrato de Concessão nº 001/11-MME-UHE Colíder.

O empreendimento está inserido no Programa de Aceleração do Crescimento - PAC, do Governo Federal, e

será constituído por uma casa de força principal de 300 MW de potência instalada, suficientes para atender

cerca de 1 milhão de habitantes, a partir do aproveitamento energético inventariado no rio Teles Pires, na

divisa dos municípios de Nova Canaã do Norte e Itaúba, na região Norte do Estado do Mato Grosso.

55

O BNDES aprovou o enquadramento do projeto da UHE Colíder para análise da viabilidade de apoio

financeiro e o contrato de financiamento, no montante total de R$ 1.041.155. Em dezembro de 2013 foi

liberado o montante de R$ 840.106 conforme NE nº 22.5.

O início da geração comercial da unidade 1 está previsto para 30.04.2016 e das unidades 2 e 3 para maio e

junho de 2016, respectivamente.

A energia da UHE Colíder foi comercializada em leilão da Aneel, à tarifa final de R$ 103,40/MWh, na data

base de 1º.07.2010, atualizada pela variação do IPCA para R$ 134,95 em 31.12.2014. Foram negociados

125 MW médios, a serem fornecidos a partir de janeiro de 2015, por 30 anos.

A Copel Geração e Transmissão protocolou junto à Aneel um pedido de excludente de responsabilidade

para que a obrigatoriedade do fornecimento da energia vendida seja postergado. O pedido encontra-se em

análise pela Aneel.

A garantia física do empreendimento, estabelecida no contrato de concessão, é de 179,6 MW médios, após

a completa motorização.

Os gastos realizados neste empreendimento apresentavam, em 31.12.2014, o saldo de R$ 1.595.148.

Os compromissos totais assumidos com fornecedores de equipamentos e serviços, referentes à UHE

Colíder, montam em R$ 210.761, em 31.12.2014.

18.8 Consórcio Tapajós

A Copel Geração e Transmissão assinou Acordo de Cooperação Técnica com outras oito empresas para

desenvolver estudos nos rios Tapajós e Jamanxim, na Região Norte do Brasil, compreendendo estudos de

viabilidade e ambientais de cinco aproveitamentos hidrelétricos, totalizando 10.682 MW de capacidade

instalada prevista no início dessa etapa de estudos.

Os gastos realizados nesse empreendimento apresentavam, em 31.12.2014, o saldo de R$ 14.359.

18.9 Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu

Em 27.08.2013, a Copel Geração e Transmissão constituiu consórcio com a Geração Céu Azul S.A., cujo

percentual de participação é 30% e 70%, respectivamente, para construir e explorar o empreendimento

Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu, com potência instalada mínima de 350,20 MW, localizado no Rio Iguaçu,

entre os Municípios de Capanema e de Capitão Leônidas Marques, e entre a UHE Governador José Richa

e o Parque Nacional do Iguaçu, no Estado do Paraná, com geração através de 3 turbinas Kaplan. Esse

consórcio recebeu a denominação "Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu" - Cebi.

O início da geração comercial da unidade 1 previsto para 31.12.2017 e das unidades 2 e 3 para janeiro e

fevereiro de 2018, respectivamente, sofreram alterações em função da suspensão da Licença de Instalação,

conforme a decisão do Tribunal Regional Federal da 4ª Região (TRF-RS), ocorrida em 16.06.2014, e que

paralisou as obras a partir de seu recebimento em 07.07.2014.

Os gastos realizados nesse empreendimento apresentavam, em 31.12.2014, o saldo de R$ 216.570.

56

18.10 Compromissos das usinas eólicas

Os compromissos totais assumidos com fornecedores de equipamentos e serviços, referentes às usinas

eólicas, perfazem um montante previsto de R$ 330.000, em 31.12.2014.

18.11 Redução ao valor recuperável de ativos do segmento de geração - Impairment

As principais premissas que sustentam as conclusões dos testes de recuperação do imobilizado são as

seguintes:

· menor nível de unidade geradora de caixa: concessões de geração, analisadas individualmente;

· valor recuperável: valor em uso, ou valor equivalente aos fluxos de caixa descontados (antes dos

impostos), derivados do uso contínuo do ativo até o fim de sua vida útil; e

· apuração do valor em uso: baseada em fluxos de caixa futuros, em moeda constante, trazidos a valor

presente por taxa de desconto real e antes dos impostos sobre a renda.

Os respectivos fluxos de caixa são estimados com base nos resultados operacionais realizados, no

orçamento empresarial anual da Companhia, aprovado em reunião ordinária do CAD, com consequente

orçamento plurianual, e tendências futuras do setor elétrico.

No que tange ao horizonte de análise, leva-se em consideração a data de vencimento de cada concessão.

Com relação ao crescimento de mercado, as projeções estão compatíveis com os dados históricos e

perspectivas de crescimento da economia brasileira.

Os respectivos fluxos são descontados por taxa média que variam entre 7% e 8%, obtida por meio de

metodologia usualmente aplicada pelo mercado, referenciada pelo Órgão Regulador e aprovada pela

Administração da Companhia.

A Administração entende ter direito contratual assegurado, no que diz respeito à indenização dos bens

vinculados ao final das concessões de serviço público, admitindo, para fim de cálculo de recuperação a

valorização dessa indenização por seu valor novo de reposição (VNR). Assim, a premissa de valorização do

ativo residual ao final das concessões ficou estabelecida nos valores registrados contabilmente.

No exercício de 2014 a Companhia efetuou a revisão do valor recuperável de seus ativos devido

principalmente a indicativos decorrentes de período prolongado de escassez de chuvas e restrições legais

ambientais.

As fontes hidrelétricas de geração em 2014 foram fortemente impactadas pela escassez prolongada de

chuvas ocasionando redução da oferta liquida de energia da Companhia em decorrência do relevante

percentual de déficit hídrico (GSF).

Os projetos de geração em construção da Companhia sofreram em 2014 impactos com a paralisação

temporária das obras em decorrência de condicionantes e restrições legais ambientais a destacar a

negociação da supressão vegetal da área do reservatório junto à Secretaria de Estado de Meio Ambiente,

do Mato Grosso.

57

A revisão resultou no reconhecimento no resultado do exercício de uma perda por redução ao valor

recuperável para os ativos do segmento de geração no montante de R$ 807.281, deste R$ 678.529

referem-se ao ativo da UHE Colíder, em construção, localizado no Estado do Mato Grosso, e R$ 128.752

referem-se aos ativos localizados no Estado do Paraná.

A perda por redução ao valor recuperável foi incluída na rubrica de custos operacionais, provisões e

reversões, na demonstração do resultado (NE nª 32.5).

Em 2013, apesar de não ter ocorrido nenhum indicador de perda de valor recuperável de seus ativos

operacionais, a Companhia realizou o teste de recuperação e não identificou necessidade de constituição

de provisão para redução do valor do ativo imobilizado ao valor recuperável.

58

19 Intangível

Consolidado Direito de concessão Contrato Direito de uso

e de autorização de concessão de softwares

amortização amortização amortização

custo acumulada (a) custo acumulada (a) custo acumulada (b) Outros 31.12.2014

Em serviço

Com vida útil definida

Copel Geração e Transmissão (c) - - 16.780 (1.941) 18.136 (8.802) 43 24.216

Copel Distribuição - - 3.593.663 (3.454.194) - - - 139.469

Copel Distribuição-obrigações especiais (19.2) - - (327.071) 302.734 - - - (24.337)

Copel Telecomunicações - - - - 23.371 (13.249) - 10.122

Compagás - - 275.245 (118.263) 5.325 (3.734) - 158.573

Elejor (c) - - 263.920 (77.921) - - 3.510 189.509

UEG Araucária - - - - 401 (269) - 132

Elejor 22.626 (6.602) - - - - - 16.024

Cutia 8.712 - - - - - - 8.712

São Bento (NE nº 17.1.1) 88.837 - - - - - - 88.837

Nova Asa Branca I 54.979 - - - - - - 54.979

Nova Asa Branca II 55.087 - - - - - - 55.087

Nova Asa Branca III 53.342 - - - - - - 53.342

Nova Eurus IV 56.583 - - - - - - 56.583

Santa Maria 29.421 - - - - - - 29.421

Santa Helena 31.674 - - - - - - 31.674

Ventos de Santo Uriel 14.871 - - - - - - 14.871

São Bento do Norte I 2.518 - - - - - - 2.518

São Bento do Norte II 2.518 - - - - - - 2.518

São Bento do Norte III 2.289 - - - - - - 2.289

São Miguel I 2.289 - - - - - - 2.289

São Miguel II 2.289 - - - - - - 2.289

São Miguel III 2.289 - - - - - - 2.289

430.324 (6.602) 3.822.537 (3.349.585) 47.233 (26.054) 3.553 921.406

Sem vida útil definida

Compagás - - - - - - 21 21

- - - - - - 21 21

430.324 (6.602) 3.822.537 (3.349.585) 47.233 (26.054) 3.574 921.427

Em curso

Copel - - - - - - 3.062 3.062

Copel Geração e Transmissão - - 24.983 - 6.969 - 151 32.103

Copel Distribuição - - 1.299.068 - - - - 1.299.068

Copel Distribuição-obrigações especiais (19.2) - (199.650) - - - - (199.650)

Copel Telecomunicações - - - - 5.355 - 450 5.805

Compagás - - 111.412 - - - - 111.412

Nova Asa Branca I - - - - - - 44 44

Nova Asa Branca II - - - - - - 46 46

Nova Asa Branca III - - - - - - 250 250

Nova Eurus IV - - - - - - 57 57

Santa Maria - - - - - - 442 442

Santa Helena - - - - - - 38 38

Ventos de Santo Uriel - - - - - - 52 52

- - 1.235.813 - 12.324 - 4.592 1.252.729

2.174.156

(a) Amortização durante o período de concessão/autorização a partir do início da operação comercial do empreendimento.(b) Taxa anual de amortização: 20%.(c) Direito de UBP, na modalidade de concessão onerosa.

59

Consolidado Direito de concessão Contrato Direito de uso

e de autorização de concessão de softwares

amortização amortização amortização

custo acumulada (a) custo acumulada (a) custo acumulada (b) Outros 31.12.2013

Em serviço

Com vida útil definida

Copel Geração e Transmissão (c) - - 15.884 (732) 17.734 (6.108) 43 26.821

Copel Distribuição - - 3.664.119 (3.269.508) - - - 394.611

Copel Distribuição-obrigações especiais (19.2) - - (326.007) 256.417 - - - (69.590)

Copel Telecomunicações - - - - 22.386 (9.280) - 13.106

Compagás - - 239.239 (101.937) 5.221 (3.296) - 139.227

Elejor (c) - - 263.920 (69.141) - - 6.286 201.065

UEG Araucária - - - - 373 (206) - 167

Elejor 22.626 (5.847) - - - - - 16.779

Cutia 5.809 - - - - - - 5.809

Nova Asa Branca I 51.659 - - - - - - 51.659

Nova Asa Branca II 51.745 - - - - - - 51.745

Nova Asa Branca III 49.948 - - - - - - 49.948

Nova Eurus IV 53.154 - - - - - - 53.154

Santa Maria 26.813 - - - - - - 26.813

Santa Helena 28.955 - - - - - - 28.955

Ventos de Santo Uriel 13.445 - - - - - - 13.445

304.154 (5.847) 3.857.155 (3.184.901) 45.714 (18.890) 6.329 1.003.714

Sem vida útil definida

Compagás - - - - - - 21 21

- - - - - - 21 21

304.154 (5.847) 3.857.155 (3.184.901) 45.714 (18.890) 6.350 1.003.735

Em curso

Copel Geração e Transmissão - - 17.209 - 1.940 - 2.531 21.680

Copel Distribuição - - 1.091.217 - - - - 1.091.217

Copel Distribuição-obrigações especiais (19.2) - (154.965) - - - - (154.965)

Copel Telecomunicações - - - - 2.032 - 85 2.117

Compagás - - 70.716 - - - - 70.716

Nova Asa Branca I - - - - - - 44 44

Nova Asa Branca II - - - - - - 44 44

Nova Asa Branca III - - - - - - 190 190

Nova Eurus IV - - - - - - 42 42

Santa Maria - - - - - - 447 447

Santa Helena - - - - - - 42 42

Ventos de Santo Uriel - - - - - - 52 52

- - 1.024.177 - 3.972 - 3.477 1.031.626

2.035.361

(a) Amortização durante o período de concessão/autorização a partir do início da operação comercial do empreendimento.(b) Taxa anual de amortização: 20%.(c) Direito de UBP, na modalidade de concessão onerosa.

60

19.1 Mutação do intangível

.

Contrato de concessão Direito de Outros

em em Obrigações especiais concessão e em em

Saldos serviço curso em serviço em curso autorização serviço curso Consolidado

Em 1º.01.2013 946.895 966.299 (108.976) (83.748) 23.343 38.535 6.804 1.789.152

Aquisições - 1.018.057 - - 275.719 - 5.297 1.299.073

Participação financeira do consumidor - - - (160.614) - - - (160.614)

Outorga Aneel - uso do bem público - 5.087 - - - - - 5.087

Transferências de contas a receber vinculadas

à concessão - - - - - 2.589 - 2.589

Transferências de (para) o imobilizado (NE nº 18.3) - - - - - 165 (2.660) (2.495)

Capitalizações para contas a receber vinculadas

à concessão (NE nº 10.1) - (712.947) - 82.878 - - - (630.069)

Capitalizações para intangível em serviço 87.599 (87.599) (6.519) 6.519 - 1.697 (1.697) -

Quotas de amortização - concessão e autorização (272.967) - 43.163 - (755) (6.627) - (237.186)

Quotas de amortização - créditos de Pis/Pasep e Cofins (14.135) - 2.460 - - (497) - (12.172)

Baixas (5.443) (9.755) 282 - - (2.669) (295) (17.880)

Baixas - Resolução nº 367/2009 (105) - - - - (19) - (124)

Em 31.12.2013 741.844 1.179.142 (69.590) (154.965) 298.307 33.174 7.449 2.035.361

Efeito da primeira consolidação de controladas - - - - - - 11.385 11.385

Aquisições - 1.105.649 - - 126.170 - 22.751 1.254.570

Participação financeira do consumidor - - - (168.933) - - - (168.933) Outorga Aneel - uso do bem público - 8.669 - - - - - 8.669

Transferências de bens destinados a uso futuro - 2.638 - - - - - 2.638

Transferências de investimentos (NE nº 17.2) - - - - - - 18.210 18.210

Transferências para o imobilizado (NE nº 18.3) - - - - - - (41.360) (41.360)

Capitalizações para contas a receber vinculadas

à concessão (NE nº 10.1) - (785.325) - 119.829 - - - (665.496)

Capitalizações para intangível em serviço 68.275 (68.275) (4.419) 4.419 - 1.519 (1.519) - Quotas de amortização - concessão e autorização (294.681) - 46.809 - (755) (7.159) - (255.786)

Quotas de amortização - créditos de Pis/Pasep e Cofins (14.342) - 2.500 - - (4) - (11.846)

Baixas (3.807) (7.035) 363 - - - - (10.479)

Ajuste de ativos f inanceiros disponíveis para a venda - - - - - (2.777) - (2.777)

Em 31.12.2014 497.289 1.435.463 (24.337) (199.650) 423.722 24.753 16.916 2.174.156

19.2 Copel Distribuição - obrigações especiais

As obrigações especiais representam os recursos relativos à participação financeira do consumidor, das

dotações orçamentárias da União, verbas federais, estaduais e municipais e de créditos especiais

destinados aos investimentos aplicados nos empreendimentos vinculados à concessão.

As obrigações especiais não são passivos onerosos e não são créditos do acionista.

O prazo esperado para liquidação dessas obrigações era a data de término da concessão. Com a

Resolução Normativa Aneel nº 234/06, alterada pela Resolução Normativa Aneel nº 338/08, que estabelece

os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais, para realização do segundo

ciclo de revisão tarifária periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica,

a característica dessas obrigações sofreu modificação. Tanto o saldo quanto as novas adições passaram a

ser amortizados contabilmente a partir de 1º.07.2008, conforme Despacho Aneel nº 3.073/06 e Ofício

Circular nº 1.314/07. A amortização é calculada utilizando a mesma taxa média da atividade de distribuição.

De acordo com a regulamentação da Aneel, as obrigações especiais devem ser registradas no balanço

como um redutor do total do ativo intangível e financeiro. O saldo de obrigações especiais que consta no

intangível será amortizado durante o prazo da concessão.

61

20 Obrigações Sociais e Trabalhistas


Consolidado 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Obrigações SociaisImpostos e contribuições sociais 2.680 1.098 35.975 39.115

Encargos sociais sobre férias e 13º salário 2.006 682 32.306 30.008

4.686 1.780 68.281 69.123

Obrigações trabalhistas

Folha de pagamento, líquida 23 427 1.252 2.524

Férias 5.441 2.005 89.830 84.071

Participação nos lucros e/ou resultados 2.643 734 93.153 80.048

Desligamentos voluntários - - 72 3.871

Consignações a favor de terceiros - - 30 48

8.107 3.166 184.337 170.562

12.793 4.946 252.618 239.685

21 Fornecedores

Consolidado 31.12.2014 31.12.2013

Energia elétrica 757.174 581.968

Materiais e serviços 509.674 373.195

Gás para revenda 252.103 51.502

Encargos de uso da rede elétrica 85.879 72.151

Gás para usina termelétrica - repactuação Petrobras - 63.544

1.604.830 1.142.360

Circulante 1.587.205 1.092.239

Não circulante 17.625 50.121

62

21.1 Principais contratos de compra de energia

Contratos de compra de energia firmados em ambiente regulado, apresentados pelo valor original e

reajustados anualmente pelo IPCA:

C

. Período de Energia comprada Data Preço médio de

suprimento (MWmédio anual) do leilão compra (R$/MWh)

Leilão de energia existente

1º Leilão - Produto 2007 2007 a 2014 37,49 07.12.2004 75,46




8º Leilão - Produto 2010 Q5 2010 a 2014 0,01 30.11.2009 99,14

8º Leilão - Produto 2010 D5 2010 a 2014 0,01 30.11.2009 80,00

10º Leilão - Produto 2012 Q3 2012 a 2014 15,60 30.11.2011 79,99

12º Leilão - Produto 2014 12M 01/01/2014 até 31/12/2014 328,91 17.12.2013 191,41



13º Leilão - Produto 2014-DIS 01/05/2014 até 31/12/2019 73,18 30.04.2014 262,00

13º Leilão - Produto 2014-QTD 01/05/2014 até 31/12/2019 187,22 30.04.2014 271,00

971,35

Leilão de energia nova

1º Leilão - Produto 2008 Hidro 2008 a 2037 3,61 16.12.2005 106,95

1º Leilão - Produto 2008 Termo 2008 a 2022 25,10 16.12.2005 132,26











7º Leilão - Produto 2013 Hidro 2013 a 2042 - 30.09.2008 98,98




624,96

Leilão de projetos estruturantes

Santo Antonio 2012 a 2041 91,71 10.12.2007 78,87

Jirau 2013 a 2042 217,49 19.05.2008 71,37 309,20

63

22 Empréstimos e Financiamentos

Consolidado Passivo circulante Passivo não circulante

Principal Encargos 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Moeda estrangeira

STN (22.1) - 596 596 2.154 70.601 62.661

Eletrobras - - - 7 - -

- 596 596 2.161 70.601 62.661

Moeda nacional

Banco do Brasil (22.2) 570.202 157.837 728.039 716.067 830.446 886.893

Eletrobras (22.3) 49.460 24 49.484 49.329 81.277 130.427

Finep (22.4) 5.675 62 5.737 6.935 27.431 33.622

BNDES (22.5) 59.525 12.420 71.945 20.776 1.454.196 1.104.333

Banco do Brasil

Repasse BNDES (22.6) 11.369 456 11.825 11.838 137.373 148.742

Notas promissórias - - - 150.000 - -

696.231 170.799 867.030 954.945 2.530.723 2.304.017

696.231 171.395 867.626 957.106 2.601.324 2.366.678

Controladora Passivo circulante Passivo não circulante

Principal Encargos 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Moeda estrangeira

STN (22.1) - 596 596 2.154 70.601 62.661 .

Moeda nacional

Banco do Brasil (22.2) 304.247 44.910 349.157 560.647 538.062 394.091

304.247 45.506 349.753 562.801 608.663 456.752

22.1 Secretaria do Tesouro Nacional - STN

Nº de Vencimento Amorti- Encargos financeiros a.a. Valor do Consolidado

Tipo de bônus parcelas final zação (juros + comissão) contrato 31.12.2014 31.12.2013

Capitalization Bond 21 10.04.2014 semestral 8,0% + 0,20% 12.225 - 1.595

Par Bond 1 11.04.2024 única 6,0% + 0,20% 17.315 42.107 37.385

Discount Bond 1 11.04.2024 única Libor semestral+0,8125%+0,20% 12.082 29.090 25.835

71.197 64.815

Circulante 596 2.154 Não circulante 70.601 62.661

Empresa:

Copel

Data da emissão:

20.05.1998

Garantias :

Conta corrente bancária centralizadora da arrecadação das receitas.

Garantias depositadas (NE nº 6.1): Par Bond, no valor de R$ 33.525 (R$ 26.671 em 31.12.2013), e Discount Bond, no valor

de R$ 23.431 (R$ 18.700 em 31.12.2013).

Observação:

Reestruturação da dívida da Controladora referente aos f inanciamentos sob amparo da Lei nº 4.131/62.

