Arquivado perante a Securities and Exchange Commission em 29 de abril de 2014
UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION
Washington, DC 20549
FORMULÁRIO 20-F
RELATÓRIO ANUAL EM CONFORMIDADE COM A SEÇÃO 13 OU 15(d)
DO SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934
Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013
Número de arquivamento na Comissão: 001-14668
COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL
(Nome Exato do Solicitante de Registro de acordo com o Especificado em Seu Estatuto)
Energy Company of Paraná
República Federativa do Brasil
(Tradução em Inglês do Nome do Solicitante de Registro)
(Jurisdição da Constituição ou Organização)
Rua Coronel Dulcídio, 800
80420-170 Curitiba, Paraná, Brasil
(Endereço da Sede)
Lindolfo Zimmer
+55 41 3222 2027 – [email protected]
Rua Coronel Dulcídio, 800, 3º andar – 80420-170 Curitiba, Paraná, Brasil
(Nome, telefone, e-mail e/ou número de fax e endereço da pessoa de contato da companhia)
Títulos mobiliários registrados ou a serem registrados conforme a Seção 12(b) do Act:
Título de Cada Classe
Nome das Bolsas de Valores em que estão registrados
Ações Preferenciais Classe B, sem valor nominal *
American Depositary Shares (representadas por American Depositary Receipts), cada título
representando uma Ação Preferencial Classe B
Bolsa de Valores de Nova Iorque
Bolsa de Valores de Nova Iorque
* Não para negociação, mas somente com relação ao registro de American Depositary Shares na Bolsa de Valores de Nova Iorque
Títulos registrados ou a serem registrados conforme a Seção 12(g) do Act: Nenhum
Títulos para os quais há uma obrigação de comunicação de acordo com a Seção 15(d) do Act: Nenhum
Indique o número de ações em circulação de cada uma das classes de capital ou ações ordinárias do Emitente em 31de dezembro de 2013:
145.031.080 Ações Ordinárias, sem valor nominal
381.702 Ações Preferenciais Classe A, sem valor nominal
128.242.593 Ações Preferenciais Classe B, sem valor nominal
Indique se o interessado é um emitente experiente e conhecido, conforme definido na Norma 405 do Securities Act.
Sim
Não
Se este relatório é um relatório anual ou de transição, indique se o interessado não é obrigado a arquivar relatórios conforme a Seção 13 ou 15(d) do Securities Exchange Act
de 1934.
Não
Sim
Indique se o interessado (1) protocolou todos os relatórios exigidos pela Seção 13 ou 15(d) do Securities Exchange Act de 1934 durante os 12 meses precedentes (ou por
períodos menores em que o interessado era obrigado a protocolar tais relatórios) e (2) esteve sujeito a tais requisitos de protocolamento durante os últimos 90 dias.
Sim
Não
Indique se o interessado protocolou eletronicamente e publicou em seu sítio eletrônico, se houver, todos os Arquivos Interativos de Dados de protocolo e
publicação obrigatórios conforme a Norma 405 do Regulamento S-T (§232.405 desse capítulo) durante os 12 meses precedentes (ou por períodos menores em que o
interessado era obrigado a protocolar tais arquivos).
N/A
Indique se o interessado é um large accelerated filer, um accelerated filer, ou um non-accelerated filer. Ver definição de "accelerated filer e large accelerated filer” na
Norma 12b-2 do Securities Exchange Act de 1934. (Marque uma opção):
Large accelerated filer
Accelerated filer
Non-accelerated filer
Indique qual base de contabilidade o interessado usou para preparar as demonstrações contábeis contidas neste arquivamento:
U.S. GAAP (PCGA nos EUA)
IFRS
Outra
Se a opção “outra” foi marcada em resposta à questão anterior, indique qual item de demonstrações contábeis o interessado decidiu observar.
N/A
Se este é um relatório anual, indique se o interessado é uma shell company (conforme definido na Norma 12b-2 do Securities Exchange Act de 1934).
Sim
Não
Sumário
Página
Apresentação de Informações Financeiras e Outras Informações ................................................................................. 2 Afirmações Sobre o Futuro ............................................................................................................................................ 2 Item 1. Identidade dos Conselheiros da Alta Direção e dos Consultores ............................................................ 3 Item 2. Estatísticas de Oferta e Vronograma Esperado ....................................................................................... 3 Item 3. Informações Principais ............................................................................................................................ 4 Informações Financeiras Selecionadas .................................................................................................... 4 Taxas de Câmbio ..................................................................................................................................... 5 Fatores de Risco ...................................................................................................................................... 6 Item 4. Informações sobre a Companhia ...........................................................................................................15 A Companhia.........................................................................................................................................15 O Setor Elétrico Brasileiro ....................................................................................................................39 Item 4A. Comentários da Equipe em Aberto........................................................................................................54 Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras ..............................................................................54 Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados..................................................................................................75 Item 7. Principais Acionistas e Transações com Partes Relacionadas ...............................................................81 Transações com Partes Relacionadas ....................................................................................................83 Item 8. Informações Financeiras........................................................................................................................84 Ações Judiciais ......................................................................................................................................84 Pagamento de Dividendos .....................................................................................................................85 Item 9. A Oferta e Listagem ..............................................................................................................................89 Item 10. Informações Adicionais .........................................................................................................................91 Estatuto Social .......................................................................................................................................91 Contratos Relevantes .............................................................................................................................93 Controle de Câmbio ..............................................................................................................................93 Tributação .............................................................................................................................................95 Dividendos e Agentes Pagadores ........................................................................................................ 100 Documentos à Disposição ................................................................................................................... 100 Item 11. Revelações Quantitativas e Qualitativas sobre Riscos do Mercado .................................................... 101 Item 12. Descrição dos Títulos Mobiliários que não Ações .............................................................................. 101 Item 12A. Títulos de Dívida ................................................................................................................................. 101 Item 12B. Garantias e Direitos ............................................................................................................................. 101 Item 12C. Outros Títulos ...................................................................................................................................... 101 Item 12D. American Depositary Shares ............................................................................................................... 101 Item 13. Inadimplementos, Atrasos de Dividendos e Infrações......................................................................... 102 Item 14. Modificações Relevantes dos Direitos dos Portadores de Títulos e Uso dos Produtos de Venda ....... 102 Item 15. Controles e Procedimentos .................................................................................................................. 102 Item 16A. Especialista Financeiro do Comitê de Auditoria ................................................................................. 103 Item 16B. Código de Ética ................................................................................................................................... 103 Item 16C. Honorários e Serviços do Auditor Principal ........................................................................................ 103 Item 16D. Dispensa dos Padrões de Listagem para Comitês de Auditoria........................................................... 104 Item 16E. Compras de Ações pelo Emitente e por Compradores Coligados ....................................................... 104 Item 16F. Mudanças no Contados Certificador da Companhia ........................................................................... 104 Item 16G. Governança Corporativa...................................................................................................................... 105 Item 17. Demonstrações Contábeis ................................................................................................................... 106 Item 18. Demonstrações Contábeis ................................................................................................................... 106 Item 19. Anexos................................................................................................................................................. 106 Glossário de Termos Técnicos e Outros Termos .......................................................................................................107 Assinaturas ................................................................................................................................................................114 i
APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS E OUTRAS INFORMAÇÕES
Neste Relatório Anual, referimo-nos à Companhia Paranaense de Energia – Copel e, a menos que de outro
modo exigido pelo contexto, às suas subsidiárias consolidadas, como “Copel”, a “Companhia”, “nós” ou “nos”.
As referências a (i) “real”, “reais” ou “R$ ” dizem respeito a reais brasileiros (plural) e ao real brasileiro
(singular), e a (ii) “dólares americanos”, “dólares” ou “US$” dizem respeito aos dólares dos Estados Unidos.
Mantemos nossos livros e registros em reais. Alguns números incluídos neste relatório anual foram submetidos a
ajustes de arredondamento.
As demonstrações contábeis consolidadas e auditadas da Copel em 31 de dezembro de 2013 e 2012, e
para cada período de três anos encerrado em 31 de dezembro de 2013 foram auditadas, conforme apresentado neste
documento, e estão incluídas neste Relatório Anual. Preparamos nossas demonstrações contábeis consolidadas
incluídas neste Relatório Anual de acordo com os Padrões Internacionais de Divulgação Financeira (International
Financial Reporting Standards), ou IFRS, publicados pelo Conselho Internacional de Padrões de Contabilidade
(International Accounting Standards Board), ou IASB.
As referências neste Relatório Anual a “Ações Ordinárias”, “Ações Classe A” e “Ações Classe B” dizem
respeito às nossas ações ordinárias, ações preferenciais classe A e ações preferenciais classe B, respectivamente.
Referências a “American Depositary Shares” ou “ADSs” dizem respeito a American Depositary Shares, cada um
representando uma ação classe B. As ADSs são representadas por American Depositary Receipts (“ADRs”).
Alguns termos são definidos na primeira vez em que são usados neste Relatório Anual. Como usados no presente
documento, “GW” e “GWh” significam, respectivamente, gigawatt e gigawatts-horas; “kW” e “kWh” significam,
respectivamente, quilowatt e quilowatts-horas, “MW” e “MWh” significam, respectivamente, megawatt e
megawatts-horas, e “kV” significa quilovolt. Esses e outros termos técnicos estão definidos no glossário técnico que
começa na página 104.
AFIRMAÇÕES SOBRE O FUTURO
Este Relatório Anual contém afirmações sobre o futuro. Também podemos fazer afirmações escritas ou
orais sobre o futuro em nosso relatório anual aos acionistas, em nossas circulares e nossos prospectos de oferta, em
press releases e em outros materiais escritos e em afirmações orais feitas por nossos conselheiros, diretores ou
empregados. Essas afirmações não são fatos históricos e são baseadas na percepção e nas estimativas atuais da
administração sobre circunstâncias econômicas futuras, condições setoriais, desempenho da Companhia e resultados
financeiros. As palavras “espera”, “acredita”, “estima”, “projeta”, “planeja” e expressões similares, no que dizem
respeito à Companhia, servem para identificar afirmações sobre o futuro. Afirmações sobre declaração ou
pagamento de dividendos, implementação das principais estratégias operacionais e financeiras e planos de
investimento de capital, direção de operações futuras e fatores ou tendências que afetam a condição financeira, a
liquidez ou os resultados operacionais são exemplos de afirmações sobre o futuro. As afirmações sobre o futuro são
válidas somente na data em que são feitas, e não assumimos qualquer obrigação de atualizar publicamente quaisquer
delas à luz de novas informações ou eventos futuros.
As afirmações sobre o futuro envolvem apenas a perspectiva atual da administração e estão sujeitas a vários
riscos e incertezas a elas inerentes. Não há garantia de que eventos, tendências ou resultados esperados vão
efetivamente ocorrer. Chamamos sua atenção para o fato de que uma série de importantes fatores pode fazer com
que os resultados efetivos sejam diferentes, de modo relevante, dos contidos em qualquer afirmação sobre o futuro.
Tais fatores incluem os seguintes, mas a eles não se limitam:

condições políticas e econômicas no Brasil;

condições econômicas no Estado do Paraná;

desdobramentos em outros países emergentes;
2

nossa capacidade de obter financiamento;

ações judiciais;

condições técnicas e operacionais relativas ao fornecimento de serviços de energia;

mudanças ou dificuldades em adaptar-se a regulamentos governamentais;

concorrência;