64

22.2 Banco do Brasil S.A.

Data da Nº de Vencimento Encargos financeiros a.a. Valor do Consolidado

Contrato emissão parcelas final (juros + comissão) contrato 31.12.2014 31.12.2013

Lei 8.727/93 (a) 30.03.1994 240 1º.03.2014 TJLP e IGP-M + 5,098% 28.178 - 66

21/02155-4 (b) 10.09.2010 3 15.08.2015 98,5% da taxa média do CDI 350.000 173.240 311.286

21/02248-8 (c) 22.06.2011 1 1º.06.2015 99,5% da taxa média do CDI 150.000 205.642 184.735

CCB 21/11062X (d) 26.08.2013 3 27.07.2018 106,0% da taxa média do CDI 151.000 171.209 152.135

CCB 330600773 (e) 11.07.2014 3 11.07.2019 111,8% da taxa média do CDI 116.667 121.175 -

NC 330600129 (f) 31.01.2007 1 31.01.2014 106,5% da taxa média do CDI 29.000 - 30.156

NC 330600132 (g) 28.02.2007 1 28.02.2019 106,2% da taxa média do CDI 231.000 239.075 238.591

NC 330600151 (h) 31.07.2007 1 31.07.2019 106,5% da taxa média do CDI 18.000 18.878 18.718

NC 330600156 (i) 28.08.2007 1 28.08.2014 106,5% da taxa média do CDI 14.348 - 14.821

NC 330600157 (j) 31.08.2007 1 31.08.2014 106,5% da taxa média do CDI 37.252 - 38.439

NC 330600609 (k) 19.08.2011 2 21.07.2016 109,41% da taxa média do CDI 600.000 629.266 614.013

1.558.485 1.602.960


Empresas:

Copel Distribuição: (a) (b) (c) (d) (e)

Copel: (f) (g) (h) (i) (j) (k)

Prestações anuais:

Juntamente com os juros proporcionais às parcelas; a primeira no valor de R$ 116.666, vencida em 25.08.2013 e as

demais no valor de R$ 116.667, vencíveis em 11.07.2014 e 15.08.2015: (b)

Juntamente com os juros proporcionais às parcelas, no valor de R$ 50.333, vencíveis em 27.07.2016, 27.07.2017 e

27.07.2018: (d)

Juntamente com os juros proporcionais às parcelas, no valor de R$ 38.889, vencíveis em 11.07.2017, 11.07.2018 e

11.07.2019: (e)

Destinação:

Renegociação de dívida com a União: (a)

Capital de giro: (b) (c) (d)

Exclusivo para quitação de empréstimos: (e) (f) (g) (h) (i) (j) (k)

Garantias:

Receita própria: (a)

Penhor de duplicatas mercantis de até 360 dias: (b) (c)

Cessão de créditos: (d) (e)

Observações:

Em 28.02.2014, o aditivo de retif icação e ratif icação à NC 330600132 prorrogou o vencimento e alterou a forma de

pagamento e os encargos f inanceiros da mesma: (f)

65

22.3 Eletrobras - Centrais Elétricas Brasileiras S.A.



1293/94 (a) 23.09.1994 180 30.06.2016 5,5% à 6,5% + 2,0% 307.713 50.237 83.362

980/95 (b) 22.12.1994 80 15.11.2018 8,0% 11 11 12

981/95 (c) 22.12.1994 80 15.08.2019 8,0% 1.169 311 376

982/95 (d) 22.12.1994 80 15.02.2020 8,0% 1.283 119 142

983/95 (e) 22.12.1994 80 15.11.2020 8,0% 11 154 179

984/95 (f) 22.12.1994 80 15.11.2020 8,0% 14 72 77

985/95 (g) 22.12.1994 80 15.08.2021 8,0% 61 99 47

002/04 (h) 07.06.2004 120 30.07.2016 8,0% 30.240 1.737 2.846

142/06 (i) 11.05.2006 120 30.09.2018 5,0% + 1,0% 74.340 13.588 17.286

206/07 (j) 03.03.2008 120 30.08.2020 5,0% + 1,0% 109.642 50.455 59.357

273/09 (k) 18.02.2010 120 30.12.2022 5,0% + 1,0% 63.944 13.154 14.798

2540/06 (l) 12.05.2009 60 30.10.2016 5,0% + 1,5% 2.844 824 1.274

130.761 179.756


Empresas:

Copel Geração e Transmissão: (a)

Copel Distribuição: (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) (j) (k) (l)

Destinação:

Cobertura f inanceira de até 29,14% do total do projeto de Implantação da UHE Governador José Richa e do sistema de

transmissão: (a)

Programa Nacional de Irrigação - Proni: (b) (c) (d) (e) (f) (g)

Programa de Eletrif icação Rural - Luz para Todos: (h) (i) (j) (k)

Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente - Reluz: cobertura de 75% do custo total do município de Ponta

Grossa/PR: (l)

Garantias:

Representada pela receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público, e na emissão de notas

promissórias em igual número das parcelas a vencer.

66

22.4 Financiadora de Estudos e Projetos - Finep



2070791-00 (a) 28.11.2007 49 15.12.2014 0,37% acima da TJLP 5.078 - 1.147 2070790-00 (b) 28.11.2007 49 15.12.2014 0,13% acima da TJLP 3.535 - 547 21120105-00 (c) 17.05.2012 81 15.10.2020 4% 35.095 18.344 21.223

21120105-00 (c) 17.05.2012 81 15.10.2020 3,5% + TR 17.103 14.824 17.640

33.168 40.557


Empresas:

Copel Geração e Transmissão: (a) (b)

Copel Telecomunicações: (c)

Destinação:

Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento GER 2007: (a)

Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento TRA 2007: (b)

Projeto BEL - serviço de internet banda ultra larga (Ultra Wide Band - UWB): (c)

Garantias:

Bloqueio de recebimentos na conta corrente da arrecadação: (a) (b) (c)

67

22.5 Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES

Data da Nº de Encargos financeiros a.a. Valor do Consolidado

Contrato emissão parcelas inicial final (juros + comissão) contrato 31.12.2014 31.12.2013

820989.1 (a) 17.03.2009 179 15.02.2012 15.01.2028 1,63% acima da TJLP 169.500 149.196 160.572 1120952.1-A (b) 16.12.2011 168 15.05.2012 15.04.2026 1,82% acima da TJLP 42.433 34.451 37.484 1120952.1-B (c) 16.12.2011 168 15.05.2012 15.04.2026 1,42% acima da TJLP 2.290 1.859 2.022 1220768.1 (d) 28.09.2012 192 15.08.2013 15.07.2029 1,36% acima da TJLP 73.122 67.700 67.259 13211061 (e) 04.12.2013 192 15.11.2015 15.10.2031 1,49% acima da TJLP 1.041.155 850.782 840.106 13210331 (f) 03.12.2013 168 15.09.2014 15.08.2028 1,49% e 1,89% acima da TJLP 17.644 17.273 17.666 14205611-A (g) 15.12.2014 72 15.02.2015 15.01.2021 2,09% a.a. acima da TJLP 41.583 30.008 - 14205611-B (h) 15.12.2014 6 15.02.2016 15.02.2021 2,09 a.a. acima da TR BNDES 17.821 17.874 - 14205611-C (i) 15.12.2014 113 15.02.2015 15.06.2024 6% a.a. 78.921 52.170 - 11211521 (j) 19.03.2012 192 15.07.2014 15.06.2030 2,34% a.a. acima da TJLP 54.100 58.635 - 11211531 (k) 19.03.2012 192 15.07.2014 15.06.2030 2,34% a.a. acima da TJLP 40.050 43.349 - 11211541 (l) 19.03.2012 192 15.07.2014 15.06.2030 2,34% a.a. acima da TJLP 90.900 98.311 -

11211551 (m) 19.03.2012 192 15.07.2014 15.06.2030 2,34% a.a. acima da TJLP 97.000 104.533 -

1.526.141 1.125.109

Circulante 71.945 20.776 Não circulante 1.454.196 1.104.333

Empresa:

Copel Geração e Transmissão: (a) (b) (c) (d) (e) (f) GE Boa Vista: (k)

Copel Distribuição: (g) (h) (i) GE São Bento do Norte: (l)

GE Farol: (j) GE Olho D'Agua: (m)

Destinação:

Implementação da UHE Mauá e sistema de transmissão associado: (a)

Implantação de linha de transmissão entre as subestações Foz do Iguaçu e Cascavel Oeste: (b)

Aquisição de máquinas e equipamentos nacionais para a implantação da linha de transmissão descrita acima: (c)

Implantação da PCH Cavernoso II: (d)

Implantação da UHE Colíder e sistema de transmissão associado: (e)

Implantação da Subestação Cerquilho III em 230/138kV: (f)

Investimento em preservação de negócios, melhorias, suporte operacional e investimentos gerais em expansão: (g) (h)

Máquinas e equipamentos nacionais credenciados no BNDES: (i)

Construção e implantação da central geradora eólica Eol Farol: (j)

Construção e implantação da central geradora eólica Eol Dreen Boa Vista: (k)

Construção e implantação da central geradora eólica Eol Dreen São Bento do Norte: (l)

Construção e implantação da central geradora eólica Eol Dreen Olho D'Água: (m)

Garantias:

Totalidade da receita proveniente da venda e/ou comercialização de energia dos CCEARs relativos ao projeto, através de Contrato de

Cessão de Vinculação de Receitas, Administração de Contas e Outras Avenças: (a) (d)

Cessão f iduciária dos direitos decorrentes do Contrato de Concessão nº 027/2009-Aneel, do Contrato de Prestação de Serviços de

Transmissão nº 09/2010-ONS e dos contratos de uso do Sistema de Transmissão, celebrados entre o ONS, as Concessionárias e as

Usuárias do Sistema de Transmissão, inclusive a totalidade da receita proveniente da prestação dos serviços de transmissão: (b) (c)

Cessão f iduciária dos direitos decorrentes do Contrato de Concessão nº 01/2011MME-UHE Colíder e cessão f iduciária em decorrênciado Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica (CCVEE) celebrado entre Copel e Sadia S.A.: (e)

Cessão f iduciária dos direitos decorrentes do Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 015/2010-Aneel, celebrado entre Copel e União Federal: (f)

Fiança da Companhia Paranaense de Energia; cessão f iduciária de receitas e direitos indenizatórios da concessão: (g) (h) (i)

Penhor de ações de emissão das controladas pertencentes à São Bento; cessão f iduciária de recebíveis provenientes da receita devenda de energia elétrica; cessão f iduciária das máquinas e equipamentos montados ou construídos com os recursos originados deste contrato: (j) (k) (l) (m)

Vencimento

68

22.6 Banco do Brasil - repasse de recursos do BNDES


Contrato emissão parcelas inicial final (juros + comissão) contrato 31.12.2014 31.12.2013

21/02000-0 16.04.2009 179 15.03.2013 15.01.2028 2,13% acima da TJLP 169.500 149.198 160.580

149.198 160.580


Empresa:

Copel Geração e Transmissão

Destinação:

Implementação da UHE Mauá e sistema de transmissão associado, em consórcio com a Eletrosul.

Garantias:

Totalidade da receita proveniente da venda e/ou comercialização de energia dos CCEARs relativos ao projeto, através de

Contrato de Cessão de Vinculação de Receitas, Administração de Contas e Outras Avenças.

Vencimento

22.7 Composição dos empréstimos e financiamentos por tipo de moeda e indexador

Variação da moeda estrangeira e indexadores Consolidado

acumulada no período (%) 31.12.2014 % 31.12.2013 %

Moeda estrangeira

Dólar norte-americano 13,39 71.197 2,05 64.822 1,95

71.197 2,05 64.822 1,95

Moeda nacional

TJLP 0,00 1.605.429 46,28 1.308.607 39,37

IGP-M 3,69 - - 65 -

Ufir 0,00 80.524 2,32 96.394 2,90

Finel 0,73 50.236 1,45 83.361 2,51

CDI 10,22 1.558.486 44,93 1.752.895 52,74

TR 0,86 14.824 0,43 - -

IPCA 6,41 17.821 0,51 - -

Sem indexador - 70.433 2,03 17.640 0,53

3.397.753 97,95 3.258.962 98,05

3.468.950 100,00 3.323.784 100,00


22.8 Vencimentos das parcelas de longo prazo

31.12.2014 Moeda

estrangeira Moeda

nacional Total Moeda

estrangeira Moeda

nacional Total

2016 - 302.830 302.830 - 514.886 514.886

2017 - 82.386 82.386 - 317.161 317.161

2018 - 76.423 76.423 - 310.288 310.288

2019 - 76.423 76.423 - 250.470 250.470

2020 - - - - 129.680 129.680

Após 2021 70.601 - 70.601 70.601 1.008.238 1.078.839

70.601 538.062 608.663 70.601 2.530.723 2.601.324


69

22.9 Mutação de empréstimos e financiamentos

Moeda estrangeira Moeda nacional

Consolidado circulante não circulante circulante não circulante Total

Em 1º.01.2013 3.317 56.034 257.973 1.933.554 2.250.878

Ingressos - - 150.000 1.089.126 1.239.126

Encargos 2.732 - 143.636 38.210 184.578

Variação monetária e cambial 258 7.974 241 1.342 9.815

Transferências 1.347 (1.347) 758.215 (758.215) -

Amortização - principal (1.478) - (30.030) - (31.508)

Pagamento - encargos (4.015) - (325.090) - (329.105)

Em 31.12.2013 2.161 62.661 954.945 2.304.017 3.323.784

Efeito da 1ª consolidação São Bento (NE nº 17.1.2) - - 20.747 288.911 309.658

Ingressos - - - 221.556 221.556

Encargos 2.722 - 229.589 59.039 291.350

Variação monetária e cambial (138) 7.940 45 (303) 7.544

Transferências - - 342.497 (342.497) -

Amortização - principal (736) - (424.818) - (425.554)

Pagamento - encargos (3.413) - (255.975) - (259.388)

Em 31.12.2014 596 70.601 867.030 2.530.723 3.468.950

22.10 Cláusulas contratuais restritivas

A Companhia e suas controladas contrataram empréstimos com cláusulas que requerem a manutenção de

determinados índices econômico-financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos, bem como outras

condições a serem observadas, tal como: não alterar a participação acionária da Companhia no capital

social das controladas que represente alteração de controle sem a prévia anuência. O descumprimento das

condições mencionadas poderá implicar vencimento antecipado das dívidas e/ou multas.

Em 31.12.2014, todas as condições foram plenamente atendidas.

70

23 Debêntures


Emissão emissão parcelas inicial final (juros) contrato 31.12.2014 31.12.2013

5ª (a) 13.05.2014 3 13.05.2017 13.05.2019 111,5% acima da DI 1.000.000 1.010.485 -

1ª (b) 30.10.2012 2 30.10.2016 30.10.2017 DI + Spread 0,99% a.a. 1.000.000 1.019.037 1.015.389

2ª (c) 26.09.2013 60 26.10.2013 26.09.2018 DI + Spread 1,00% a.a. 203.000 152.040 192.556

1ª (d) 15.06.2013 40 15.09.2015 15.12.2018 TJLP+1,7% a.a.+1,0% a.a. 62.626 53.554 -

1ª (e) 10.06.2014 1 - 10.06.2015 100% CDI + Spread 0,90% a.a. 330.000 350.332 -

2.585.448 1.207.945


Empresas:Copel: (a) Nova Asa Branca I: (e) Santa Maria: (e)Copel Distribuição: (b) Nova Asa Branca II: (e) Santa Helena: (e)Elejor: (c) Nova Asa Branca III: (e) Ventos de Santo Uriel: (e)Compagás: (d) Nova Eurus IV: (e)

Características:

Debêntures simples, série única, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, para distribuição pública com esforços

restritos de colocação, nos termos da Instrução CVM nº 476, nos valores mínimos de: R$ 1.000.000 (a e b) e R$ 203.000 (c)

Foram emitidos títulos com valor unitário de R$ 10, nas quantidades de: 100.000 (a e b) e 20.300 (c)

Debêntures simples, série única, não conversíveis em ações, da espécie f lutuante, emissão privada no valor de R$ 62.626: (d)

Foram emitidos títulos com valor unitário de R$ 1, na quantidade de: 62.626 (d)

Debêntures simples, série única, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, para distribuição pública com esforços

restritos de colocação, nos termos da Instrução CVM nº 476, nos valores mínimos de: R$ 53.000 - N. Asa Branca I;

R$ 58.000 - N. Asa Branca II; R$ 50.000 - N. Asa Branca III; R$ 30.000 - N. Eurus IV; R$ 50.000 - Santa Maria;

R$ 58.000 - Santa Helena; e R$ 31.000 - Ventos de Santo Uriel: (e)

Foram emitidos títulos com valor unitário de R$ 10, nas quantidades de: 5300 - N. Asa Branca I; 5800 - N. Asa Branca II;

5000 - N. Asa Branca III; 3000 - N. Eurus IV; 5000 - Santa Maria; 5800 - Santa Helena; 3100 - Ventos Santo Uriel: (e)

O valor unitário das debêntures não será atualizado monetariamente: (a) (b) (c) (d) (e)

Encargos financeiros:

Juros pagos semestralmente em maio e novembro: (a)

Juros pagos semestralmente em abril e outubro: (b)

Juros pagos mensalmente: (c)

Juros pagos trimestralmente em março, junho, setembro e dezembro: (d)

Juros pagos em uma única parcela na data de vencimento: (e)

Destinação:

Capital de giro e/ou realização de investimentos da emissora: (a) e (b)

Liquidação total do contrato de mútuo com a Copel: (c)

Financiar plano de investimentos da emissora: (d)

Resgate de notas promissórias e investimento nos parques eólicos: (e)

Garantias:

Fidejussória: (a) (b) (c) (e)

Flutuante: (d)

Interveniente garantidora:

Copel: (b) (e)

Copel, na proporção de 70% e Paineira Participações S.A., na proporção de 30%: (c)

Compagás: (d)

Agente fiduciário:

Pentágono: (a)

C&D Distribuidora de Títulos e Valores Mobilíarios S.A.: (b) (c) (e)

BNDES Participações S.A. - BNDESPAR: (d)

Vencimento

71

23.1 Mutação das debêntures

Consolidado

circulante não circulante Total

Em 1º.01.2013 12.719 997.958 1.010.677

Ingressos 40.600 162.400 203.000

Encargos 89.282 5.259 94.541


Amortização - principal (10.152) - (10.152)

Pagamento - encargos (90.121) - (90.121)

Em 31.12.2013 57.462 1.150.483 1.207.945

Ingressos 330.000 1.053.378 1.383.378

Encargos 233.888 (1.440) 232.448


Amortização - principal (40.608) - (40.608)

Pagamento - encargos (197.715) - (197.715)

Em 31.12.2014 431.491 2.153.957 2.585.448

23.2 Cláusulas contratuais restritivas

A Copel e suas controladas emitiram debêntures com cláusulas que requerem a manutenção de

determinados índices econômico-financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos, com exigibilidade de

cumprimento anual, bem como outras condições a serem observadas, tais como: não alterar a participação

acionária da Companhia no capital social, que represente alteração de controle sem a prévia anuência dos

debenturistas; não realizar, sem prévia e expressa autorização dos debenturistas, distribuição de dividendos

ou pagamentos de juros sobre capital próprio, caso estejam em mora relativamente ao cumprimento de

quaisquer de suas obrigações pecuniárias ou não atendam aos índices financeiros estabelecidos. O

descumprimento destas condições poderá implicar vencimento antecipado das debêntures.

Em 31.12.2014, todas as condições foram plenamente atendidas.

24 Benefícios Pós-Emprego

A Companhia e suas controladas patrocinam planos de complementação de aposentadoria e pensão (Plano

Unificado e Plano III) e de assistência médica e odontológica (Plano Assistencial), para seus empregados

ativos e pós-emprego e seus dependentes legais.

24.1 Plano de benefício previdenciário

O plano previdenciário unificado é um plano de Benefício Definido - BD em que a renda é pré-determinada

em função do nível salarial de cada indivíduo, e o plano previdenciário III é um plano de Contribuição

Definida - CD.

As parcelas de custos assumidas pelas patrocinadoras desses planos são registradas de acordo com

avaliação atuarial preparada anualmente por atuários independentes, de acordo com o CPC 33 (R1) a partir

de 1º.01.2013, que trata de benefícios a empregados, correlacionada à norma contábil internacional IAS

19 R e IFRIC 14. As premissas econômicas e financeiras para efeitos da avaliação atuarial são discutidas

com os atuários independentes e aprovadas pela Administração das patrocinadoras.

72

24.2 Plano de benefício assistencial

A Companhia e suas controladas alocam recursos para a cobertura das despesas de saúde dos

empregados e de seus dependentes, dentro de regras, limites e condições estabelecidos em regulamentos

específicos. A cobertura inclui exames médicos periódicos e é estendida a todos os aposentados e

pensionistas vitaliciamente.

24.3 Balanço patrimonial e resultado do exercício

Os valores consolidados reconhecidos no passivo, na conta de Benefícios pós-emprego, estão resumidos a

seguir:


31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Plano previdenciário - 2 1.030 5

Plano assistencial 8.196 2.169 897.588 967.227

8.196 2.171 898.618 967.232

Circulante - 2 37.404 29.983

Não circulante 8.196 2.169 861.214 937.249

Os valores consolidados reconhecidos no demonstrativo de resultado estão resumidos a seguir:


31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Plano previdenciário (CD) 5.046 346 53.955 51.857

Plano previdenciário (CD) - administradores 550 714 1.256 988

Plano assistencial - pós-emprego 2.269 - 102.108 76.815

Plano assistencial 2.638 177 44.086 46.435

Plano assistencial - administradores 76 79 137 101

10.579 1.316 201.542 176.196

24.4 Mutação dos benefícios pós-emprego

ConsolidadoCirculante Não circulante Total

Em 1º.01.2013 25.819 675.230 701.049Apropriação do cálculo atuarial - 76.524 76.524

Contribuições previdenciárias e assistenciais 119.149 - 119.149

Ajuste referente a perdas atuariais - 216.967 216.967


Amortizações (146.457) - (146.457)

Em 31.12.2013 29.983 937.249 967.232

Apropriação do cálculo atuarial - 102.108 102.108

Contribuições previdenciárias e assistenciais 118.392 - 118.392

Ajuste referente a perdas atuariais - (140.383) (140.383)


Amortizações (148.731) - (148.731)

Em 31.12.2014 37.404 861.214 898.618

73

24.5 Avaliação atuarial de acordo com o CPC 33 (R1)

24.5.1 Premissas atuariais

As premissas atuariais utilizadas para determinação dos valores de obrigações e custos, para 2014 e 2013,

estão demonstradas a seguir:

Consolidado 2014 2013

Real Nominal Real Nominal

Econômicas

Inflação a.a. - 6,40% - 5,93%

Taxa de desconto/retorno esperados a.a.

Planos de benefícios previdenciários 6,10% 12,89% 6,08% 12,37%

Planos de benefícios assistenciais 6,15% 12,94% 6,20% 12,50%

Crescimento salarial a.a. 2,00% 8,53% 2,00% 8,05%

Demográficas

Tábua de mortalidade AT - 2000 AT - 2000

Tábua de mortalidade de inválidos WINKLEVOSS AT - 83Tábua de entrada em invalidez A. VINDAS Light M

24.5.2 Número de participantes e beneficiários

Consolidado Plano previdenciário Plano assistencial

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Número de participantes ativos 8.723 9.325 8.429 8.824

Número de participantes inativos 7.702 7.211 7.458 6.233

Número de dependentes - 24.935 24.307

Total 16.425 16.536 40.822 39.364

24.5.3 Expectativa de vida a partir da idade média – Tábua AT-2000 (em anos)

Consolidado Plano BD Plano CD

Em 31.12.2014

Participantes aposentados 16,75 24,67

Participantes pensionistas 17,17 32,62

Em 31.12.2013

Participantes aposentados 17,72 26,67

Participantes pensionistas 18,48 30,12

A idade média dos participantes inativos dos planos de aposentadoria e assistência médica da Companhia

e de suas controladas é de 64,0 anos.

24.5.4 Avaliação atuarial

Com base na revisão das premissas, os valores do plano previdenciário para 31.12.2014 totalizaram um

superávit do plano de R$ 183.117, enquanto que, em 31.12.2013, a posição era de R$ 362.035, resumidas

abaixo:

74

Consolidado Plano Previdenciário

Plano Assistencial 31.12.2014 31.12.2013

Obrigações total ou parcialmente cobertas 4.379.430 1.047.284 5.426.714 5.033.805

Valor justo dos ativos do plano (4.562.547) (149.696) (4.712.243) (4.428.613)

Estado de cobertura do plano (183.117) 897.588 714.471 605.192

Ativo não reconhecido 183.117 - 183.117 362.035

- 897.588 897.588 967.227

A Companhia e suas controladas procederam ajustes no seus passivos assistenciais através de relatório

atuarial, data base 31.12.2014, quando efetuaram os registros, em outros resultados abrangentes, do valor

total de R$ 140.383, correspondente a uma redução apurada naquela data base.

24.5.5 Movimentação do passivo atuarial


Valor presente da obrigação atuarial líquida em 1º.01.2013 4.563.586 848.756

Custo de serviço 1.115 11.852

Custo dos juros 359.412 62.241

Benefícios pagos (249.939) (46.373)

Benefícios concedidos (244) -

(Ganhos) / perdas atuariais (732.822) 216.221

Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31.12.2013 3.941.108 1.092.697

Custo de serviço 600 8.055

Custo dos juros 405.498 110.906


(Ganhos) / perdas atuariais 308.687 (98.463)

Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31.12.2014 4.379.430 1.047.284

24.5.6 Movimentação do ativo atuarial


Valor justo do ativo do plano em 1º.01.2013 5.141.874 148.696

Retorno esperado dos ativos 438.761 -

Contribuições e aportes 2.077 -


Benefícios concedidos (244) -

Ganhos / (perdas) atuariais (1.029.386) 23.147

Valor justo do ativo do plano em 31.12.2013 4.303.143 125.470

Retorno esperado dos ativos 524.992 15.945

Contribuições e aportes 27.321 -

Benefícios pagos (276.463) -

Ganhos / (perdas) atuariais (16.446) 8.281

Valor justo do ativo do plano em 31.12.2014 4.562.547 149.696

75

24.5.7 Custos estimados

Os custos (receitas) estimados para 2015, segundo critérios atuariais da Deliberação CVM nº 695/12, para

cada plano, estão demonstrados a seguir:

Consolidado Plano previdenciário Plano assistencial 2015

Custo do serviço corrente 471 34.803 35.274

Custo estimado dos juros 559.365 127.622 686.987

Rendimento esperado do ativo do plano (564.871) (19.223) (584.094)

Contribuições estimadas dos empregados (229) - (229)

Custos (receitas) (5.264) 143.202 137.938

24.5.8 Análise de sensibilidade

As tabelas a seguir apresentam a análise de sensibilidade, que demonstra o efeito de um aumento ou uma

redução de um ponto percentual nas taxas presumidas de variação dos custos assistenciais, sobre o

agregado dos componentes de custo de serviço e custo de juros dos custos assistenciais líquidos

periódicos pós-emprego e a obrigação de benefícios assistenciais acumulada pós-emprego.

. Cenários projetados

Atual Aumento 1% Redução 1%

Sensibilidade da taxa de juros de longo prazo

Impactos nas obrigações do programa previdenciário 6,10% -6,28% 8,41%

Impactos em milhares de reais - R$ (275.214) 368.335

Impactos nas obrigações do programa de saúde 6,15% -14,70% 10,21%


Sensibilidade da taxa de crescimento de custos médicos

Impactos nas obrigações do programa de saúde 1,00% 3,70% -9,22%

Impactos em milhares de reais - R$ 63.641 (158.440)

Sensibilidade ao custo do serviço

Impactos nas obrigações do programa previdenciário 1,00% -0,18% 0,24%


Impactos nas obrigações do programa de saúde 1,00% -4,97% 3,76%


24.5.9 Benefícios a pagar

Os benefícios estimados a serem pagos pela Companhia e sua controladas, nos próximos cinco anos, e o

total de benefícios para os exercícios fiscais subsequentes, são apresentados abaixo:

Consolidado Plano previdenciário Outros benefícios Total

2015 387.962 71.907 459.869

2016 398.139 68.932 467.071

2017 389.454 66.598 456.052

2018 378.318 64.688 443.006

2019 367.715 63.625 431.340 2020 a 2050 4.473.409 1.216.661 5.690.070

76

24.5.10 Alocação de ativos e estratégia de investimentos

A alocação de ativos para os planos previdenciário e assistencial da Companhia e de suas controladas no

final de 2014 e a alocação-meta para 2015, por categoria de ativos, são as seguintes:

Consolidado Meta para 2015 2014

Renda fixa 88,6% 84,2%Renda variável 3,7% 8,8%

Empréstimos 1,6% 1,9%

Imóveis 1,9% 2,0%

Investimentos estruturados 4,2% 3,1%

100,0% 100,0%

Abaixo são apresentados os limites estipulados pela administração do Fundo:

Consolidado

meta (%)(*) mínimo (%) meta (%) mínimo (%)

Renda fixa 93,0% 87,0% 79,7% 54,6%Renda variável 1,0% 0,0% 8,9% 7,6%

Empréstimos 1,0% 0,0% 2,8% 1,5%

Imóveis 2,5% 1,0% 0,9% 0,0%Investimentos estruturados 2,5% 0,0% 7,7% 0,0%

(*) Meta baseada no total de investimentos de cada plano.

Plano Unificado (BD) Plano III (CD)

A Administração da Fundação Copel decidiu manter participação mais conservadora em renda variável, em relação ao limite legal permitido, que é de 70%.

Em 31.12.2014 e 2013, os valores dos ativos do plano previdenciário incluíam os seguintes títulos

mobiliários emitidos pela Copel:

Consolidado Plano previdenciário de benefícios definidos

31.12.2014 31.12.2013

Ações 2.154 1.832

2.154 1.832

24.5.11 Informações adicionais

A Companhia e suas controladas também patrocinam um plano de contribuição definida para todos os

empregados.

As contribuições nos exercícios encerrados em 31.12.2014 e 31.12.2013 foram de R$ 66.914 e R$ 70.240,

respectivamente.

25 Encargos do Consumidor a Recolher

Consolidado31.12.2014 31.12.2013

Conta de desenvolvimento energético - CDE 11.709 6.342

Reserva global de reversão - RGR 11.524 31.652

23.233 37.994

77

26 Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética

26.1 Saldos constituídos para aplicação em P&D e PEE

Consolidado Aplicado e Saldo a Saldo a Saldo em Saldo em

não concluído recolher aplicar 31.12.2014 31.12.2013

Pesquisa e desenvolvimento - P&D

FNDCT (a) - 5.742 - 5.742 3.771

MME - 2.872 - 2.872 1.887

P&D 37.836 - 174.148 211.984 171.928

37.836 8.614 174.148 220.598 177.586

Programa de eficiência energética - PEE 26.068 - 89.098 115.166 104.995

63.904 8.614 263.246 335.764 282.581

Circulante 175.972 127.860

Não circulante 159.792 154.721

(a) Fundo Nacional de Desenvolvimento Científ ico e Tecnológico

26.2 Mutação dos saldos de P&D e PEE

Consolidado FNDCT MME P&D PEE

Circulante Circulante Circulante Não circulante Circulante Não circulante Total

Em 1º.01.2013 3.424 1.712 40.323 102.061 114.140 2.500 264.160

Constituições 21.692 10.847 869 20.825 - 25.109 79.342

Contrato de desempenho - - - - - 619 619

Juros Selic - - 111 10.207 - 4.907 15.225

Transferências - - 8.121 (8.121) 3.386 (3.386) -

Recolhimentos (21.345) (10.672) - - - - (32.017)

Conclusões - - (2.468) - (42.280) - (44.748)

Em 31.12.2013 3.771 1.887 46.956 124.972 75.246 29.749 282.581

Constituições 33.021 16.509 964 32.054 - 31.709 114.257

Contrato de desempenho - - - - - 1.111 1.111

Juros Selic - - 185 15.833 - 7.381 23.399

Transferências - - 42.002 (42.002) 41.015 (41.015) -

Recolhimentos (31.050) (15.524) - - - - (46.574)

Conclusões - - (8.980) - (30.030) - (39.010)

Em 31.12.2014 5.742 2.872 81.127 130.857 86.231 28.935 335.764

78

27 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público

Referem-se aos encargos de outorga de concessão pelo direito de uso do bem público - UBP.

Consolidado Circulante Não circulante

Outorga Assinatura Final 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

UHE Mauá (a) 29.06.2007 03.07.2007 07.2042 973 913 13.227 12.612

UHE Colider (b) 29.12.2010 17.01.2011 01.2046 1.564 118 18.057 17.091

UHE Baixo Iguaçu (c) 19.07.2012 20.08.2012 01.2047 - - 5.363 -

PCH Cavernoso (d) 11.07.2013 11.07.2013 07.2018 36 35 81 101

PCH Apucaraninha (e) 11.07.2013 11.07.2013 07.2018 251 247 568 702

PCH Chopim I (f) 11.07.2013 11.07.2013 07.2015 33 55 - 26

PCH Chaminé (g) 11.07.2013 11.07.2013 07.2018 434 427 983 1.214

PCH Derivação Rio Jordão (h) 11.07.2013 24.02.2014 02.2019 217 - 589 -

Complexo Energético Fundão-

Santa Clara (i) 23.10.2001 25.10.2001 10.2036 51.447 49.686 397.904 388.547

54.955 51.481 436.772 420.293

Empresas:

Copel Geração e Transmissão: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h)

Elejor: (i)

Taxa de desconto no cálculo do valor presente:

Taxa desconto real e líquida, compatível com a taxa estimada de longo prazo, não tendo vinculação com a expectativa de

retorno do projeto:

5,65% a.a. (a)

7,74% a.a. (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h)

11,00% a.a. (i)

Pagamento à União:

Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto de R$ 643 (51% de R$ 1.262), conforme clausula 6ª

do Contrato de Concessão nº 001/07: (a)

Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto de R$ 1.256, a partir da entrada em operação

comercial da UHE, conforme cláusula 6ª do Contrato de Concessão nº 001/11: (b)

Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto, conforme cláusula 5ª do Contrato de Concessão

nº 007/2013, pelo prazo de 5 anos: (c) (d) (e) (f) (g) (h)

Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto de R$ 19.000, do 6º ao 35º ano de concessão ou

enquanto estiver na exploração dos aproveitamentos hidrelétricos, conforme Termo de Ratif icação do Lance e cláusula

6ª do Contrato de Concessão nº 125/01: (i)

Correção anual das parcelas:

Variação IPCA: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h)

Variação IGP-M: (i)

27.1 Valor nominal e valor presente - uso do bem público

Consolidado Valor nominal Valor presente

2014 56.062 53.071

2015 56.394 48.219

2016 56.516 43.659

2017 56.203 39.205

Após 2017 1.020.921 307.573

1.246.096 491.727

79

27.2 Mutação de contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público

Consolidado Circulante Não circulante Total

Em 1º.01.2013 48.477 399.080 447.557Outorga Aneel - uso do bem público 749 4.338 5.087


Pagamentos (48.966) - (48.966)


Em 31.12.2013 51.481 420.293 471.774

Outorga Aneel - uso do bem público 215 8.454 8.669


Pagamentos (51.716) - (51.716)


Em 31.12.2014 54.955 436.772 491.727

28 Outras Contas a Pagar

Consolidado31.12.2014 31.12.2013

Devolução ao consumidor 27.817 19.428

Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 22.259 22.952

Taxa de iluminação pública arrecadada 21.267 21.489

Aquisição de investimentos 18.228 -

Cauções em garantia 17.721 14.286

Consumidores 15.954 18.745

Outras obrigações 35.048 40.344

158.294 137.244

Circulante 157.988 137.011 Não circulante 306 233

29 Provisões para Litígios e Passivo Contingente

29.1 Provisões para litígios

A Companhia e suas controladas respondem por diversos processos judiciais cujas perdas são

consideradas prováveis, com base na avaliação de seus assessores legais, para as quais foram

constituídas provisões.

80

Mutações das provisões e principais ações

Consolidado Adições no

Saldo em Custo de imobilizado Saldo em 1º.01.2014 Adições Reversões construção em curso Quitações 31.12.2014

FiscaisCofins (a) 243.131 11.255 - - - - 254.386

Outras 44.108 9.658 (15.310) - - (998) 37.458

287.239 20.913 (15.310) - - (998) 291.844

Trabalhistas (b) 196.054 139.181 (661) - - (8.328) 326.246

Benefícios a empregados (c) 94.809 56.217 (414) - - (36.069) 114.543

Cíveis

Fornecedores (d) 64.775 - (4.095) - - - 60.680

Cíveis e direito administrativo (e) 197.838 65.040 (47) - - (6.662) 256.169

Servidões de passagem 10.639 15.770 - - - (1.002) 25.407

Desapropriações e patrimoniais (f) 353.461 39.005 - (1.850) 11.887 (284) 402.219

Consumidores 9.633 970 (1) - - - 10.602

636.346 120.785 (4.143) (1.850) 11.887 (7.948) 755.077

Ambientais 211 268 - - - - 479

Regulatórias (g) 51.468 6.975 - - - - 58.443

1.266.127 344.339 (20.528) (1.850) 11.887 (53.343) 1.546.632

Consolidado Saldo em Custo de Saldo em 1º.01.2013 Adições Reversões construção Quitações 31.12.2013

Fiscais

Cofins (a) 243.131 - - - - 243.131

Outras 51.445 14.096 (21.433) - - 44.108

294.576 14.096 (21.433) - - 287.239

Trabalhistas (b) 154.990 53.964 (1.577) - (11.323) 196.054

Benefícios a empregados (c) 78.670 88.359 (45.563) - (26.657) 94.809

Cíveis

Fornecedores (d) 68.630 - (3.855) - - 64.775

Cíveis e direito administrativo (e) 176.811 49.210 (21.621) - (6.562) 197.838

Servidões de passagem 5.964 5.771 (953) - (143) 10.639

Desapropriações e patrimoniais (f) 317.472 35.063 - 943 (17) 353.461

Consumidores 7.477 3.024 (868) - - 9.633

576.354 93.068 (27.297) 943 (6.722) 636.346

Ambientais 193 35 (17) - - 211

Regulatórias (g) 50.925 5.328 (4.785) - - 51.468

1.155.708 254.850 (100.672) 943 (44.702) 1.266.127

81

Controladora Saldo em Saldo em

1º.01.2014 Adições Reversões Quitações 31.12.2014

Fiscais

Cofins (a) 243.131 11.255 - - 254.386

Outras 22.016 8.306 - (984) 29.338

265.147 19.561 - (984) 283.724

Trabalhistas - 464 (177) (128) 159

Cíveis 390 329 (47) - 672

Regulatórias (g) 12.310 454 - - 12.764

277.847 20.808 (224) (1.112) 297.319

Controladora Saldo em Saldo em

1º.01.2013 Adições Reversões 31.12.2013

Fiscais

Cofins (a) 243.131 - - 243.131

Outras 29.803 11.613 (19.400) 22.016

272.934 11.613 (19.400) 265.147

Cíveis 17.694 2.347 (19.651) 390

Regulatórias (g) 11.667 643 - 12.310

302.295 14.603 (39.051) 277.847

Informações sobre as principais ações

a) Contribuição para o financiamento da seguridade social - Cofins

Autor: Receita Federal

Cobrança da Cofins dos períodos de agosto de 1995 a dezembro de 1996 e de outubro de 1998 a junho de

2001, como decorrência de desconstituição de sentença que havia reconhecido a imunidade da Companhia

quanto ao recolhimento da Cofins.

Situação atual: aguardando julgamento.

b) Trabalhistas

Autores: ex-empregados da Copel e de suas controladas e ex-empregados de seus empreiteiros e

empresas terceirizadas

Ações movidas por ex-empregados envolvendo cobrança de horas-extras, periculosidade, adicional de

transferência, equiparação/reenquadramento salarial e outras, e também ações movidas por ex-

empregados de seus empreiteiros e empresas terceirizadas (responsabilidade subsidiária), envolvendo

cobrança de parcelas indenizatórias e outras.

c) Benefícios a empregados

Autores: ex-empregados aposentados da Copel e de suas subsidiárias integrais

Ações de reclamatórias trabalhistas contra a Fundação Copel, que causarão, consequentemente, reflexos

para a Companhia e suas subsidiárias integrais, na medida em que forem necessários aportes

complementares.

82

d) Fornecedores

Autores: Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A.

A Copel Distribuição promoveu ação judicial para discutir a validade de cláusulas e condições ilegais em

contrato de compra e venda de energia firmado com as empresas Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio

Salto Natal Energética S.A.. As vendedoras, após rescindirem o pacto, provocaram a Câmara de Arbitragem

da Fundação Getúlio Vargas, que condenou a Copel Distribuição a pagar a multa contratual, ao

entendimento de que esta dera causa à rescisão.

Na fase de cumprimento/execução de sentença, os fornecedores apresentaram cartas de fiança bancária

como garantia e, após, levantaram valores penhorados, porém a ação permanece classificada como perda

provável, em razão de execução de saldo remanescente. Além do valor provisionado, o valor de R$ 28.345,

contabilizado na conta de Fornecedores, também compõe o total da dívida.

Situação atual: Pelo Juízo da 3ª Vara da Fazenda Pública foi determinado o pagamento de R$ 22.162

como saldo remanescente, com a consequente liberação a favor das exequentes os valores de R$ 12.790 e

R$ 9.372, em 12.04.2012, mediante caução de fiança bancária. Em decisão publicada em 27.01.2015, o juiz

deferiu pedido de liberação das cauções em favor da Rio Pedrinho Energética, contudo, outro magistrado

manteve sem alteração as cauções dos valores discutidos com o Consórcio Salto Natal, decisão submetida

ao Tribunal de Justiça pelo Consórcio Salto Natal, via agravo de instrumento.

e) Cíveis e direito administrativo

Autor: Tradener Ltda. Valor estimado: R$ 76.119

Ações populares e civis públicas ajuizadas nas quais se aponta ilegalidades e nulidades relativas à

celebração do contrato de comercialização de energia elétrica firmado entre a Tradener e a Companhia. A

ação popular nº 588/2006 já transitou em julgado e a decisão reconheceu como válida as comissões

devidas pela Companhia à Tradener. Na ação civil pública nº 0000219-78.2003.8.16.0004, ajuizada pelo

Ministério Público, também há decisão no sentido da ausência de irregularidades no contrato de

comercialização de energia. Diante disso, a Tradener ajuizou ações de cobrança, visando o recebimento de

suas comissões.

Situação atual: - autos nº 0005550-26.2012.8.16.0004 - em sentença proferida em 29.09.2014, a

Companhia foi condenada ao pagamento das comissões devidas à Tradener, no valor de R$ 17.765, em

30.09.2012, que, acrescido de juros de mora de 1% ao mês, contados da data da citação (25.10.2012), bem

como em honorários advocatícios fixados em 9% sobre o valor da condenação e em custas processuais,

totaliza R$ 25.468, em 31.12.2014. Dessa decisão, a Companhia interpôs recurso de apelação, o qual ainda

não foi julgado.

83

- autos nº 00059-90.22.2012.8.16.0004 - em sentença proferida em 27.01.2014 a Companhia foi condenada

ao pagamento do valor de R$ 50.651, que é o valor atualizado pelo INPC/IBGE a partir do vencimento das

comissões devidas à Tradener no contrato de comercialização firmado com a Celesc, acrescido de juros de

mora de 1% ao mês, contados da citação (31.10.2012), bem como em honorários advocatícios no valor de

R$ 55, que deve ser corrigido a partir da prolação da sentença, pelo INPC/IBGE, a partir de 27.01.2014.

Dessa decisão, a Companhia interpôs recurso de apelação, o qual ainda não foi julgado.

f) Desapropriações e patrimoniais

Autor: Ivaí Engenharia de Obras S.A. Valor estimado: R$ 349.080

Ação de cobrança proposta pela autora com base em anterior ação declaratória cujo objetivo era o

reconhecimento do direito de crédito da autora pelo desequilíbrio da equação econômico-financeira de

contrato firmado com a Copel Geração e Transmissão.

Situação atual: aguardando julgamento do 2º recurso de embargos de declaração da Copel Geração e

Transmissão perante o STJ, no qual se discute diferença de valores decorrentes da incidência de taxa Selic

como índice de correção monetária somada aos juros de mora, aplicados na elaboração do laudo pericial.

Já há execução provisória em andamento, porém, está suspensa por medida cautelar da Copel

apresentada e acolhida no Tribunal de Justiça do Paraná em dezembro/2014.

g) Regulatórias

Autores: Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE e Dona Francisca Energética S.A.

Valor estimado: R$ 41.915

A Copel, a Copel Geração e Transmissão e a Copel Distribuição estão discutindo nas esferas administrativa

e judicial notificações do Órgão Regulador sobre eventuais descumprimentos de normas regulatórias,

dentre eles ações judiciais envolvendo as empresas citadas, contra o Despacho Aneel nº 288/2002.


29.2 Passivo contingente

A Companhia e suas controladas respondem por diversos processos judiciais cujas perdas são

consideradas como possíveis, com base na avaliação de seus assessores legais, para as quais não há

provisão constituída.