escassez de eletricidade; e

outros fatores discutidos a seguir em “Item 3. Informações Principais—Fatores de Risco”.
Todas as afirmações sobre o futuro envolvem expressamente, em sua totalidade, a ressalva objeto deste
alerta, e você não deve confiar em nenhuma afirmação sobre o futuro contida neste Relatório Anual.
Item 1. Identidade dos Conselheiros, da Alta Direção e dos Consultores
Não aplicável.
Item 2. Estatísticas de Oferta e Cronograma Esperado
Não aplicável.
3
Item 3. Informações Principais
INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS
As informações contidas nesta seção devem ser lidas em conjunto com nossas demonstrações contábeis
consolidadas anuais (incluindo as respectivas notas) e com as seções “Apresentação de Informações Financeiras e
Outras Informações” e “Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras”.
Incluímos informações relativas a dividendos e juros atribuíveis ao patrimônio líquido pagos aos portadores
de nossas ações ordinárias e preferenciais desde 1º de janeiro de 2009, de acordo com o "Item 8. Informações
Financeiras – Pagamento de Dividendos – Pagamento de Dividendos".
Para os exercícios encerrados em 31 de dezembro
2009(1)
2012
2011
2010(1)
2013
(milhões de R$)
Dados da Demonstração de Resultado
9.180
Receitas operacionais
8.493
7.776
6.901
6.250
Custo de vendas e serviços.................................................................................
(7.038)
(6.540)
(5.457)
(4.976)
(4.629)
Lucro bruto.........................................................................................................
2.142
1.953
2.319
1.925
1.621
Receitas/despesas operacionais..........................................................................
(916)
(953)
(961)
(893)
(564)
Lucro antes de resultados financeiros e impostos.............................................
1.266
1.000
1.358
1.032
1.057
Resultados financeiros.......................................................................................
280
(27)
226
348
7
Lucro antes de imposto de renda e contribuição social......................................
1.506
973
1.584
1.380
1.064
Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro........................................
(405)
(246)
(407)
(370)
(252)
Lucro líquido do exercício.................................................................................
1.101
727
1.177
1.010
812
4.680
4.682
3.700
4.158
3.612
1.381
1.384
1.346
1.341
1.255
3.807
Dados do Balanço Patrimonial
Ativo circulante.................................................................................................
(1)
Conta de Resultados a Compensar (CRC) .....................................................
Ativo não circulante...........................................................................................
7.224
6.297
5.656
4.805
Ativo imobilizado (líquido)................................................................................
7.984
7.872
7.209
6.664
6.660
Ativo total..........................................................................................................
23.111
21.209
18.837
17.859
16.313
Empréstimos, financiamentos e debêntures (atuais)..........................................
1.015
274
116
704
136
Passivo circulante..............................................................................................
3.348
2.833
2.058
2.537
1.723
Empréstimos, financiamentos e debêntures (longo prazo)................................
3.517
2.988
2.058
1.281
1.538
Passivo não circulante.......................................................................................
6.835
6.014
4.701
4.027
4.065
Patrimônio líquido.............................................................................................
12.929
12.362
12.078
11.296
10.524
Atribuível aos acionistas controladores.............................................................
12.651
12.097
11.835
11.030
10.296
Atribuível a participações não controladoras....................................................
277
265
243
266
228
6.910
4.460
Capital social......................................................................................................
(1)
(2)
6.910
6.910
6.910
As informações para 2010 e 2009 não foram reapresentados em aplicação do IAS 19 - Benefícios a empregados (revisado em 2011) e IFRS
11 - Negócios em Conjunto, descritos na nota 3.1 de nossas demonstrações financeiras. Em particular, os saldos para 2010 e 2009 refletem
o resultado da empresa controlada em conjunto Domino Holdings S.A por meio da consolidação proporcional em 2010 e 2009, ao
contrário do método de equivalência patrimonial aplicável em 2013, 2012 e 2011.
Montantes devidos pelo Estado do Paraná que foram incluídos no ativo circulante totalizaram R$ 85,5 milhões em 2013, R$ 75,9 milhões
em 2012, R$ 65,9 milhões em 2011, R$ 58,8 milhões em 2010 e R$ 49,5 milhões em 2009. Montantes devidos pelo Estado do Paraná que
foram incluídos no ativo não circulante totalizaram R$ 1.295,1 milhões em 2013, R$ 1.308,4 milhões em 2012, R$ 1.280,6 milhões em
2011, R$ 1.282,4 milhões em 2010 e R$ 1.205 milhões em 2009. Ver Nota 8 das demonstrações contábeis consolidadas. Esse item inclui
tanto os créditos correntes como os de longo prazo da CRC.
4
2013
2012
2011
2010
2009
(milhões de R$ )
Lucros básicos e diluídos por ação:
Ações ordinárias ..............................................................................................
3,74
2,44
4,04
3,45
Ações preferenciais Classe A ..........................................................................
4,49
4,17
5,33
5,20
2,76
3,70
Ações preferenciais Classe B ..........................................................................
4,12
2,69
4,44
3,79
3,04
145.031
145.031
145.031
145.031
145.031
Número de ações em circulação ao fim do exercício (em milhares):
Ações ordinárias ..............................................................................................
Ações preferenciais Classe A ..........................................................................
381
381
384
390
395
Ações preferenciais Classe B ..........................................................................
128.243
128.243
128.240
128.234
128.229
Total.................................................................................................................
273.655
273.655
273.655
273.655
273.655
Ações ordinárias ..............................................................................................
1,96
0,94
1,47
0,98
0,87
Ações preferenciais Classe A ..........................................................................
2,53
2,53
2,53
2,53
1,63
Ações preferenciais Classe B ..........................................................................
2,15
1,03
1,62
1,08
0,96
Dividendos por ação ao fim do exercício:
TAXAS DE CÂMBIO
A tabela seguinte apresenta informações sobre a taxa de câmbio para venda, expressa em reais por dólar
americano (R$/US$), nos períodos indicados.
Taxa de câmbio da moeda brasileira por US$1,00
Ano
Mínimo
Média(1)
Máximo
Fim do período
2009 ....................................................................................
1,7024
2,4218
1,9905
1,7412
2010 ....................................................................................
1,6554
1,8811
1,7589
1,6662
2011 ....................................................................................
1,5345
1,9016
1,6709
1,8758
2012 ....................................................................................
1,7024
2,1121
1,9588
2,0435
2013 ....................................................................................
1,9528
2,4457
2,1741
2,3426
____________
Fonte: Banco Central.
(1) Representa a média das taxas de câmbio no último dia de cada mês do período.
Mês
Mínimo
Máximo
Dezembro de 2013 ...........................................................................................................
2,3102
2,3817
Janeiro de 2014..................................................................................................................
2,3335
2,4397
Fevereiro de 2014 ..............................................................................................................
2,3334
2,4238
Março de 2014 ...................................................................................................................
2,2603
2,3649
Até 15 de Abril de 2014 ...................................................................................................
2,1974
2,2811
____________
Fonte: Banco Central.
5
FATORES DE RISCO
Riscos Relativos ao Brasil
As condições políticas e econômicas do Brasil podem afetar nosso negócio e o preço de mercado das ADSs e de
nossas ações ordinárias. Além disso, a incerteza quanto a mudanças nessas condições pode afetar nosso negócio
e o preço de mercado das ADSs e de nossas ações ordinárias.
As políticas econômicas do governo brasileiro já envolveram no passado, entre outras medidas, controles
de preços, desvalorizações cambiais, controles de capitais e limites a importações. Nossas operações, nossa situação
financeira e nossos resultados operacionais podem ser afetados adversamente por essas políticas econômicas caso
sejam restabelecidas. Essas e outras medidas podem também afetar o preço de mercado das ADSs e de nossas ações
ordinárias.
O governo brasileiro tem exercido, e continua a exercer, uma influência significativa sobre a economia
brasileira. Intervenções frequentes e significativas do governo brasileiro alteraram várias vezes as políticas
monetária e tributária e as regulamentações de crédito e de tarifação para interferir no curso da economia brasileira.
As ações do governo brasileiro para controlar a inflação e implementar outras políticas têm por vezes envolvido o
controle de salários e preços, desvalorização do real em relação ao dólar norte-americano, mudanças nas políticas
fiscais, bem como outras medidas intervencionistas, como nacionalização, aumento das taxas de juros,
congelamento das contas bancárias, impondo controles de capitais e inibindo o comércio internacional no Brasil.
Mudanças na política de tarifas, controles de câmbio, regulamentações e tributação poderiam ter um efeito adverso
sobre os nossos negócios e os resultados financeiros de ADSs e das nossas ações ordinárias.
Flutuações no valor do real em relação a moedas estrangeiras podem resultar em incerteza na economia
brasileira e no mercado mobiliário brasileiro, flutuações que podem ter efeito adverso relevante sobre nosso lucro
líquido e nossos fluxos de caixa.
Nos últimos anos, o real flutuou frente a moedas estrangeiras, e o valor do real pode subir ou descer
substancialmente em relação aos níveis atuais. Por exemplo, a desvalorização do real aumenta o custo do serviço de
nossa dívida em moeda estrangeira e o custo de aquisição de eletricidade de Itaipu, uma usina hidrelétrica que é um
de nossos maiores fornecedores e que reajusta os preços da eletricidade com base, parcialmente, em seus custos em
dólares americanos. A desvalorização do real também cria pressões inflacionárias adicionais no Brasil que podem
nos afetar negativamente. A desvalorização geralmente limita o acesso aos mercados internacionais de capital e
pode provocar intervenção governamental. Ela também reduz o valor em dólares americanos de nossos dividendos e
o valor equivalente em dólares americanos do preço de mercado de nossas ações ordinárias e das ADSs. Para
informações adicionais sobre taxas de câmbio anteriores, ver "Taxas de Câmbio".
Se o Brasil sofrer inflação substancial no futuro, nossas margens e o preço de mercado das ações classe B e
ADSs podem ser reduzidos.
O Brasil sofreu no passado taxas de inflação extremamente altas. Mais recentemente, os índices anuais de
inflação no Brasil, medidos de acordo com a variação do Índice Geral de Preços – Disponibilidade Interna (“IGPDI”), foram de 7,5% no trimestre encerrado em 31 de março de 2014, 5,5% em 2013, 8,11% em 2012 e 5,0% em
2011. O governo brasileiro adotou no passado medidas para combater a inflação, e as especulações do público sobre
possíveis ações governamentais futuras tiveram efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira. Embora
nossos contratos de concessão prevejam reajustes anuais com base em índices de inflação, se o Brasil sofrer inflação
substancial no futuro, e se o governo brasileiro adotar políticas de controle da inflação semelhantes àquelas adotadas
no passado, nossos custos podem aumentar mais rápido que nossas receitas, nossas margens operacionais e líquidas
podem diminuir e, se faltar confiança dos investidores, o preço das ações classe B e ADSs pode cair. Pressões
inflacionárias podem também restringir nossa capacidade de acesso a mercados financeiros estrangeiros e levar a
uma maior intervenção do governo na economia, incluindo a adoção de políticas governamentais que possam afetar
adversamente o desempenho da economia brasileira como um todo.
6
Evolução negativa de outras economias nacionais, especialmente nos países em desenvolvimento, pode afetar
negativamente os investimentos estrangeiros no Brasil e o crescimento econômico do país.
Os investidores internacionais em geral consideram o Brasil um mercado emergente. Historicamente, os
desenvolvimentos adversos nas economias de mercados emergentes resultaram na percepção dos investidores de
maior risco de investimentos em tais mercados. Tais percepções sobre os países emergentes têm afetado
significativamente o valor de mercado dos títulos de emissores brasileiros. Além disso, embora as condições
econômicas sejam diferentes em cada país, as reações dos investidores à evolução em um país podem influenciar os
preços dos títulos em outros países, inclusive no Brasil, e isso pode diminuir o interesse dos investidores por títulos
de emissores brasileiros, inclusive os nossos.
Mudanças em políticas fiscais brasileiras podem ter efeito adverso sobre nós.
O governo brasileiro tem mudado suas políticas fiscais de maneiras que afetam o setor elétrico e pode
mudá-las novamente no futuro. Essas mudanças incluem aumentos nas alíquotas que afetam as empresas de energia
e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários relacionados a fins governamentais específicos. Se não
pudermos ajustar nossas tarifas de acordo, podemos ser afetados adversamente.
Riscos Relacionados a Nossas Operações
Somos controlados pelo Estado do Paraná, e as políticas e prioridades governamentais afetam diretamente
nossas operações e podem ser conflitantes com os interesses de nossos investidores.
Somos controlados pelo Estado do Paraná, que detém 58,6% de nossas ações ordinárias em circulação com
direito a voto na data deste Relatório Anual, e cujos interesses podem ser diferentes dos de outros acionistas. Como
acionista majoritário, o Estado do Paraná detém o poder de controlar todas as nossas operações, incluindo o poder de
eleger a maioria dos membros de nosso Conselho de Administração e determinar o resultado de qualquer ação que
requeira aprovação dos portadores de ações ordinárias, incluindo transações com partes relacionadas e
reorganizações corporativas.
As operações da Companhia têm tido e continuarão a ter um impacto importante sobre o desenvolvimento
comercial e industrial do Estado do Paraná. No passado, o Estado do Paraná utilizou, e pode utilizar no futuro, sua
condição de nosso acionista controlador para decidir se devemos exercer determinadas atividades e fazer
determinados investimentos que visam, principalmente, promover os seus objetivos políticos, econômicos ou sociais
e não necessariamente cumprir o objetivo de melhorar o nosso negócio e/ou os nossos resultados operacionais.
Dependemos em grande parte da economia do Estado do Paraná.
Nosso mercado de distribuição para a maioria de nossas vendas de eletricidade está localizado no Estado do
Paraná. Embora um mercado mais competitivo envolvendo possíveis vendas a clientes fora do Estado possa
desenvolver-se no futuro, nosso negócio depende, e espera-se que continue a depender em grande medida, das
condições econômicas do Paraná. Não podemos assegurar que as condições econômicas no Paraná nos serão
favoráveis no futuro. O PIB (produto interno bruto) do Estado do Paraná aumentou 5,0% em 2013, enquanto o PIB
do Brasil aumentou 2,3% no mesmo período.
7
Estamos envolvidos em diversas ações judiciais que podem ter efeito adverso relevante sobre nosso negócio se seu
desfecho nos for desfavorável.
Somos réus em várias ações judiciais, principalmente relacionadas às esferas civis, administrativas,
trabalhistas e tributárias. Os desfechos desses processos são incertos e, se nos forem desfavoráveis, podem resultar
em obrigações que podem afetar adversamente nossos resultados operacionais. Em 31 de dezembro de 2013, nossas
reservas para perdas prováveis e razoavelmente estimadas eram de R$ 1.266,1 milhões. Para informações adicionais,
ver “Item 8. Informações Financeiras – Ações Judiciais”.
O desenvolvimento de projetos de transmissão e geração de energia está sujeito a riscos substanciais.
Para o desenvolvimento de projetos de transmissão e geração, geralmente precisamos obter estudos de
viabilidade, concessões ou autorizações governamentais, licenças e aprovações, acordos de desapropriação,
contratos de fornecimento de equipamentos, contratos de engenharia, fornecimento e construção, participações e
financiamentos suficientes e acordos quanto à localização, cada um dos quais envolve o consentimento de terceiros
sobre os quais não temos controle. Além disso, o desenvolvimento do projeto está sujeito a riscos ambientais, de
engenharia e de construção que podem implicar custos adicionais, atrasos e outros impedimentos à conclusão no
prazo e dentro do orçamento do projeto. Não podemos assegurar que todas as licenças e aprovações exigidas para
nossos projetos serão obtidas, que conseguiremos sócios do setor privado para qualquer de nossos projetos, que nós
ou qualquer de nossos sócios seremos capazes de obter financiamento adequado para nossos projetos ou que haverá
financiamento disponível para nós fundado em garantia específica. Se não pudermos concluir um projeto, quer em
sua fase de desenvolvimento inicial quer após a construção ter começado, poderemos não ter condições de recuperar
nosso investimento nele, o qual pode ser substancial.
Estamos sujeitos a limitações quanto ao valor e à utilização de financiamento do setor público, que poderia nos
impedir de obter financiamento e implantar nosso plano de investimento.
Como uma empresa controlada pelo estado, estamos sujeitos a certas limitações definidas pelo Conselho
Monetário Nacional (“CMN”) e pelo Banco Central do Brasil (“Banco Central”) sobre o nível de crédito que as
instituições financeiras podem oferecer a entidades do setor público. Como resultado, talvez tenhamos dificuldade
na obtenção de financiamento de instituições financeiras brasileiras, que podem criar dificuldades na execução do
nosso plano de investimentos. A legislação brasileira também estabelece que uma empresa controlada pelo estado
em geral pode usar uma dívida de banco comercial unicamente para refinanciar obrigações financeiras. Como
resultado dessas regulamentações, nossa capacidade de contrair dívida é limitada, o que poderia afetar
negativamente a execução do nosso plano de investimento.
As violações de segurança e outras perturbações poderiam comprometer nossos centros de dados e expor-nos a
arcar com as responsabilidades, o que afetaria os nossos negócios e a nossa reputação.
Durante o nosso curso normal dos negócios, recolhemos e armazenamos os dados pessoais dos nossos
clientes nos nossos centros de dados. Apesar das nossas medidas de segurança, a nossa tecnologia da informação e
infraestrutura podem ficar vulneráveis a ataques de hackers ou serem violadas devido ao erro de um funcionário, por
má-fé ou outras perturbações. Qualquer violação poderia comprometer nossas redes e as informações armazenadas
nelas poderiam ser acessadas, divulgadas publicamente, perdidas ou roubadas. Qualquer tipo de acesso, divulgação
ou outras perdas de informações podem resultar em queixas ou processos sob as leis brasileiras que protegem a
privacidade das informações pessoais e afetar a nossa reputação, fato que poderia afetar adversamente os nossos
resultados operacionais.
8
Riscos Relacionados com o Setor Elétrico Brasileiro
A renovação de certas concessões é incerta e algumas delas encerram em 2015.
Sob a Lei de Renovação de Concessões de 2013, só poderemos renovar nossas concessões vigentes a partir
de 1995 (e, no caso das instalações de geração, os contratos de concessão de geração celebrados antes de 2003) por
um período adicional de 30 anos (ou um período adicional de 20 anos, no caso de usinas termelétricas), se
concordarmos em alterar os termos do contrato de concessão que pode ser renovado para refletir os novos termos e
condições impostos pela Lei de Renovação de Concessões de 2013, que variam dependendo se a concessão for de
geração, transmissão ou distribuição. Se não concordarmos com a alteração do contrato de concessão para refletir
essas novas condições, ele não poderá ser renovado e estará sujeito à licitação após sua expiração, sendo que há a
possibilidade de perdermos tal licitação. Até o momento, decidimos não renovar nossos contratos de concessão de
geração que expiram até 2015 e, dessa forma, são passíveis de processos de licitação de acordo com a Lei de
Renovação de Concessões de 2013. De acordo com essa Lei, optamos por renovar nosso único contrato de
concessão de transmissão que expira até 2015. Em relação às concessões de distribuição, não temos certeza de quais
condições o Ministério de Minas e Energia (“MME”) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”) exigirão
para renovar esses contratos de concessão, e não podemos garantir que seremos capazes de renovar nosso principal
contrato de distribuição, que expira em 7 de julho de 2015, em termos favoráveis a nós. A solicitação para a
prorrogação da concessão de distribuição foi apresentada à ANEEL em 31 de maio de 2012 e nós confirmamos
nossa solicitação para renovação, conforme a Lei de Renovação de Concessão de 2013. De acordo com o nosso
principal contrato de distribuição, a ANEEL deveria ter respondido nossa solicitação até o dia 7 de janeiro de 2014,
mas o fato de não termos recebido uma mensagem da ANEEL até essa data não impacta nossa capacidade de
renovar esse contrato de acordo com a Lei de Renovação de Concessão de 2013. Se não renovarmos nossa principal
concessão de distribuição, ou se ela for renovada em condições menos favoráveis, os resultados de nossas operações
e a nossa condição financeira poderão ser afetados adversamente. Para mais informações, vide o “Item 4.
Informações sobre a Companhia - Concessões.”
Nossas receitas operacionais podem ser afetadas adversamente se a ANEEL tomar decisões quanto as nossas
tarifas que nos sejam desfavoráveis.
As tarifas que cobramos por vendas de eletricidade a consumidores cativos são determinadas de acordo
com um contrato de concessão com o governo brasileiro por intermédio da ANEEL. Além disso, as decisões da
ANEEL podem ser contestadas judicial ou administrativamente por órgãos públicos ou clientes.
A ANEEL possui substancial poder discricionário para estabelecer as tarifas que cobramos de nossos
consumidores, que são determinadas de acordo com contratos de concessão com a ANEEL e estão sujeitas ao poder
regulador da Agência.
Nosso contrato de concessão de distribuição e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de preços
máximos que permite três tipos de ajuste tarifário: (i) o reajuste anual, (ii) a revisão periódica e (iii) a revisão
extraordinária. Temos o direito de requerer o reajuste anual, que é concebido para compensar alguns efeitos da
inflação sobre as tarifas e para repassar aos consumidores alguns encargos de nossa estrutura de custos que estão
fora de nosso controle, como o custo da energia que compramos de algumas fontes e alguns outros encargos
regulamentares, incluindo encargos pelo uso de instalações de transmissão. Além disso, a ANEEL conduz uma
revisão periódica a cada quatro anos para identificar variações em nossos custos e definir um índice baseado em
nossa eficiência operacional que será aplicado sobre o índice de nossos reajustes anuais, e cujo efeito é garantir que