31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Fiscais (a) 1.177.495 1.221.455 1.356.224 1.384.115

Trabalhistas 964 - 558.873 342.887

Benefícios a empregados - - 107.118 97.979

Cíveis (b) 32.257 21.435 698.084 1.006.786

Regulatórias 606 612 18.464 56.193

1.211.322 1.243.502 2.738.763 2.887.960

84

Informações sobre as principais ações

a) Fiscais

Autor: Receita Federal Valor estimado: R$ 759.810

Processo administrativo decorrente ação rescisória do Cofins. Refere-se a juros e multa do período de

1995/96, sendo que, em virtude dos fortes argumentos para a defesa destes encargos, sua classificação

está como possível. O principal deste débito, porém, está classificado como provável e é objeto de

discussão na execução fiscal ajuizada pela União, em trâmite na 2ª Vara Federal, conforme nota 29.1-a.


Autor: Instituto Nacional de Seguridade Social - INSS Valor estimado: R$ 271.163

Exigências fiscais contra a Copel referentes à execução fiscal de contribuição previdenciária (NFLD

nº 35.273.870-7).


Autor: Instituto Nacional de Seguridade Social - INSS Valor estimado: R$ 50.798

Exigências fiscais contra a Copel referentes à execução fiscal, com o objetivo de obter contribuição

previdenciária incidente sobre a cessão de mão-de-obra (NFLD nº 35.273.876-6).


b) Cíveis

Autor: Mineradora Tibagiana Ltda. Valor estimado: R$ 52.625

Ação para indenização sobre supostos prejuízos nas atividades da mineradora pelas obras de construção

da Usina Mauá, pelo Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, do qual a Copel Geração e Transmissão

participa com o percentual de 51%.


Autor: Ivaí Engenharia de Obras S.A. Valor estimado: R$ 289.621

Ação de cobrança proposta pela autora com base em anterior ação declaratória cujo objetivo era o

reconhecimento do direito de crédito da autora pelo desequilíbrio da equação econômico-financeira de

contrato firmado com a Copel Geração e Transmissão. O valor principal deste débito está classificado como

de perda provável.

Situação atual: aguardando julgamento do 2º recurso de embargos de declaração da Copel Geração e

Transmissão perante o STJ, no qual se discute diferença de valores decorrentes da incidência de taxa Selic

como índice de correção monetária somada aos juros de mora, aplicados na elaboração do laudo pericial.

Já há execução provisória em andamento, porém, está suspensa por medida cautelar da Copel

apresentada e acolhida no Tribunal de Justiça do Paraná em dezembro/2014.

Autores: franquiados de Agência/loja Copel Valor estimado: R$ 33.918

85

Propositura de duas ações individuais contra a Copel Distribuição, em razão de contratos de franquia de

Agência/loja Copel, com pedido principal de prorrogar a vigência da contratação e pedido secundário de

reconhecer a ocorrência de subconcessão, com a transferência dos serviços prestados e o repasse integral

dos valores das tarifas, dentre outras verbas.

Situação atual: aguardando julgamentos.

30 Patrimônio Líquido

30.1 Atribuível aos acionistas da empresa controladora

30.1.1 Capital social

O capital social integralizado monta a R$ 6.910.000. Sua composição por ações (sem valor nominal) e

principais acionistas é a seguinte:

Número de ações em unidades

Acionistas

nº ações % nº ações % nº ações % nº ações %

Estado do Paraná 85.028.598 58,63 - - - - 85.028.598 31,07

BNDESPAR 38.298.775 26,41 - - 27.282.006 21,27 65.580.781 23,96

Eletrobrás 1.530.774 1,06 - - - - 1.530.774 0,56

Custódias em bolsa:

BM&FBOVESPA (a) 19.060.366 13,14 128.427 33,77 55.065.282 42,94 74.254.075 27,14

NYSE (b) 814.822 0,56 - - 45.768.198 35,69 46.583.020 17,03

Latibex (c) - - - - 67.549 0,05 67.549 0,02

Prefeituras 178.393 0,12 9.326 2,45 3.471 - 191.190 0,07

Outros 119.352 0,08 242.538 63,78 57.498 0,05 419.388 0,15

145.031.080 100,00 380.291 100,00 128.244.004 100,00 273.655.375 100,00

(a) Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros

(b) Bolsa de Valores de Nova Iorque

(c) Mercado de Valores Latino Americano em Euros, vinculado à Bolsa de Valores de Madri

Ordinárias Preferenciais "A" Preferenciais "B" Total

O valor de mercado das ações da Companhia em 31.12.2014 está demonstrado a seguir:

Número de ações em unidades Valor de mercado

Ações ordinárias 145.031.080 3.610.940

Ações preferenciais classe "A" 380.291 11.409

Ações preferenciais classe "B" 128.244.004 4.561.953

273.655.375 8.184.302

86

30.1.2 Ajustes de avaliação patrimonial

Mutação de ajustes de avaliação patrimonial


Em 1º.01.2013 1.214.394 1.214.394

Ajustes referentes a ativos financeiros disponíveis para venda:

Aplicações f inanceiras (a) (4.573) (6.929)

Tributos sobre os ajustes - 2.356

Investimentos em participações societárias (306) (306)

Tributos sobre os ajustes 104 104

Ajustes referentes a passivos atuariais:

Benefícios pós-emprego (2.169) (216.967)

Tributos sobre os ajustes 738 73.769

Benefícios pós-emprego - equivalência (a) (122.886) 18.881

Realização dos ajustes de avaliação patrimonial:

Custo atribuído do imobilizado - (154.763)

Tributos sobre a realização dos ajustes - 52.620

Custo atribuído do imobilizado - equivalência (a) (102.143) -

Em 31.12.2013 983.159 983.159

Ajustes referentes a ativos financeiros disponíveis para venda:

Aplicações f inanceiras (a) 707 1.070

Tributos sobre os ajustes - (363)

Investimentos em participações societárias (190) (190)

Tributos sobre os ajustes 65 65

Ajustes referentes a passivos atuariais:

Benefícios pós-emprego (3.712) 140.383

Tributos sobre os ajustes 1.262 (48.584)

Benefícios pós-emprego - equivalência (a) 94.425 (582)

Outros ajustes:

Outros ajustes - controladas (a) (1.282) (2.777)

Tributos sobre os outros ajustes - 945

Realização dos ajustes de avaliação patrimonial:

Custo atribuído do imobilizado - (149.295)

Tributos sobre a realização dos ajustes - 50.760

Custo atribuído do imobilizado - equivalência (a) (101.001) (2.466)

Custo atribuído do imobilizado - realização de investimento (850) (850)

Passivo atuarial - realização de investimento 4.381 4.381

Atribuível aos acionistas não controladores - 1.308

Em 31.12.2014 976.964 976.964

(a) Equivalência patrimonial na controladora, líquida de tributos.

87

30.1.3 Proposta de distribuição de dividendos

Controladora31.12.2014 31.12.2013

Cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios (25%) - (1)

Lucro líquido do exercício 1.205.950 1.072.560

Reserva legal (5%) (60.298) (53.628)

Realização do ajuste de avaliação patrimonial 99.394 102.143

Base de cálculo para dividendos mínimos obrigatórios 1.245.046 1.121.075

311.262 280.268

Distribuição total proposta - (2) (3+5) 622.523 560.537

Juros sobre capital próprio, brutos - (3) 30.000 180.000

IRRF s/ os juros sobre capital próprio (3.161) (16.107)

Juros sobre capital próprio, líquidos - (4) 26.839 163.893

Dividendos propostos - (5) 592.523 380.537

Distribuição total proposta, líquida - (6) (4+5) 619.362 544.430

Dividendo adicional proposto (7) (6-1) 308.100 264.162

Pagamento antecipado referendado pelo CAD - (8) 377.609 308.932

Juros sobre capital próprio, líquidos 26.839 163.893

Dividendos 350.770 145.039

Pagamento antecipado superior ao mínimo obrigatório - (9) (8-1) 66.347 28.664

Dividendo adicional proposto ajustado (10) (7-9) 241.753 235.498

Valor bruto dos dividendos por ação:

Ações ordinárias 2,17236 1,95572

Ações preferenciais classe "A" 2,52507 2,52507

Ações preferenciais classe "B" 2,39000 2,15165

Valor bruto dos dividendos por classes de ações:

Ações ordinárias 315.060 283.640

Ações preferenciais classe "A" 962 964

Ações preferenciais classe "B" 306.501 275.933

88

30.1.4 Lucro por ação - básico e diluído

Controladora 31.12.2014 31.12.2013

Numerador básico e diluído

Lucro líquido básico e diluído alocado por classes de ações, atribuído aos acionistas

controladores:

Ações ordinárias 610.434 542.819


Ações preferenciais classe "B" 593.750 528.027

1.205.950 1.072.560

Denominador básico e diluído

Média ponderada das ações (em milhares):

Ações ordinárias 145.031.080 145.031.080


Ações preferenciais classe "B" 128.242.830 128.242.558

273.655.375 273.655.375 Lucro líquido básico e diluído por ação atribuído aos acionistas da empresacontroladora:

Ações ordinárias 4,20899 3,74278 Ações preferenciais classe "A" 4,62953 4,49001 Ações preferenciais classe "B" 4,62989 4,11741

30.2 Mutação do patrimônio líquido atribuível aos acionistas não controladores

Participação no capital social Compagás: 49% Elejor: 30% UEG Araucária: 20% Consolidado

Em 1º.01.2013 108.930 22.459 133.117 264.506

Dividendos propostos (2.531) (13.437) - (15.968)

Resultado do exercício 9.058 12.584 7.233 28.875

Em 31.12.2013 115.457 21.606 140.350 277.413

Dividendos e JSCP propostos (8.045) (1.367) (44.267) (53.679)

Ajuste de avaliação patrimonial (758) (550) - (1.308)

Resultado do exercício 29.579 5.756 94.330 129.665

Em 31.12.2014 136.233 25.445 190.413 352.091

31 Receita Operacional Líquida

Consolidado Receita PIS/Pasep Encargos do Receita líquida

bruta e Cofins ICMS consumidor (31.5) ISSQN 31.12.2014

Fornecimento de energia elétrica (31.1) 6.581.808 (573.026) (1.584.499) (53.130) - 4.371.153

Suprimento de energia elétrica (31.2) 4.882.071 (430.976) - (80.303) - 4.370.792

Disponibilidade da rede elétrica (31.3) 3.708.296 (347.962) (958.690) (164.174) - 2.237.470

Receita de construção 1.279.010 - - - - 1.279.010

Telecomunicações 216.223 (11.310) (38.615) - (837) 165.461

Distribuição de gás canalizado 495.132 (45.504) (58.343) - - 391.285

Resultado de ativos e passivos

financeiros setoriais 1.033.866 - - - - 1.033.866

Outras receitas operacionais (31.4) 131.434 (59.529) - - (2.425) 69.480

(1.468.307) (2.640.147) (297.607) (3.262) 13.918.517 18.327.840

89

Consolidado Receita PIS/Pasep Encargos do Receita líquida

bruta e Cofins ICMS consumidor (31.5) ISSQN 31.12.2013

Fornecimento de energia elétrica (31.1) 5.111.048 (447.215) (1.279.446) (39.738) - 3.344.649

Suprimento de energia elétrica (31.2) 2.188.092 (188.282) - (67.548) - 1.932.262

Disponibilidade da rede elétrica (31.3) 3.296.753 (309.979) (830.890) (126.908) - 2.028.976

Receita de construção 1.076.141 - - - - 1.076.141

Telecomunicações 183.695 (9.430) (32.548) - (402) 141.315

Distribuição de gás canalizado 467.750 (42.993) (56.137) - - 368.620

Outras receitas operacionais (31.4) 345.680 (55.715) - - (1.714) 288.251

(1.053.614) (2.199.021) (234.194) (2.116) 9.180.214 12.669.159

31.1 Fornecimento de energia por classe de consumidor

Consolidado Receita bruta Receita líquida

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Residencial 2.110.043 1.605.604 1.429.593 1.074.119

Industrial 2.369.527 1.956.127 1.563.121 1.263.068

Comercial, serviços e outras atividades 1.365.319 1.022.977 838.312 626.881

Rural 305.214 194.085 260.801 165.078

Poder público 152.321 118.263 108.348 83.811

Iluminação pública 127.838 97.565 78.626 60.070

Serviço público 151.546 116.427 92.352 71.622

6.581.808 5.111.048 4.371.153 3.344.649

31.2 Suprimento de energia elétrica

Consolidado Receita bruta

31.12.2014 31.12.2013

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE 2.987.114 548.073

Contratos bilaterais 1.172.588 863.244

Contrato de Comercialização de Energia em Ambiente Regulado - CCEAR (leilão) 722.120 775.924

Regime de cotas 249 -

Venda de energia elétrica no curto prazo - 851

4.882.071 2.188.092

31.3 Disponibilidade da rede elétrica por classe de consumidor

Consolidado Receita bruta Receita líquida

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Residencial 1.363.517 1.232.186 793.022 720.321

Industrial 701.408 632.508 398.566 357.094

Comercial, serviços e outras atividades 869.622 755.869 506.163 445.273

Rural 190.620 167.640 109.278 136.798

Poder público 108.809 99.147 72.590 66.815

Iluminação pública 97.828 87.666 56.376 51.198

Serviço público 64.337 58.574 37.212 34.025

Consumidores livres 147.135 140.135 126.534 121.705

Rede básica, de fronteira e de conexão 1.044 1.109 899 963

Receita de operação e manutenção - O&M 106.833 90.385 86.590 68.029

Receita de juros efetivos 57.143 31.534 50.240 26.755

3.708.296 3.296.753 2.237.470 2.028.976

90

31.4 Outras receitas operacionais

Consolidado Receita bruta

31.12.2014 31.12.2013

Arrendamentos e aluguéis (31.4.1) 96.809 180.128

Renda da prestação de serviços 23.987 63.209

Serviço taxado 8.207 9.082

Ressarcimento por indisponibilidade de geração de energia elétrica - 77.527

Outras receitas 2.431 15.734

131.434 345.680

31.4.1 Receita de arrendamento e aluguéis

Consolidado 31.12.2014 31.12.2013

Equipamentos e estruturas 88.988 77.241

Usina termelétrica de Araucária (a) 6.405 101.628

Compartilhamento de instalações 1.210 656

Imóveis 206 603

96.809 180.128

Não foram identificados recebíveis de arrendamento operacionais não canceláveis.

a) Usina termelétrica de Araucária

Em dezembro de 2006, a UEG Araucária celebrou contrato de locação da usina com a Petróleo Brasileiro

S.A. - Petrobras, e esta assinou contrato de operação e manutenção com nossa subsidiária Copel Geração

e Transmissão, sob o qual a Copel Geração e Transmissão opera e mantém a usina. Ambos os contratos

venceram em 31.01.2014. Desta forma, a partir de 1º.02.2014, a UEG Araucária é responsável pela venda

de energia produzida pela UTE Araucária. Essa energia não é vendida em contratos de longo prazo, mas

sim distribuída no mercado de curto prazo (spot), conforme estabelecido pela ONS.

31.5 Encargos do consumidor

Consolidado 31.12.2014 31.12.2013

Conta de desenvolvimento energético - CDE 133.021 79.994

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética - P&D e PEE 114.257 79.342

Quota para reserva global de reversão - RGR 50.329 57.050

Conta de consumo de combustível - CCC - 17.808

297.607 234.194

91

32 Custos e Despesas Operacionais

Consolidado Despesas Despesas Outras receitas

Custos com gerais e (despesas),operacionais vendas administrativas líquidas 31.12.2014

Energia elétrica comprada para revenda (32.1) (5.097.719) - - - (5.097.719) Encargos de uso da rede elétrica (32.2) (384.846) - - - (384.846)

Pessoal e administradores (32.3) (781.270) (12.534) (259.007) - (1.052.811)

Planos previdenciário e assistencial (NE nº 24) (157.968) (1.468) (42.106) - (201.542)

Material (64.238) (524) (9.673) - (74.435)

Matéria-prima e insumos para produção de energia elétrica (150.848) - - - (150.848)

Gás natural e insumos para operação de gás (1.469.842) - - - (1.469.842)

Serviços de terceiros (32.4) (299.958) (44.517) (79.989) - (424.464)

Depreciação e amortização (590.540) (26) (38.622) (755) (629.943)

Provisões e reversões (32.5) (807.281) (66.196) - (330.205) (1.203.682)

Custo de construção (32.6) (1.285.902) - - - (1.285.902)

Outros custos e despesas operacionais (32.7) (74.665) 4.278 (122.719) (199.418) (392.524)

(11.165.077) (120.987) (552.116) (530.378) (12.368.558)

Consolidado Despesas Despesas Outras receitas

Custos com gerais e (despesas),operacionais vendas administrativas líquidas 31.12.2013

Energia elétrica comprada para revenda (32.1) (3.336.359) - - - (3.336.359)

Encargos de uso da rede elétrica (32.2) (407.317) - - - (407.317)

Pessoal e administradores (32.3) (844.491) (9.879) (241.977) - (1.096.347)

Planos previdenciário e assistencial (NE nº 24) (136.907) (1.113) (38.176) - (176.196)

Material (62.380) (935) (7.163) - (70.478)

Matéria-prima e insumos para produção de energia elétrica (27.187) - - - (27.187)

Gás natural e insumos para operação de gás (295.671) - - - (295.671)

Serviços de terceiros (32.4) (293.505) (41.276) (88.678) - (423.459)

Depreciação e amortização (551.301) (44) (51.103) (755) (603.203)

Provisões e reversões (32.5) - (47.457) - (152.098) (199.555)

Custo de construção (32.6) (1.088.275) - - - (1.088.275)

Outros custos e despesas operacionais (32.7) 5.395 5.089 (103.007) (251.057) (343.580)

(7.037.998) (95.615) (530.104) (403.910) (8.067.627)

Controladora Despesas Outras receitas

gerais e (despesas),administrativas líquidas 31.12.2014

Pessoal e administradores (32.3) (88.353) - (88.353)

Planos previdenciário e assistencial (NE nº 24) (10.579) - (10.579)

Material (470) - (470)

Serviços de terceiros (6.591) - (6.591)

Depreciação e amortização - (755) (755)

Provisões e reversões (32.5) - (20.584) (20.584)

Outras receitas / despesas operacionais (13.646) 770 (12.876)

(119.639) (20.569) (140.208)

92

Controladora Despesas Outras receitas

gerais e (despesas),administrativas líquidas 31.12.2013

Pessoal e administradores (32.3) (18.254) - (18.254)

Planos previdenciário e assistencial (NE nº 24) (1.316) - (1.316)

Material (21) - (21)

Serviços de terceiros (4.783) - (4.783)

Depreciação e amortização - (755) (755)

Provisões e reversões (32.5) - 26.765 26.765

Outras receitas / despesas operacionais (23.398) 2.323 (21.075)

(47.772) 28.333 (19.439)

32.1 Energia elétrica comprada para revenda

Consolidado 31.12.2014 31.12.2013

Compra de energia no ambiente regulado - CCEAR 3.394.222 2.305.809

Câmara de Comercialização de Energia - CCEE 2.281.328 663.936

(-) Repasse CDE e Conta-ACR - Decretos nºs 8.221/2014 e 7.891/2013 (32.1.1) (1.253.436) (294.085)

Itaipu Binacional 756.127 610.404

Contratos bilaterais 177.149 217.069

Programa de incentivo a novas fontes de energia alternativa - Proinfa 183.617 166.653

(-) PIS/Pasep e Cofins sobre energia elétrica comprada para revenda (441.288) (333.427)

5.097.719 3.336.359

32.1.1 (-) Repasse CDE e Conta-ACR - Decretos nºs 8.221/2014 e 7.891/2013

Repasse CDE 7891/2013 - Exposição Involuntária e Risco Hidrológico

O Governo Federal, por meio do Decreto nº 7891/2013, alterado posteriormente pelos Decretos

nº 7945/2013 e nº 8203/2014, permitiu, através de repasses financeiros da CDE, cobrir os custos para

neutralizar a exposição das concessionárias de distribuição no mercado de curto prazo, cobrir o custo

adicional para as concessionárias de distribuição decorrente do despacho de usinas termelétricas

acionadas em razão de segurança energética (ESS) e neutralizar a exposição contratual involuntária das

concessionárias de distribuição no mercado de curto prazo, decorrente da compra frustrada em leilão de

energia.

Os recursos contabilizados pela Copel Distribuição para cobrir custo de energia com exposição involuntária

e risco hidrológico conforme o Decreto nº 7891/2013, foram de R$ 294.085 para o exercício 2013 e de

R$ 114.553 em 2014, referente a competência de janeiro desse ano conforme Decreto 8203/2014, e de

R$ 1.412, referente a ajustes de provisão de dezembro de 2013.

Repasse Conta-ACR - Decreto nº 8.221/2014

Diante de um cenário hidrológico desfavorável, foi emitido o Decreto 8221/2014 que criou a Conta ACR,

com a finalidade de cobrir total ou parcialmente os custos adicionais de exposição involuntária no mercado

de curto prazo e do despacho termoelétrico associado aos Contratos de Comercialização de Energia

Elétrica no Ambiente de Contratação Regulada na modalidade por disponibilidade – CCEAR-D. Os

repasses recebidos pela Copel Distribuição durante o ano de 2014 provenientes da Conta ACR foram no

montante de R$ 1.137.471.

93

32.2 Encargos de uso da rede elétrica

Consolidado 31.12.2014 31.12.2013

Encargos de uso do sistema 516.284 394.529

Encargos de transporte de Itaipu 67.263 51.188

Encargo de energia de reserva - EER 4.554 16.672

Encargos dos serviços do sistema - ESS 71.865 308.864

(-) Repasse CDE - ESS - Decreto nº 7.945/2013 (32.2.1) - (319.624)

(-) Conta de energia de reserva - Coner - Resolução normativa nº 613/2014 (32.2.2) (232.706) -

(-) PIS/Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica (42.414) (44.312)

384.846 407.317

32.2.1 Repasse CDE 7891/2013 - ESS

Os recursos contabilizados pela Copel Distribuição para cobrir custo relacionados com o ESS, conforme o

Decreto nº 7891/2013, citado na NE nº 32.1.1, foram no montante de R$ 319.624 no exercício 2013.

32.2.2 Conta de Energia de Reserva - Coner - Resolução Normativa nº 613/2014

A Resolução 613/2014 estabeleceu critérios para a destinação dos excedentes financeiros da Coner, que

tiveram efeitos para amenizar os custos com encargos de uso da rede elétrica.