compartilhemos os benefícios de maiores economias de escala com nossos consumidores. A qualquer momento,
podemos também requerer uma revisão extraordinária de nossas tarifas no caso de eventos significativos e
inesperados, incluindo eventos que alterem significativamente nossa estrutura de custos.
Não podemos assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que nos sejam favoráveis. Na medida em que
nossos pedidos de reajustes não sejam concedidos pela ANEEL de maneira pontual, nossa condição financeira e os
resultados de nossas operações poderão ser adversamente afetados. Além disso, as decisões da ANEEL sobre nossas
tarifas podem ser contestadas por órgãos públicos ou por nossos clientes. Decisões judiciais ou administrativas
resultantes de tais contestações podem modificar as decisões da ANEEL de modo desfavorável para nós, o que pode
afetar adversamente nossa condição financeira e os resultados de nossas operações.
9
Estamos sujeitos a abrangente regulamentação de nosso negócio, que afeta fundamentalmente nosso
desempenho financeiro.
Nosso negócio está sujeito a abrangente regulamentação por vários órgãos legais e regulamentares
brasileiros, especialmente o MME e a ANEEL, que regulam e supervisionam vários aspectos de nosso negócio e
estabelecem nossas tarifas. As modificações nas leis e regulamentações que regem nossas operações, ocorridas no
passado, podem afetar adversamente nossa condição financeira e os resultados das nossas operações.
Por exemplo, nos últimos anos, o governo brasileiro tomou a decisão de reduzir as tarifas. Para reduzir
significativamente o preço da eletricidade pago pelos consumidores finais, o governo brasileiro promulgou a Lei de
Renovação de Concessões de 2013 que mudou substancialmente as condições sob as quais as concessionárias são
capazes de renovar contratos de concessão. Sob a Lei de Renovação de Concessões de 2013, a maioria das
concessionárias de distribuição, transmissão e geração pode ser renovada por um período adicional de 30 anos, mas
somente se a concessionária concordar em alterar os termos do contrato de concessão para refletir novos termos e
condições. Vide o “Item 4. Informações sobre a Companhia - Concessões.”
Nos últimos anos, além da Lei de Renovação de Concessões de 2013, a ANEEL reduziu significativamente
nossas tarifas de transmissão. Veja “Item 4. “Transmissão e Distribuição - Tarifas.”
Se o governo brasileiro aprovar regulamentações futuras ou novas leis para reduzir o preço da eletricidade,
essas novas leis e regulamentações podem afetar adversamente os resultados de nossas operações.
Se formos obrigados a conduzir nosso negócio de maneira substancialmente diferente de nossas operações
atuais, em razão de mudanças regulamentares, os resultados das nossas operações e nossas condições financeiras
podem ser afetados adversamente.
Certos consumidores em nossa área de concessão de distribuição podem deixar de comprar energia da nossa
unidade de distribuição.
Nossa unidade de distribuição gera parte significativa de suas receitas ao vender energia comprada de
empresas de geração. Grandes consumidores de eletricidade na área geográfica de nossa concessão que preenchem
certos requisitos regulamentares podem se qualificar como Consumidores Livres (“Consumidores Livres”). Os
Consumidores Livres em nossa área de concessão de distribuição são elegíveis para adquirir energia diretamente de
empresas de geração ao invés de fazerem isso através da nossa unidade de distribuição, caso em que deixarão de
pagar nossa unidade de distribuição pela energia previamente fornecida por nós. Portanto, se o número de
Consumidores Livres dentro da área geográfica da nossa concessão aumentar, as receitas e os resultados das
operações da nossa unidade de distribuição serão afetados negativamente.
Parte de nossas receitas operacionais é proveniente de Consumidores Livres, que podem buscar
fornecedores de energia alternativos quando seus contratos conosco expirarem.
Em 31 de dezembro de 2013, tínhamos 27 Consumidores Livres, que representavam aproximadamente
7,1% da nossa receita operacional consolidada e cerca de 15,1% do nosso volume total de eletricidade vendida a
consumidores finais. De 1º de janeiro de 2014 a 31 de março de 2014, fechamos acordos com outros 4
Consumidores Livres. Nossos contratos com Consumidores Livres normalmente têm duração de mais de dois e
menos de cinco anos.
Aproximadamente 0,5% dos megawatts vendidos sob contratos a esses clientes estão prestes a expirar em
2014. Além disso, em 31 de dezembro de 2013, tínhamos 38 clientes que eram elegíveis para adquirir energia como
Consumidores Livres. Esses clientes representavam aproximadamente 2,2% do volume total de eletricidade que
vendemos em 2013 e aproximadamente 4,7% da nossa receita operacional pela venda de energia nesse ano. Não
podemos garantir que os Consumidores Livres fecharão contratos ou prorrogarão seus contratos atuais de compra da
nossa energia.
10
Nossos resultados operacionais dependem das condições hidrológicas atuais e da disponibilidade de gás natural.
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 64% da capacidade instalada brasileira atual é proveniente de
usinas de geração hidrelétrica. Nossa região, e o Brasil, de forma geral, está sujeita 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 institui o Programa de Racionamento (“Programa de Racionamento”) para reduzir o consumo de
eletricidade que esteve em vigor de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002. Uma reincidência de condições
hidrológicas desfavoráveis, que poderia resultar em baixo fornecimento de eletricidade ao mercado brasileiro, pode
causar, entre outras coisas, a implementação de programas abrangentes de economia de eletricidade, incluindo
reduções obrigatórias de consumo. 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.
O quadro regulamentar sob o qual operamos está sujeito a contestação judicial.
O governo brasileiro implementou mudanças fundamentais na regulamentação do setor elétrico em 2004
por meio da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e, recentemente, por meio da Lei de Renovação de Concessões
de 2013. Ações de inconstitucionalidade de ambas as leis ainda estão pendentes perante o Supremo Tribunal
Federal. Se essas leis forem declaradas, em todo ou em parte, inconstitucionais, isso terá consequências incertas
quanto à validade da regulamentação existente e ao desenvolvimento posterior do quadro regulamentar. É difícil
prever o desfecho das ações judiciais, mas elas podem ter impacto adverso sobre todo o setor elétrico, incluindo
nossos negócios e nossos resultados operacionais.
Podemos ser obrigados a adquirir energia no mercado de curto prazo (“spot”) a preços mais altos se nossas
projeções de demanda de energia não forem precisas, se houver falta de energia disponível no mercado regulado,
ou se a energia contratada não for entregue, e podemos não ter direito a repassar quaisquer custos maiores a
nossos consumidores finais.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, os distribuidores de eletricidade, incluindo a
Companhia, devem contratar por meio de licitações públicas conduzidas pela ANEEL a compra de 100% de sua
demanda de eletricidade projetada para as respectivas áreas de concessão até cinco anos antes do efetivo
fornecimento dessa energia. Não podemos assegurar que nossas projeções da demanda de energia em nossa área de
concessão de distribuição serão precisas. Se nossas projeções ficarem aquém da demanda efetiva de eletricidade, ou
se não formos capazes de comprar energia através do mercado regulado devido à falta de energia no mercado, ou se
a empresa de geração não entregar a energia previamente contratada, poderemos ser obrigados a cobrir a diferença
com contratos de curto prazo para compra de energia no mercado spot, no qual podemos pagar significativamente
mais pela energia, sem que possamos repassar esses aumentos nos custos aos nossos consumidores finais. Além
disso, se subestimarmos nossas necessidades de energia para distribuição, podemos estar sujeitos a penalidades
impostas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (a “CCEE”). Além disso, se nossas projeções
ultrapassarem a demanda efetiva além da margem permitida (105% da demanda real), não poderemos repassar a
nossos consumidores finais o custo da energia em excesso que adquirirmos.
Nossos equipamentos, instalações e operações estão sujeitos a vários regulamentos ambientais e de saúde, que
podem se tornar mais rígidos no futuro e resultar em maiores obrigações e maiores investimentos de capital.
Nossas atividades de distribuição, transmissão e geração estão sujeitas à abrangente legislação federal,
estadual e municipal e a fiscalização pelas agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de
leis e políticas ambientais e de saúde. Essas agências podem tomar medidas coercitivas contra a Companhia por
inobservância de seus regulamentos e das exigências estabelecidas para a manutenção de nossas licenças ambientais.
Essas ações podem resultar, entre outras coisas, na imposição de multas e revogação de licenças, que podem ter
11
efeito adverso relevante sobre nossa condição financeira ou nossos resultados operacionais. Regulamentos
ambientais e de saúde mais rigorosos também podem nos forçar a alocar capital para cumprí-los e, em consequência,
desviar recursos destinados a investimentos planejados. Tais desvios podem ter efeito adverso relevante sobre nossa
condição financeira e os resultados de nossas operações.
A ANEEL pode nos penalizar por inobservância dos termos de nossas concessões ou das leis e regulamentos
aplicáveis, e podemos não recuperar o valor integral de nosso investimento no caso de extinção de quaisquer de
nossas concessões.
Os prazos de nossas concessões são de 20 a 35 anos e podem ser prorrogados mediante o cumprimento de
certas condições. Caso deixemos de observar quaisquer dos termos de nossas concessões ou das leis e regulamentos
aplicáveis, a ANEEL pode nos impor penalidades, que podem incluir a imposição de advertências, multas
potencialmente substanciais (em certos casos, até 2% de nossas receitas no exercício fiscal imediatamente anterior a
tal imposição) e restrições às nossas operações, entre outras. A ANEEL também pode extinguir nossas concessões
antes de seu vencimento se deixarmos de observar suas disposições, ou se a ANEEL determinar, por meio de
processo de desapropriação, que a extinção de nossa concessão é de interesse público. Se a ANEEL extinguir
quaisquer de nossas concessões antes de seu vencimento, não poderemos operar o(s) segmento(s) de nosso negócio
que eram autorizados pela respectiva concessão. Ademais, qualquer compensação que possamos receber do governo
federal pela parte não amortizada de nosso investimento pode ser insuficiente para recuperarmos o valor integral de
nosso investimento. A extinção antecipada ou a não-renovação de quaisquer de nossas concessões ou a imposição de
multas ou penalidades severas pela ANEEL podem ter efeito adverso relevante sobre nossa condição financeira e
sobre nossos resultados operacionais. Ver “Item 4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro Concessões”.
A construção, expansão e operação de nossas instalações e equipamentos de geração, transmissão e distribuição
de eletricidade envolvem riscos significativos que podem causar perda de receitas ou aumento de despesas.
A construção, expansão e operação de nossas instalações e equipamentos de geração, transmissão e
distribuição de eletricidade envolvem vários riscos, incluindo a incapacidade de obter as licenças e aprovações
governamentais necessárias, interrupções de fornecimento, greves, interferência climática e hidrológica, problemas
ambientais e de engenharia imprevistos, aumento de nossas perdas de eletricidade (incluindo perdas técnicas e
comerciais), e indisponibilidade de financiamento e equipamentos adequados.
Caso enfrentemos esses problemas ou outros, podemos não ser capazes de gerar, transmitir e distribuir
eletricidade em quantidades e condições favoráveis, o que pode afetar adversamente nossa condição financeira e os
resultados de nossas operações.
Se não pudermos concluir nosso programa proposto de investimentos no prazo, a operação e o desenvolvimento
de nosso negócio podem ser afetados adversamente.
Em 2014, planejamos investir aproximadamente R$ 1.308,7 milhões em nossas atividades de geração e
transmissão (incluindo a UHE Baixo Iguaçu e a UHE Colíder), R$ 895,9 milhões em nossas atividades de
distribuição e R$ 80,0 milhões em nossas atividades de telecomunicações. Nossa capacidade de concluir esse
programa de investimentos depende de uma série de fatores, incluindo nossa capacidade de cobrar tarifas adequadas
por nossos serviços e várias contingências regulatórias e operacionais. Não há garantia de que teremos os recursos
financeiros para completar nosso programa proposto de investimentos, e nossa incapacidade de completá-lo pode
afetar adversamente a operação e o desenvolvimento de nosso negócio levando à imposição de multas pela ANEEL
assim como à redução nos níveis tarifários.
Somos estritamente responsáveis por quaisquer danos decorrentes de prestação inadequada de serviços
de energia elétrica, e nossas apólices de seguro podem não cobrir inteiramente tais danos.
Somos estritamente responsáveis, sob a legislação brasileira, por danos resultantes da prestação inadequada
de serviços de distribuição de eletricidade. Além disso, nossos serviços públicos de distribuição, transmissão e
geração de energia podem ser responsabilizados por danos causados aos outros como resultado de interrupções ou
12
perturbações resultantes dos sistemas de geração, transmissão ou distribuição de energia do país, sempre que essas
interrupções ou perturbações não forem atribuídas a um membro identificável do Operador Nacional do Sistema
Elétrico (“ONS”). Não podemos assegurar que as nossas apólices de seguro cobrirão integralmente os danos
decorrentes de inadequada prestação de serviços de energia elétrica, o que pode ter um efeito adverso sobre nós.
Riscos relacionados com as ações classe B e ADSs
Como portador de ADSs, você geralmente não terá direito de voto em nossas Assembleias Gerais.
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas do Brasil e com nosso Estatuto, portadores de ações classe
B, e portanto de ADSs, não têm direito a voto em nossas Assembleias Gerais, exceto em circunstâncias limitadas.
Isso significa, entre outras implicações, que você, como portador de ADSs, não pode votar em matérias corporativas,
incluindo qualquer proposta de fusão.
Além disso, nas circunstâncias limitadas em que os portadores de ações classe B têm direito a votar, eles
podem exercer direitos de voto com relação às ações classe B representadas por ADSs somente em conformidade
com as disposições do contrato de depósito relativo às ADSs. Não há disposições na legislação societária brasileira
nem em nosso Estatuto que limitem a capacidade dos portadores de ADSs de exercer seus direitos de voto através do
Depositário com respeito às correspondentes ações classe B. Entretanto, os passos procedimentais envolvidos criam
limitações práticas à capacidade de voto dos portadores de ADSs. Por exemplo, nossos portadores de ações classe B
poderão exercer seus direitos de voto quer comparecendo pessoalmente à Assembleia quer por procuração. De
acordo com o Contrato de Depósito, enviaremos o aviso ao Depositário, que, por sua vez, assim que for praticável
daí em diante, enviará aviso da Assembleia aos portadores de ADSs e um informe sobre a maneira pela qual podem
ser dadas instruções pelos portadores. Para exercer seus direitos de voto, os portadores de ADS devem então instruir
o Depositário sobre como votar. Por causa desse passo procedimental adicional envolvendo o Depositário, o
processo para o exercício dos direitos de voto será mais demorado para os portadores de ADSs do que para os
portadores diretos de ações classe B. ADSs em relação às quais o Depositário não receber instruções de voto em
tempo hábil não terão voto.
Como portador de ADSs você terá menos direitos de acionista e direitos menos bem definidos no Brasil do que
nos Estados Unidos e em certas outras jurisdições.
Nossos assuntos corporativos são regidos pelo nosso Estatuto e pela Lei das Sociedades Anônimas do
Brasil, que podem diferir dos princípios legais que se aplicariam se fôssemos constituídos de acordo com a
legislação dos Estados Unidos ou de algumas outras jurisdições fora do Brasil. Sob a Lei das Sociedades Anônimas
do Brasil, você e os portadores de ações classe B podem ter menos direitos e direitos menos bem definidos para
proteger seus interesses relativamente às medidas tomadas por nosso Conselho de Administração ou pelos
portadores de Ações Ordinárias do que sob as leis dos Estados Unidos e de certas jurisdições fora do Brasil.
Embora a legislação brasileira imponha restrições a negociações com informações privilegiadas (insider
trading) e à manipulação de preços, os mercados de títulos mobiliários brasileiros não são tão altamente fiscalizados
quanto os mercados de títulos mobiliários dos Estados Unidos ou os mercados de certas outras jurisdições fora do
Brasil. Por exemplo, as normas e políticas contra self-dealing e as relativas à proteção dos interesses dos acionistas
minoritários podem ser menos desenvolvidas e cumpridas de maneira menos robusta no Brasil do que nos Estados
Unidos e em outras jurisdições fora do Brasil, o que pode potencialmente colocá-lo em desvantagem como portador
de ações preferenciais e ADSs. Além disso, acionistas das companhias brasileiras devem deter 5% do capital
acionário circulante de uma empresa para poderem impetrar ações derivadas, e acionistas de empresas brasileiras
normalmente não podem impetrar ação coletiva.
Você pode não ter condições de exercer direitos de preferência relacionados com as ações preferenciais.
Você não poderá exercer os direitos de preferência relacionados com as ações preferenciais classe B objeto
das ADSs a menos que uma declaração de registro sob o United States Securities Act de 1933 e suas alterações (o
”Securities Act”) esteja em vigor com relação a esses direitos ou uma isenção quanto às exigências de registro do
Securities Act esteja disponível. Portanto, o Depositário não lhe oferecerá direitos como portador de ADSs a menos
13
que os direitos estejam registrados sob disposições do Securities Act ou estejam sujeitos a isenção das exigências de
registro. Não somos obrigados a arquivar uma declaração de registro com relação às ações ou outros títulos
mobiliários relacionados com esses direitos, e não podemos assegurar que iremos arquivar qualquer declaração de
registro. Em consequência, você poderá receber somente o produto líquido da venda de seus direitos de preferência
pelo Depositário e, se os direitos de preferência não puderem ser vendidos, prescreverão. Se você não tiver
condições de participar em ofertas de direitos, os montantes que você detém também podem diluir-se.
Se você trocar suas ADSs por ações classe B, você se arrisca a tributos mais altos e à incapacidade de remeter
moeda estrangeira para o exterior.
A legislação brasileira exige que os interessados obtenham um certificado de registro no Banco Central a
fim de serem autorizados a remeter moedas estrangeiras, incluindo dólares dos Estados Unidos, ao exterior. Para as
ADSs, o custodiante brasileiro das ações classe B obteve o certificado necessário do Banco Central para os
pagamentos de dividendos ou outras distribuições em dinheiro relacionadas com as ações preferenciais ou à
alienação das ações preferenciais. Se você trocar suas ADSs pelas ações classe B por elas representadas, porém,
você poderá contar com o certificado do custodiante por apenas cinco dias úteis a partir da data da troca. Depois
disso você precisa obter o seu próprio certificado de registro ou registrar-se de acordo com as normas do Banco
Central e da CVM a fim de obter e remeter dólares americanos ao exterior decorrentes da alienação de ações classe
B ou distribuições relacionadas com as ações preferenciais. Se você não obtiver um certificado de registro, você não
poderá remeter dólares dos Estados Unidos ou outras moedas ao exterior e poderá estar sujeito a um tratamento
fiscal menos favorável sobre os ganhos relativos às ações preferenciais. De acordo com as normas do Banco Central,
a obtenção desse registro exige transações de câmbio, que estão sujeitas a tributação no Brasil. Para maiores
informações, ver “Item 10. Informações Adicionais - Tributação - Considerações sobre a Tributação Brasileira Outros Tributos Brasileiros”.
Se você tentar obter seu próprio certificado de registro, você poderá incorrer em despesas ou sofrer
demoras nesse processo que podem atrasar o recebimento de dividendos ou distribuições relacionados com as ações
preferenciais ou o retorno de seu capital de forma oportuna. O certificado de registro do custodiante e qualquer
certificado de registro de capital estrangeiro que você obtiver podem ser afetados por futuras mudanças na
legislação. Restrições adicionais podem ser impostas no futuro à alienação das ações preferenciais classe B ou à
repatriação do produto da alienação.
O governo brasileiro pode impor controles de câmbio e restrições sobre remessas ao exterior que podem afetar
adversamente sua capacidade de converter fundos em reais em outras moedas e remeter outras moedas ao
exterior.
No passado, o governo brasileiro impôs restrições à remessa a investidores estrangeiros do produto dos
investimentos deles no Brasil e à conversão da moeda brasileira em moedas estrangeiras. O governo brasileiro pode
novamente optar por impor esse tipo de restrições se, entre outras coisas, houver deterioração das reservas
brasileiras de moeda estrangeira ou mudança na política cambial brasileira. A reimposição dessas restrições
prejudicaria ou impediria sua capacidade de converter dividendos, distribuições ou produto de venda de ações classe
B, conforme o caso, de reais para dólares dos Estados Unidos ou outras moedas e de remeter esses fundos ao
exterior. Não podemos assegurar que o governo brasileiro não tomará medidas similares no futuro.
A relativa volatilidade e a iliquidez dos mercados de títulos mobiliários brasileiros podem restringir sua
capacidade de vender as ações classe B objeto das ADSs.
Os mercados de títulos mobiliários brasileiros são substancialmente menores, menos líquidos, mais
concentrados e mais voláteis que os principais mercados de títulos mobiliários dos Estados Unidos e de certas outras
jurisdições fora do Brasil e não são tão altamente regulamentados ou supervisionados como alguns desses outros
mercados. A iliquidez e a relativamente pequena capitalização de mercado dos mercados de ações do Brasil podem
fazer com que o preço de mercado dos títulos das companhias brasileiras, incluindo nossas ADSs e ações classe B,
flutuem tanto nos mercados nacionais quanto nos internacionais, e podem limitar substancialmente sua capacidade
de vender suas ações classe B objeto de ADSs pelo preço e em época que você deseje.
14
Item 4.
Informações sobre a Companhia
A COMPANHIA
Somos uma companhia de energia elétrica envolvida na geração, transmissão, distribuição e venda de
eletricidade principalmente no Estado brasileiro do Paraná, conforme concessões outorgadas pela agência reguladora
do setor elétrico, a ANEEL. Também prestamos serviços de telecomunicações e outros serviços.
Em 31 de dezembro de 2013, gerávamos eletricidade em 19 usinas hidrelétricas, uma usina eólica e uma
termelétrica, com capacidade total instalada de 4.756,1 MW, da qual aproximadamente 99,7% é derivada de fontes
renováveis. Incluindo a capacidade instalada das empresas de geração em que possuímos participação acionária,
nossa capacidade instalada total é de 5.354,7 MW. Nosso negócio de energia elétrica está sujeito a abrangente
regulamentação pela ANEEL.
Detemos concessões para distribuir eletricidade em 394 dos 399 municípios do Estado do Paraná e no
município de Porto União, no Estado de Santa Catarina. Em 31 de dezembro de 2013, possuíamos e operávamos
2.173,5 quilômetros de linhas de transmissão e 187.876,4 quilômetros de linhas de distribuição, constituindo uma
das maiores redes de distribuição do Brasil. Da eletricidade que fornecemos a nossos consumidores finais em 2013,
foram destinados:

39,5% a consumidores industriais;

25,6% a consumidores residenciais;

18,8% a consumidores comerciais; e

16,1% a consumidores rurais e outros.
Os principais elementos de nossa estratégia de negócios incluem:

ampliar nossos sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia e de telecomunicações;

aumentar as vendas de nossa unidade de geração para consumidores livres tanto dentro quanto fora do
Estado do Paraná;

buscar melhoria da produtividade no curto prazo e crescimento sustentável no longo prazo;

esforçar-se para manter os consumidores satisfeitos e nossa força de trabalho motivada e preparada;

buscar eficiência de custos e inovação;

alcançar a excelência na transmissão de dados, imagens e voz; e

pesquisar novas tecnologias no setor de energia para aumentar a produção de energia com fontes
renováveis e não-poluentes.
Histórico
Fomos criados em 1954 pelo Estado do Paraná para atuar na geração, transmissão e distribuição de
eletricidade, como parte do plano do Paraná de colocar o setor de energia elétrica sob controle estatal. No início da
década de 70, adquirimos as principais empresas privadas do setor elétrico localizadas no Estado do Paraná. O
período de 1970 a 1977 foi caracterizado por significativa expansão de nossas redes de transmissão e distribuição e
pelo esforço para aumentar a conectividade de nosso sistema com os de outros Estados brasileiros. Em 1979, uma
15
mudança na legislação estadual nos permitiu expandir nossas atividades de geração para incluir produção de outras
fontes além de usinas hidrelétricas e termelétricas.
Somos atualmente a maior empresa de energia no Estado do Paraná. Somos uma sociedade anônima
constituída e existente sob a legislação brasileira, sob o nome Companhia Paranaense de Energia – Copel. Nossa
sede está localizada na Rua Coronel Dulcídio, 800, CEP 80420-170, Curitiba, Paraná, Brasil. O número do telefone
de nossa sede é (55-41) 3322-3535 e nosso sítio na internet é www.copel.com.
Relacionamento com o Estado do Paraná
O Estado do Paraná possui 58,6% de nossas ações ordinárias e, consequentemente, tem o poder de
controlar a eleição da maioria dos membros do Conselho de Administração, a designação da Diretoria, as futuras
operações e as estratégias de negócios.
Estrutura Corporativa
Antes de 2001, a Copel operava como uma companhia integrada que atuava na geração, transmissão e
distribuição de energia e atividades correlatas. De acordo com as modificações do regime normativo, transferimos
nossas operações para quatro subsidiárias integrais – de geração, transmissão, distribuição e telecomunicações – e
nossos investimentos em outras empresas para uma quinta subsidiária integral. Essa reestruturação corporativa foi
concluída em julho de 2001.
Em 2007, para cumprir com a legislação do setor elétrico, dividimos os ativos de nosso negócio de
transmissão (a “Copel Transmissão S.A.”) entre nosso negócio de distribuição (a “Copel Distribuição S.A.”) e nosso
negócio de geração (a “Copel Geração S.A.”). Assim, renomeamos o nome desta última para Copel Geração e
Transmissão S.A. Também liquidamos a Copel Participações S.A. e distribuímos as participações que ela detinha
em controladas entre a Copel Geração e Transmissão e nossa controladora.
Em 2013, a Companhia foi reorganizada para melhorar a eficiência da nossa estrutura corporativa e reduzir
nossos custos operacionais. Atualmente, a Copel possui cinco subsidiárias integrais: a Copel Geração e Transmissão,
a Copel Distribuição e a Copel Telecomunicações, entidades já existentes, e a Copel Participações e a Copel
Renováveis, cujos objetivos corporativos são (i) a participação acionária e a gestão de investimentos em entidades
sociedades de propósito específico que operem nos setores de energia, gás, telecomunicações, saneamento e
serviços; e (ii) centralizar os projetos de geração de energia renovável da companhia.
A organização do grupo em 31 de dezembro de 2013 é descrita a seguir:
Negócios
No passado, nossos negócios de geração e distribuição eram integrados, e vendíamos a maior parte da
energia que gerávamos para os consumidores de nossa unidade de distribuição. Isso mudou em razão da
implementação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, promulgada em 2004. Hoje os leilões abertos no mercado
regulado são o principal canal de venda de energia de nossa unidade de geração, e um dos principais canais pelos
quais nossa unidade de distribuição adquire energia para revender aos consumidores cativos. Nossa unidade de
geração só vende energia para nossa unidade de distribuição por meio de leilões no mercado regulado. Nossa
unidade de distribuição, como algumas outras empresas brasileiras de distribuição, também é obrigada a adquirir
energia de Itaipu Binacional (a “Itaipu"), uma usina hidrelétrica de propriedade conjunta do Brasil e do Paraguai, em
volume determinado pelo governo brasileiro com base em nossa participação proporcional no mercado de
eletricidade brasileiro. Itaipu possui capacidade instalada de 14.000 MW. De acordo com um tratado entre o Brasil e
o Paraguai de 1973, as empresas brasileiras adquirem a maior parte da eletricidade gerada por Itaipu. Para maiores
informações, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro”.
16
ESTADO DO PARANÁ
58,63%
31,08%
Votante
Total
BNDESPAR
26,41%
23,96%
Votante
Total
CUSTÓDIA EM BOLSA (Free Float)
13,70%
Votante
44,18%
Total
ELETROBRAS
1,06%
0,56%
Votante
Total
OUTROS ACIONISTAS
0,20%
0,22%
Votante
Total
BM&FBOVESPA
13,64%
Votante
31,73%
Total
NYSE
0,06%
12,43%
0,00%
0,02%
Votante
Total
LATIBEX
Votante
Total
COPEL
(1) COPEL DISTRIBUIÇÃO S.A.
(1) NOVA EUROS IV ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.
(2) ELEJOR ‐ CENTRAIS ELÉTRICAS DO RIO JORDÃO S.A.
70,0%
Total
100,0%
100,0%
(1) COPEL TELECOMUNICAÇÕES S.A.
(1) NOVA ASA BRANCA I ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.
100,0%
100,0%
(4) CUTIA EMPREENDIMENTOS EÓLICOS SPE S.A. (b)
49,9%
Total
(1) NOVA ASA BRANCA II ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.
(3) COPEL AMEC S/C LTDA. (Em Liquidação)
(1) COPEL PARTICIPAÇÕES S.A.
100,0%
100,0%
(1) COPEL RENOVÁVEIS S.A.
(1) NOVA ASA BRANCA III ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.
100,0%
100,0%
(1) COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A.
100,0%
(4) MARUMBI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 80,0%
Total
(4) COSTA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
51,0%
Total
(4) GUARACIABA TRANSMISSORA DE ENERGIA (TP SUL) S.A.
49,0%
Total
(4) INTEGRAÇÃO MARANHENSE TRANS. DE ENERGIA S.A.
49,0%
Total
(5) CONSÓRCIO SÃO JERÔNIMO
41,2%
Total
(4) TRANSMISSORA SUL BRASILEIRA DE ENERGIA S.A.
20,0%
Total
(5) CONSÓRCIO BAIXO IGUAÇU (a)
30,0%
48,0%
100,0%
(2) UEG ARAUCÁRIA LTDA.
(1) SANTA HELENA ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.
100,0%
60,0%
Total
(3) DOIS SALTOS EMPREEND. DE GERAÇÃO ENERGIA ELÉTRICA LTDA.
30,0%
Total
(2) UEG ARAUCÁRIA LTDA.
20,0%
Total
(3) CARBOCAMPEL S.A.
49,0%
Total
(3) SERCOMTEL S.A. TELECOMUNICAÇÕES
45,0%
Total
(3) FOZ DO CHOPIM ENERGÉTICA LTDA.
35,8%
Total
(3) DONA FRANCISCA ENERGÉTICA S.A.
23,0%
Total
(4) DOMINÓ HOLDINGS S.A.
45,0%
Total
Total
(5) CONSÓRCIO ENERGÉTICO CRUZEIRO DO SUL
51,0%
(3) ESCOELECTRIC LTDA.
40,0%
(1) SANTA MARIA ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.
Total
(2) COMPANHIA PARANAENSE DE GÁS ‐ COMPAGAS
51,0%
Total
(1) VENTOS DE SANTO URIEL S.A.
100,0%
(6) SÃO BENTO ENERGIA (c) 100,0%
Total
COMPANHIA DE SANEAMENTO DO PARANÁ ‐ SANEPAR
30,1%
Total
Total
(4) MATRINCHÃ TRANSMISSORA DE ENERGIA (TP NORTE) S.A.
49,0%
Total
(4) CAIUÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
49,0%
Total
(4) PARANAÍBA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
24,5%
Total
(5) CONSÓRCIO TAPAJÓS
11,1%
Total
(1) Subsidiária Integral
(2) Controladas
(3) Coligadas
(4) Controladas em conjunto
(5) Consórcios ‐ Operação em Conjunto
(6) Adiantamento para Futuro Investimento
Obs.: A Copel também possui 0,82% do Capital Total da Investco S/A (UHE Lajeado).
(a) A aquisição do Consórcio Baixo Iguaçu depende da aprovação da Aneel. (b) O contrato de aquisição da Cutia Empreendimentos poderá ser rescindido caso não seja obtida a aprovação incondicional da compra e venda das ações e dos projetos pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica ‐ CADE, ficando a vendedora obrigada a restituir os recursos aportados, corrigidos pela variação do IPCA.
(c) O contrato de aquisição da São Bento Energia poderá ser rescindido caso não sejam obtidas as aprovações pela Aneel, pelo Cade e pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social ‐ BNDES, ficando a vendedora obrigada a restituir os recursos aportados, corrigidos pela variação do Índice de Preços ao Consumidor Amplo ‐ IPCA.
Total
17
A tabela seguinte mostra a eletricidade total que geramos e que adquirimos nos últimos cinco anos,
revelando o volume total de eletricidade gerado e adquirido pela Copel Geração e Transmissão e o volume total de
eletricidade adquirido pela Copel Distribuição.
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2013
2012
Eletricidade gerada ................................................. ...........................................
24.420
18.181
Eletricidade adquirida de terceiros(1) ...................... ...........................................
2.505
3.981
Total de eletricidade gerada e adquirida pela Copel Geração e Transmissão.........
26.925
22.162
Copel Geração e Transmissão
2011
2010
2009
25.789
24.321
18.321
952
696
4.093
26.741
25.017
22.414
(GWh)
Copel Distribuição
Eletricidade adquirida de Itaipu(2) .......................... ...........................................
5.193
5.256
5.278
5.306
5.379
Eletricidade adquirida em leilões – CCEAR – afiliadas....................................
832
1.316
1.328
1.230
1.488
14.185
Eletricidade adquirida em leilões – CCEAR – outras........................................
14.814
17.457
16.771
15.405
Eletricidade adquirida de terceiros(3) ...................... ...........................................
6.054
3.267
3.105
3.090
2.901
Total de eletricidade adquirida pela Copel Distribuição.........................................
26.893
27.296
26.482
25.031
23.953
Total de eletricidade gerada e adquirida pela Copel Geração e Transmissão e
pela Copel Distribuição......................................................................................
53.818
49.458
53.223
50.048
46.367
____________
(1)
(2)
(3)
Inclui capacidade disponibilizada mas não totalmente entregue (incluindo energia do MRE e da CCEE).
As concessionárias de distribuição que operam mediante concessões nas regiões Centro-Oeste, Sul e Sudeste do Brasil compram energia
gerada por Itaipu.
Inclui capacidade disponibilizada mas não totalmente entregue (incluindo energia da Elejor e da CCEE).
A tabela seguinte mostra a eletricidade total que vendemos a consumidores livres, consumidores cativos,
distribuidores, agentes comercializadores e outras concessionárias no sul do Brasil por meio do Sistema Interligado
de Transmissão que interliga os Estados das regiões Sul e Sudeste do Brasil, discriminando o volume total de
energia vendido pela Copel Geração e Transmissão e pela Copel Distribuição nos últimos cinco anos.
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2013
2012
2011
2010
2009
(GWh)
Copel Geração e Transmissão
Eletricidade fornecida a consumidores livres....................................................
4.082
1.404
919
1.054
1.044
Energia fornecida mediante contratos bilaterais ......... ......................................
5.233
1.367
1.051
1.455
1.051
Eletricidade fornecida em leilões – CCEAR – afiliadas....................................
832
1.316
1.327
1.230
1.488
Eletricidade fornecida em leilões – CCEAR – outras.......................................
6.389
13.780
14.139
13.405
13.478
Eletricidade fornecida ao Sistema Interligado(1)..............................................
9.793
3.856
8.625
7.233
4.874
Eletricidade total fornecida pela Copel Geração e Transmissão.......................
26.329
21.723
26.061
24.377
21.935
Eletricidade fornecida a consumidores cativos..................................................
22.926
23.248
22.454
21.304
20.242
524
Copel Distribuição
Eletricidade fornecida a distribuidores no Paraná.............................................
620
635
600
568
Mercado Spot (CCEE).......................................................................................
62
36
341
61
266
Total de eletricidade fornecida pela Copel Distribuição...................................
23.608
23.919
23.395
21.933
21.032
Subtotal ........................................................................... ..................................
49.937
45.645
49.456
46.310
42.967
Perdas da Copel Geração e Transmissão e da Copel Distribuição....................
3.881
3.816
3.767
3.738
3.400
Eletricidade total fornecida pela Copel Geração e Transmissão e pela Copel
Distribuição, incluindo perdas ..........................................................................
53.818
49.458
53.223
50.048
46.367
____________
(1)
Inclui capacidade disponibilizada mas não totalmente entregue.
18
Geração
Instalações de Geração
Em 31 de dezembro de 2013, operávamos 19 usinas hidrelétricas, uma usina eólica e uma termelétrica, com
capacidade instalada total de 4.756,1 MW. Incluindo a capacidade instalada das empresas de geração em que
possuímos participação acionária, nossa capacidade instalada total é de 5.354,7 MW. Produzimos eletricidade quase
exclusivamente através de nossas usinas hidrelétricas. Nossa energia assegurada totalizou 2.069,4 MW médios em
2013. Nossa geração varia de ano a ano em razão de condições hidrológicas e outros fatores. Geramos 24.420,4
GWh em 2013, 18.180,9 GWh em 2012, 25.789 GWh em 2011, 24.321 GWh em 2010 e 18.321 GWh em 2009.
A geração de energia elétrica em nossas usinas é supervisionada, coordenada e operada por nosso Centro de
Operação da Geração em Curitiba, que é responsável pela coordenação da operação de aproximadamente 99,9% de
nossa capacidade instalada total, incluindo algumas das usinas em que possuímos participações societárias parciais.
A tabela seguinte apresenta algumas informações relativas às nossas principais usinas em operação em 31
de dezembro de 2013.
Tipo
Usina
Capacidade
Instalada
Energia
Assegurada (1)
(MW)
(GWh/ano)
Entrada em
Operação
Término da
Concessão
Hidrelétrica
Foz do Areia
1.676
5.045,8
1980
2023
Hidrelétrica
Segredo
1.260
5.282,3
1992
2029
Hidrelétrica
Salto Caxias
1.240
5.299,8
1999
2030
Hidrelétrica
Capivari Cachoeira
260
954,8
1970
2015
Hidrelétrica
Mauá
185(2)
883,3
2012
2042
____________
(1)
(2)
Valores usados para determinação de volumes comprometidos para venda.
Corresponde a 51% da capacidade instalada da usina (363 MW).
Governador Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia). A Usina Hidrelétrica de Foz do Areia está
localizada no rio Iguaçu, aproximadamente 350 km a sudoeste da cidade de Curitiba.
Governador Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo). A Usina Hidrelétrica de Segredo está localizada no
rio Iguaçu, aproximadamente 370 km a sudoeste da cidade de Curitiba.
Governador José Richa (Salto Caxias). A Usina Hidrelétrica de Salto Caxias está localizada no rio Iguaçu,
aproximadamente 600 km a sudoeste da cidade de Curitiba.
Governador Pedro Viriato Parigot de Souza (Capivari-Cachoeira). A Usina Hidrelétrica de CapivariCachoeira é a maior usina hidrelétrica subterrânea do Brasil. O reservatório está localizado no rio Capivari,
aproximadamente 50 km ao norte da cidade de Curitiba, e a usina está localizada no rio Cachoeira,
aproximadamente 15 km do reservatório.
Mauá. A Usina Hidrelétrica de Mauá está localizada no rio Tibagi, no Paraná. Foi construída entre 2008 e
2012 pelo Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, em que a Copel possui uma participação de 51,0% e a Eletrosul
Centrais Elétricas S.A. (“Eletrosul”) detém os outros 49,0%. Está localizada aproximadamente a 250 km de
Curitiba, na municipalidade de Telêmaco Borba.
Além de nossas unidades de geração, possuímos participações em várias outras empresas de geração. Entre
2004 e 2010, fomos obrigados por lei a deter maioria das ações com direito a voto de todas as companhias em que
adquiríssemos participação. A partir de 2010, foi possível para nós manter participações minoritárias em outras
empresas.
19
A tabela a seguir apresenta informações sobre as usinas de geração em que possuíamos participação em 31
de dezembro de 2013:
Tipo
Usina
Capacidade
Instalada
Energia
Assegurada
Termelétrica
Araucária
Hidrelétrica
Entrada em
Operação
Percentual de
Participação
(MW)
(GWh/ano)
484,1
3.419,0(1)
Setembro de 2006
80,0
Elejor (Santa Clara e
Fundão)
246,4
1.229,0
Julho de 2005 / Junho
de 2006
70,0
Vencimento
da Concessão
(%)
2029
2036
Hidrelétrica
Dona Francisca
125,0
683,3
Fevereiro de 2001
23,0
Hidrelétrica
Foz do Chopim
29,1
188,0
Outubro de 2001
35,8
2033
2030
Hidrelétrica
Lajeado (Investco S.A.)
902,5
4.613,0
Dezembro de 2001
0,8
2032
____________
(1)
A energia assegurada de usinas termelétricas como Araucária varia dependendo do preço do gás natural, conforme critérios estabelecidos
pelo Ministério de Minas e Energia.
Araucária. Possuímos participação de 80,0% na UEG Araucária Ltda., que é proprietária da Usina
Termelétrica de Araucária. Em dezembro de 2006, a UTE Araucária Ltda. 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 de janeiro de 2014. Desta forma, a partir de 1º de fevereiro de 2014, a UEG Araucária
Ltda. é responsável pela venda de energia produzida pela Usina Termelétrica Araucária. Essa energia não é vendida
em contratos de longo prazo, mas sim distribuída no mercado de curto prazo (spot), conforme estabelecido pela
ONS.
Complexo Elejor. O Complexo Elejor abrange as usinas hidrelétricas de Santa Clara e Fundão, ambas
localizadas no rio Jordão, no Estado do Paraná. A capacidade instalada total das unidades é de 246,4 MW, incluindo
duas pequenas centrais hidrelétricas instaladas no mesmo local. A Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. (a “Elejor”)
assinou o contrato de concessão de 35 anos para o complexo de Santa Clara e Fundão em outubro de 2001. Em 31
de dezembro de 2013, possuíamos 70,0% das ações ordinárias, e a Paineira Participações detinha os 30,0% restantes
das ações ordinárias da Elejor.
A Elejor deve efetuar pagamentos mensais ao governo federal pelo uso de recursos hidrelétricos,
totalizando montantes anuais de R$ 19,0 milhões. Esse montante é corrigido, anualmente, pelo Índice Geral de
Preços do Mercado (o “IGP-M”). Em 2013, o montante agregado de pagamentos de concessão pagos pela Elejor ao
governo federal era de R$ 47,8 milhões.
Assinamos um contrato de compra de energia com a Elejor que prevê que nós compraremos toda a energia
produzida pelas usinas de Santa Clara e Fundão por uma tarifa fixa até 2019, corrigida anualmente pelo IGP-M. Em
2013, a receita líquida e lucro líquido da Elejor somavam R$ 217,4 milhões e R$ 41,9 milhões respectivamente,
enquanto em 2012, a receita líquida e lucro líquido eram de R$ 211,7 milhões e R$ 33,3 milhões, respectivamente.
Dona Francisca. Possuímos participação de 23,03% das ações ordinárias da Dona Francisca Energética
S.A. (“DFESA”). Os outros acionistas são a Gerdau S.A., com participação de 51,82%, a Celesc S.A., com
participação de 23,03%, e a Desenvix, com participação de 2,12%. A Usina Hidrelétrica DFESA está localizada no
rio Jacuí, no Estado do Rio Grande do Sul, e iniciou suas operações em 2001. Em 31 de dezembro de 2013, a
DFESA tinha empréstimos e financiamentos no valor total de R$ 14,8 milhões. Os empréstimos estão garantidos por
ações da DFESA. Temos um contrato de compra de energia com a DFESA, no valor anual de R$ 72,0 milhões, com
vigência até março de 2015, que obriga a Copel Geração e Transmissão a adquirir 100% de sua energia assegurada.
Em 2013, a receita líquida e lucro líquido da DFESA totalizavam R$ 104,4 milhões e R$ 39,0 milhões
respectivamente, enquanto em 2012 a receita líquida e lucro líquido somavam R$ 94,0 milhões e R$ 35,4 milhões
respectivamente.
20
Foz do Chopim. A Usina Hidrelétrica de Foz do Chopim está localizada no rio Chopim, no Estado do
Paraná. Possuímos 35,77% das ações ordinárias da Foz do Chopim Energética Ltda., a controladora da Usina
Hidrelétrica da Foz do Chopim, e a Silea Participações Ltda. detém os 64,23% restantes. A operação e a manutenção
da usina hidrelétrica Foz do Chopim é realizada pela Copel Geração e Transmissão S.A. através de contratos de
fornecimento de energia executados a uma tarifa média de R$ 202,56/MWh. A Foz do Chopim Energética Ltda.
também tem autorização para operar a PCH Bela Vista, uma usina hidrelétrica que se localiza no mesmo rio e tem
capacidade semelhante. O processo de obtenção da licença ambiental necessária está em andamento. Em 2013, a
receita líquida e o lucro líquido da usina Foz do Chopim foi de R$ 38,8 milhões e R$ 28,8 milhões, respectivamente,
enquanto que, em 2012, a receita líquida e o lucro líquido foram de R$ 37,5 milhões e R$ 26,4 milhões,
respectivamente.
Expansão da Capacidade Geradora
Esperamos investir R$ 1.191,3 milhões em 2014 para expandir nossa capacidade de geração, incluindo a
participação em novos negócios, dos quais R$ 199,3 milhões serão investidos em usinas eólicas, R$ 409,8 milhões
serão investidos na Usina Hidrelétrica Colíder, e R$ 316,0 milhões serão investidos na Usina Hidrelétrica Baixo
Iguaçu. O valor restante será investido em manutenção de equipamentos, na modernização da Usina Hidrelétrica de
Foz do Areia, entre outros projetos.
Como descrito abaixo, em 2013 nós adquirimos sete parques eólicos e assinamos um acordo de aquisição
para os 50,1% de participação que ainda não possuíamos, relativos a outros quatro parques eólicos. O montante pago
por essas aquisições foi de R$ 395,5 milhões.
Temos participações em vários projetos de geração. A tabela a seguir apresenta informações a respeito de
nossos principais projetos de geração planejados e aquisições recentes.
Usina
Capacidade
Instalada
(MW)
Energia
Assegurada
Estimada(1)
(GWh/ano)
Custo de
Conclusão
Orçado
(milhões de R$ )
Início de
Operação
(Previsto)
UHE São Jerônimo
331,0
1.560
1.131
A ser
determinada
41,2
Concessão
outorgada
UHE Colíder
300,0
1.573
1.570
2014
100,0
Concessão
outorgada
UHE Baixo Iguaçu
350,2
1.514
1.600
2016
30,0(3)
Concessão
outorgada
Parques eólicos
277,6
1.213
1.680 (2)
-
100,0(3)
Concessão
outorgada
Nosso Percentual
de Participação
(%)
Situação
____________
(1) Valores usados para determinação de volumes comprometidos para venda.
(2) Inclui São Bento Energia
(3) A conclusão da (i) aquisição de 50,1% de participação na São Bento e (ii) aquisições da Baixo Iguaçu estão pendentes aprovações
regulatórias e de credor.
São Jerônimo. A Usina Hidrelétrica de São Jerônimo estará localizada entre os municípios de Tamarana e
São Jerônimo da Serra, no rio Tibagi, no Estado do Paraná. A usina terá duas unidades geradoras, com capacidade
instalada total de 331 MW. Não se sabe quando a construção dessa usina começará. Há uma série de questões a
serem resolvidas antes que a construção possa começar, a mais significativa delas sendo a necessidade de obtenção
de permissão do Congresso Brasileiro para o início da construção, pois o reservatório da futura usina se localizará
parcialmente em área indígena.
Colíder. Em julho de 2010, conquistamos em leilão da ANEEL a concessão, por 35 anos, para construir e
operar a Usina Hidrelétrica Colíder, no rio Teles Pires, no Estado do Mato Grosso. A usina de Colíder terá
capacidade instalada de 300,0 MW e estará situada nos municípios de Nova Canaã do Norte, Colíder, Itaúba e
Cláudia. A construção da usina começou em 2011 e 69% das obras foram concluídas até dezembro de 2013. A
geração comercial está prevista para 2015. Da energia assegurada da usina de 179,6 MW médios, 125,0 MW médios
21
foram comercializados sob contratos de 30 anos, ao preço de R$ 103,40/MWh (corrigido anualmente pelo IPCA),
com suprimento aos distribuidores a partir de janeiro de 2015. Os 54,6 MW médios remanescentes não vendidos sob
esses contratos e estão disponíveis para venda a grandes consumidores no mercado livre.
Baixo Iguaçu. Em junho de 2013, nós adquirimos participação de 30% na UHE Baixo Iguaçu através de um
consórcio, sem pagamento de prêmio. A UHE Baixo Iguaçu é o último projeto de energia planejado para o Rio
Iguaçu, principal rio do estado do Paraná e será localizada a cerca de 30 km a jusante da UHE Governador José
Richa, a UHE Salto Caxias, que pertence inteiramente à Copel. A Usina Baixo Iguaçu terá capacidade instalada de
350,2 MW e estará localizada nos municípios de Capanema, Capitão Leonidas Marques, Planalto, Realeza e Nova
Prata do Iguaçu. A construção da usina começou em 2013. O início da geração comercial está previsto para 2016. A
usina terá energia assegurada de 172,8 MW média, sendo 120,6 MW médios comercializados sob contratos de
suprimento de 30 anos ao preço de R$ 98,98/MWh, a partir de 1º de julho de 2008 (corrigido anualmente pelo
IPCA), com fornecimento começando em abril de 2016. Os 51,84 MW médios remanescentes não vendidos sob
esses contratos ainda não foram contratados e estão disponíveis para venda a grandes consumidores no mercado
livre.
Parques Eólicos. Em agosto de 2013, adquirimos 100% dos ativos de geração da Salus Fundos de
Investimento em Participações, uma companhia dona de sete parques eólicos na forma de SPE (Asa Branca I, Asa
Branca II, Asa Branca III, Eurus IV, Santa Helena, Santa Maria e Santo Uriel) localizados no estado do Rio Grande
do Norte, com capacidade instalada total de 183,6 MW. Foram comercializados 52,2 MW médios (parques eólicos
Asa Branca I, Asa Branca II, Asa Branca III e Eurus IV) em contrato de suprimento de energia elétrica no Leilão de
Energia Alternativa realizado em agosto de 2010, ao preço médio ponderado de R$ 135,40/MWh (ajustado
anualmente pelo IPCA). Cerca de 40,7 MW médios (parques eólicos Santa Helena, Santa Maria e Santo Uriel) foi
comercializado em contratos no Leilão de Energia de Reserva em agosto de 2011, ao preço médio ponderado de
101,98/ MWh (corrigido anualmente pelo IPCA). A energia a ser gerada foi vendida através de contratos de 20 anos,
com pagamentos começando em julho de 2014 (Santa Helena e Santa Maria) e em março de 2015 (Asa Branca I,
Asa Branca II, Asa Branca III, Santo Uriel e Nova Eurus IV).
São Bento Energia. Em 2011, adquirimos 49,9% da São Bento Energia, Investimentos e Participações, que
possui quatro parques eólicos (GE Olho d'Água, GE Boa Vista, GE Farol e GE São Bento do Norte) localizados no
Estado do Rio Grande do Norte, com capacidade total instalada de 94 MW. Em 2013 assinamos um contrato para
adquirir a participação restante de 50,1%. A conclusão dessa aquisição está pendente de aprovação. Em agosto de
2010, 43,7 MW médios foram comercializados a um preço médio ponderado de R$ 134,4/MWh (reajustado
anualmente pelo IPCA) para 15 concessionárias de distribuição em leilões públicos da ANEEL. A energia a ser