32.3 Pessoal e administradores


31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Pessoal

Remunerações 53.992 5.197 642.901 663.636

Encargos sociais 18.297 1.284 204.695 210.993

Auxílio alimentação e educação 5.374 460 85.927 86.916

Participação nos lucros e/ou resultados (a) 3.352 734 92.657 80.048

Provisão (reversão) para indenização por demissões

voluntárias e aposentadorias (547) 248 6.588 37.925

80.468 7.923 1.032.768 1.079.518

Administradores

Honorários 6.025 7.866 15.614 13.044 Encargos sociais 1.587 2.379 3.977 3.642 Outros gastos 273 86 452 143

7.885 10.331 20.043 16.829

88.353 18.254 1.052.811 1.096.347

(a) De acordo com a Lei Federal nº 10.101/2000, o Decreto Estadual n° 1.978/2007 e a Lei Estadual nº 16.560/2010.

94

32.4 Serviços de terceiros

Consolidado 31.12.2014 31.12.2013

Manutenção do sistema elétrico 102.116 106.175

Manutenção de instalações 90.909 79.309

Comunicação, processamento e transmissão de dados 50.894 51.534

Leitura e entrega de faturas 37.766 35.930

Agentes autorizados e credenciados 35.116 33.801

Atendimento a consumidor 17.624 24.325

Consultoria e auditoria 11.853 15.972

(-) PIS/Pasep e Cofins sobre serviços de terceiros (4.689) (6.063)

Outros serviços 82.875 82.476

424.464 423.459

32.5 Provisões e reversões


31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (NE nº 18.11) - - 807.281 -

Provisão (reversão) para litígios (NE nº 29) 20.584 (26.765) 323.811 151.823

PCLD (Clientes e Outros créditos) - - 53.193 47.458

Provisão para perdas em consórcios - - 13.003 -

Provisão para perdas de créditos tributários - - 6.394 274

20.584 (26.765) 1.203.682 199.555

32.6 Custo de construção

Consolidado 31.12.2014 31.12.2013

Material 648.102 518.504

Serviços de terceiros 450.627 360.234

Pessoal 127.039 118.641

Outros 60.134 90.896

1.285.902 1.088.275

32.7 Outros custos e despesas operacionais

Consolidado 31.12.2014 31.12.2013

Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 140.810 131.582

Tributos 84.671 25.687

Indenizações 28.549 26.113

Arrendamentos e aluguéis (32.7.1) 28.533 31.095

Perdas na desativação e alienação de bens 21.765 71.864

Incentivo esporte, Lei Rouanet e fundo dos direitos da criança e do adolescente - FIA 18.662 9.464

Propaganda e publicidade 16.745 25.902

Taxa de fiscalização da Aneel 15.460 20.885

Recuperação de custos e despesas (52.106) (49.389)

Outros custos e despesas, líquidos 89.435 50.377

392.524 343.580

95

32.7.1 Arrendamentos e aluguéis

Consolidado 31.12.2014 31.12.2013

Imóveis 23.919 25.165

Outros 5.977 7.721

(-) Créditos de PIS e Cofins (1.363) (1.791)

28.533 31.095

Não foram identificados compromissos de arrendamento operacional não canceláveis.

33 Resultado Financeiro


31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Receitas financeiras

Acréscimos moratórios sobre faturas de energia - - 138.578 105.314

Juros e variação monetária sobre repasse CRC (NE nº 8) 157.422 - 157.422 159.348

Renda de aplicações f inanceiras mantidas para negociação 19.087 4.747 184.468 118.499

Variação monetária sobre contas a receber vinculadas

à concessão (NE nº 10) - - 76.989 108.259

Variação monetária e juros sobre contas a receber

vinculadas à prorrogação da concessão (NE nº 11) - - 50.271 84.572

Renda de aplicações f inanceiras disponíveis para venda 14 12 26.658 38.336

Renda de aplicações f inanceiras mantidas até o vencimento - - 7 827

Juros e comissões sobre contratos de mútuo - 92.638 - -

Outras receitas f inanceiras 25.685 17.127 60.130 37.208

202.208 114.524 694.523 652.363

(-) Despesas financeiras

Encargos de dívidas 182.375 86.114 366.686 233.417

Variação monetária e reversão de juros sobre contas a

pagar vinculadas à concessão - uso do bem público (NE nº 27.2) - - 63.000 68.096

Variação monetária sobre repasse CRC (NE nº 8) 21.790 - 21.790 -

Juros sobre P&D e PEE (NE nº 26.2) - - 23.399 15.225

Outras variações monetárias e cambiais 1.475 9 7.302 15.838

PIS/Pasep e Cofins sobre juros sobre capital próprio 28.092 26.352 28.404 26.352

Outras despesas f inanceiras 30 49 36.225 13.124

233.762 112.524 546.806 372.052

Líquido (31.554) 2.000 147.717 280.311

Os custos de empréstimos e financiamentos capitalizados durante o ano de 2014 totalizaram R$ 123.795, à

taxa média de 13,49% a.a.

34 Segmentos Operacionais

O principal tomador de decisões estratégica da Companhia e de suas controladas, responsável pela

alocação de recursos e pela avaliação de desempenho dos segmentos operacionais, é a diretoria executiva

da Controladora e a diretoria executiva de cada controlada.

96

34.1 Produtos e serviços dos quais os segmentos reportáveis têm suas receitas geradas

A Companhia atua em cinco segmentos reportáveis identificados pela Administração, por meio das

diretorias de cada área de negócio, considerando os ambientes regulatórios, as unidades estratégicas de

negócios e os diferentes produtos e serviços. Os segmentos são gerenciados separadamente, pois cada

negócio e cada empresa exige diferentes tecnologias e estratégias.

Nos exercícios de 2014 e de 2013, todas as vendas foram realizadas em território brasileiro.

Não identificamos nenhum cliente na Companhia que seja responsável individualmente por mais de 10% da

receita líquida total no exercício de 2014.

A Companhia avalia o desempenho de cada segmento, com base em informações derivadas dos registros

contábeis.

As políticas contábeis dos segmentos operacionais são as mesmas descritas no resumo das principais

práticas contábeis e as operações intersegmentos são realizadas como se estas fossem com terceiros, ou

seja, pelos preços correntes de mercado.

34.2 Segmentos reportáveis da Companhia

Geração e transmissão de energia elétrica (GET) - tem como atribuição produzir energia elétrica a partir

de empreendimentos de fontes hidráulica, eólica e térmica, e prover os serviços de transporte e

transformação da energia elétrica, sendo responsável pela construção, operação e manutenção de

subestações, bem como pelas linhas destinadas à transmissão de energia. Atua por intermédio das

empresas Copel Geração e Transmissão, Elejor, UEG Araucária, Nova Asa Branca I, Nova Asa Branca II,

Nova Asa Branca III, Nova Eurus IV, Santa Maria, Santa Helena, Ventos de Santo Uriel, Olho D’Água, Boa

Vista, Farol e São Bento do Norte;

Distribuição e comercialização de energia elétrica (DIS) - tem como atribuição distribuir e comercializar

energia, sendo responsável por operar e manter a infraestrutura, bem como prestar serviços correlatos.

Atua por intermédio da Copel Distribuição;

Telecomunicações (TEL) - tem como atribuição a prestação de serviços de telecomunicações e de

comunicações em geral. Atua por intermédio da Copel Telecomunicações;

Gás - tem como atribuição a exploração do serviço público de distribuição de gás natural canalizado. Atua

por intermédio da Compagás; e

Holding (HOL) - tem como atribuição a participação em outras empresas. Atua por intermédio da Copel,

Copel Participações, Copel Renováveis, Cutia Empreendimentos e São Bento Energia, Investimentos e

Participações.

97

34.3 Ativo por segmento reportável

ATIVO

31.12.2014

ATIVO TOTAL 12.892.184 9.023.699 589.547 634.221 16.081.466 (13.602.975) 25.618.142

ATIVO CIRCULANTE 2.131.116 2.638.378 64.482 323.872 648.011 (587.683) 5.218.176

Caixa e equivalentes de caixa 415.431 160.417 5.820 99.424 59.039 - 740.131

Títulos e valores mobiliários 458.960 3 - - 152 - 459.115

Cauções e depósitos vinculados 2.200 38 - 1.695 9.564 - 13.497

Clientes 761.306 1.387.792 33.295 182.491 - (186.068) 2.178.816

Dividendos a receber 34.850 - - - 389.739 (398.257) 26.332

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - 94.579 - 94.579

Ativos f inanceiros setoriais líquidos - 609.298 - - - - 609.298

Contas a receber vinculadas à concessão 7.430 - - - - - 7.430

Contas a receber vinculadas à prorrogação da

concessão 301.046 - - - - - 301.046

Outros créditos 97.219 302.782 3.494 359 12.886 (922) 415.818

Estoques 29.389 101.399 17.684 2.150 - - 150.622

Imposto de renda e contribuição social 2.084 18.814 667 3.950 79.559 - 105.074

Outros tributos a recuperar 17.638 41.642 3.464 33.541 - - 96.285

Despesas antecipadas 3.562 16.193 58 262 58 - 20.133

Partes relacionadas 1 - - - 2.435 (2.436) -

ATIVO NÃO CIRCULANTE 10.761.068 6.385.321 525.065 310.349 15.433.455 (13.015.292) 20.399.966

Realizável a Longo Prazo 1.126.660 5.169.397 65.448 40.343 1.944.744 (85.120) 8.261.472

Títulos e valores mobiliários 130.137 2.073 - - - - 132.210

Cauções e depósitos vinculados - 56.956 - - - - 56.956

Clientes 3.795 41.859 30.042 - - - 75.696

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - 1.249.529 - 1.249.529

Depósitos judiciais 53.119 398.877 5.499 4.779 273.979 - 736.253

Ativos f inanceiros setoriais líquidos - 431.846 - - - - 431.846

Contas a receber vinculadas à concessão 623.591 3.792.476 - 1.920 - - 4.417.987


concessão 160.217 - - - - - 160.217

Adiantamento a fornecedores 54.428 517 - 3.068 - - 58.013

Outros créditos 7.999 18.382 - 627 303 - 27.311

Imposto de renda e contribuição social 545 13.875 - - 114.195 - 128.615


Imposto de renda e contribuição social diferidos 28.674 360.050 23.885 15.211 98.226 - 526.046

Despesas antecipadas - - - 175 - - 175

Partes relacionadas 13.745 - - - 208.512 (85.120) 137.137

Investimentos 1.569.251 1.374 - - 13.443.419 (13.353.894) 1.660.150

Imobilizado 7.818.268 - 443.690 - 42.230 - 8.304.188

Intangível 246.889 1.214.550 15.927 270.006 3.062 423.722 2.174.156

HOL Eliminações ConsolidadoGET DIS TEL GÁS

98

ATIVO

31.12.2013

ATIVO TOTAL 12.422.458 7.760.564 480.851 308.023 14.473.384 (12.333.835) 23.111.445

ATIVO CIRCULANTE 2.754.802 2.142.654 62.466 84.017 524.778 (888.433) 4.680.284

Caixa e equivalentes de caixa 1.438.269 247.045 10.481 34.427 11.410 - 1.741.632

Títulos e valores mobiliários 388.659 377 - - 186 - 389.222

Cauções e depósitos vinculados - 1.072 - 904 - - 1.976

Clientes 311.191 1.005.703 27.983 37.804 - (45.053) 1.337.628

Dividendos a receber 2.578 - - - 381.371 (374.449) 9.500

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - 85.448 - 85.448

Contas a receber vinculadas à concessão 4.396 - - - - - 4.396


concessão 352.161 - - - - - 352.161

Outros créditos 208.428 180.963 2.799 445 3.869 (614) 395.890

Estoques 31.298 96.866 10.046 1.068 - - 139.278

Imposto de renda e contribuição social 3.121 77.288 6.936 3.319 42.494 - 133.158


Despesas antecipadas 2.956 16.414 352 260 - - 19.982

Partes relacionadas - 468.317 - - - (468.317) -

ATIVO NÃO CIRCULANTE 9.667.656 5.617.910 418.385 224.006 13.948.606 (11.445.402) 18.431.161

Realizável a Longo Prazo 992.246 4.352.625 37.185 14.042 1.892.958 (64.815) 7.224.241

Títulos e valores mobiliários 66.265 54.271 - - - - 120.536

Cauções e depósitos vinculados - 45.371 - - - - 45.371

Clientes 5.692 115.020 11.974 - - - 132.686

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - 1.295.106 - 1.295.106

Depósitos judiciais 42.087 356.393 4.289 341 272.115 - 675.225

Contas a receber vinculadas à concessão 408.473 3.075.795 - - - - 3.484.268


concessão 365.645 - - - - - 365.645

Adiantamento a fornecedores - - - 13.504 - - 13.504

Outros créditos 5.132 10.799 - - - - 15.931

Imposto de renda e contribuição social 14.975 12.967 - - 169.717 - 197.659

Outros tributos a recuperar 54.747 64.752 4.999 - - - 124.498

Imposto de renda e contribuição social diferidos 29.028 617.257 15.923 - 91.205 - 753.413

Despesas antecipadas 202 - - 197 - - 399

Partes relacionadas - - - - 64.815 (64.815) -

Investimentos 807.190 4.012 - - 12.055.619 (11.678.894) 1.187.927

Imobilizado 7.617.626 - 365.977 - 29 - 7.983.632

Intangível 250.594 1.261.273 15.223 209.964 - 298.307 2.035.361

GET DIS Eliminações ConsolidadoTEL GÁS HOL

99

34.4 Passivo por segmento reportável

PASSIVO

31.12.2014

PASSIVO TOTAL 12.892.184 9.023.699 589.547 634.221 16.081.466 (13.602.975) 25.618.142

PASSIVO CIRCULANTE 1.947.686 1.908.606 85.705 286.277 426.646 (599.527) 4.055.393

Obrigações sociais e trabalhistas 51.248 160.423 20.189 6.044 14.714 - 252.618

Partes relacionadas 511 - - - 13.173 (13.684) -

Fornecedores 656.110 843.512 19.733 252.541 2.299 (186.990) 1.587.205

Imposto de renda e contribuição social 307.439 - - - 2.442 - 309.881

Outras obrigações f iscais 43.239 77.572 6.682 3.915 5.921 - 137.329

Empréstimos e f inanciamentos 107.497 405.235 5.737 - 349.753 (596) 867.626

Debêntures 390.822 20.088 - 5.134 15.447 - 431.491

Dividendos a pagar 242.488 124.791 31.300 15.545 3.824 (398.257) 19.691

Benefícios pós-emprego 9.538 26.548 1.313 - 5 - 37.404

Encargos do consumidor a recolher 6.791 16.442 - - - - 23.233

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 46.679 129.293 - - - - 175.972

Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do

bem público 54.955 - - - - - 54.955

Outras contas a pagar 30.369 104.702 751 3.098 19.068 - 157.988

PASSIVO NÃO CIRCULANTE 3.209.935 2.785.518 86.685 69.918 1.938.089 (210.176) 7.879.969

Partes relacionadas 114.081 - - - 25.494 (139.575) -

Fornecedores 14.249 3.376 - - - - 17.625

Obrigações f iscais 18.635 63.952 3.673 - 869 - 87.129

Imposto de renda e contribuição social diferidos 15.218 - - - - - 15.218

Empréstimos e f inanciamentos 1.518.027 517.804 27.431 - 608.663 (70.601) 2.601.324

Debêntures 111.550 998.949 - 48.420 995.038 - 2.153.957

Benefícios pós-emprego 218.812 576.575 50.277 4.844 10.706 - 861.214 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 58.009 101.783 - - - - 159.792 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público 436.772 - - - - - 436.772 Outras contas a pagar 306 - - - - - 306 Provisões para litígios 704.276 523.079 5.304 16.654 297.319 - 1.546.632

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 7.734.563 4.329.575 417.157 278.026 13.716.731 (12.793.272) 13.682.780

Atribuível aos acionistas controladores 7.734.563 4.329.575 417.157 278.026 13.716.731 (13.145.363) 13.330.689

Capital social 4.456.762 2.624.841 240.398 135.943 7.301.605 (7.849.549) 6.910.000

Afac - 603.000 36.100 - 8.000 (647.100) -

Ajustes de avaliação patrimonial 1.104.583 (108.279) (16.876) (1.548) 974.948 (975.864) 976.964

Reserva legal 361.226 157.187 12.022 21.238 685.349 (551.875) 685.147

Reserva de retenção de lucros 1.560.071 1.052.826 145.513 122.393 4.520.666 (2.884.644) 4.516.825

Dividendo adicional proposto 262.209 - - - 241.753 (262.209) 241.753

Prejuízos acumulados (10.288) - - - (15.590) 25.878 -


GET DIS TEL GÁS HOL Eliminações Consolidado

100

PASSIVO

31.12.2013

PASSIVO TOTAL 12.422.458 7.760.564 480.851 308.023 14.473.384 (12.333.835) 23.111.445

PASSIVO CIRCULANTE 1.485.556 1.545.217 56.340 66.935 1.084.423 (890.586) 3.347.885

Obrigações sociais e trabalhistas 59.902 155.337 14.105 5.214 5.127 - 239.685

Partes relacionadas - - - - 468.317 (468.317) -

Fornecedores 301.768 771.815 8.120 52.881 3.211 (45.556) 1.092.239

Imposto de renda e contribuição social 297.620 - - - - - 297.620

Outras obrigações f iscais 66.899 200.767 5.467 2.227 25.481 (110) 300.731

Empréstimos e f inanciamentos 217.736 173.482 5.241 - 562.801 (2.154) 957.106

Debêntures 40.490 16.972 - - - - 57.462

Dividendos a pagar 362.932 - 21.585 5.598 3.047 (374.449) 18.713

Benefícios pós-emprego 7.886 21.043 1.047 - 7 - 29.983

Encargos do consumidor a recolher 26.920 11.074 - - - - 37.994

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 20.116 107.744 - - - - 127.860

Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do

bem público 51.481 - - - - - 51.481

Outras contas a pagar 31.806 86.983 775 1.015 16.432 - 137.011

PASSIVO NÃO CIRCULANTE 3.299.960 2.848.662 71.572 5.462 736.808 (127.656) 6.834.808

Partes relacionadas 64.995 - - - - (64.995) -

Fornecedores 22.187 27.934 - - - - 50.121

Obrigações f iscais 15.153 50.354 2.855 - 40 - 68.402

Imposto de renda e contribuição social diferidos 418.426 - - 2.075 - - 420.501

Empréstimos e f inanciamentos 1.303.009 635.956 33.622 - 456.752 (62.661) 2.366.678

Debêntures 152.066 998.417 - - - - 1.150.483

Benefícios pós-emprego 292.968 608.391 31.222 2.499 2.169 - 937.249 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 55.599 99.122 - - - - 154.721 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público 420.293 - - - - - 420.293 Outras contas a pagar 233 - - - - - 233 Provisões para litígios 555.031 428.488 3.873 888 277.847 - 1.266.127

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 7.636.942 3.366.685 352.939 235.626 12.652.153 (11.315.593) 12.928.752

Atribuível aos acionistas controladores 7.636.942 3.366.685 352.939 235.626 12.652.153 (11.593.006) 12.651.339

Capital social 4.317.997 2.624.841 240.398 135.943 6.911.678 (7.320.857) 6.910.000

Ajustes de avaliação patrimonial 1.141.672 (155.096) (5.795) - 983.159 (980.781) 983.159

Reserva legal 301.729 135.294 9.093 18.220 624.849 (464.336) 624.849

Reserva de retenção de lucros 1.730.944 761.646 109.243 77.987 3.897.833 (2.683.296) 3.894.357

Reserva de lucros a realizar - - - 3.476 - - 3.476

Dividendo adicional proposto 153.180 - - - 235.498 (153.180) 235.498

Prejuízos acumulados (8.580) - - - (864) 9.444 -


GET DIS TEL ConsolidadoGÁS HOL Eliminações

101

34.5 Demonstração do resultado por segmento reportável


31.12.2014

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 5.344.002 8.347.036 213.163 1.748.045 3 (1.733.732) 13.918.517

Fornecimento de energia elétrica para terceiros 513.239 3.857.914 - - - - 4.371.153

Fornecimento de energia elétrica entre segmentos - 2.547 - - - (2.547) -

Suprimento de energia elétrica para terceiros 4.073.140 297.652 - - - - 4.370.792

Suprimento de energia elétrica para terceiros entre

segmentos 303.115 - - - - (303.115) -

Disponibilidade da rede elétrica para terceiros 136.830 2.100.640 - - - - 2.237.470

Disponibilidade da rede elétrica entre segmentos 60.733 13.223 - - - (73.956) -

Receita de construção 206.150 991.356 - 81.504 - - 1.279.010

Serviços de telecomunicações para terceiros - - 165.461 - - - 165.461

Serviços de telecomunicações entre segmentos - - 29.763 - - (29.763) -

Distribuição de gás canalizado - - - 391.285 - - 391.285

Distribuição de gás canalizado entre segmentos - - - 1.273.301 - (1.273.301) -

Resultado de ativos e passivos f inanceiros setoriais 1.033.866 - 1.033.866

Outras receitas operacionais para terceiros 17.110 48.428 1.984 1.955 3 - 69.480

Outras receitas operacionais entre segmentos 33.685 1.410 15.955 - - (51.050) -

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (4.388.615) (7.757.776) (137.404) (1.664.860) (153.758) 1.733.855 (12.368.558)

Energia elétrica comprada para revenda (496.887) (4.904.034) - - - 303.202 (5.097.719)

Encargos de uso da rede elétrica (247.126) (209.066) - - - 71.346 (384.846)

Pessoal e administradores (231.941) (633.236) (62.069) (25.892) (99.673) - (1.052.811)

Planos previdenciário e assistencial (52.427) (126.961) (8.507) (2.093) (11.554) - (201.542)

Material (17.048) (53.918) (1.551) (1.410) (508) - (74.435)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (1.424.147) - - - - 1.273.299 (150.848)

Gás natural e insumos para operação de gás - - - (1.469.842) - - (1.469.842)

Serviços de terceiros (170.431) (289.717) (21.530) (19.374) (7.707) 84.295 (424.464)

Depreciação e amortização (362.586) (221.401) (28.277) (16.921) (758) - (629.943)

Provisões e reversões (a) (978.991) (185.207) (3.036) (15.864) (20.584) - (1.203.682)

Custo de construção (213.042) (991.356) - (81.504) - - (1.285.902)

Outros custos e despesas operacionais (193.989) (142.880) (12.434) (31.960) (12.974) 1.713 (392.524)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 350.412 - - - 1.415.889 (1.606.346) 159.955

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E

E DOS TRIBUTOS 1.305.799 589.260 75.759 83.185 1.262.134 (1.606.223) 1.709.914

Resultado f inanceiro 92.877 81.693 2.922 1.832 (31.482) (125) 147.717

LUCRO OPERACIONAL 1.398.676 670.953 78.681 85.017 1.230.652 (1.606.348) 1.857.631

Imposto de renda e contribuição social (646.099) - (22.350) (41.140) (38.280) - (747.869)

Imposto de renda e contribuição social diferidos 434.506 (233.089) 2.253 16.489 5.694 - 225.853

LUCRO DO EXERCÍCIO Lucro Líquido (Prejuízo) do Exercício1.187.083 437.864 58.584 60.366 1.198.066 (1.606.348) 1.335.615

(a) No segmento de geração e transmissão, o saldo contempla o valor de provisão para redução ao valor recuperável de ativos (NE nº 32.5).