gerada por esses parques eólicos foi vendida através de contratos de 20 anos. Apesar de esses parques eólicos ainda
não terem começado a produzir energia devido à falta de linhas de transmissão e estarem aptos para geração, de
acordo com a certificação da ANEEL, começamos a receber pagamentos de acordo com esses contratos em
setembro de 2013.
Projetos Propostos
Estamos participando de várias iniciativas para o estudo da viabilidade técnica, econômica e ambiental de
alguns projetos de geração hidrelétrica. Esses projetos de geração propostos somariam 928,6 MW de capacidade
instalada. A tabela a seguir apresenta informações a respeito desses projetos de geração propostos.
22
Projeto
Hidrelétrica
Capacidade
Instalada Estimada
Energia Assegurada
Estimada
Nosso Percentual de
Participação
(MW)
(GWh/ano)
(%)
PCH BelaVista
29,0
157,4
36
PCH Dois Saltos
25,0
119,1
30
PCH Pinhalzinho
10,9
52,1
30
PCH Burro Branco
10,0
45,1
30
PCH Foz do Turvo
8,8
41,2
30
PCH Foz do Curucaca
29,5
142,2
15
PCH Salto Alemã
29,0
139,7
15
PCH São Luiz
26,0
125,3
15
PCH Alto Chopim
20,3
98,0
15
PCH Rancho Grande
17,7
85,3
15
Cutia Empreendimentos Eólicos
137,4
718,3
100
Projetos de parques eólicos em desenvolvimento
411,0
2.305,5
100
UTE Norte Pioneiro
144,0
1.051,2
100
Em 2014, planejamos disputar concessões de construção e operação de novas usinas hidrelétricas nos
leilões do mercado regulado para novos projetos de geração. Estamos estudando a viabilidade de nossa participação
nos projetos hidrelétricos que deverão ser listados nos Leilões A-5 em 2014. Também faremos estudos de novas
usinas hidrelétricas.
Além dos projetos descritos acima, também conduzimos estudos relativos a leilões governamentais futuros
de usinas eólicas, pequenas usinas hidrelétricas e usinas termelétricas, dos quais podemos vir a participar.
Outros projetos de energia renovável sob estudo ou desenvolvimento incluem o uso de detritos sólidos
municipais para geração elétrica, cultivo de microalgas para produção de energia, energia eólica, energia solar
fotovoltaica, eletricidade a partir de óleo vegetal bruto e produção de biogás por microalgas.
Transmissão e Distribuição
Geral
A eletricidade é transferida das usinas para os clientes através de sistemas de transmissão e distribuição.
Transmissão é a transferência de grandes volumes de eletricidade das instalações geradoras aos sistemas de
distribuição por meio do Sistema Interligado de Transmissão, em tensões iguais ou superiores a 230 kV.
Distribuição é a transferência de eletricidade aos consumidores finais, em tensões iguais ou inferiores a 138 kV.
A tabela seguinte apresenta informações relativas aos nossos sistemas de transmissão e distribuição nas
datas indicadas.
23
Em 31 de dezembro
2013
2012
2011
2010
2009
230 kV e 500 kV ..............................................................................
2.160,9
2.010,7
2.016,3
1.900,4
1.929,4
138 kV..............................................................................................
7,2
7,2
7,2
7,2
7,2
5,4
5,4
5,4
5,4
5,4
230 kV..............................................................................................
63,3
68,3
66,1
66,1
66,1
138 kV..............................................................................................
5.054,7
4.880,1
4.705,3
4.586,3
4.578,8
69 kV................................................................................................
932,5
968,5
1.003,5
981,5
967,2
34.5 kV.............................................................................................
81.546,1
81.253,3
80.662,2
79.496,2
78.357,4
13.8 kV.............................................................................................
100.279,8
99.195,1
97.981,0
96.863,6
95.381,6
Subestações de transmissão e distribuição (69 kV – 500 kV)(2) .....
20.576,5
19.454,8
19.415,3
18.398,6
18.112,8
Subestações elevadoras de geração ................................................
5.006,8
5.006,8
5.006,8
5.006,8
5.004,1
Subestações de distribuição (34,5 kV) ............................................
1.480,2
1.504,8
1.539,6
1.533,7
1.507,6
Transformadores de distribuição .....................................................
10.882,2
10.325,3
9.961,6
9.312,4
8.934,7
Perdas totais de energia ...................................................................
7,2%
7,7%
7,1%
7,5%
7,3%
Linhas de transmissão (km)
(1)
69 kV .............................................................................................
Linhas de distribuição (km)
Capacidade de transformação (MVA)
________________
(1)
(2)
Conforme aprovado pela ANEEL em 2008, essas linhas de transmissão de 69 kV da Copel Distribuição foram transferidas para a Copel
Geração e Transmissão, uma vez que eram parte do nosso segmento de negócios de transmissão.
Esse número inclui transformadores de tensão primária de 69 e 138 kV, que pertencem à Copel Distribuição mas foram instalados em
subestações de 230 kV e 525 kV, que pertencem à Copel Geração e Transmissão.
Transmissão
Nosso sistema de transmissão abrange todos os nossos ativos de 230 kV ou voltagem superior e uma
pequena parcela dos ativos de 69 kV e 138 kV, que são usados para transmitir a energia que geramos e a energia que
recebemos de outras fontes. Além de usar as linhas de transmissão para fornecer energia a clientes no Estado do
Paraná, transmitimos energia através do Sistema Interligado de Transmissão. Duas companhias pertencentes ao
Governo Federal, a Eletrosul e Furnas Centrais Elétricas S.A. (“Furnas”), também mantêm sistemas de transmissão
significativos no Estado do Paraná. Furnas é responsável pela transmissão de eletricidade de Itaipu, enquanto o
sistema de transmissão da Eletrosul interliga os Estados do Sul do Brasil. A Copel, assim como todas as outras
companhias que possuem instalações de transmissão, é obrigada a permitir que terceiros utilizem suas instalações de
transmissão mediante pagamento em nível estabelecido pela ANEEL.
A construção de novos ativos de transmissão de 230 kV e superiores deve ser concedida por meio de
licitação ou autorizada pela ANEEL. Estamos autorizados pela ANEEL a efetuar pequenas melhorias em algumas
das instalações existentes de 230 kV e 500 kV.
Em junho de 2010, a Copel venceu o leilão para a construção e operação de duas instalações, ambas
localizadas no Estado de São Paulo. A primeira concessão é de uma linha de transmissão a 500 kV e 356 km, e a
segunda é uma subestação a 230 kV. Esperamos concluir as obras de construção dessas instalações até dezembro de
2014.
Em setembro de 2011, a Sociedade de Propósito Específico Costa Oeste, uma parceria entre a Copel (51%)
e a Eletrosul (49%), venceu um leilão público da ANEEL para a construção e a operação da linha de transmissão
Cascavel Oeste - Umuarama de 143 km (230 kV) e da subestação Umuarama (230/138 kV), ambas localizadas no
Estado do Paraná. A construção está de acordo com o cronograma e a linha de transmissão deve entrar em operação
em maio de 2014.
24
Em dezembro de 2011, a Sociedade de Propósito Específico Transmissora Sul Brasileira, uma parceria
entre a Copel (20%) e a Eletrosul (80%), ganhou um leilão público para a construção e a operação de 798 km de
linhas de transmissão nos estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná, e uma subestação no estado do
Rio Grande do Sul. A assinatura do contrato de concessão ocorreu em maio de 2012 e a operação deve começar em
maio de 2014.
No mesmo leilão público da ANEEL, a Sociedade de Propósito Específico Caiuá Transmissora, uma
parceria entre a Copel (49%) e a Elecnor (51%) ganhou o direito de construir e operar 136 km de linhas de
transmissão e duas subestações no estado do Paraná, e a Sociedade de Propósito Específico Integração Maranhense
Transmissora, uma parceria entre a Copel (49%) e a Elecnor (51%), conquistou o direito de construir e operar 365
km de linhas de transmissão no estado do Maranhão. Esperamos concluir as obras de construção dessas instalações
até maio de 2014.
Adicionalmente, a Sociedade de Propósito Específico Marumbi Transmissora, uma parceria entre a Copel
(80%) e a Eletrosul (20%), ganhou no mesmo leilão da ANEEL, o direito para a construção e operação de 28 km de
linhas de transmissão e uma subestação no estado do Paraná. A operação está programada para começar em
dezembro de 2014.
Em março de 2012, a Copel (49%), juntamente com a State Grid Brazil Holding (51%), através da
Sociedade de Propósito Específico Matrinchã Transmissora e da Guaraciaba Transmissora, ganhou um leilão
público da ANEEL para a construção e a operação de 1.605 km de novas linhas de transmissão e quatro novas
subestações, que irão transmitir a energia produzida por cinco novas usinas hidrelétricas, que estão previstas para
serem construídas no rio Teles Pires, no norte do Mato Grosso, para a região Sudeste do Brasil. Essas linhas e
subestações estão programadas para entrar em operação em maio de 2015.
Em junho de 2012, a Copel ganhou um leilão público para a construção e operação de 98 km de linhas de
transmissão. A Copel adquiriu uma concessão para a construção de linhas de transmissão de 230kV que ligarão as
subestações Londrina e Figueira, localizadas no norte do Paraná (88km), e as usinas Foz do Chopim e Salto Osório,
ambas localizadas no sudoeste do Paraná (10 km). Essas linhas começaram a ser construídas em 2013 e devem
entrar em operação em setembro de 2014.
Em dezembro de 2012, uma parceria entre a Copel (24,5%), a Furnas (24,5%) e a State Grid Brazil Holding
(51%), a Sociedade de Propósito Específico Paranaíba Transmissora ganhou um leilão público para a construção e
operação de 967 km de linhas de transmissão nos estados de Goiás, Minas Gerais e Bahia. No mesmo leilão público,
a Copel adquiriu o direito de construir e operar 37 km de linhas de transmissão no estado de São Paulo, entre as
cidades de Assis e Paraguaçu Paulista. O contrato de concessão foi assinado em maio de 2013 e essas linhas de
transmissão devem entrar em operação em maio de 2016.
Em novembro de 2013, a Copel ganhou um leilão público da ANEEL para a construção e operação de 33
km de linhas de transmissão e uma subestação no estado do Paraná. No mesmo leilão, a Sociedade de Propósito
Específico Mata de Santa Genebra Transmissora, uma parceria entre a Copel (50,1%) e Furnas (49,9%), ganhou o
direito de construir e operar 847 km de linhas de transmissão e três subestações nos estados do Paraná e São Paulo.
Distribuição
Nosso sistema de distribuição consiste de ampla rede de linhas aéreas e subestações com tensões de até 138
kV e uma pequena parcela de nossos ativos de 230 kV. Eletricidade em tensão mais alta é fornecida a consumidores
industriais e comerciais maiores, e eletricidade em tensão mais baixa é fornecida a consumidores residenciais,
pequenos consumidores industriais, consumidores comerciais e outros. Em 31 de dezembro de 2013, fornecíamos
eletricidade a uma área geográfica que abrangia 98% do Paraná e atendíamos a mais de 4,2 milhões de
consumidores.
25
Nossa rede de distribuição inclui 187.876,5 km de linhas de distribuição, 388.883 transformadores de
distribuição e 231 subestações de distribuição de 34,5 kV, 36 subestações de 69 kV e 94 subestações de 138 kV. Em
2013, foram feitas 143.923 novas ligações, incluindo consumidores ligados por meio dos programas de eletrificação
rural e urbana. Continuamos implementando redes compactas de distribuição em áreas urbanas com grande
concentração de árvores perto das redes de distribuição.
Possuímos 22 consumidores diretamente supridos em alta tensão (69 kV e acima) mediante conexões com
nossas linhas de distribuição. Esses consumidores responderam por aproximadamente 2,7% do volume total de
energia vendido pela Copel Distribuição ou 1,3% de nosso volume total de energia vendida em 2013.
Somos responsáveis por expandir a rede de distribuição de 138 kV e 69 kV em nossa área de concessão.
Desempenho do Sistema
Determinamos as perdas de energia de nosso sistema de distribuição separadamente das perdas de nosso
sistema de transmissão. As perdas totais de nosso sistema de distribuição são calculadas pela diferença entre a
energia alocada ao sistema e a energia fornecida aos consumidores.
Nossas perdas de energia totalizaram 12,2% de nossa energia disponível em 2013 e incluíram perdas da
rede básica de transmissão e de Itaipu.
Informações sobre a duração e frequência de interrupções para nossos clientes nos anos indicados são
apresentadas na tabela seguinte:
Exercício encerrado em 31 de dezembro
Índice de Qualidade do Fornecimento
2013
2012
2011
2010
2009
DEC - Duração de interrupções por consumidor
por ano (em horas) .....................................................
11h37min
10h15min
10h38min
11h28min
12h55min
FEC - Frequência de interrupções por consumidor por
ano (número de interrupções) ....................................
8,06
7,84
8,26
9,46
11,04
Superamos os indicadores de meta de qualidade estabelecidos pela ANEEL para 2013, os quais penalizam
as interrupções no fornecimento de energia (i) que ultrapassem um número médio de horas por cliente e (ii) uma
frequência média de interrupções, em cada caso calculados numa base anual. Esses limites variam de acordo com a
região geográfica, e o limite médio estabelecido pela ANEEL para a nossa empresa de distribuição foi de 12 horas e
14 minutos de interrupções por cliente por ano, um total de 10,02 interrupções por cliente por ano. O não
cumprimento desses padrões predeterminados em relação a um consumidor final resulta na redução do valor que
podemos cobrar de tais consumidores em períodos futuros.
Além disso, os indicadores de meta de qualidade são considerados pela ANEEL durante procedimentos de
renovação da concessão de distribuição e também influenciam o cálculo da ANEEL referente aos nossos ajustes
tarifários. Para obter mais informações, consulte "Tarifas de Distribuição".
26
Compras
A tabela a seguir contém informações sobre os volumes, os custos e as tarifas médias das principais fontes
de eletricidade que adquirimos nos últimos três anos.
Fonte
2013
2012
2011
Volume (GWh) ...................................................................
5.193
5.256
5.278
Custo (milhões de R$ ) .......................................................
610,4
503,3
459,6
Tarifa média (R$/MWh) ....................................................
117,5
95,8
87,1
Volume (GWh) ...................................................................
1.050
-
-
Custo (milhões de R$ ) .......................................................
142,5
-
-
Tarifa média (R$/MWh) ....................................................
135,67
-
-
-
Itaipu
(1)
Angra
CCGF
Volume (GWh) ...................................................................
1.272
Custo (milhões de R$ ) .......................................................
40,8
-
Tarifa média (R$/MWh) ....................................................
32,04
-
Leilões no mercado regulado
Volume (GWh) ...................................................................
Custo (milhões de R$ )
(2)
...................................................
Tarifa média (R$/MWh) ....................................................
15.645
19.003
18.344
2.305,8
1.927,9
1.585,9
147,4
101,5
86,45
_______________
(1)
(2)
Antes de 2013, as aquisições da Angra foram realizadas através de leilões no mercado regulado.
Esses números não incluem energia de curto prazo adquirida na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
Itaipu
Adquirimos 5.193 GWh de eletricidade de Itaipu em 2013, o que constituiu 9.6% de nossa disponibilidade
total de eletricidade em 2013 e 19.3% da disponibilidade de eletricidade da Copel Distribuição em 2013. Nossas
compras representaram aproximadamente 7,8% da produção total de Itaipu. As concessionárias de distribuição que
operam mediante concessões nas regiões Centro-Oeste, Sul e Sudeste do Brasil são obrigadas por lei a adquirir a
porção brasileira da energia gerada por Itaipu proporcionalmente ao volume de eletricidade que elas fornecem aos
clientes. As tarifas pelas quais essas companhias são obrigadas a comprar energia de Itaipu são fixadas para cobrir as
despesas operacionais de Itaipu e o pagamento do principal e juros dos empréstimos de Itaipu em dólares
americanos, assim como o custo de transmissão até suas áreas de concessão. Essas tarifas são expressas em dólares
americanos e foram fixadas em US$ 26,05 por kW em 2014.
Em 2013, pagamos uma tarifa média de R$ 117,5 por MWh pela energia adquirida de Itaipu, contra R$
95,8 por MWh durante 2012. Esses números não incluem a tarifa de transmissão que as companhias de distribuição
devem pagar pela transmissão de energia de Itaipu.
ANGRA
Devido ao fato de a Eletronuclear ter renovado a concessão de geração da Angra de acordo com a Lei de
Concessões de 2013, a energia gerada por Angra não é mais vendida no mercado regulado. De acordo com essa Lei,
a energia é vendida para distribuidores de acordo com o sistema de cotas estabelecido pela Lei de Concessões de
2013, de tal forma que a Copel Distribuição foi obrigada a comprar 1.050 GWh da Angra em 2013.
27
Contrato de Cotas de Garantia Física – CCGF
De acordo com a Lei de Concessões de 2013, algumas concessionárias de geração renovaram seus
contratos de geração e, deste modo, não vendem mais a energia produzida por essas unidades de geração em leilões
no mercado regulado. Essa energia é vendida para companhias de distribuição de acordo com o sistema de cotas
estabelecido pela Lei de Concessões de 2013. Para mais informações, vide “item 4. O Setor Elétrico Brasileiro”. A
Copel Distribuição é obrigada a comprar energia dessas concessionárias de geração que renovaram as concessões de
geração de acordo com o sistema de cotas. Consequentemente, a Copel Distribuição foi obrigada a comprar 1.272
GWh em contratos de CCGF em 2013.
Leilões no Mercado Regulado
Em 2013, adquirimos 15.646 GWh de eletricidade por meio de leilões no mercado regulado. Essa energia
representa 61.1% da eletricidade total que adquirimos. Para mais informações sobre o mercado regulado e o
mercado livre, ver “O Setor Elétrico Brasileiro - A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico".
Vendas a Consumidores Finais
Em 2013, fornecemos aproximadamente 97% da energia distribuída diretamente a consumidores cativos no
Paraná. Nossa área de concessão inclui 4,2 milhões de clientes localizados no Paraná e em um município do Estado
de Santa Catarina, localizado ao sul do Paraná. Também vendemos energia a 27 consumidores livres, quatro dos
quais localizados fora de nossa área de concessão. Em 2013, o consumo total de energia de nossos consumidores
cativos e nossos consumidores livres foi de 27.008 GWh, um aumento de 9.6% contra os 24.652 GWh em 2012. A
tabela seguinte apresenta informações sobre os volumes de energia vendidos a diferentes classes de compradores
para os períodos indicados.
Exercício encerrado em 31 de dezembro
Categoria de compradores
2013
2012
10.675
8.799
2011
2010
2009
8.146
7.748
(GWh)
Consumidores Industriais
8.377
Residencial
6.888
6.559
6.224
5.925
5.664
Comercial
5.086
5.058
4.778
4.466
4.200
Rural
2.081
2.025
1.872
1.774
1.680
Outros
(1)
Total (2)
2.279
2.211
2.122
2.048
1.994
27.008
24.652
23.373
22.359
21.286
____________
(1)
(2)
Inclui serviços públicos como iluminação pública, fornecimento a municípios e outros órgãos governamentais e nosso consumo próprio.
O total de GWh não inclui nossas perdas de energia.
A seguinte tabela apresenta o número de clientes cativos em cada categoria em 31 de dezembro de 2013.
Categoria de consumidores
Número de Consumidores Finais
Industrial ...............................................................................................................................
93.517
Residencial............................................................................................................................
3.320.098
Comercial ..............................................................................................................................
338.503
Rural .....................................................................................................................................
372.835
Outras(1) .................................................................................................................................
56.567
Total. .....................................................................................................................................
4.181.520
____________
(1)
Inclui iluminação pública, fornecimento a municípios e outros órgãos governamentais, serviços públicos e nosso consumo próprio.
28
Consumidores industriais e comerciais responderam por aproximadamente 31% e 21%, respectivamente, de
nossas receitas totais de venda de energia em 2013. Em 2013, 35% das nossas receitas totais de vendas de energia
provieram de vendas a consumidores residenciais.
Tarifas
Tarifas de Fornecimento. Classificamos nossos consumidores em dois grupos (“Consumidores do Grupo
A” e “Consumidores do Grupo B”), com base no nível de tensão em que a energia é fornecida e em serem eles
consumidores industriais, comerciais, residenciais ou rurais. Cada consumidor se enquadra num determinado nível
tarifário definido por lei e baseado na classificação do consumidor, embora haja alguma flexibilidade de acordo com
a natureza da demanda de cada consumidor. Sob a legislação brasileira, consumidores em baixa tensão como os
consumidores residenciais (excluindo os consumidores residenciais de baixa renda, como definido abaixo) pagam as
tarifas mais altas, seguidos pelos consumidores em 13,8 kV e 34,5 kV, geralmente comerciais, e pelos consumidores
em 69 kV e 138 kV, geralmente industriais.
Os Consumidores do Grupo A recebem eletricidade em tensões de 2,3 kV ou superiores, e as tarifas
aplicáveis a eles baseiam-se no nível de tensão efetivo em que a energia é fornecida no horário do dia em que a
energia é fornecida. As tarifas têm dois componentes: “demanda” e “energia”. O componente “demanda”, expresso
em reais por kW, baseia-se no maior entre (i) a capacidade firme contratada e (ii) a capacidade efetivamente
utilizada. O componente “energia”, expresso em reais por MWh, baseia-se no volume de energia efetivamente
consumido, registrado por nossas medições.
Os consumidores do grupo B recebem energia em tensões inferiores a 2,3 kV, e as tarifas aplicáveis a eles
abrangem somente um componente “energia” e baseiam-se na classificação dos consumidores.
A ANEEL atualiza nossas tarifas anualmente, geralmente em junho. Para maiores informações sobre os
ajustes de tarifas de distribuição concedidos pela ANEEL em anos recentes, ver “Item 5. Revisão e Perspectivas
Operacionais e Financeiras – Visão Geral – Tarifas e Preços”.
A tabela seguinte apresenta as tarifas médias para cada categoria de Consumidores Finais em 2013, 2012 e
2011.
Tarifas
2013
2012
2011
(R$/MWh)
Industrial ....................................................................................
202,68
220,00
219,71
Residencial ................................................................................
257,92
293,62
296,51
Comercial ..................................................................................
234,05
265,67
267,77
Rural ..........................................................................................
157,28
178,04
177,98
Outros consumidores .................................................................
180,89
206,89
205,29
Todos os consumidores finais ...................................................
219,94
245,80
246,79
Consumidores Residenciais de Baixa Renda. Pela legislação brasileira, somos obrigados a oferecer tarifas
com desconto para certos consumidores residenciais de baixa renda (os “Consumidores Residenciais de Baixa
Renda”). Em 2013, atendemos cerca de 390.000 Consumidores Residenciais de Baixa Renda. Para atender esses
consumidores, em 2013, recebemos do Governo Federal subsídio de R$ 55,4 milhões, aprovado pela ANEEL.
29
A tabela abaixo apresenta as atuais taxas mínimas de desconto aprovadas pela ANEEL para cada categoria
de Consumidores Residenciais de Baixa Renda.
Consumo
Desconto sobre a Tarifa Básica
Até 30 kWh por mês ...................................................................................................
65%
De 31 a 100 kWh por mês. .........................................................................................
40%
De 101 a 220 kWh por mês ........................................................................................
10%
Consumidores Especiais. Consumidores de nossa unidade de distribuição que consomem pelo menos 500
kV (“Consumidores Especiais”) podem escolher seu fornecedor de energia se este gerar sua energia a partir de
fontes alternativas, tais como pequenas centrais hidrelétricas, usinas eólicas ou de biomassa. Os Consumidores
Especiais que optarem por adquirir energia de outro fornecedor que não a Copel Geração e Transmissão continuam a
usar nosso sistema de distribuição e a pagar nossa tarifa de distribuição. Entretanto, como incentivo para os
Consumidores Especiais adquirirem energia de fontes alternativas, somos obrigados a reduzir a tarifa paga por eles
em 50%. Esse desconto é subsidiado pelo governo federal brasileiro e, portanto, não tem impacto sobre as receitas
de nossa unidade de distribuição.
Tarifas de Transmissão. As concessionárias de transmissão fazem jus a receitas anuais baseadas na rede de
transmissão que possuem e operam. Essas receitas são reajustadas anualmente conforme critérios estipulados nos
respectivos contratos de concessão. Somos parte direta de oito contratos de concessão de transmissão, quatro dos
quais estão em fase operacional e quatro em construção, sendo que o modelo de receita não é igual para todos.
Em nossa concessão principal de transmissão, que envolve nossas principais instalações de transmissão e
respondeu por 83,4% de nossas receitas brutas de transmissão em 2013, 10% das receitas de transmissão são
corrigidas anualmente pelo IGP-M e os outros 90% estão sujeitos ao processo de revisão tarifária.
A primeira revisão periódica de nossa concessão principal de transmissão prevista para 2005 só foi
realizada em 2007, momento em que a ANEEL reduziu as tarifas em 15,08%. Esse reajuste foi aplicado
retroativamente a julho de 2005 e repassado a nossos consumidores finais até junho de 2009. Além disso, em julho
de 2010, de acordo com a segunda revisão periódica de nossa concessão principal, a ANEEL aprovou
provisoriamente uma redução em nossa tarifa de transmissão de 22,88%, aplicada às receitas de novas instalações do
Sistema Interligado, e aplicada retroativamente a partir de 1º de julho de 2009. Em junho de 2011, a ANEEL revisou
os números da segunda revisão periódica e reduziu a receita anual em 19,94%. O restante de nossas receitas anuais
foi reajustado pelo IGP-M ou IPCA, conforme o contrato.
No final de 2012, a Copel decidiu antecipar a prorrogação do contrato de sua principal concessão de