GET DIS TEL GÁS HOL Eliminações Consolidado

102


31.12.2013

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 3.044.399 5.961.575 187.792 423.014 - (436.566) 9.180.214

Fornecimento de energia elétrica para terceiros 460.845 2.883.804 - - - - 3.344.649

Fornecimento de energia elétrica entre segmentos - 2.193 - - - (2.193) -

Suprimento de energia elétrica para terceiros 1.832.207 100.055 - - - - 1.932.262

Suprimento de energia elétrica para terceiros entre

segmentos 311.242 - - - - (311.242) -

Disponibilidade da rede elétrica para terceiros 94.785 1.934.191 - - - - 2.028.976

Disponibilidade da rede elétrica entre segmentos 57.090 13.115 - - - (70.205) -

Receita de construção 136.536 898.606 - 40.999 - - 1.076.141

Serviços de telecomunicações para terceiros - - 141.315 - - - 141.315

Serviços de telecomunicações entre segmentos - - 39.895 - - (39.895) -

Distribuição de gás canalizado - - - 368.620 - - 368.620

Outras receitas operacionais para terceiros 144.908 128.278 1.670 13.395 - - 288.251

Outras receitas operacionais entre segmentos 6.786 1.333 4.912 - - (13.031) -

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (1.649.753) (6.304.797) (127.264) (402.030) (20.303) 436.520 (8.067.627)

Energia elétrica comprada para revenda (128.736) (3.518.865) - - - 311.242 (3.336.359)

Encargos de uso da rede elétrica (227.325) (249.465) - - - 69.473 (407.317)

Pessoal e administradores (274.526) (723.734) (57.703) (21.366) (19.018) - (1.096.347)

Planos previdenciário e assistencial (47.478) (118.211) (7.738) (1.387) (1.382) - (176.196)

Material (16.346) (50.531) (1.312) (2.268) (21) - (70.478)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (27.187) - - - - - (27.187)

Gás natural e insumos para operação de gás - - - (295.671) - - (295.671)

Serviços de terceiros (146.185) (292.644) (18.437) (17.439) (4.815) 56.061 (423.459)

Depreciação e amortização (353.590) (205.110) (27.968) (15.780) (755) - (603.203)

Provisões e reversões (104.127) (118.233) (3.920) (40) 26.765 - (199.555)

Custo de construção (148.670) (898.606) - (40.999) - - (1.088.275)

Outros custos e despesas operacionais (175.583) (129.398) (10.186) (7.080) (21.077) (256) (343.580)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 33.744 - - - 1.116.830 (1.036.968) 113.606

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E

E DOS TRIBUTOS 1.428.390 (343.222) 60.528 20.984 1.096.527 (1.037.014) 1.226.193

Resultado financeiro 41.804 228.938 3.078 4.443 2.000 48 280.311

LUCRO OPERACIONAL 1.470.194 (114.284) 63.606 25.427 1.098.527 (1.036.966) 1.506.504

Imposto de renda e contribuição social (532.053) - (14.661) (7.806) - - (554.520)

Imposto de renda e contribuição social diferidos 140.856 35.775 (1.213) 864 (26.831) - 149.451

LUCRO (PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO Lucro Líquido (Prejuízo) do Exercício1.078.997 (78.509) 47.732 18.485 1.071.696 (1.036.966) 1.101.435

ConsolidadoGET DIS TEL GÁS HOL Eliminações

103

35 Instrumentos Financeiros

35.1 Categorias e apuração do valor justo dos instrumentos financeiros

Consolidado NE 31.12.2014

nº Nível Valor contábil Valor justo Valor contábil Valor justo

Ativos Financeiros

Valor justo por meio do resultado - mantido

para negociação

Caixa e equivalentes de caixa (a) 4 1 740.131 740.131 1.741.632 1.741.632

Títulos e valores mobiliários (b) 5 1 52.804 52.804 65.811 65.811


1.081.498 1.081.498 1.980.159 1.980.159

Empréstimos e recebíveis

Caução STN (c) 6 56.956 39.252 45.371 32.415

Cauções e depósitos vinculados (a) 6 13.497 13.497 1.976 1.976

Clientes (a) 7 2.254.512 2.254.512 1.470.314 1.470.314

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná (d) 8 1.344.108 1.376.932 1.380.554 1.369.599

Ativos f inanceiros setoriais líquidos (a) 9 1.041.144 1.041.144 - -

Contas a receber vinculadas à concessão (e) 10 632.941 632.941 412.869 412.869

Contas a receber vinculadas à prorrogação

da concessão (f) 11 301.046 302.689 557.589 563.052

5.644.204 5.660.967 3.868.673 3.850.225

Disponíveis para venda

Contas a receber vinculadas à concessão (g) 10 3 3.792.476 3.792.476 3.075.795 3.075.795

Contas a receber vinculadas à prorrogação

da concessão (h) 11 3 160.217 160.217 160.217 160.217



Outros investimentos (i) 17.2 1 17.631 17.631 25.708 25.708

4.220.282 4.220.282 3.532.951 3.532.951

Total dos ativos financeiros 10.945.984 10.962.747 9.381.783 9.363.335

Passivos Financeiros

Valor justo por meio do resultado - mantido

para negociação

Outras obrigações - derivativos (b) 1 157 157 85 85

157 157 85 85

Outros passivos financeiros

Fornecedores (a) 21 1.604.830 1.604.830 1.142.360 1.142.360

Empréstimos e f inanciamentos (c) 22 3.468.950 3.229.136 3.323.784 2.922.867

Debêntures (j) 23 2.585.448 2.585.448 1.207.945 1.207.945

Contas a pagar vinculadas à concessão - UBP (k) 27 491.727 598.493 471.774 578.409

8.150.955 8.017.907 6.145.863 5.851.581

Total dos passivos financeiros 8.151.112 8.018.064 6.145.948 5.851.666

Os diferentes níveis foram definidos conforme a seguir:

Nível 1: obtidas de preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos ou passivos idênticos;

Nível 2: obtidas por meio de outras variáveis além dos preços cotados incluídos no Nível 1, que são observáveis para

o ativo ou passivo;

Nível 3: obtidas por meio de técnicas de avaliação que incluem variáveis para o ativo ou passivo, mas que não têm

como base os dados observáveis de mercado.

31.12.2013

104

Apuração dos valores justos

a) Equivalente ao seu respectivo valor contábil, em razão de sua natureza e prazo de realização.

b) Calculado de acordo com as informações disponibilizadas pelos agentes financeiros e pelos valores de

mercado dos títulos emitidos pelo governo brasileiro.

c) Utilizado como premissa básica o custo da última captação realizada pela Companhia, 111,5% do CDI

para desconto do fluxo de pagamentos esperado.

d) Utilizada como premissa a comparação com o título Notas do Tesouro Nacional - NTN-B, de longo

prazo e pós-fixado, a NTN-B Principal com vencimento em 15.08.2024, que paga em torno de 6,10%

a.a. mais IPCA.

e) Os critérios e as premissas foram divulgados na NE nº 3.7.2.

f) Ativos que entraram em operação após maio de 2000, têm valores justos calculados pelo fluxo de

entradas de caixa esperado, descontado à taxa Selic, melhor taxa de curto prazo disponível para

comparação na apuração do seu valor de mercado.

g) Os critérios e as premissas foram divulgados na NE nº 3.7.1. A mutação ocorrida em 2014 está

demonstrada a seguir:

Consolidado

Em 31.12.2013 3.075.795

Capitalizações do intangível em curso 663.576

Variação monetária 76.989

Baixas (23.884)

Em 31.12.2014 3.792.476

h) Ativos existentes em 31.05.2000, têm valores justos equivalentes aos valores contábeis, em virtude do

aguardo da conclusão do laudo a ser avaliado pela Aneel.

i) Calculado conforme cotações de preços publicadas em mercado ativo ou aplicando o percentual de

participação sobre o patrimônio líquido para os ativos sem mercado ativo.

j) Calculado conforme cotação do Preço Unitário - PU em 31.12.2014, obtido junto à Associação Nacional

das Instituições do Mercado Financeiro - Anbima, líquido do custo financeiro a amortizar de R$ 2.029.

k) Utilizada a taxa de 7,74% a.a. como referência de mercado.

35.2 Gerenciamento dos riscos financeiros

A Companhia mantém o Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, responsável pelo desenvolvimento e

acompanhamento das políticas de gerenciamento de riscos e o assessoramento do Comitê de Auditoria, de

forma a assegurar a boa gestão dos recursos e a proteção e valorização do seu patrimônio.

Os negócios da Companhia estão expostos aos seguintes riscos resultantes de instrumentos financeiros:

105

35.2.1 Risco de crédito

Risco de crédito é o risco de incorrer em perdas decorrentes de um cliente ou de uma contraparte em um

instrumento financeiro, resultantes da falha destes em cumprir com suas obrigações contratuais.

Consolidado

Exposição ao risco de crédito 31.12.2014 31.12.2013

Caixa e equivalentes de caixa (a) 740.131 1.741.632

Títulos e valores mobiliários (a) 591.325 509.758

Cauções e depósitos vinculados (a) 70.453 47.347

Clientes (b) 2.254.512 1.470.314

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná (c) 1.344.108 1.380.554

Ativos financeiros setoriais líquidos (d) 1.041.144 -

Contas a receber vinculadas à concessão (e) 4.425.417 3.488.664

Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (f) 301.046 557.589

Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (g) 160.217 160.217

10.928.353 9.356.075

a) A Companhia administra o risco de crédito sobre esses ativos, considerando a política da Companhia

em aplicar praticamente todos os recursos em instituições bancárias federais. Excepcionalmente, por

força legal e/ou regulatória, a Companhia aplica recursos em bancos privados considerados de primeira

linha.

b) Risco decorrente da possibilidade de a Companhia incorrer em perdas, resultantes da dificuldade de

recebimento de valores faturados a seus clientes. Tal risco está intimamente relacionado a fatores

internos e externos à Copel. Para reduzir esse tipo de risco, a Companhia atua na gerência das contas

a receber, detectando as classes de consumidores com maior possibilidade de inadimplência,

suspendendo o fornecimento de energia e implementando políticas específicas de cobrança, atreladas

a garantias reais ou fidejussórias para débitos superiores a R$ 200.

Os créditos de liquidação duvidosa estão adequadamente cobertos por provisão para fazer face a

eventuais perdas na sua realização.

c) A Administração considera o risco deste crédito reduzido, visto que as amortizações são garantidas

com recursos oriundos de dividendos. O Governo do Estado vem cumprindo o pagamento das parcelas

renegociadas conforme estabelecido no quarto termo aditivo.

d) A Administração considera bastante reduzido o risco deste crédito, visto que os contratos firmados

asseguram o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão a ser pago pelo Poder

Concedente, referente a custos não recuperados por meio de tarifa.

e) A Administração considera bastante reduzido o risco deste, visto que os contratos firmados asseguram

o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão a ser pago pelo Poder Concedente,

referente aos investimentos efetuados em infraestrutura e que não foram recuperados por meio da

tarifa até o vencimento da concessão, especificamente a atividade de transmissão, tendo em vista que

a RAP é uma receita garantida, portanto sem risco de demanda.

106

f) Para o valor relativo a indenização homologada para os ativos que entraram em operação após maio

de 2000, a Administração considera reduzido o risco de crédito uma vez que as regras de sua

realização e remuneração já foram estabelecidos pelo Poder Concedente. A Companhia recebeu as

parcelas vencidas até setembro de 2014 e a expectativa da Administração é o recebimento das demais

parcelas em atraso a partir da publicação da Resolução Homologatória nº 1.857, de 27.02.2015, que

definiu as quotas anuais definitivas da CDE, aumentando o orçamento para o pagamento das

indenizações de transmissão de R$ 3.180.000 para R$ 4.900.000 em 2015.

g) Para o valor relativo aos ativos existentes em 31.05.2000, a Aneel publicou a Resolução Normativa

nº 589/2013, que trata da definição de critérios para cálculo do Valor Novo de Reposição (VNR), para

fins de indenização. Para estes ativos a Administração considera como reduzido o risco de crédito uma

vez que as regras para a indenização estão definidas e está em andamento o levantamento das

informações conforme requerido pelo Poder Concedente.

35.2.2 Risco de liquidez

O Risco de Liquidez da Companhia é representado pela possibilidade de insuficiência de recursos, caixa ou

outro ativo financeiro, para liquidar as obrigações nas datas previstas.

A Companhia faz a administração do risco de liquidez com um conjunto de metodologias, procedimentos e

instrumentos, aplicados no controle permanente dos processos financeiros, a fim de se garantir o adequado

gerenciamento dos riscos.

Os investimentos são financiados por meio de dívidas de médio e longo prazos junto a instituições

financeiras e ao mercado de capitais.

São desenvolvidas projeções econômico-financeiras de curto, médio e longo prazos, as quais são

submetidas à apreciação pelos órgãos da Administração. Anualmente ocorre a aprovação do orçamento

empresarial para o próximo exercício.

As projeções econômico-financeiras de médio e longo prazos abrangem períodos mensais cobrindo os

próximos cinco anos. A projeção de curto prazo considera períodos diários cobrindo os próximos 90 dias.

A Companhia monitora permanentemente o volume de recursos a serem liquidados por meio de controle do

fluxo de caixa, objetivando reduzir o custo de captação, o risco de renovação dos empréstimos e a

aderência à política de aplicações financeiras, mantendo-se um nível de caixa mínimo.

A tabela a seguir demonstra valores esperados de liquidação em cada faixa de tempo. As projeções foram

efetuadas com base em indicadores financeiros vinculados aos respectivos instrumentos financeiros,

previstos nas medianas das expectativas de mercado do Relatório Focus, do Banco Central, que fornece a

expectativa média de analistas de mercado para tais indicadores para o ano corrente e para o ano seguinte.

A partir de 2017, repetem-se os indicadores de 2016 até o horizonte da projeção, exceto o dólar, que

acompanha a inflação.

107

Consolidado Juros (a) Menos 1 a 3 3 meses Mais de Passivo

de 1 mês meses a 1 ano 1 a 5 anos 5 anos Total

31.12.2014

Empréstimos e f inanciamentos NE nº 22 75.379 45.403 971.506 2.185.629 2.051.937 5.329.854

Debêntures NE nº 23 4.939 10.966 692.433 2.680.345 - 3.388.683

Derivativos DI Futuro 157 - - - - 157

Contas a pagar vinculadas à Tx. Retorno +

concessão - uso do bem público IGP-M e IPCA 4.590 9.181 42.144 257.665 2.006.107 2.319.687

Eletrobrás - Itaipu Dólar - 205.030 958.725 4.152.843 5.010.440 10.327.038

Outros fornecedores - 1.111.742 269.075 94.811 32.114 - 1.507.742

Benefícios pós emprego 8,53% 38.322 76.645 344.902 1.797.468 5.690.070 7.947.407

Obrigações de compra IGP-M e IPCA - 899.187 3.666.194 19.924.273 93.096.613 117.586.267

1.235.129 1.515.487 6.770.715 31.030.337 107.855.167 148.406.835

31.12.2013

Empréstimos e f inanciamentos NE nº 22 44.546 312.844 773.467 1.853.937 1.488.871 4.473.665

Debêntures NE nº 23 5.182 10.324 160.669 1.499.400 - 1.675.575

Derivativos DI Futuro 85 - - - - 85

Contas a pagar vinculadas à Tx. Retorno +

concessão - uso do bem público IGP-M e IPCA 4.282 8.564 39.272 246.196 2.103.155 2.401.469

Eletrobrás - Itaipu Dólar - 124.286 575.224 3.606.457 5.517.175 9.823.142

Petrobras - repactuação 100% do CDI 5.295 10.738 51.243 - - 67.276

Outros fornecedores - 645.392 144.718 196.518 92.271 - 1.078.899

Benefícios pós emprego 8,05% 43.145 86.289 388.302 2.785.404 12.492.581 15.795.721

Obrigações de compra IGP-M e IPCA - 605.310 2.818.490 12.216.247 80.198.892 95.838.939

747.927 1.303.073 5.003.185 22.299.912 101.800.674 131.154.771

(a) Taxa de juros efetiva - média ponderada.

Conforme divulgado nas NEs nº 22.10 e 23.2, a Companhia e suas controladas têm empréstimos,

financiamentos e debêntures com cláusulas contratuais restritivas (covenants) que podem exigir a

antecipação do pagamento destas obrigações.

As principais garantias para passivos, constituídas para manutenção dos negócios e investimentos, estão

aplicadas em títulos e valores mobiliários (NE nº 5) e em dinheiro (NE nº 6).

35.2.3 Risco de mercado

Risco de mercado é o risco de que o valor justo ou os fluxos de caixa futuros de instrumento financeiro

oscilem devido a mudanças nos preços de mercado, tais como as taxas de câmbio, taxas de juros e preços

de ações. O objetivo do gerenciamento desse risco é controlar as exposições, dentro de parâmetros

aceitáveis, e ao mesmo tempo otimizar o retorno.

a) Risco cambial - dólar norte-americano

Esse risco decorre da possibilidade da perda por conta de flutuações nas taxas de câmbio que reduzam

saldos ativos ou aumentem saldos passivos em moeda estrangeira.

A dívida em moeda estrangeira da Companhia não é significativa e não existe exposição a operações com

derivativos de câmbio. A Companhia mantém monitoramento das taxas cambiais.

O efeito da variação cambial decorrente do contrato de compra de energia da Eletrobras (Itaipu) é

repassado no próximo reajuste tarifário da Copel Distribuição.

108

O risco cambial na compra de gás decorre da possibilidade de a Compagás computar prejuízos derivados

de flutuações no preço do gás decorrente da variação no valor da “cesta de óleos” e das taxas de câmbio,

aumentando os saldos de contas a pagar relativas ao gás adquirido.

A Compagás mantém monitoramento permanente dessas flutuações.

Análise de sensibilidade do risco cambial

A Companhia desenvolveu análise de sensibilidade com objetivo de mensurar o impacto da depreciação.

Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 31.12.2014 e para

o cenário provável considerou-se os saldos com a variação da taxa de câmbio – fim de período

(R$/US$ 2,80) prevista na mediana das expectativas de mercado para 2015 do Relatório Focus do Bacen

de 06.02.2015. Para os cenários adverso e remoto, foi considerada uma deterioração de 25% e 50%,

respectivamente, no fator de risco principal do instrumento financeiro em relação ao nível utilizado no

Cenário Provável.

. Base Cenários projetados - dez.2015

Risco cambial Risco 31.12.2014 Provável Adverso Remoto .Ativos financeirosCaução STN (garantia de empréstimo STN) Baixa do dólar 56.956 3.083 (11.926) (26.936) . 56.956 3.083 (11.926) (26.936) Passivos financeiros

Empréstimos e f inanciamentos

STN Alta do dólar (71.197) (3.854) (22.617) (41.380)

(71.197) (3.854) (22.617) (41.380)

Fornecedores

Eletrobrás (Itaipu) Alta do dólar (135.489) (7.335) (43.041) (78.747)

Petrobras (aquisição de gás pela Compagás) Alta do dólar (252.103) (13.648) (80.086) (146.524) (387.592) (20.983) (123.127) (225.271)

Além da análise de sensibilidade exigida pela Instrução CVM nº475/08, a Companhia avalia seus

instrumentos financeiros considerando os possíveis efeitos no resultado e patrimônio líquido frente aos

riscos avaliados pela Administração da Companhia na data das demonstrações financeiras, conforme

sugerido pelo CPC 40 e IFRS 7. Baseado na posição patrimonial e no valor nocional dos instrumentos

financeiros em aberto em 31.12.2014, estima-se que esses efeitos seriam próximos aos valores

mencionados na coluna de cenário projetado provável da tabela acima, uma vez que as premissas

utilizadas pela Companhia são próximas às descritas anteriormente.

b) Risco de taxa de juros e variações monetárias

Risco de a Companhia incorrer em perdas, por conta de flutuações nas taxas de juros ou outros

indexadores, que diminuam as receitas financeiras ou aumentem as despesas financeiras relativas aos

ativos e passivos captados no mercado.

A Companhia não celebrou contratos de derivativos para cobrir este risco, exceto para os fundos de

investimentos exclusivos (35.2.3-c), mas vem monitorando continuamente as taxas de juros e indexadores

de mercado, a fim de observar eventual necessidade de contratação.

109

Análise de sensibilidade do risco de taxa de juros e variações monetárias

A Companhia desenvolveu análise de sensibilidade com objetivo de mensurar o impacto de taxas de juros

pós-fixadas e de variações monetárias sobre seus ativos e passivos financeiros expostos a tais riscos.

Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 31.12.2014 e para

o cenário provável considerou-se os saldos com a variação dos indicadores (CDI/Selic – 12,50%, IPCA –

6,45%, IGP-DI – 5,72%, IGP-M – 5,81% e TJLP – 5,50%) previstos na mediana das expectativas de

mercado para 2015 do Relatório Focus do Bacen de 06.02.2015. Para os cenários adverso e remoto, foi

considerada uma deterioração de 25% e 50%, respectivamente, no fator de risco principal do instrumento

financeiro em relação ao nível utilizado no Cenário Provável.


Risco de taxa de juros e variações monetárias Risco 31.12.2014 Provável Adverso Remoto .