transmissão (que corresponde a 86% das linhas de transmissão da Companhia em operação), que venceria em 2015,
de acordo com as novas normas da Lei de Renovação de Concessões de 2013. Em dezembro de 2012, a Copel
assinou o Terceiro Aditamento do Contrato de Concessão 060/2001, prorrogando esse contrato de concessão de
transmissão até 31 de dezembro de 2042. Para corrigir a receita anual permitida desses ativos de acordo com as
novas normas da Lei de Concessões de 2013, a ANEEL reduziu as tarifas de transmissão cobradas em 38,0%.
Além deste, temos três contratos de concessão para linhas e subestações de transmissão em operação, que
correspondem juntos a 16,6%de nossas receitas de transmissão. As receitas que devemos receber, de acordo com
um desses contratos, são corrigidas anualmente pelo IGP-M e não são sujeitas ao processo de revisão tarifária. No
entanto, esse valor anual será reduzido em 50% do 16º ano em diante, a partir de 2016. As outras duas receitas
contratuais estão sujeitas ao processo de revisão tarifária e corrigidas pelo IPCA.
Em 2013, nosso maior contrato de concessão de transmissão foi corrigido pelo IPCA e melhorias ao
sistema foram aprovadas pela ANEEL (aumento de 8,9%). Dos outros três contratos de concessão de transmissão,
um foi corrigido pelo IPCA (aumento de 6,5%), outro pelo IGP-M (aumento de 6,2%), e o último passou pela
primeira revisão tarifária (com redução de 8,9%). Consequentemente, as receitas anuais permitidas para o ciclo de
2013/2014 dos nossos ativos de transmissão tiveram um aumento de 8,4% sobre as nossas receitas anuais
permitidas, após a renovação da nossa principal concessão de transmissão em 2012.
30
Outros Negócios
Telecomunicações
Copel Telecomunicações S.A. A Copel Telecomunicações, conforme autorização da Agência Nacional de
Telecomunicações – ANATEL (a “ANATEL”), oferece serviços corporativos de telecomunicações no Estado do
Paraná e serviços internacionais de longa distância. Oferecemos esses serviços desde agosto de 1998 por meio do
uso de nossa rede de fibra óptica (que totalizava 24,8 mil quilômetros de cabos de fibra óptica ao fim de 2013). Em
2013, atendemos os 399 municípios do Estado do Paraná e mais dois municípios no Estado de Santa Catarina. Além
de nossos serviços comerciais, também estamos envolvidos em projeto educacional que visa fornecer acesso à
Internet em banda larga a escolas do ensino público fundamental e médio no Estado do Paraná.
Atendemos a maioria dos principais operadores brasileiros de telecomunicações que operam no Estado do
Paraná. No total, possuímos 8.270 clientes (3.238 clientes pessoa jurídica, incluindo supermercados, universidades,
bancos, provedores de internet e redes de televisão e 5.032 clientes do varejo). Também prestamos uma série de
serviços diferentes de telecomunicações a nossas subsidiárias.
Sercomtel. Possuímos 45,0% das ações da Sercomtel Telecomunicações S.A. (“Sercomtel”). A Sercomtel
detém concessões para fornecer serviços de telefonia fixa e móvel nos municípios de Londrina e Tamarana, no
Estado do Paraná, e obteve autorização da ANATEL para fornecer serviços de telefonia a todas as outras cidades do
Paraná. Atualmente, a Sercomtel opera em regime de autorização nas cidades de Cambe, Ibiporã e Arapongas. A
cidade de Rolândia é atendida desde abril de 2009, e as cidades de Apucarana e Maringá são atendidas desde
novembro de 2008 e maio de 2010, respectivamente. Por meio de uma aliança conosco, em vigor desde março de
2012, a Sercomtel presta serviços telefônicos a outras cidades do Estado do Paraná, inclusive Curitiba. A Sercomtel
tem concessões da ANATEL para fornecer serviços de televisão a cabo em São José (Estado de Santa Catarina) e
Osasco (Estado de São Paulo) e transmissão de televisão por ondas de rádio em Maringá (Estado do Paraná).
Em 31 de dezembro de 2013, a Sercomtel, em sua área de concessão de telefonia fixa, tinha um total de
247.687 linhas telefônicas instaladas, 195.148 das quais estavam em operação. Em 31 de dezembro de 2013, a
Sercomtel tinha capacidade instalada de 104.804 terminais em seu sistema Global System for Mobile
Communications - GSM, dos quais 62.120 estavam em operação. Em dezembro de 2009, a Sercomtel começou a
fornecer serviços 3G com capacidade de 20.000 linhas, das quais 13.371 estão atualmente instaladas. As receitas
líquidas da Sercomtel em 2013 foram de R$ 135 milhões, com prejuízo líquido de R$ 60,5 milhões. Em 31 de
dezembro de 2013, nós não tínhamos investimento na Sercomtel.
Água e Saneamento
Em Janeiro de 2008, a Copel adquiriu a participação de 30% na Dominó Holdings S.A. (a "Dominó
Holdings") detida pela Sanedo Ltda., uma subsidiária integral do Grupo Veola, por R$ 110,2 milhões. Possuímos
agora 45,0% do capital social total em circulação da Dominó Holdings, que, por sua vez, possui 39,7% das ações
com direito a voto ou 34,7% do capital total da Companhia de Saneamento do Paraná – Sanepar (a “Sanepar”), uma
concessionária que fornece água a aproximadamente 10,2 milhões de pessoas e saneamento a 6,3 milhões de pessoas
em 345 localidades urbanas e rurais no Estado do Paraná. O Estado do Paraná detém 60,0% do capital com direito a
voto em circulação da Sanepar. O lucro líquido da Dominó Holdings em 2013 foi de R$ 220,4 milhões. Os outros
acionistas da Dominó Holdings são a Andrade Gutierrez Concessões S.A. e a Daleth Participações S.A., cada um
com 27,5%.
Gás
Distribuição de Gás
Estamos envolvidos na distribuição de gás natural através da Companhia Paranaense de Gás (a
“Compagas”), a companhia que possui direitos exclusivos de fornecer gás canalizado no Estado do Paraná. A
Compagas opera a rede de distribuição de gás no estado do Paraná, com 646 km de extensão em 2013, contra 602
km em 2012. Em 2013, a receita líquida da Compagas foi de R$ 423,0 milhões, um aumento de 17,8% comparado
31
com 2012, e o lucro líquido foi de R$ 18,5 milhões, uma redução de 11,1% comparado com 2012. Os clientes da
Compagas incluem usinas termelétricas, usinas de co-geração, postos de combustíveis, outras empresas e
residências. A Compagas está concentrando sua estratégia de negócios no aumento do volume de gás distribuído a
consumidores por meio da divulgação dos benefícios da substituição do petróleo e outros combustíveis pelo gás,
como meio de alcançar maior eficiência energética. A base de clientes da Compagas cresceu 28,1%, de 16.405 em
2012 para 21.018 em 2013.
A Compagas registrou aumento de 2,0% no volume médio diário de gás natural distribuído a consumidores
finais, de 1.021.690 metros cúbicos por dia em 2012 para 1.042,124 metros cúbicos por dia em 2013. Além disso, a
Compagas disponibiliza sua rede de distribuição para o transporte de gás natural para a UEG Araucária. Em 2013, a
Petrobras S.A. entregou 477,6 milhões de metros cúbicos de gás para a UEG Araucária, contra 439,7 milhões em
2012.
Em 31 de dezembro de 2013, possuíamos participação de 51,0% no capital social da Compagas,
contabilizada por meio de consolidação, desde que controlamos essa companhia. Os acionistas minoritários da
Compagas são a Petrobras e a Mitsui Gas, cada uma delas com 24,5% do capital social da Compagas.
Exploração de Gás
Em 28 de novembro de 2013, Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis anunciou
que o consórcio formado pela Copel (30%), Tucumann Engenharia (10%), Bayar Participações (30%) e Petra
Energia (30%) ganhou o direito para explorar, desenvolver e produzir gás natural em quatro blocos localizados na
região centro-sul do Estado do Paraná (Bacia do Paraná), uma área de 11.297 km ², equivalente a 7% da área total
leiloada. O consórcio ofereceu um bônus de assinatura de R $ 12,5 milhões para estes quatro blocos e um programa
exploratório mínimo, que prevê investimentos de R $ 78,1 milhões. Esta concessão tem um prazo de quatro anos a
partir da assinatura do contrato, podendo ser prorrogado por 2 anos, num total de seis anos. A operadora do
consórcio será Petra Energia. A aquisição de tais blocos estão em conformidade com as estratégias da Copel, e
permite o acesso para a produção de gás, o qual pode ser utilizado em plantas de geração térmica a ser construído
juntamente com os poços de gás.
Serviços
Possuímos 40,0% do capital social da ESCO Electric Ltda. (“ESCO”), uma companhia que auxilia os
clientes no uso da eletricidade por meio de serviços de consultoria, planejamento e implementação de projetos,
automação, operação, manutenção, treinamento e assistência técnica. O Instituto de Tecnologia para o
Desenvolvimento – LACTEC detém os 60,0% remanescentes. A ESCO também comercializa produtos e serviços
destinados a obter maior eficiência energética e conservação de energia. Em 2013, a ESCO contabilizou prejuízo
líquido de R$ 0,1 milhão. Todas as operações dessa empresa foram encerradas em 2008, e planejamos liquidar a
ESCO nos próximos anos.
Concessões
Operamos nossos negócios de geração, transmissão e distribuição mediante concessões outorgadas pelo
Governo Federal. De acordo com a legislação brasileira, as concessões estão sujeitas a licitações ao final de seus
respectivos prazos.
Lei de Renovação de Concessões de 2013
Até recentemente, as regras brasileiras que governavam as concessões de geração proporcionavam às
concessionárias o direito de renovar por mais 20 anos os contratos de concessão celebrados antes de 2003. Para
concessões de distribuição e transmissão outorgadas após 1995, as concessionárias possuíam o direito de renovar
esses contratos por mais 30 anos.
Em 11 de setembro de 2012, o governo brasileiro promulgou uma lei (“Lei de Renovação de Concessões de
2013”), que havia sido precedida por uma medida provisória que mudou significativamente as condições sob as
quais as concessionárias são capazes de renovar contratos de concessão. De acordo com a Lei de Renovação de
32
Concessões de 2013, as concessionárias de geração, transmissão e distribuição podem renovar as concessões
vigentes a partir de 1995 (e, no caso de instalações de geração, os contratos de concessão de geração celebrados
antes de 2003) por um período adicional de 30 anos (ou 20 anos, no caso de usinas termelétricas), contanto que a
concessionária concorde em alterar o contrato de concessão pra refletir uma série de novas condições. O objetivo
desse novo regime é reduzir significativamente o custo da eletricidade paga pelos consumidores finais e estimular o
crescimento econômico. De acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013, as concessionárias devem
decidir 60 meses antes do final de cada prazo de concessão se irão alterar e renovar ou encerrar cada contrato de
concessão ao final de seu respectivo prazo. Para contratos de concessão que vencem em 60 meses a partir de 12 de
setembro de 2012, é necessário que as concessionárias tomem uma decisão até 15 de outubro de 2012. Até o
momento, com relação aos nossos contratos que vencem nesse período, decidimos não renovar nossos contratos de
geração, mas solicitar a renovação dos nossos contratos de transmissão e distribuição.
Para concessionárias de instalações de geração existentes, a Lei de Renovação de Concessões de 2013
altera o escopo desses contratos de concessão. Anteriormente, a concessionária de geração possuía o direito de
vender a energia gerada pelas instalações sujeitas à concessão para obter lucro. Já as concessões renovadas de
acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013 não concederão às concessionárias o direito de vender a
energia gerada por essas instalações. Em vez disso, essas concessões somente abrangerão a operação e manutenção
das instalações de geração. A energia gerada por essas instalações será alocada pelo governo federal brasileiro em
cotas para o mercado regulado, as quais serão adquiridas por concessionárias de distribuição. Por outro lado, em
relação às novas instalações de geração, a concessionária ainda terá o direito de vender a energia produzida pelas
instalações de geração.
Além disso, para alterar o escopo das concessões de geração, a Lei de Renovação de Concessões de 2013,
estabeleceu o novo regime tarifário que afeta significativamente o tratamento das quantias a serem investidas pelas
concessionárias para melhorar e manter as usinas de geração. Devido ao fato de que a Lei de Renovação de
Concessões de 2013 exige a aprovação prévia da ANEEL para investimentos feitos pelas concessionárias de geração
a fim de receber compensação, a nova lei aumenta o risco de uma concessionária de geração não conseguir investir
oportunamente, ou de não recuperar as quantias investidas. Espera-se que essas mudanças diminuam
significativamente as margens das concessionárias de geração e afetem negativamente suas condições financeiras.
Além disso, a ANEEL deve emitir futuras regulamentações para concessões de geração sob a Lei de Renovação de
Concessões de 2013. Não sabemos quais serão as consequências dessas regulamentações.
A Lei de Renovação de Concessões de 2013 afeta de maneira distinta as concessões de distribuição e
transmissão. A principal mudança é que as quantias investidas em projetos de modernização, reformas estruturais,
equipamentos e contingências serão submetidas à aprovação prévia da ANEEL. No entanto, a Lei de Renovação de
Concessões de 2013 não afeta a maneira pela qual as concessionárias de transmissão e distribuição podem recuperar
as quantias investidas na infraestrutura de transmissão.
A Lei de Renovação de Concessões de 2013 é aplicada a todos os contratos de geração, transmissão e
distribuição vigentes a partir de 1995 (e, no caso de concessões de geração, contratos celebrados antes de 2003),
independentemente de o contrato conceder à concessionária o direito de renovar a concessão em seus termos
originais. Por exemplo, vários de nossos contratos de concessão contêm provisões que nos permitem renovar essas
concessões por 20 anos. De acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013, para renovar esses contratos,
teríamos que aceitar a aplicação das condições impostas pela Lei de Renovação de Concessões de 2013, sendo que o
contrato de concessão seria então renovado por 30 anos, em vez de 20. Se optarmos por renovar um contrato de
concessão que possui uma provisão de renovação, seríamos indenizados pelo governo brasileiro com recursos do
Fundo RGR (vide Encargos Regulatórios do Setor Elétrico), em uma quantia igual à porção de nossos investimentos
ainda não amortizados ou depreciados, como calculado pela ANEEL.
Se uma concessionária optar por não aceitar o novo regime tarifário em relação a um contrato de concessão
e, portanto, decidir não renovar o contrato, a concessão terminará ao final do prazo original, e o governo brasileiro
organizará uma nova licitação para a concessão. A concessionária original pode participar da nova licitação.
33
Concessões de Geração
De nossas 19 concessões de geração, temos quatro concessões de geração (Rios dos Patos, Capivari
Cachoeira, Mourão e Chopim I, com capacidades instaladas de 1,8 MW, 260,0 MW, 8,2 MW e 1,8MW,
respectivamente) cujos prazos expiram entre 2014 e 2015. Nossa administração determinou que a renovação dessas
concessões de geração, sob os termos da Lei de Renovação de Concessões de 2013, seria desvantajosa para nosso
segmento de geração. Portanto, a administração decidiu deixar que os contratos expirassem e participar das
licitações para essas concessões.
Sob as regras em vigor antes da promulgação da Lei Renovação de Concessões de 2013, 13 de nossas
usinas de geração tiveram suas concessões prorrogadas pelas autoridades brasileiras, desde 1999, com prazo de 20
anos em cada caso, conforme regulamentação anterior. De acordo com a lei anterior, essas concessões não fizeram
jus a uma segunda prorrogação. No entanto, conforme descrito acima, a Lei de Renovação de Concessões de 2013
permite a prorrogação dessas concessões por um período adicional de 30 anos, se optarmos por aceitar a aplicação
do novo regime tarifário.
Concessões para projetos de geração outorgadas após 2003, como o da Usina Hidrelétrica de Mauá, não são
renováveis, o que significa que no vencimento do prazo de 35 anos, a nova concessão será oferecida mediante
licitação. A Lei de Renovação de Concessões de 2013 não impacta as concessões de geração outorgadas após 2003.
As tabelas a seguir apresentam informações sobre os prazos e as prorrogações de nossas principais
concessões de geração.
Usina Hidrelétrica
Data inicial da
concessão
Primeiro vencimento
Data de prorrogação
Data final de
vencimento
Fevereiro de 1984
Fevereiro de 2014
Não sujeito a prorrogação
Fevereiro de 2014
Abril de 1965
Maio de 1995
Junho de 1999
Julho de 2015
Mourão
Janeiro de 1964
Janeiro de 1994
Junho de 1999
Julho de 2015
Chopim I
Março de 1964
Março de 1994
Junho de 1999
Julho de 2015
Foz do Areia ..........................
São Jorge................................
Maio de 1973
Dezembro de 1974
Maio de 2003
Dezembro de 2004
Janeiro de 2001
Abril de 2003
Maio de 2023
Dezembro de 2024
Apucaraninha .........................
Guaricana ...............................
Outubro de 1975
Outubro de 2005
Abril de 2003
Outubro de 2025
Agosto de 1976
Agosto de 2006
Agosto de 2005
Agosto de 2026
Rio dos Patos(1)
Capivari Cachoeira
Chaminé .................................
Agosto de 1976
Agosto de 2006
Agosto de 2005
Segredo ..................................
Novembro de 1979
Novembro de 2009
Setembro de 2009
Agosto de 2026
Novembro de 2029
Derivação do Rio Jordão .......
Novembro de 1979
Novembro de 2009
Setembro de 2009
Novembro de 2029
Salto Caxias ...........................
Maio de 1980
Maio de 2010
Setembro de 2009
Maio de 2030
Cavernoso ..............................
Janeiro de 1981
Janeiro de 2011
Setembro de 2009
Janeiro de 2031
Marumbi ................................
Março de 1956
Sob revisão da ANEEL
Sob revisão da ANEEL
Sob revisão da ANEEL
Melissa...................................
Maio de 2002
Indefinidamente
-
-
Pitangui..................................
Maio de 2002
Indefinidamente
-
-
Salto do Vau..........................
Maio de 2002
Indefinidamente
-
-
(2)
Mauá ...................................
Junho de 2007
Julho de 2042
Não prorrogável
-
Colíder(3)................................
Janeiro de 2011
Janeiro de 2046
Não prorrogável
-
Cavernoso II..........................
Fevereiro de 2011
Fevereiro de 2046
Não prorrogável
-
________________________
(1)
A concessão do Rio dos Patos expirou em fevereiro de 2014 e não foi renovada. Até que um novo processo licitatório seja concluído com
relação a essa instalação, continuaremos a operá-la de acordo com os termos e condições da Lei de Renovação de Concessões de 2013.
(2)
A UHE Mauá foi construída pelo Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, em que a Copel possui uma participação de 51,0% e a Eletrosul os
49,0% restantes.
(3)
Início de operações previsto para 2015.
34
Usinas Termelétricas
Figueira
Data inicial da
concessão
Primeiro vencimento
Data de prorrogação
Data final de
vencimento
Março de 1969
Março de 1999
Junho de 1999
Junho de 2019
Possuímos participações em cinco outras empresas de geração. A tabela a seguir apresenta informações
sobre os prazos das concessões das demais instalações de geração em que possuíamos participação em 31 de
dezembro de 2013:
Empreendimento
Data inicial da
concessão
Vencimento
Prorrogação
Dona Francisca Energética S.A. -DFESA
Julho de 1979
Agosto de 2033
Possível
Outubro de 2001
Outubro de 2036
Possível
Possível
Usina de Geração
Dona Francisca ...............
Santa Clara e Fundão ...... Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. - ELEJOR
Araucária ........................
UEG Araucária Ltda.
Dezembro de 1999
Dezembro de 2029
Foz do Chopim ...............
Foz do Chopim Energética
Abril de 2000
Abril de 2030
Possível
São Bento(1) ....................
São Bento Energia
Abril de 2011
________________________
(1) GE Olho D’Água, GE Boa Vista S.A., GE Farol S.A. e GE São Bento do Norte S.A.
Abril de 2046
Impossível
Concessões de Transmissão
De acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013 e sob os termos de nossas concessões de
transmissão, temos o direito de solicitar à ANEEL prorrogações de 30 anos para nossas concessões, desde que a
solicitação seja feita dentro de 60 meses da data vencimento de cada contrato. Nossa concessão principal de
transmissão, que corresponde a 83,4% de nossas receitas de transmissão em 2013, foi renovada de acordo com a Lei
de Renovação de Concessões de 2013 e, portanto, irá expirar em dezembro de 2042.
Além disso, temos três outros contratos de concessão para linhas de transmissão e subestação atualmente
operacionais e que expiram em julho de 2031, março de 2038 e novembro de 2039, respectivamente, que
correspondem juntos a 16,6% de nossas receitas de transmissão em 2013. De acordo com a Lei de Renovação de
Concessões de 2013, cada um esses contratos podem ser prorrogados por mais 30 anos.
Planejamos continuar solicitando prorrogações para todas as nossas concessões de transmissão.
35
A tabela a seguir apresenta informações sobre os prazos e a prorrogação de nossas concessões de
transmissão:
Data inicial da
concessão
Primeiro
vencimento
Possibilidade de
prorrogação
Data de vencimento
esperada (ou final)
Concessão principal de transmissão.......................
Julho de 2001
Julho de 2015
Prorrogado
Dezembro de 2042
Linha de Transmissão Bateias - Jaguariaíva ..........
Agosto de 2001
Agosto de 2031
Possível
Agosto de 2061
Linha de Transmissão Bateias - Pilarzinho............
Março de 2008
Março de 2038
Possível
Março de 2068
Instalação de transmissão
Linha de Transmissão Foz do Iguaçu - Cascavel .. Novembro de 2009
Novembro de 2039
Possível
Novembro de 2069
Outubro de 2010
Outubro de 2040
Possível
Outubro de 2070
......................................................
Outubro de 2010
Outubro de 2040
Possível
Outubro de 2070
Foz do Chopim – Salto Osorio(1) ...........................
Agosto de 2012
Agosto de 2042
Possível
Agosto de 2072
Fevereiro de 2013
Fevereiro de 2043
Possível
Fevereiro de 2073
Janeiro de 2014
Janeiro de 2044
Possível
Janeiro de 2074
Araraquara 2 – Taubaté (1) .....................................
Cerquilho III
(1)
(1)
Assis – Paraguaçu Paulista II
.............................
Bateias – Curitiba Norte(1) .....................................
_________________________
(1)
Instalação em construção.
Possuímos participações acionárias em sete outros projetos de transmissão por meio de Sociedades de
Propósito Específico (SPEs). A tabela a seguir apresenta informações relacionadas aos prazos das concessões das
instalações de transmissão em que detemos participações acionárias a partir de 31 de dezembro de 2013.
Possibilidade
de
prorrogação
Data de
vencimento
esperada (ou
final)
Possível
Janeiro de 2072
Nova Santa Rita - Camaquã
3(1)
Sociedade de
Propósito Específico
Costa Oeste Transmissora de Energia
S.A
Transmissora Sul Brasileira de Energia
S.A
Umuarama - Guaira(1)
Caiuá Transmissora de Energia S.A
Maio de 2012
Maio de 2042
Possível
Maio de 2072
Marumbi Transmissora de Energia S.A.
Maio de 2012
Maio de 2042
Possível
Maio de 2072
Maio de 2012
Maio de 2042
Possível
Maio de 2072
Maio de 2012
Maio de 2042
Possível
Maio de 2072
Maio de 2012
Maio de 2042
Possível
Maio de 2072
Maio de 2013
Maio de 2043
Possível
Maio de 2073
(2)
-
-
-
Instalação de Transmissão
Cascavel Oeste – Umuarama(1)
Curitiba - Curitiba Leste
(1)
(1)
Açailândia - Miranda II
Paranaíta – Ribeirãozinho(1)
Ribeirãozinho - Marimbondo
II(1)
Barreiras II – Pirapora II(1)
Araraquara II - Bateias
Integração Maranhense Transmissora
de Energia S.A.
Matrinchã Transmissora de Energia
S.A.
Guaraciaba Transmissora de Energia
S.A
Paranaíba Transmissora de Energia S.A
Mata de Santa Genebra Transmissora
S.A.
Data inicial
da concessão
Janeiro de
2012
Primeiro
vencimento
Janeiro de
2042
Maio de 2012
Maio de 2042
Possível
Maio de 2072
________________________
(1) Instalação em construção.
(2) A Copel venceu a licitação para essa concessão, mas o contrato de concessão ainda não foi assinado.
Concessões de Distribuição
Operamos nosso negócio de distribuição sob um contrato de concessão assinado em 24 de junho de 1999,
que vence em 7 de julho de 2015. De acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013, temos o direito de
renovar essa concessão por um período adicional de 30 anos, ao aceitar uma alteração no contrato de concessão.
Apesar das mudanças introduzidas pela Lei de Renovação de Concessões de 2013, concluímos que a renovação da
nossa concessão de distribuição de acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013 não afetaria
materialmente os resultados das nossas operações. Do mesmo modo, após uma avaliação cuidadosa das condições
36
impostas pelo governo federal brasileiro para a prorrogação da nossa concessão de distribuição, resolvemos solicitar
a renovação desse contrato.
Entretanto, ainda não recebemos a alteração a ser proposta pelo poder concedente. Assim, não podemos
garantir que seremos capazes de renovar nosso contrato de concessão de distribuição em termos favoráveis a nós.
O poder concedente deve emitir sua decisão sobre esse assunto até 18 meses antes da data de vencimento
da concessão. De acordo com o nosso principal contrato de distribuição, a ANEEL deveria ter respondido a nossa
solicitação até o dia 7 de janeiro de 2014, mas o fato de que não recebemos uma resposta da ANEEL até essa data
não impacta nossa capacidade de renovar esse contrato de acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013.
Concorrência
Nós temos as concessões para distribuir eletricidade em substancialmente todo o Estado do Paraná e não
enfrentamos concorrência das cinco empresas de eletricidade que detêm concessões para o restante do Estado. Como
resultado de legislação aprovada em 2004, porém, outros fornecedores podem oferecer eletricidade a nossos
consumidores livres existentes a preços menores do que os que atualmente cobramos. Entretanto, quando um
consumidor cativo se torna um consumidor livre ele ainda deve pagar pelo uso de nosso sistema de distribuição. A
redução na receita líquida de nosso negócio de distribuição é, portanto, compensada por redução nos custos da
energia que teríamos de adquirir para vender a esses consumidores.
Além disso, sob certas circunstâncias, os consumidores livres podem ter o direito de se conectar
diretamente ao Sistema Interligado de Transmissão em vez de nosso sistema de distribuição. Ao contrário da escolha
de um consumidor livre por outro fornecedor de energia, caso em que ele ainda precisa usar nossa rede de
distribuição e consequentemente nos pagar a tarifa cabível, nossa unidade de distribuição deixa de receber tarifas de
consumidores que se conectam diretamente ao Sistema Interligado de Transmissão. A migração de consumidores da
rede de distribuição para a rede de transmissão resulta, portanto, em perda de receita para nosso negócio de
distribuição.
As empresas de transmissão e distribuição são obrigadas a permitir o uso de suas linhas e instalações
auxiliares para a distribuição e transmissão de eletricidade por terceiros mediante pagamento de uma tarifa.
Os consumidores livres se limitam a:

consumidores existentes (aqueles ligados à rede de distribuição antes de julho de 1995) com demanda
de pelo menos 3 MW suprida em níveis de tensão iguais ou superiores a 69 kV;

novos consumidores (aqueles ligados à rede de distribuição depois de julho de 1995) com demanda de
pelo menos 3 MW em qualquer tensão; e

consumidores com demanda de pelo menos 500 kW que optem por fornecimento de energia
proveniente de fontes alternativas, tais como projetos de energia eólica, pequenas centrais hidrelétricas
ou projetos de biomassa.
Em 31 dezembro de 2013, possuíamos 27 consumidores livres, que representam aproximadamente 7,1% de
nossa receita operacional consolidada e aproximadamente 15,1% do total de eletricidade que vendemos. Em 31 de
março de 2014, fechamos acordos com outros clientes livres, dos quais foram previamente nossos consumidores
cativos. Os nossos contratos com Clientes Livres normalmente são por períodos de mais de dois e menos de cinco
anos.
Aproximadamente 0,5% dos megawatts totais vendidos sob contratos a esses consumidores vencem em
2014. Adicionalmente, em 31 de dezembro de 2013, tínhamos 38 consumidores que se qualificavam para adquirir
energia como consumidores livres. Esses consumidores representaram aproximadamente 2,2% do volume total de
eletricidade vendido em 2013 e aproximadamente 4,7% de nossa receita operacional de venda de energia nesse ano.
37
No negócio de geração, qualquer produtor pode obter concessão para construir ou administrar instalações
termelétricas ou pequenas centrais hidrelétricas no Estado do Paraná. A legislação brasileira prevê licitação de
concessões de geração para usinas hidrelétricas com capacidade superior a 30 MW.
No negócio de transmissão, a legislação brasileira estabelece licitações para concessões de transmissão
referentes a instalações em tensão de 230 kV ou superior que farão parte do Sistema Interligado de Transmissão.
A legislação brasileira exige que todas as nossas concessões de geração, transmissão e distribuição se
sujeitem a licitações ao seu término. Podemos enfrentar concorrência significativa de terceiros nas licitações para
renovar tais concessões ou para concessões novas. A perda de algumas concessões poderia afetar adversamente os
resultados das nossas operações.
Meio Ambiente
Nossas atividades de construção e operação associadas à geração, transmissão e distribuição de energia
elétrica, à distribuição de gás natural e ao nosso negócio de telecomunicações estão sujeitas a normas ambientais
federais, estaduais e municipais.
Todas as nossas atividades estão sujeitas a nossa Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial, que
integra planejamento corporativo e gestão da sustentabilidade para otimizar nosso desempenho financeiro, social e
ambiental.
Renovamos nossas licenças ambientais de acordo com os procedimentos das autoridades ambientais
competentes. Estamos cumprindo todos os regulamentos ambientais relevantes, e nossos projetos mais recentes
(após 1986) de geração, transmissão e distribuição estão de acordo com as normas federais, estaduais e municipais.
Para sanar problemas de conformidade para licenças ambientais das unidades de transmissão anteriores aos
requisitos de licenciamento ambiental de 1986, a Copel e o regulador ambiental do Estado do Paraná ("Instituto
Ambiental do Paraná - IAP") assinaram, em 2010, um contrato em que nos comprometíamos a concluir o processo
de licenciamento ambiental em várias de nossas instalações até 2012. Concluímos esse processo para todas as nossas
instalações de transmissão em 2012.
Em 2013, 15 auditorias ambientais obrigatórias (Auditorias Ambientais Compulsórias - AACs) foram
realizadas, uma das quais foi de usina hidrelétrica, seis de pequenas hidrelétricas, seis de linha de transmissão e duas
de subestação de transmissão. Essas inspeções ambientais compulsórias são exigidas por lei como condição para a
renovação das licenças ambientais. Essas inspeções também nos permitem obter uma avaliação independente das
nossas políticas ambientais e do cumprimento de leis e regulamentações. As inspeções ambientais compulsórias são
exigidas pela legislação como condição para a renovação das licenças de operação. Essas inspeções também nos
permitiram obter avaliação independente de nossas políticas ambientais e de observância da legislação.
A construção da Pequena Hidrelétrica Cavernoso II começou em abril de 2011. Em 2012, essa usina e sua
respectiva linha de transmissão obtiveram licenças de operação ambiental e, em maio de 2013, a Cavernoso II
recebeu uma autorização da ANEEL para dar início à sua operação comercial. Para satisfazer todos os requisitos das
autoridades ambientais necessários para o licenciamento do projeto, redigimos um Plano Básico Ambiental (PBA),
que consistiu de 17 programas socioambientais. No final de 2013, 14 desses programas foram concluídos.
Em dezembro de 2010, recebemos as licenças de instalação necessárias para dar início à construção da
Usina Hidrelétrica de Colíder. Essas licenças foram concedidas após a aprovação do Plano Ambiental Básico da
Colíder, que contém 32 programas e subprogramas concebidos para evitar, mitigar e compensar quaisquer impactos
ambientais e sociais negativos de cada projeto, aumentando seus impactos positivos. Durante 2013, continuamos a
implementar vários desses programas do Plano Ambiental Básico da Colíder.
Estamos envolvidos em programas ambientais e sociais incluindo o Programa de Educação para a
Sustentabilidade e o Programa de Gestão Socioambiental de Reservatórios.
38
O Programa de Gestão Socioambiental de Reservatórios tem como objetivo melhorar a qualidade e
disponibilidade das águas dos reservatórios da Copel por meio da gestão e do monitoramento dos divisores de água.
Para reforçar nosso compromisso com a sustentabilidade ambiental, social e econômica, somos signatários
do Pacto Global das Nações Unidas e buscamos ativamente implantar os princípios do Pacto Global em nossas
atividades cotidianas e em nossa cultura corporativa.
Ativo imobilizado
Nossos principais bens consistem de instalações de geração e telecomunicações descritas em “Negócios Geração e Compradores de Energia”. Do valor contábil líquido do nosso imobilizado em 31 de dezembro de 2013
(incluindo obras em curso), as instalações de geração representavam 82,5%, as de telecomunicações 4,6%, a Elejor
5,9%, a Usina Termelétrica de Araucária 5,3% e as usinas eólicas representavam 1,7%. Acreditamos que nossas
instalações são de modo geral adequadas para nossas necessidades atuais e apropriadas para as finalidades
pretendidas.
O Processo de Desapropriação
Embora nos sejam outorgadas concessões do Governo Federal para construir instalações hidrelétricas, não
recebemos títulos sobre as terras em que as instalações se localizarão. Para podermos construir essas instalações, é
necessário desapropriar terras. As terras necessárias à implementação de uma usina hidrelétrica somente podem ser
desapropriadas em conformidade com legislação específica. Geralmente negociamos com as comunidades e com os
proprietários individuais que ocupam as terras, de modo a reassentar tais comunidades em outras áreas e indenizar
os proprietários individuais. Nossa política de reassentamento e indenização geralmente tem resultado em solução
por acordo das contendas relativas a desapropriações. Em 31 de dezembro de 2013, estimamos nosso passivo em
relação à resolução dessas disputas em aproximadamente R$ 40,6 milhões. Esse montante é adicional aos valores
para desapropriação incluídos nos orçamentos de cada uma de nossas instalações hidrelétricas.
O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
Geral
Em dezembro de 2013, o MME aprovou um plano decenal de expansão que projeta um aumento da
capacidade instalada do Brasil para 183,1 GW em 2022, prevendo-se que, desse total, 65,0% serão de origem
hidrelétrica, 14,2% de origem termelétrica, 1,9% serão de origem nuclear e 18,9% serão de fontes alternativas de
energia tais como energia eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas.
Aproximadamente 38% da capacidade de geração instalada do Brasil é de propriedade da Eletrobras
(incluindo sua subsidiária integral Eletronuclear e sua participação de 50,0% em Itaipu). Por meio de suas
subsidiárias, a Eletrobras também é responsável por 56% da capacidade instalada de transmissão igual ou superior a
230 kV no Brasil. Além disso, alguns Estados brasileiros controlam empresas envolvidas na geração, transmissão e
distribuição de eletricidade, tais como a Companhia Energética de São Paulo – CESP, a Companhia Energética de
Minas Gerais – CEMIG e a Copel, entre outras.
Principais Autoridades Reguladoras
Ministério de Minas e Energia – MME
O MME é o principal agente regulador do setor elétrico e atua como órgão do governo brasileiro detentor
de competências para elaboração de políticas, regulamentação e supervisão.
Conselho Nacional da Política Energética - CNPE
O Conselho Nacional da Política Energética ( "CNPE" ), um conselho criado em agosto de 1997, presta
serviços de consultoria ao Presidente da República do Brasil em relação ao desenvolvimento e à criação de uma
39
política energética nacional. O CNPE é presidido pelo MME e é composto por seis ministros do Governo Federal e
três membros escolhidos pelo Presidente do Brasil. O CNPE foi criado a fim de otimizar a utilização dos recursos
energéticos no Brasil e garantir o suprimento nacional de energia elétrica.
Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
O setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, uma agência reguladora federal independente. A
responsabilidade principal da ANEEL é regular e supervisionar o setor elétrico de acordo com as políticas ditadas
pelo MME e atuar em matérias que lhe forem delegadas pelo governo brasileiro e pelo MME. As responsabilidades
da ANEEL incluem, entre outras, (i) conceder e fiscalizar as concessões de geração, transmissão e distribuição de
eletricidade, incluindo a aprovação das tarifas elétricas; (ii) baixar normas para o setor elétrico; (iii) implementar e
regular o uso de fontes de eletricidade, incluindo o uso da energia hidrelétrica; (iv) promover, monitorar e
administrar licitações para novas concessões; (v) resolver conflitos administrativos entre entidades do setor elétrico
e compradores de eletricidade; e (vi) definir os critérios e a metodologia para a fixação das tarifas de transmissão e
distribuição.
Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS
O ONS (Operador Nacional do Sistema) é uma entidade privada sem fins lucrativos composta de
concessionárias de energia elétrica atuantes na geração, transmissão e distribuição de eletricidade, além de outros
participantes privados, como importadores, exportadores e consumidores livres. O papel primordial do ONS é
coordenar e regular as operações de geração e transmissão no Sistema Interligado de Transmissão, sujeito a
supervisão e regulamentação da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do ONS incluem, entre outros,
o planejamento operacional para o setor da geração, a organização do uso do Sistema Interligado de Transmissão
nacional e das interligações internacionais, a garantia de acesso para todos os participantes do setor à rede de
transmissão de modo não discriminatório, a contribuição para a expansão do sistema elétrico, a apresentação de
propostas ao MME sobre ampliação do Sistema Interligado de Transmissão e a formulação das normas de operação
do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL.
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
A CCEE é uma entidade privada sem fins lucrativos sujeita a autorização, fiscalização e regulamentação
por parte da ANEEL. A CCEE é responsável, entre outras atribuições, por (i) registrar todos os Contratos de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (os “CCEAR”) e registrar os contratos resultantes de ajustes de
mercado e o volume de eletricidade contratado no Mercado Livre, e (ii) contabilizar e liquidar transações de curto
prazo. A CCEE é composta de detentores de concessões, permissões e autorizações no setor elétrico e consumidores
livres, e seu conselho de administração é composto de quatro membros indicados por esses agentes e de um membro
indicado pelo MME, que será o presidente do conselho de administração.
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE
O CMSE foi criado pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico para monitorar as condições de serviço e
recomendar medidas preventivas para garantir a adequação do fornecimento de energia, incluindo ações sobre a
demanda e a contratação de reservas de energia.
40
Empresa de Pesquisa Energética - EPE
Em agosto de 2004, o governo brasileiro criou a Empresa de Pesquisa Energética ("EPE"), uma empresa
pública federal responsável pela condução de pesquisa e estudos estratégicos no setor da energia, incluindo as
indústrias de energia elétrica, petróleo, gás natural, carvão e fontes de energia renováveis. Os estudos e pesquisas
realizados pela EPE subsidiam a formulação da política energética do MME.
Eletrobras
A Eletrobras atua como controladora das seguintes empresas pertencentes ao Governo Federal: Companhia
Hidrelétrica do São Francisco - CHESF, Furnas, Eletrosul, Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A - Eletronorte,
Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica - CGTEE e Eletrobras Termonuclear S.A. - Eletronuclear. A
Eletrobras administra fundos financiados por certos encargos regulamentares, assim como a comercialização da
energia de Itaipu e de fontes alternativas de energia, sob o Proinfa.
Histórico da Legislação do Setor
A Constituição brasileira prevê que o desenvolvimento, o uso e a venda de eletricidade podem ser
realizados diretamente pelo governo federal ou indiretamente através da outorga de concessões, permissões ou
autorizações. Historicamente, o setor elétrico brasileiro tem sido dominado por concessionárias de geração,
transmissão e distribuição controladas pelo governo federal ou pelos governos estaduais. Desde 1995, o governo
brasileiro tem tomado uma série de medidas para reformar o setor elétrico brasileiro. Em linhas gerais, o objetivo
dessas medidas tem sido aumentar o papel do investimento privado e eliminar as barreiras existentes ao
investimento estrangeiro, com vistas a aumentar assim a concorrência e a produtividade geral no setor.
Abaixo segue resumo dos principais desdobramentos no quadro regulamentar e jurídico do setor elétrico
brasileiro:

Em 1995: (i) a constituição federal foi alterada para permitir o investimento estrangeiro em geração de
energia; (ii) a Lei de Concessões foi promulgada, exigindo que todas as concessões de serviços
relacionados a energia sejam outorgadas mediante licitação, prevendo a criação de produtores
independentes e consumidores livres e garantindo aos fornecedores de energia e aos consumidores
livres acesso livre a todos os sistemas de distribuição e transmissão; e (iii) uma parte das participações
controladoras detidas pela Eletrobras e por vários estados brasileiros em empresas de geração e
distribuição foi vendida a investidores privados.

Em 1998, a Lei do Setor Elétrico foi promulgada, prevendo, entre outras medidas, a criação do ONS e
a indicação do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (“BNDES”), um banco de
desenvolvimento controlado 100% pelo Governo Brasileiro, como agente financiador do setor
elétrico, especialmente para apoiar novos projetos de geração.

Em 2001, o Brasil sofreu uma séria crise energética que perdurou até o fim de fevereiro de 2002.
Durante esse período, o governo brasileiro implementou um programa de racionamento do consumo
de energia nas regiões mais adversamente afetadas, ou seja, o Sudeste, o Centro-Oeste e o Nordeste do
Brasil. Em abril de 2002, o governo brasileiro implementou pela primeira vez um reajuste tarifário
extraordinário para compensar as perdas sofridas pelos fornecedores de energia em razão do período
de racionamento.

Em 2004, o governo brasileiro promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em um esforço
para novamente reestruturar o setor elétrico com o objetivo de proporcionar aos consumidores um
fornecimento de eletricidade estável a preços razoáveis.