Ativos financeiros

Equivalentes de caixa - aplicações f inanceiras Baixa CDI/SELIC 587.758 76.526 57.424 38.262

Títulos e valores mobiliários Baixa CDI/SELIC 591.325 76.990 57.773 38.495

Cauções e depósitos vinculados Baixa CDI/SELIC 13.497 1.757 1.319 878 Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná Baixa IGP-DI 1.344.108 76.883 57.662 38.441 Ativos f inanceiros setoriais líquidos Baixa Selic 1.041.144 130.143 97.607 65.072

Contas a receber vinculadas à concessão Baixa IGP-M 4.425.417 257.117 192.838 128.558

Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão - RBNI Baixa IPCA 301.046 19.417 14.563 9.709 Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão Indefinido (a) 160.217 - - -

8.464.512 638.833 479.186 319.415

Passivos financeiros

Empréstimos e f inanciamentos

Banco do Brasil Alta CDI (1.558.485) (194.811) (243.513) (292.216)

Eletrobrás - Finel Alta IGP-M (50.237) (584) (730) (876)

Eletrobrás - RGR Sem Risco (b) (80.524) - - -

Finep Alta TJLP (33.168) (1.824) (2.280) (2.736)

BNDES Alta TJLP (1.526.141) (83.938) (104.922) (125.907)

Banco do Brasil - Repasse de recursos do BNDES Alta TJLP (149.198) (8.206) (10.257) (12.309)

Debêntures Alta CDI (2.585.448) (323.181) (403.976) (484.772)

. (5.983.201) (612.544) (765.678) (918.816)

(a) Avaliação do risco ainda carece de regulamentação por parte do Poder Concedente.

Além da análise de sensibilidade exigida pela Instrução CVM nº475/08, a Companhia avalia seus

instrumentos financeiros considerando os possíveis efeitos no resultado e patrimônio líquido frente aos

riscos avaliados pela Administração da Companhia na data das demonstrações financeiras, conforme

sugerido pelo CPC 40 e IFRS 7. Baseado na posição patrimonial e no valor nocional dos instrumentos

financeiros em aberto em 31.12.2014, estima-se que esses efeitos seriam próximos aos valores

mencionados na coluna de cenário projetado provável da tabela acima, uma vez que as premissas

utilizadas pela Companhia são próximas às descritas anteriormente.

c) Risco de derivativos

A Companhia opera instrumentos financeiros derivativos com o objetivo exclusivo de se proteger frente à

volatilidade das exposições às oscilações nas taxas de juros.

110

Com o objetivo de se proteger frente à volatilidade das exposições ativas (taxas de juros em DI) decorrentes

de títulos e valores mobiliários, a Companhia contratou operações de DI futuro, negociadas na

BM&FBOVESPA e registradas na Cetip S.A. Mercados Organizados - Cetip, cujos saldos de face

apresentam os seguintes montantes e condições:

i) Em 2014, o resultado das operações com instrumentos financeiros derivativos no mercado de futuros

foi um ganho de R$ 1.720 (um ganho de R$ 5.885 em 2013);

ii) Os contratos são ajustados diariamente, conforme ajustes do DI Futuro divulgados pela

BM&FBOVESPA. Os valores de referência (nocionais) desses contratos em aberto em 31.12.2014

correspondem a R$ 64.880 (R$ 109.792 em 31.12.2013);

iii) Em 31.12.2014, parte dos títulos públicos federais no montante de R$ 6.487 (R$ 6.712 em 31.12.2013)

estava depositada como garantia de operações realizadas na BM&FBOVESPA.

Análise de sensibilidade do risco de derivativos

De modo a mensurar os efeitos das flutuações dos índices e das taxas atreladas às operações com

derivativos, elaboramos a seguir o quadro de análise de sensibilidade, nos termos determinados pela

instrução CVM nº 475/08, incluindo um cenário considerado provável pela Administração, uma situação

considerada adversa de, pelo menos, 25% de deterioração nas variáveis utilizadas e uma situação

considerada remota, com deterioração de, pelo menos, 50% nas variáveis de risco. Para o cenário base,

foram considerados os saldos existentes e, para o cenário provável, os saldos com a variação da taxa de

referencia BM&FBOVESPA para LTN, com vencimento em .


Risco de derivativos Risco 31.12.2014 Provável Adverso Remoto .

Ativos (passivos) financeiros

Derivativos - passivos Baixa do DI (157) 130 (6.390) (12.909)

(157) 130 (6.390) (12.909)

Efeito esperado no resultado 287 (6.233) (12.752)

35.2.4 Risco quanto à escassez de energia

Risco de déficit de energia elétrica decorrente de condições climáticas desfavoráveis quanto a ocorrência de

chuvas em determinado período, dado que a matriz energética brasileira está baseada em fontes hídricas,

cuja geração depende do volume de água em seus reservatórios.

Um período prolongado de escassez de chuvas pode reduzir o volume de água em estoque nos

reservatórios, podendo ocasionar perdas em razão da redução de receitas quando da eventual adoção de

racionamento energético.

Segundo a publicação Plano da Operação Energética 2014/2018 - PEN 2014, divulgado pelo ONS, o

cenário hidroenergético em 2014 mostrou-se desfavorável, uma vez que as condições climáticas na estação

chuvosa impediram a retomada dos estoques armazenados nos reservatórios dos subsistemas

Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste.

111

Estes fatores podem impactar, sobretudo, os resultados no curto prazo (horizonte 2015/2016), quando o

risco de déficit em alguns casos superam a margem de segurança estabelecida pelo Conselho Nacional de

Política Energética - CNPE (risco máximo de 5%).

Entretanto, as avaliações de médio prazo (horizonte 2015/2018), baseadas nos riscos de déficit de energia

para o Cenário de Referência indicam adequabilidade ao critério de suprimento preconizado pelo CNPE, na

medida em que os riscos de déficit permanecem inferiores a 5% em todos os subsistemas.

35.2.5 Risco de não renovação das concessões

A lei nº 12.783/2013 publicada em 14.01.2013 disciplinou a prorrogação das concessões de geração,

transmissão e distribuição de energia elétrica para as concessões alcançadas pelos artigos 17, 19 e 22 da

lei nº 9.074/1995. No entanto, a prorrogação é facultada a aceitação expressa das condições daquela lei.

No segmento de geração, foram quatro as usinas alcançadas pela lei nº 12.783/2013: Rio dos Patos com

1,8 MW, Mourão com 8,2 MW, Chopim com 1,8 MW e Usina Governador Pedro Viriato Parigot de Souza

com 260 MW de capacidade instalada.

Visando preservar os atuais níveis de rentabilidade da empresa, estas usinas não foram prorrogadas, pois

estudos apontaram sua inviabilidade frente as condições impostas pelo poder concedente. Ao término

contratual, estas usinas serão licitadas, sem a garantia da empresa sagrar-se vencedora do certame. Rio

dos Patos, por sua vez teve seu término contratual em fevereiro de 2014. No entanto, a Companhia

permanecerá responsável pela prestação do serviço desta usina, até a assunção do concessionário

vencedor da licitação, ainda sem data definida para acontecer. Por meio da Portaria MME 170/2014, de

17.04.2014, foi definindo o valor do Custo da Gestão dos Ativos de Geração - GAG desta usina, o qual será

utilizado para a definição da Receita Anual de Geração - RAG, para prestação desse serviço.

No segmento de transmissão, as instalações constantes do Contrato de Concessão nº 060/2001, foram

prorrogadas por 30 anos, segundo as condições impostas pela lei nº 12.783/2013. Neste caso, foram

mantidas as condições para a realização dos investimentos decorrentes de contingências, modernizações,

atualizações e reforma das estruturas e equipamentos que se efetivarão desde que haja reconhecimento e

autorização pela Aneel. A garantia de ressarcimento pelo órgão regulador afasta a possibilidade de perdas

financeira bem como preserva os atuais níveis de rentabilidade da Companhia.

No segmento de distribuição, a Companhia manifestou-se favorável pela prorrogação do Contrato de

Concessão nº 046/1999, nos termos da lei nº 12.783/2013. No momento, aguarda-se a decisão do Poder

Concedente pela prorrogação. Caso as condições estabelecidas pelo Poder Concedente garantam os níveis

de rentabilidade da empresa, a Companhia assinará o contrato de concessão ou termo aditivo, por um

período de até 30 anos. Apesar do contexto de incertezas no cenário regulatório, a Companhia confia na

possibilidade de prorrogação do referido contrato de concessão, embora não possua informações

suficientes para garantir a prorrogação do contrato de concessão de distribuição em termos favoráveis. A

prorrogação ou não do contrato de concessão se dará mediante condições legais regulatórias a serem

determinadas que possam afetar a classificação, a realização de determinados ativos ou a liquidação de

determinados passivos. Os principais itens que estão expostos a este evento são conforme segue:

112

i) Ativo financeiro setorial: a parcela classificada no curto prazo poderá ser realizada em prazo superior a

12 meses, caso a concessão não seja renovada;

ii) Ativo financeiro da concessão: depende de avaliação da Aneel para confirmar os valores a serem

indenizados ou que venham a ser atribuídos a um novo período de concessão; e

iii) Imposto de renda e contribuição social diferidos: poderão se realizar/liquidar em prazo diferente daquele

previsto pela Companhia.

Copel Geração e Transmissão Participação % Vencimento

Contrato de Concessão nº 045/1999

UHE Rio dos Patos (a) (b) (f) 100 14.02.2014

UHE Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS) (a) (b) 100 07.07.2015

UHE Mourão I (a) (b) 100 07.07.2015

UTE Figueira 100 26.03.2019

UHE Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 100 23.05.2023

UHE São Jorge 100 03.12.2024

UHE Guaricana 100 16.08.2026

UHE Derivação do Rio Jordão (d) 100 15.11.2029

UHE Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) 100 15.11.2029

UHE Gov. José Richa (Salto Caxias) 100 04.05.2030

PCH Melissa (c) 100 -

PCH Pitangui (c) 100 -

PCH Salto do Vau (c) 100 -

Contrato de Concessão nº 001/2011

UHE Colíder (e) 100 16.01.2046

Contrato de Uso de Bem Público nº 007/2013

UHE Chopim I (a) (b) (d) 100 07.07.2015

UHE Apucaraninha (d) 100 12.10.2025

UHE Chaminé (d) 100 16.08.2026

UHE Cavernoso (d) 100 07.01.2031

Contrato de Uso de Bem Público nº 002/2012 - UHE Baixo Iguaçu (g) 30 19.08.2047

Autorizações

Resolução nº 278/1999 - UEE Palmas 100 28.09.2029

Resolução nº 351/1999 - UTE Araucária (20% - Copel) 60 22.12.2029

Portaria nº 133/2011 - PCH Cavernoso II 100 27.02.2046

Contrato de Concessão de geração nº 001/2007

UHE Mauá 51 02.07.2042

Em processo de homologação na Aneel

UHE Marumbi 100 -

(a) Usina não renovada nos termos da MP nº 579/2012 - prerrogativa da Concessionária.

(b) Haverá licitação do empreendimento ao término da concessão.

(c) Nas usinas com capacidade inferior a 1 MW, efetua-se apenas registro na Aneel.

(d) Usinas que passaram por mundança no regime de exploração de Serviço Público para Produtor Independente.

(e) Empreendimento em construção.

(f) A Companhia permanecerá responsável pela prestação do serviço desta usina, até a assunção do concessionário

vencedor da licitação, ainda sem data definida para acontecer.

(g) Em 10.10.2014 foi assinado o 1º aditivo ao Contrato de Concessão MME nº 002/2012 formalizando a transferência

de 30% da Concessão da UHE Baixo Iguaçu para a Copel Geração e Transmissão.

113

Copel Geração e Transmissão Participação % Vencimento

Contratos de Concessões de Linhas de Transmissão e Subestações

Contrato nº 060/01 - Instalações de transmissão (a) 100 05.12.2042

Contrato nº 075/01 - Linha de transmissão Bateias - Jaguariaíva 100 16.08.2031

Contrato nº 006/08 - Linha de transmissão Bateias - Pilarzinho 100 16.03.2038

Contrato nº 027/09 - Linha de transmissão Foz do Iguaçu - Cascavel Oeste 100 18.11.2039

Contrato nº 010/10 - Linha de transmissão Araraquara 2 - Taubaté (b) 100 05.10.2040

Contrato nº 015/10 - Subestação Cerquilho III (b) 100 05.10.2040

Contrato nº 001/12 - Linha de transmissão Cascavel Oeste - Umuarama (b) 51 11.01.2042

Contrato nº 004/12 - Linha de transmissão Nova Santa Rita - Camaquã 3 (b) 20 09.05.2042

Contrato nº 007/12 - Linha de transmissão Umuarama - Guaira (b) 49 09.05.2042

Contrato nº 008/12 - Linha de transmissão Curitiba - Curitiba Leste (b) 80 09.05.2042

Contrato nº 011/12 - Linha de transmissão Açailândia - Miranda II 49 09.05.2042

Contrato nº 012/12 - Linha de transmissão Paranaíta - Ribeirãozinho (b) 49 09.05.2042

Contrato nº 013/12 - Linha de transmissão Ribeirãozinho - Marimbondo II (b) 49 09.05.2042

Contrato nº 022/12 - Linha de transmissão - Foz do Chopim - Salto Osorio C2 (b) 100 26.08.2042

Contrato nº 002/13 - Linha de transmissão - Assis - Paraguaçu Paulista II (b) 100 24.02.2043

Contrato nº 007/13 - Linha de transmissão - Barreiras II - Pirapora 2 (b) 24,5 01.05.2043

Contrato nº 001/14 - Linha de transmissão - Itatiba - Bateias (b) 50,1 13.05.2044

Contrato nº 005/14 - Linha de transmissão - Bateias - Curitiba Norte (b) 100 28.01.2044

Contrato nº 019/14 - Linha de transmissão - Estreito - Fernão Dias (b) 49 04.09.2044

Contrato nº 021/14 - Linha de Transmissão Foz do Chopim - Realeza (b) 100 04.09.2044

Contrato nº 022/14 - Linha de Transmissão Assis - Londrina (b) 100 04.09.2044

(a) Concessão prorrogada nos termos da MP nº 579/2012.

(b) Empreendimento em construção.

Copel Participação % Vencimento

Contratos de Concessão / Autorização das Participações societárias

Copel Distribuição - Contrato de concessão nº 046/99 (a) 100 07.07.2015

Elejor - Contrato de concessão nº 125/2001 - UHE Fundão e UHE Santa Clara 70 24.10.2036

- Autorização - Resoluções nºs 753 e 757/2002 - PCH Fundão I e PCH Santa Clara I 70 18.12.2032

Dona Francisca Energética - Contrato de concessão nº 188/1998 - UHE Dona Francisca 23 27.08.2033

Foz do Chopim - Autorização - Resolução nº 114/2000 - PCH Foz do Chopim 36 23.04.2030

UEG Araucária - Autorização - Resolução nº 351/1999 - UTE Araucária (60% Copel GET) 20 22.12.2029

Compagás - contrato de concessão de distribuição de gás 51 06.07.2024

Nova Asa Branca I - Portaria MME nº 267/2011 - EOL Asa Branca I (b) 100 24.04.2046

Nova Asa Branca II - Portaria MME nº 333/2011 - EOL Asa Branca II (b) 100 30.05.2046

Nova Asa Branca III - Portaria MME nº 334/2011 - EOL Asa Branca III (b) 100 30.05.2046

Nova Eurus IV - Portaria MME nº 273/2011 - EOL Eurus IV (b) 100 26.04.2046

Santa Maria - Portaria MME nº 274/2012 - EOL SM (b) 100 07.05.2047

Santa Helena - Portaria MME nº 207/2012 - EOL Santa Helena (b) 100 08.04.2047

Ventos de Santo Uriel - Portaria MME nº 201/2012 - EOL Santo Uriel (b) 100 08.04.2047

São Bento - Portaria MME nº 276 /2011 - EOL Dreen Boa Vista 100 27.04.2046

- Portaria MME nº 263 /2011 - EOL Farol 100 19.04.2046

- Portaria MME nº 343 /2011 - EOL Dreen Olho D'Água 100 31.05.2046

- Portaria MME nº 310 /2011 - EOL Dreen São Bento do Norte 100 18.05.2046

Voltalia - Portaria MME nº 173 /2012 - EOL São João (b) 49 25.03.2047

- Portaria MME nº 204 /2012 - EOL Carnaúbas (b) 49 08.04.2047

- Portaria MME nº 230 /2012 - EOL Reduto (b) 49 15.04.2047

- Portaria MME nº 233 /2012 - EOL Santo Cristo (b) 49 17.04.2047

(a) Encaminhado em 31.05.2012 requerimento solicitando prorrogação da concessão, e em 11.10.2012 ratif icação ao

requerimento de prorrogação conforme MP nº 579/2012.(b) Empreendimento em construção.

114

35.2.6 Risco quanto à escassez de gás

Risco decorrente de eventual período de escassez no fornecimento de gás natural, para atender às

atividades relacionadas à distribuição de gás e geração de energia termelétrica.

Um período prolongado de escassez de gás poderia impactar em perdas em razão da redução de receitas

das controladas Compagás e UEG Araucária.

35.3 Gerenciamento de capital

A Companhia busca conservar uma sólida base de capital para manter a confiança do investidor, credor e

mercado e garantir o desenvolvimento futuro dos negócios. Procura manter um equilíbrio entre os mais altos

retornos possíveis com níveis adequados de empréstimos e as vantagens e a segurança proporcionadas

por uma posição de capital saudável. Assim, maximiza o retorno para todas as partes interessadas em suas

operações, otimizando o saldo de dívidas e patrimônio.

A estrutura de capital é formada:

a) pela dívida líquida, definida como o total de empréstimos, financiamentos e debêntures, líquidos de

caixa e equivalentes de caixa, e títulos e valores mobiliários, de curto prazo; e

b) pelo capital próprio, definido como o patrimônio líquido.


Endividamento 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Empréstimos e financiamentos 958.416 1.019.553 3.468.950 3.323.784

Debêntures 1.010.485 - 2.585.448 1.207.945

(-) Caixa e equivalentes de caixa 34.862 10.410 740.131 1.741.632

(-) Títulos e valores mobiliários 152 186 459.115 389.222

Dívida líquida 1.933.887 1.008.957 4.855.152 2.400.875

Patrimônio líquido 13.330.689 12.651.339 13.682.780 12.928.752

Endividamento do patrimônio líquido 0,15 0,08 0,35 0,19

115

36 Transações com Partes Relacionadas

36.1 Principais transações entre partes relacionadas

Consolidado Ativo Passivo Resultado

Parte Relacionada / Natureza da operação 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Controlador

Estado do Paraná

Programa luz fraterna (a) 139.817 78.987 - - - -

Empregados cedidos (b) 908 266 - - - -

Serviços de telecomunicações (c) 39.489 21.746 - - 27.779 25.837 .

Entidades com influência significativa

BNDES e BNDESPAR (d)

Financiamentos (NE nº 22.5) - - 1.526.141 1.125.109 (79.304) (15.647)

Debêntures - Compagás (NE 23.d) - - 53.554 - (746) -

Petrobras (e)

Aluguel da usina UTE Araucária (31.4.1 - a) - 6.499 - - 6.405 101.628

Fornecimento e transporte de gás (f) 327 374 - - 11.842 23.912

Aquisição de gás para revenda (f) - - 252.103 51.502 (1.469.689) (295.494)

Créditos nas operações de gás - Compagás (g) 26.797 13.504 - - - -

Dividendos a pagar pela Compagás - - 3.513 1.076 - -

Empregados cedidos à Compagás - - 653 284 (369) (401) .

Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda. (h)

Dividendos a pagar pela Compagás - - 4.720 2.283 - -

Empregados cedidos à Compagás - - 682 313 (369) (430) .

Paineira Participações S.A. (i) - - 1.367 11.985 - -

Empreendimentos controlados em conjunto

Costa Oeste Transmissora de Energia (j) - -

Serviços de engenharia - 190 - - - 2.113

Serviços de operação e manutanção 48 - - - 247 -

Rede básica e conexão - - 40 - (784) -

Marumbi Transmissora de Energia (k) - 184 - - 1.654 2.042

Caiuá Transmissora de Energia (l)

Prestação de serviços - 221 - - 4.104 478

Rede básica e conexão - - 354 - (3.976) -

Integração Maranhense Transmissora de Energia (m)

Rede básica - - 5 - (14) -

Transmissora Sul Brasileria de Energia(m)

Rede básica - - 23 - (533) -

Coligadas

Dona Francisca Energética S.A. (n) - - 6.538 6.320 (81.342) (71.950) .

Foz do Chopim Energética Ltda. (o) 155 201 - - 1.827 1.725

Sercomtel S.A. Telecomunicações (p) - 192 - - 735 2.287 .

Companhia de Saneamento do Paraná

Água tratada, coleta e tratamento de esgoto - - 4 1 (1.269) (1.263)

Utilização de água retirada da Represa do Alagado 72 - - - 272 875

Serviços de telecomunicações 246 960 - - 2.530 2.211 .

Pessoal chave da administração

Honorários e encargos sociais (NE nº 32.3) - - - - (20.043) (16.829)

Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 24) - - - - (1.393) (1.089)

Outras partes relacionadas

Fundação Copel

Aluguel de imóveis administrativos - - - - (11.119) (12.270)

Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 24) - - 898.618 967.232 - - .

Lactec (q) 28.693 27.229 1.168 587 (9.455) (5.060)

116

a) O Programa Luz Fraterna, instituído e alterado pelas leis estaduais nº 491/2003 e 17.639 de

31.07.2013, permite ao Estado do Paraná quitar as contas de energia elétrica de famílias paranaenses

de baixa renda (devidamente cadastradas) quando o consumo não ultrapassar o limite de 120 kWh no

mês. O benefício é válido para ligações elétricas residenciais de padrão monofásico, ligações rurais

monofásicas e rurais bifásicas com disjuntor de até 50 ampères. Também é preciso que o titular não

tenha outra conta de luz no seu nome e não tenha débitos em atraso com a Copel Distribuição. Do

total, o valor de R$ 137.137 está contabilizado na Controladora, na conta de Partes Relacionadas,

conforme NE nº 16.1.1.

b) Ressarcimento do valor correspondente a remuneração e encargos sociais de empregados cedidos ao

Estado do Paraná. Os saldos apresentados são líquidos da PCLD no valor de R$ 1.195 em 31.12.2014

(R$ 1.614, em 31.12.2013).

c) Serviços de telecomunicações prestados conforme contrato da Copel Telecomunicações com o Estado

do Paraná.

d) O BNDES é controlador da BNDES Participações S.A. - BNDESPAR que detém 23,96% do capital

social da Copel (26,41% das ações ordinárias e 21,27% das ações preferenciais “B”). À BNDESPAR

será proposto a título de dividendos do exercício de 2014, o montante de R$ 148.402 (R$ 147.329,

líquidos de IRRF), deste, foi antecipado em novembro de 2014 o valor líquido de R$ 89.705. A parcela

restante será distribuída após a aprovação da destinação do lucro do exercício, na AGO.

e) A Petrobras detém 20% do capital social da UEG Araucária e 24,5% do capital social da Compagás.

f) Fornecimento e transporte de gás canalizado e aquisição de gás para revenda pela Compagás.

g) Os créditos referem-se ao contrato de aquisição de gás junto à Petrobras, relativo à aquisição de

volumes e capacidades de transporte contratados e garantidos, superiores àqueles efetivamente

retirados e utilizados, e contém cláusula de compensação futura. A Compagás possui o direito de retirar

o gás em meses subsequentes, podendo compensar o volume contratado e não consumido num prazo

prescricional de até 10 anos. Este saldo é corrigido mensalmente, atualizando o valor de recuperação.

Considerando o plano de expansão da Compagás e as perspectivas de aumento de consumo pelo

mercado, a administração da Compagás entende que a compensação do volume de gás acumulado até

31.12.2014 será efetuada parcialmente. Consequentemente, e de acordo com as disposições

contratuais, a Compagás efetuou ajuste de valor recuperável do crédito de ship or pay, no valor de

R$ 23.729.

h) A Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda. detém 24,5% do capital social da Compagás.

i) A Paineira Participações S.A. detém 30% do capital social da Elejor. Os saldos referem-se a dividendos

a pagar pela Elejor.

j) Contrato de prestação de serviço de engenharia, com vencimento em 30.10.2015, e de operação e

manutenção, com vencimento em 26.12.2018, realizados entre a Costa Oeste Transmissora e a Copel

Geração e Transmissão.

117

Contrato de uso do sistema de transmissão, de caráter permanente, e contrato de conexão ao sistema

de transmissão, com vencimento até a extinção da concessão da distribuidora ou da transmissora, o

que ocorrer primeiro, realizados entre a Costa Oeste Transmissora e a Copel Distribuição.

k) Contrato de prestação de serviço de engenharia, realizado entre a Marumbi Transmissora de Energia e

a Copel Geração e Transmissão, com vencimento em 30.09.2015.

l) Contratos de prestação de serviços específicos de gestão ambiental, com vencimento em 14.03.2015, e

de operação e manutenção, com vencimento em 29.07.2016, realizados entre a Caiuá Transmissora de

Energia e a Copel Geração e Transmissão.

Contrato de uso do sistema de transmissão, de caráter permanente, para a contratação do Montante de

Uso do Sistema de Transmissão - Must, com montantes definidos para os quatro anos subsequentes,

com revisões anuais, e contrato de conexão ao sistema de transmissão, com vencimento até a extinção

da concessão da distribuidora ou da transmissora, o que ocorrer primeiro, realizados entre a Caiuá

Transmissora e a Copel Distribuição.

m) Contrato de uso do sistema de transmissão, de caráter permanente, para a contratação do Must, com

montantes definidos para os quatro anos subsequentes, com revisões anuais, realizados com a Copel

Distribuição.

n) Contrato de compra e venda de energia, realizado entre a Dona Francisca Energética e a Copel

Geração e Transmissão, com vencimento em 31.03.2015.

o) Contratos realizados entre a Foz do Chopim Energética Ltda. e a Copel Geração e Transmissão

referentes à prestação de serviços de operação e manutenção, com vencimento em 24.05.2015 e à

conexão ao sistema de transmissão, com vencimento em 07.07.2015.

p) Contrato de compartilhamento de postes, realizado entre a Sercomtel S.A. Telecomunicações e a Copel

Distribuição, com vencimento em 28.12.2018.

q) O Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec é uma Organização da Sociedade Civil de

Interesse Público - Oscip, na qual a Copel é uma associada. O Lactec mantém contratos de prestação

de serviços e de pesquisa e desenvolvimento com a Copel Geração e Transmissão e com a Copel

Distribuição, submetidos a controle prévio ou a posteriori, com anuência da Aneel.

Os saldos do ativo referem-se a P&D e PEE, contabilizados no Circulante, na conta Serviços em curso,

na qual devem permanecer até a conclusão do projeto, conforme determinação da Aneel.

Ao Estado do Paraná será proposto, a título de dividendos do exercício de 2014, o montante de R$ 184.733,

deste, foi antecipado em novembro de 2014 o valor de R$ 113.010. A parcela restante será distribuída após

a aprovação da destinação do lucro do exercício, na AGO.

Outras transações entre a Controladora e suas partes relacionadas estão demonstradas nas NEs nº 8 -

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná, nº 16 - Partes Relacionadas e nº 17 - Investimentos.

118

Os valores decorrentes das atividades operacionais da Copel Distribuição com as partes relacionadas são

faturados de acordo com as tarifas homologadas pela Aneel.

36.2 Avais e garantias concedidos às partes relacionadas

36.2.1 Concedidos às controladas e coligadas

A Controladora e a São Bento concederam os seguintes avais e garantias:

a) garantias na emissão de debêntures e de empréstimos e financiamentos de controladas, conforme NEs

nºs 22.5 e 23; e

b) avais solidários concedidos pela Copel, correspondentes à sua participação acionária de 23,03% à sua

coligada Dona Francisca Energética S.A., em 2002, em financiamentos tomados junto ao BNDES e ao

Bradesco, com prazo de liquidação até 2015. Em 31.12.2014, os saldos devedores atualizados

montavam a R$ 3.271 com o BNDES e R$ 1.800 com o Bradesco.

36.2.2 Concedidos aos empreendimentos controlados em conjunto

Empreendimentos Data da Vencimento Valor Total Saldo

controlados em conjunto Operação emissão final aprovado liberado 31.12.2014

Caiuá Transmissora (a) Financiamento 23.12.2013 15.02.2029 84.600 79.600 88.741

Costa Oeste (b) Financiamento 30.12.2013 15.11.2028 36.720 31.000 35.396

Guaraciaba Transmissora (c) Debêntures 20.06.2013 20.12.2014 400.000 400.000 401.144

Integração Maranhense (d) Financiamento 30.12.2013 15.02.2029 142.150 131.400 146.981

Mata de Santa Genebra (e) Debêntures 10.09.2014 12.03.2016 469.000 48.000 49.557

Matrinchã Transmissora (f) Financiamento 27.12.2013 20.12.2014 691.440 541.965 553.271

Transmissora Sul Brasileira (g) Financiamento 12.12.2013 15.07.2028 266.572 260.145 261.718

Transmissora Sul Brasileira (h) Debêntures 15.09.2014 15.09.2028 77.550 77.550 80.222

Paranaíba (i) Debêntures 24.11.2014 24.11.2015 350.000 350.000 354.527

Marumbi (j) Financiamento 06.10.2014 15.07.2029 55.037 20.314 34.723

Instituição financeira financiadora:

BNDES: (a) (b) (d) (f) (g) (j)

Destinação:

Programa Investimentos e/ou Capital de Giro.

Aval / Fiança:

Prestado pela Copel Geração e Transmissão, limitada a 49% da operação: (a) (d)

Prestado pela Copel, limitada a 51% da operação: (b)

Prestado pela Copel, limitada a 49% da operação: (c) (f)

Prestado pela Copel, limitada a 50,1% da operação: (e)

Prestado pela Copel, limitada a 20% da operação: (g) (h)

Prestado pela Copel, limitada a 24,5% da operação: (i)

Prestado pela Copel, limitada a 80% da operação (j)

Garantias da Operação:

Penhor de ações da Copel Geração e Transmissão de sua participação acionária 49%: (a) (d) (f)

Penhor de ações da Copel Geração e Transmissão de sua participação acionária 51%: (b)

Penhor de ações da Copel Geração e Transmissão de sua participação acionária 20%: (g) (h)

Penhor de ações da Copel Geração e Transmissão de sua participação acionária 80%: (j)

119

37 Seguros

A especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros está demonstrada a

seguir:

Consolidado Término Importância

Apólice da vigência segurada

Riscos nomeados 24/08/2015 1.929.357

Incêndio - imóveis próprios e locados 24/08/2015 519.501

Responsabilidade civil - Compagás 30/10/2015 3.600

Transporte nacional e internacional - exportação e importação 24/08/2015 apólice por averbação

Multirrisco - Compagás 18/12/2015 14.750

Multirrisco - Compagás 26/04/2015 470

Multirriscos - Elejor 11/04/2015 395.099

Automóveis - Compagás 16/09/2015 valor de mercado

Riscos diversos 24/08/2015 970

Riscos nomeados - Elejor 06/06/2015 500

Riscos operacionais - UEG Araucária (a) 31/05/2015 958.109

Garantia judicial - Compagás 03/02/2015 56.938

Garantia de f iel cumprimento - Aneel 30/07/2015 44.319


Riscos operacionais - UHE Mauá - Consórcio Energético Cruzeiro do Sul 23/11/2015 342.139

Responsabilidade civil para diretores e administradores - D&O (a) 30/06/2015 66.405

Garantia de Fiel Cumprimento - eólicas 30/06/2015 22.200



Garantia de Pagamento - eólicas 31/03/2015 6.000

Garantia de Fiel Cumprimento - Agência Nacional de Petróleo - ANP 11/11/2018 59.440



Garantia de Participação - Agência Nacional de Petróleo - ANP 01/03/2015 862

Garantia de Fiel Cumprimento - Agência Nacional de Petróleo - ANP 05/07/2015 12.500

Garantia de Fiel Cumprimento - CREA - Paraná 31/12/2016 24

Garantia de Participação - Aneel 04/02/2015 646

Garantia de Participação - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE 27/06/2015 44.863

Garantia de Participação - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE 23/05/2015 14.013

Garantia de Participação - Aneel 17/05/2015 7.404

Garantia Financeira - Cosern 01/11/2015 21

Garantia de Fiel Cumprimento - Extremoz 31/01/2015 5.000


Responsabilidade Civil - Vestas 01/02/2015 17.000

Riscos de Engenharia - Vestas 01/02/2017 338.348

Riscos Operacionais - São Bento 01/07/2015 390.935 Responsabilidade Civil - São Bento 05/07/2015 20.000

(a) Os valores das importâncias seguradas de Riscos operacionais - UEG Araucária e de Responsabilidade civil para

diretores e administradores foram convertidos de dólar para real com a taxa do dia 31.12.2014, R$ 2,6562.

120

38 Evento Subsequente

Revisão Tarifária Extraordinária de 2015

A Revisão Tarifária Extraordinária se dá em decorrência de uma série de eventos que impactaram de

maneira significativa os custos das concessionárias de energia, os quais não foram previstos no reajuste

tarifário de 2014, com destaque para: (i) aumento da quota de CDE; (ii) aumento dos custos com compra de

energia em função do reajuste da tarifa de Itaipu (46,14%) e alteração do dólar; e (iii) dos elevados preços

praticados no 14º Leilão de Energia Existente (A-1 2014) e no 18º Leilão de Ajuste, realizado em

15.01.2015.

A Aneel aprovou a Revisão Tarifária Extraordinária da Copel Distribuição com reajuste tarifário médio de

36,79% com vigência a partir de 02.03.2015. Desse total, 22,14% estão relacionados à quota de CDE, e

14,65% ao reposicionamento dos custos com aquisição de energia, os quais não foram previstos no

reajuste tarifário de 2014.

121

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Aos Conselheiros e Diretores da

Companhia Paranaense de Energia – Copel

Curitiba - Pr

Examinamos as demonstrações financeiras individuais e consolidadas da Companhia Paranaense de

Energia - COPEL (“Companhia”), identificadas como Controladora e Consolidado, respectivamente, que

compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2014 e as respectivas demonstrações do

resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o

exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas

explicativas.

Responsabilidade da administração sobre as demonstrações financeiras

A administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das

demonstrações financeiras individuais e consolidadas de acordo acordo com as práticas contábeis adotadas

no Brasil e de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International

Accounting Standards Board – IASB, assim como pelos controles internos que ela determinou como

necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações financeiras livres de distorção relevante,

independentemente se causada por fraude ou erro.

Responsabilidade dos auditores independentes

Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com base

em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas

normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e

executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras estão livres de

distorção relevante.

Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito

dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações financeiras. Os procedimentos selecionados

dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas

demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos,

o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das

demonstrações financeiras da Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados

nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos

da Companhia. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e

122

a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação

das demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião.

Opinião sobre as demonstrações financeiras

Em nossa opinião as demonstrações financeiras individuais e consolidadas acima referidas apresentam

adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira individual e

consolidada da Companhia Paranaense de Energia - COPEL em 31 de dezembro de 2014, o desempenho

individual e consolidado de suas operações e os seus respectivos fluxos de caixa para o exercício findo

naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de

relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB.

Outros assuntos

Demonstrações do valor adicionado

Examinamos, também, as demonstrações, individuais e consolidadas, do valor adicionado (DVA), referentes

ao exercício findo em 31 de dezembro de 2014, elaboradas sob a responsabilidade da administração da

Companhia, cuja apresentação é requerida pela legislação societária brasileira para companhias abertas, e

como informação suplementar pelas IFRS que não requerem a apresentação da DVA. Essas

demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em

nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às

demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

Curitiba, 18 de março de 2015.

KPMG Auditores Independentes

CRC 2SP014428/O-6-F-PR

João Alberto Dias Panceri

Contador - CRC PR048555/O2

123

RESUMO DO RELATÓRIO ANUAL DO COMITÊ DE AUDITORIA 2014

O Comitê de Auditoria - CAU da Companhia Paranaense de Energia - Copel realizou cinco reuniões com

pauta exclusiva do CAU e três reuniões em conjunto com o Conselho Fiscal, para análise das

demonstrações financeiras da Companhia, com a presença da Auditoria Externa e da Auditoria Interna para

abordagem de assuntos em seu âmbito de atuação e análise de outros de sua competência.

A atuação do Comitê no ano de 2014 foi focada na avaliação dos sistemas de controles internos e

administração de riscos; análise dos trabalhos da Auditoria Externa - KPMG Auditores Independentes, que

atendeu a Companhia em 2014 quanto aos seus resultados e às demonstrações contábeis e relatórios

financeiros; análise dos aspectos que envolvem o processo de preparação dos balancetes e balanços, das

notas explicativas e dos relatórios financeiros publicados em conjunto com as demonstrações contábeis

consolidadas; no exame das práticas relevantes utilizadas pela Copel na elaboração das demonstrações

contábeis; e na análise e acompanhamento dos trabalhos da Auditoria Interna, com a finalidade de

aperfeiçoamento de seu desempenho.

No exercício de suas atividades regulamentares, dentre outras, destacaram-se:

a) Apresentação sobre a Lei Anticorrupção; b) Planejamento dos trabalhos da Auditoria Independente -

KPMG para 2014; c) Contratação de serviços que possam ser prestados por empresas de auditoria

independente que estejam auditando as demonstrações contábeis e financeiras da Companhia; d)

Estabelecimento de procedimentos para atuação do Comitê de Auditoria; e) Acompanhamento das

atividades da Auditoria Interna: Planejamento Anual 2014; f) Análise do Relatório Anual da Administração,

Balanço Patrimonial e demais Demonstrações Financeiras referentes ao exercício de 2013; g) Análise e

aprovação do Relatório Anual do Comitê de Auditoria 2013; h) Análise e aprovação do relatório 20-F –

2013/2014; i) Revisão das políticas, práticas e princípios de contabilidade utilizados pela Copel na

elaboração das demonstrações contábeis e financeiras; j) Revisão dos métodos alternativos de tratamento

contábil relativos a informações contábeis e financeiras; k) Acompanhamento dos trabalhos do Comitê de

Riscos; l) Acompanhamento do Canal de Comunicação Confidencial; m) Acompanhamento das atividades

da Auditoria Interna; n) Apresentação da evolução do orçamento da Companhia; o) Revisão das

Demonstrações Financeiras - ITRs do 1º, 2ª e 3º trimestres de 2014; p) Apresentação do atestado de

independência da Auditoria Externa; q) Apresentação da carta comentário da KPMG Auditores

Independentes; r) Apresentação sobre as recomendações sugeridas pela Auditoria Externa relativas às

deficiências nos controles internos da Companhia, apontadas na Carta Comentário da KPMG Auditores

Independentes - Exercício findo em 31.12.2013; s) Apresentação sobre a forma pela qual o Departamento

de Gestão de Riscos e Controles Internos - DRCI acata e implementa as recomendações sugeridas pela

Auditoria Externa relativas às deficiências nos controles internos da Companhia, apontadas na Carta

Comentário da KPMG Auditores Independentes; t) Revisão das políticas de avaliação e administração de

riscos da Companhia; u) Acompanhamento dos trabalhos e verificação das recomendações feitas pela

Auditoria Interna da Copel; v) Apresentação sobre a evolução do mercado da Copel; w) Apresentação sobre

os indicadores DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora e FEC - Frequência

124

Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora e sobre as operações relevantes no setor elétrico; x)

Análise e aprovação do relatório semestral do Comitê de Auditoria – 1º semestre de 2014; y) Verificação

das recomendações feitas pelo Comitê de Auditoria; z) Calendário de reuniões para 2015; aa.)

Autoavaliação anual do Comitê de Auditoria 2014.

Na apreciação do Comitê, a forma e as ações adotadas para monitorar os sistemas de controles internos e

a administração de riscos, em seus aspectos relevantes, estão bem estabelecidos e adequadamente

direcionados. Não foram detectadas exceções relevantes que possam impactar a efetividade dos sistemas,

apenas exceções de menor relevância, as quais foram tratadas e monitoradas no exercício de 2014.

Com base nos exames e nas informações fornecidas pela KPMG Auditores Independentes, o Comitê atesta

a objetividade e a independência dos Auditores Externos, uma vez que não identificou situações que

pudessem afetá-las e avalia como adequadas as estruturas da Auditoria Interna da Companhia, assim como

a qualidade de seu corpo técnico e gerencial e os resultados apresentados por seus trabalhos.

Não houve o registro de qualquer denúncia de descumprimento de normas, ausência de controles, ato ou

omissão por parte da Administração da Empresa que apontasse a existência ou evidência de fraudes,

falhas ou erros que colocassem em risco a continuidade da Copel ou a credibilidade de suas

demonstrações contábeis e financeiras.

Considerando os sistemas de controles internos existentes, a abrangência e a eficácia dos trabalhos

realizados pelos auditores independentes, assim como seu respectivo parecer, este Comitê de Auditoria

concluiu que as demonstrações financeiras em 31 de dezembro de 2014 apresentam adequadamente a

posição financeira e patrimonial da Companhia Paranaense de Energia - Copel em relação às práticas

contábeis adotadas no Brasil, a legislação societária brasileira, as normas da Comissão de Valores

Mobiliários - CVM e as normas editadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel e Agência

Nacional de Telecomunicações - Anatel, e recomenda ao Conselho de Administração sua aprovação.


Carlos Homero Giacomini

Presidente

Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani

José Richa Filho

125

PARECER DO CONSELHO FISCAL SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

DO EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014

Os membros do Conselho Fiscal da Companhia Paranaense de Energia - Copel, abaixo assinados, dentro

de suas atribuições e responsabilidades legais, procederam ao exame das Demonstrações Financeiras, do

Relatório Anual da Administração e da Proposta da Administração para Destinação do Lucro Líquido

referente ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2014 e, com base em análises efetuadas e

esclarecimentos adicionais prestados pela Administração, considerando, ainda, o Relatório dos Auditores

Independentes, KPMG Auditores Independentes, emitido sem ressalvas, concluíram que os documentos

analisados, em todos os seus aspectos relevantes, estão adequadamente apresentados, motivo pelo qual

opinam favoravelmente ao seu encaminhamento para deliberação da Assembleia Geral de Acionistas.


JOAQUIM ANTONIO GUIMARÃES DE OLIVEIRA PORTES

Presidente

GEORGE HERMANN RODOLFO TORMIN

JOSÉ TAVARES DA SILVA NETO

CARLOS EDUARDO PARENTE DE OLIVEIRA ALVES

126

PROPOSTA DE ORÇAMENTO DE CAPITAL

Em conformidade com a Instrução CVM Nº 480 de 07.12.2009, em vigor a partir de 1º.01.2010, abaixo se

encontra demonstrada a proposta de orçamento de capital para o ano de 2015, aprovado na 147ª reunião

ordinária do Conselho de Administração da Companhia Paranaense de Energia - Copel, realizada em

11.12.2014, bem como a origem dos recursos.

PROGRAMA DE INVESTIMENTOS R$ Mil

Geração e Transmissão 1.300.033

Distribuição 784.697

Telecomunicações 107.700

Holding 5.524

Complexo Eólico Cutia 90.000

Complexo Eólico Bento Miguel 50.000

Complexo Eólico São Miguel do Gostoso (a) 22.569

Outras Participações (b) 116.266

TOTAL 2.476.789

(a) Referente à participação da Copel nos empreendimentos.

(b) Inclui a SPE Paraná Gás e demais parques eólicos em fase f inal de construção.

FONTES DE RECURSOS R$ Mil

Recursos de terceiros 2.077.158

BNDES 540.281

Outras instituições financeiras 1.536.877

Recursos próprios, oriundos de retenção de lucros e geração de caixa das operações da Companhia 399.631

TOTAL 2.476.789

127

DECLARAÇÃO

Pelo presente instrumento, o Diretor Presidente e os demais Diretores da Companhia Paranaense de

Energia - Copel, sociedade de economia mista por ações, de capital aberto, com sede na Rua Coronel

Dulcídio 800, Curitiba - PR, inscrita no CNPJ sob nº 76.483.817/0001-20, para fins do disposto nos incisos V

e VI do artigo 25 da Instrução CVM nº 480, de 07.12.2009, declaram que:

(I) reviram, discutiram e concordam com as opiniões expressas no parecer da KPMG Auditores

Independentes relativamente às demonstrações financeiras da Copel referentes ao exercício social findo em

31.12.2014; e

(II) reviram, discutiram e concordam com as demonstrações financeiras da Copel relativas ao exercício

social findo em 31.12.2014.


LUIZ FERNANDO LEONE VIANNA MARCOS DOMAKOSKI

Diretor Presidente Diretor de Gestão Empresarial

LUIZ EDUARDO DA VEIGA SEBASTIANI JONEL NAZARENO IURK

Diretor de Finanças e de Relações com Diretor de Desenvolvimento de Negócios

Investidores

CRISTIANO HOTZ

Diretor de Relações Institucionais

copel · mais competitiva e eficiente, e que nos deixa confiantes quanto à renovação desta...

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