Em 2012, o governo brasileiro promulgou duas Medidas Provisórias que trouxeram mudanças
importantes para a estrutura regulatória do setor elétrico brasileiro: (i) Medida Provisória Nº 577, de
29 de agosto de 2012 (convertida na Lei 12.767, de 27 de dezembro de 2012); e (ii) Medida Provisória
41
Nº 579, de 11 de setembro de 2012 (convertida na Lei de Renovação de Concessões de 2013). A
Medida Provisória Nº 577 estabeleceu a obrigação do poder concedente de prestar serviços de
eletricidade caso uma concessão termine, bem como as novas regras de intervenção pelo poder
concedente em concessões de eletricidade para garantir um desempenho adequado dos serviços de
utilidade pública. A Lei de Renovação de Concessões de 2013 estabeleceu novas regras que mudaram
a capacidade das concessionárias de renovar contratos de concessão. De acordo com essa Lei, as
concessionárias de distribuição e geração podem renovar seus contratos de concessão vigentes a partir
de 1995 e as concessionárias de transmissão podem renovar seus contratos de concessão vigentes
antes e a partir de 1995 por um período adicional de 30 anos, contanto que as concessionárias
concordem em alterar os contratos de concessão para refletir o novo regime tarifário a ser estabelecido
pela ANEEL.
Concessões
As companhias ou consórcios que desejam construir ou operar instalações de geração, transmissão ou
distribuição de eletricidade no Brasil devem participar de licitações ou requerer ao MME ou à ANEEL uma
concessão, permissão ou autorização, conforme o caso. As concessões dão direito a gerar, transmitir ou distribuir
eletricidade dentro de área de concessão específica por período determinado. Esse período é de 35 anos para
concessões de geração outorgadas após 2003 e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. De
acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013, as concessionárias de geração e distribuição podem renovar
seus contratos de concessão vigentes a partir de 1995 e as concessionárias de transmissão podem renovar seus
contratos de concessão vigentes antes e a partir de 1995 por um período adicional de 30 anos, contanto que as
concessionárias concordem em alterar os contratos de concessão para refletir os novos termos e condições
estabelecidos pela lei. A Lei de Renovação de Concessões de 2013 não afeta as concessões de geração outorgadas
após 2003, pois não são renováveis.
A Lei de Concessões estabelece, entre outras disposições, as condições que a concessionária deve observar
na prestação de serviços de eletricidade, os direitos do consumidor e os direitos e as obrigações da concessionária e
do poder concedente. A concessionária deve cumprir, além da Lei de Concessões, os regulamentos gerais que regem
o setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões e dos regulamentos associados da ANEEL são
resumidas abaixo:
Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a todos os consumidores sob sua
concessão e deve manter certos padrões relativos a regularidade, continuidade, eficiência, segurança e
acessibilidade.
Uso de terra. A concessionária pode usar terras públicas ou requerer que o poder concedente desaproprie
terras particulares necessárias em benefício da concessionária. Nesse último caso, a concessionária deve indenizar os
proprietários particulares afetados.
Responsabilidade objetiva. A concessionária é objetivamente responsável por todos os danos resultantes da
prestação de seus serviços.
Mudanças no controle acionário. O poder concedente precisa aprovar qualquer mudança direta ou indireta
no controle acionário da concessionária.
Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente pode intervir na concessão, por meio da ANEEL,
para garantir a prestação adequada dos serviços, assim como o pleno cumprimento das disposições contratuais e
regulamentares aplicáveis. Uma vez que a ANEEL determine a intervenção, limitada a um ano, mas prorrogável por
mais dois anos, o poder concedente deverá nomear um terceiro para administrar a concessão. Dentro de 30 dias da
determinação da intervenção, o representante do poder concedente deve dar início a processo administrativo em que
a concessionária terá o direito de contestar a intervenção. O processo administrativo deve ser concluído em um ano.
Os acionistas da concessionária sob intervenção devem encaminhar à ANEEL, no prazo de 60 dias a partir da
determinação da intervenção, um plano de recuperação e correção. Se a ANEEL aprovar esse plano, a intervenção é
encerrada. Se a ANEEL não aprovar o plano, o poder concedente poderá: (i) declarar o cancelamento da concessão;
(ii) determinar a cisão, incorporação, fusão ou transformação da concessionária, incorporação de uma controlada ou
42
cessão de cotas/ações a terceiros; (iii) determinar a mudança de controle da concessionária; (iv) determinar o
aumento de capital da concessionária; ou (v) determinar a incorporação de uma sociedade de propósito específico.
Extinção da concessão. A extinção do contrato de concessão pode ocorrer por meio de encampação e/ou
caducidade. A encampação é a extinção prematura de uma concessão por motivo de interesse público. As
encampações devem ser aprovadas especificamente por lei ou decreto. A caducidade deve ser declarada pelo poder
concedente depois que a ANEEL ou o MME tiverem determinado, em instância administrativa final, que a
concessionária, entre outras hipóteses, (i) deixou de prestar serviços adequados ou de cumprir as leis e os
regulamentos aplicáveis, (ii) perdeu a capacidade técnica, financeira ou econômica de prestar serviços adequados, ou
(iii) não cumpriu as penalidades impostas pelo poder concedente. A concessionária pode contestar judicialmente
qualquer encampação ou declaração de caducidade.
Um contrato de concessão também pode ser extinto (i) por acordo mútuo entre as partes, (ii) por falência
ou dissolução da concessionária, ou (iii) por decisão judicial final transitada em julgado em ação impetrada pela
concessionária.
Quando um contrato de concessão é extinto, todos os ativos, direitos e privilégios relacionados de modo
relevante com a prestação dos serviços de eletricidade são revertidos para o governo brasileiro. Em razão da
extinção, a concessionária faz jus a indenização por seus investimentos em ativos não totalmente amortizados ou
depreciados, deduzidos todos os montantes referentes a multas e danos devidos pela concessionária.
Vencimento. Quando vence o prazo da concessão, todos os ativos, direitos e privilégios relacionados de
modo relevante com a prestação dos serviços de eletricidade são revertidos para o governo brasileiro. Ao término da
concessão, a concessionária faz jus a indenização por seus investimentos em ativos não totalmente amortizados ou
depreciados no momento do vencimento.
Penalidades. Os regulamentos da ANEEL regem a imposição de sanções contra participantes do setor
elétrico e determinam as penalidades apropriadas com base na natureza e importância da infração (incluindo avisos,
multas, suspensão temporária do direito de participar de licitações de novas concessões, de licenças e de
autorizações e declaração de caducidade). Para cada infração, as multas podem ser de até 2% da receita da
concessionária (líquida de ICMS e ISS) no período de 12 meses anterior à notificação da penalidade. Algumas
infrações que podem resultar em multas dizem respeito à omissão do agente em requerer a aprovação da ANEEL
para certos atos, incluindo: (i) assinatura de certos contratos entre partes relacionadas; (ii) venda ou cessão dos
ativos relacionados a serviços prestados, assim como constituição de qualquer ônus (incluindo garantia, fiança, aval,
penhor e hipoteca) sobre eles ou quaisquer outros ativos relacionados à concessão ou às receitas dos serviços de
eletricidade; (iii) mudanças no controle acionário do detentor da autorização ou concessão; e (iv) certas mudanças
no estatuto social. No caso de contratos entre partes relacionadas submetidos à aprovação da ANEEL, a ANEEL
pode buscar impor restrições aos termos e condições desses contratos e, em circunstâncias extremas, exigir que o
contrato seja rescindido.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu mudanças relevantes na regulamentação do setor
elétrico, com vistas a (i) fornecer incentivos para que entidades públicas e privadas construam e mantenham
empreendimentos de geração e (ii) garantir o fornecimento de energia no Brasil a baixas tarifas por meio de
processo de licitação pública de eletricidade. Os principais pontos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
incluem:

A garantia de existência de dois mercados: (i) o mercado regulado, um mercado mais estável em
termos de oferta de energia; e (ii) um mercado destinado especificamente a certos participantes
(consumidores livres e empresas de comercialização, por exemplo), chamado de mercado livre, que
permite certo grau de competição em relação ao mercado regulado.
43

Restrições a determinadas atividades de distribuição, incluindo a exigência de que os distribuidores se
concentrem em seu core business de atividades de distribuição para oferecer serviços mais eficientes e
confiáveis aos consumidores cativos.

Extinção do auto-suprimento (self-dealing) por meio de incentivo para os distribuidores à compra de
eletricidade pelos menores preços disponíveis em vez da compra de eletricidade fornecida por partes
relacionadas.

Respeito aos contratos firmados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, para
assegurar estabilidade regulamentar às transações realizadas antes de sua promulgação.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobras e suas subsidiárias do Plano Nacional de
Privatização, que foi criado pelo governo brasileiro em 1990 para promover a privatização de companhias estatais.
Para concessionárias de instalações de geração existentes, a Lei de Renovação das Concessões de 2013
altera a natureza dos contratos de concessão. Anteriormente, uma concessionária de geração detinha o direito de
vender a energia gerada pelas instalações sob a sua concessão para obter lucro. Já as concessões de geração para as
instalações de geração existentes (inclusive aquelas renovadas de acordo com a Lei de Renovação das Concessões
de 2013) não concederão às concessionárias o direito de vender a energia gerada por essas instalações. Em vez
disso, essas concessões somente abrangerão a operação e a manutenção das instalações de geração. A energia gerada
por essas instalações será alocada pelo governo federal brasileiro em cotas para o mercado regulado, para ser
adquirida por concessionárias de distribuição. Para novas instalações de geração, a concessionária terá o direito de
vender a energia produzida pela instalação.
Ambiente Paralelo de Comercialização de Energia Elétrica
Sob a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a compra e venda de eletricidade são realizadas em dois
segmentos distintos: (i) o mercado regulado, no qual ocorrerá a compra pelas concessionárias de distribuição de toda
a energia necessária ao suprimento de seus clientes por meio de leilões e (ii) o mercado livre, no qual se dará a
compra de eletricidade por entidades não reguladas (como consumidores livres e comercializadores de energia).
No entanto, eletricidade proveniente dos casos a seguir estão sujeitas a regras específicas, diferentes das
regras aplicadas ao mercado livre e ao mercado regulado: (i) projetos de geração de baixa capacidade localizados
próximos aos pontos de consumo (como certas usinas de co-geração e pequenas centrais hidrelétricas), (ii) usinas
registradas no Proinfa, uma iniciativa do governo brasileiro para criar incentivos ao desenvolvimento de fontes
alternativas de energia, tais como energia eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, (iii) Itaipu, (iv) Angra 1
e 2 a partir de 2013 e (v) contratos de concessão de geração prorrogados ou sujeitos a nova licitação de acordo com
a Lei de Renovação de Concessões de 2013.
A eletricidade gerada por Itaipu continuará a ser vendida pela Eletrobras às concessionárias de distribuição
que operam nas áreas Sul-Sudeste-Centro-Oeste do Sistema Interligado de Transmissão. As tarifas de
comercialização da eletricidade gerada em Itaipu são expressas em dólares americanos e estabelecidas de acordo
com um tratado entre o Brasil e o Paraguai. Assim, as tarifas de Itaipu aumentam ou diminuem conforme a variação
da taxa de câmbio entre o real e o dólar. As variações no preço da energia gerada em Itaipu, entretanto, estão sujeitas
ao mecanismo de recuperação de custos da Parcela A discutido abaixo em “—Tarifas de Distribuição”.
A partir de janeiro de 2013, a energia gerada pelas usinas nucleares Angra 1 e 2 começou a ser vendida
pela Eletronuclear à concessionárias de distribuição por tarifa calculada pela ANEEL.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não afeta contratos bilaterais celebrados antes de 2004.
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O Mercado Regulado
No mercado regulado, as concessionárias de distribuição devem comprar a demanda projetada de energia
para seus consumidores cativos por meio de licitações públicas no mercado regulado. Os leilões são administrados
pela ANEEL, diretamente ou por meio da CCEE, sob certas diretrizes emitidas pelo MME.
As compras de eletricidade são realizadas mediante dois tipos de contratos bilaterais: Contratos de
Quantidade de Energia e Contratos de Disponibilidade de Energia. Num Contrato de Quantidade de Energia, o
gerador compromete-se a suprir determinado montante de eletricidade e assume o risco de o suprimento de
eletricidade ser afetado adversamente por condições hidrológicas e níveis baixos em reservatórios, entre outras
condições que possam interromper o suprimento de energia, caso em que o gerador deverá adquirir essa energia de
outras fontes para cumprir suas obrigações de suprimento. Num Contrato de Disponibilidade de Energia, o gerador
compromete-se a disponibilizar certa capacidade ao mercado regulado. Nesse caso, a receita do gerador é garantida,
e os distribuidores correm o risco de escassez no suprimento.
A estimativa de demanda dos distribuidores é o principal fator da determinação do volume de eletricidade
que o sistema como um todo contratará. Os distribuidores são obrigados a adquirir 100% de suas necessidades de
eletricidade projetadas. Discrepâncias entre a demanda efetiva e a demanda projetada podem resultar em penalidades
aos distribuidores. No caso de subcontratação, os distribuidores são penalizados diretamente em valor que aumenta à
medida que a diferença entre a demanda contratada e a demanda efetiva aumenta. Os distribuidores que
subcontratam também devem pagar para suprir sua demanda comprando energia no mercado spot.
No caso de supercontratação, quando o volume contratado fica entre 100% e 105% da demanda efetiva, os
distribuidores não são penalizados e os custos adicionais são compensados por meio de aumentos nas tarifas aos
consumidores. Quando o volume contratado é superior a 105% da demanda efetiva, os distribuidores devem vender
energia no mercado spot. Se o preço contratual for mais baixo que o preço atual no mercado spot, os distribuidores
vendem seu excesso de energia com lucro. Por outro lado, se o preço contratual for mais alto que o preço no
mercado spot, os distribuidores vendem sua energia em excesso com prejuízo.
Quanto à outorga de novas concessões, os regulamentos recentemente promulgados exigem que as
propostas submetidas nas licitações para novas instalações de geração hidrelétrica incluam, entre outros itens, a
porcentagem mínima de eletricidade a ser fornecida em leilões no mercado regulado. Concessões para novos
projetos de geração, como o de Mauá e Colíder, em nosso caso, não são renováveis, o que significa que em seu
vencimento a concessionária deverá participar novamente de licitação.
O Mercado Livre
O mercado livre cobre transações entre concessionárias de geração, Produtoras Independentes de Energia PIEs, autogeradores, comercializadores de energia, exportadores e importadores de eletricidade e consumidores
livres. O mercado livre também cobre contratos bilaterais existentes entre geradores e distribuidores assinados sob o
modelo antigo do setor elétrico, até seu vencimento. Após o vencimento, esses contratos deverão ser realizados sob
as diretrizes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
Consumidores com direito a escolher seu fornecedor só podem fazê-lo após o vencimento de seus contratos
com os distribuidores locais e com aviso prévio ou, no caso de contrato sem data de vencimento, com aviso prévio
de 15 dias em relação à data em que o distribuidor deve informar o MME sobre sua demanda anual de eletricidade
estimada. Nesse último caso, o contrato só será rescindido no ano seguinte. Após ter optado pelo mercado livre, o
consumidor só pode retornar ao sistema regulado depois de fornecer aviso prévio de cinco anos ao distribuidor de
sua região, mas o distribuidor pode reduzir esse prazo como lhe convier. Esse longo período de aviso visa assegurar
que, se necessário, o distribuidor possa adquirir energia adicional em leilões no mercado regulado sem impor custos
extras ao mercado cativo.
Os geradores privados podem vender energia diretamente a consumidores livres. Os geradores estatais
podem vender eletricidade diretamente a consumidores livres, mas são obrigados a fazê-lo somente por meio de
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leilões privados realizados por eles exclusivamente para consumidores livres ou realizados pelos consumidores
livres.
Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e outras regras promulgadas
Um decreto de julho de 2004 regulamentou a compra e venda de eletricidade no mercado regulado e no
mercado livre, assim como a outorga de autorizações e concessões para projetos de geração de eletricidade. Esse
decreto inclui, entre outros itens, regras relativas a procedimentos de leilão, à forma dos contratos de compra de
energia e ao mecanismo de repasse de custos aos consumidores finais.
Esses regulamentos estabelecem diretrizes sob as quais os agentes que adquirem eletricidade devem
contratar sua demanda de eletricidade. Os agentes que comercializam eletricidade devem comprovar que a energia a
ser vendida provém de instalações de geração existentes ou planejadas. Os agentes que não cumprirem essas
exigências estão sujeitos a penalidades impostas pela ANEEL.
Esses regulamentos também exigem que as companhias de distribuição contratem 100% de suas
necessidades de energia primordialmente por meio de leilões públicos. Além desses leilões, as companhias de
distribuição podem adquirir montantes limitados (até 10% de sua demanda) de: (i) companhias de geração
conectadas diretamente à companhia de distribuição (exceto usinas hidrelétricas com capacidade superior a 30 MW
e certas usinas termelétricas), (ii) empreendimentos de geração de eletricidade participantes da fase inicial do
Proinfa, (iii) Itaipu e (iv) cotas desses contratos de concessão de geração prorrogados ou sujeitos a nova licitação, de
acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013.
O MME estabelece o montante total de energia a ser contratado no mercado regulado, o número e tipo de
empreendimentos de geração que serão leiloados a cada ano.
Todas as companhias de geração, distribuição e comercialização de eletricidade, todos os produtores
independentes de energia e os consumidores livres são obrigados a notificar a MME, até 1º de agosto de cada ano,
quanto a sua demanda ou geração estimada de eletricidade, conforme o caso, para cada um dos cinco anos
subsequentes. Antes de cada leilão de eletricidade, as companhias de distribuição são também obrigadas a notificar a
MME quanto aos volumes de eletricidade que pretendem contratar no leilão. Além disso, as companhias de
distribuição são obrigadas a especificar a parcela do volume contratado que pretendem usar para suprir
consumidores livres potenciais.
Leilões no Mercado Regulado
Os leilões de eletricidade para projetos novos de geração são realizados (i) no quinto ano antes da data de
fornecimento inicial de eletricidade (“Leilões A-5”) e (ii) no terceiro ano antes da entrada em operação comercial
(“Leilões A-3”). Os geradores de energia existentes fazem leilões (i) no ano anterior à data de fornecimento inicial
(“Leilões A-1”) e (ii) até quatro meses antes da data de fornecimento (chamados de “Ajustes de Mercado”).
Geradores de energia nova e existente podem participar dos leilões de reserva de energia desde que
aumentem a capacidade do sistema elétrico ou que não tenham começado a operar comercialmente até janeiro de
2008. Convites para participação nos leilões são preparados pela ANEEL conforme as diretrizes estabelecidas pelo
MME, incluindo a exigência de que o menor lance será vencedor do leilão. Cada companhia de geração que
participa do leilão firma contrato de compra e venda de eletricidade com cada companhia de distribuição, na
proporção da demanda estimada de eletricidade de cada companhia de distribuição, exceto nos leilões de ajuste de
mercado e reserva de energia.
Os contratos para Leilões A-5 e A-3 têm prazo de 15 a 30 anos, e os contratos para Leilões A-1 têm prazo
de 5 a 15 anos. Contratos resultantes de Leilões de Ajuste de mercado têm prazo limitado a dois anos. Os contratos
de energia de reserva estão limitados a 35 anos.
A quantidade de energia contratada de instalações existentes de geração pode ser reduzida por três razões:
(i) compensação pela saída de consumidores cativos que se tornam consumidores livres; (ii) compensação de
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desvios em relação às projeções estimadas de mercado (até 4% ao ano do volume contratado anual, com início dois
anos depois da estimativa da demanda inicial de eletricidade); e (iii) ajustes no volume de eletricidade estabelecido
em contratos bilaterais celebrados antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Entretanto, no
que diz respeito ao item (i) acima, a redução nas receitas líquidas registrada quando um consumidor cativo se torna
um consumidor livre é compensada pelo valor adicional que os consumidores livres devem pagar pelo uso de nosso
sistema de distribuição. Entretanto, os consumidores livres podem se desconectar de nosso sistema de distribuição
(deixando, portanto, de pagar nossa tarifa de distribuição) se optarem por se conectar diretamente ao Sistema
Interligado de Transmissão ou se gerarem energia para consumo próprio e a transportarem sem usar nosso sistema
de distribuição. Como os consumidores livres que se conectam diretamente ao Sistema Interligado de Transmissão
deixam de nos pagar a tarifa de distribuição, podemos não ser capazes de recuperar totalmente essa perda de receita.
Desde 2004, a CCEE realizou 15 leilões de energia de novos projetos de geração, dez leilões de energia de
instalações de geração existentes, quatro leilões de reservas de energia para aumentar a segurança do fornecimento e
15 leilões de ajuste de mercado. No máximo até 1º de agosto de cada ano, os geradores e distribuidores apresentam
sua geração ou demanda de eletricidade estimada para os cinco anos subsequentes. Com base nessas informações, o
MME estabelece o volume total de eletricidade a ser negociado no leilão e determina as companhias de geração que
dele participarão. O leilão é realizado eletronicamente em duas fases.
Ao fim do leilão (exceto no caso de leilão de energia de reserva), geradores e distribuidores firmam o
CCEAR, determinando o preço e o volume da energia negociada no leilão. O preço é corrigido anualmente com
base nas variações de preços publicadas pelo IPCA. Os distribuidores fornecem garantias financeiras aos geradores
(principalmente contas a receber pelo serviço de distribuição) para garantir suas obrigações de pagamento previstas
nos CCEARs.
Também ao fim do leilão, as concessionárias de geração e a CCEE firmam o Contrato de Energia de
Reserva, determinando o preço e o volume da energia negociada no leilão. Os distribuidores, consumidores livres e
autoprodutores firmam então o Contrato de uso da Energia de Reserva (o "CONUER") com a CCEE, para
estabelecer os termos de uso da energia de reserva. Os consumidores de energia de reserva fornecem garantias
financeiras à CCEE para garantir suas obrigações de pagamento sob o CONUER.
Valor Anual de Referência
A regulamentação brasileira estabelece um mecanismo (“Valor Anual de Referência”) que limita os custos
que podem ser repassados aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada
dos preços de eletricidade nos leilões A-5 e A-3 (exceto leilões de energia alternativa), calculados para todas as
companhias de distribuição.
A regulamentação estabelece as seguintes limitações permanentes à capacidade de repasse de custos aos
consumidores pelas companhias de distribuição: (i) nenhum repasse de custos de aquisição de energia que exceda
105% da demanda efetiva; (ii) repasse limitado de custos de aquisição de eletricidade em Leilão A-3, se o volume da
energia adquirida exceder 2% do volume de eletricidade contratado em Leilões A-5; e (iii) se o volume contratado
de instalações existentes de geração sofrer queda superior a 4%, novos contratos de energia de novas instalações de
geração estão autorizados a realizar repasse limitado.
O MME estabelece o preço máximo de aquisição para energia gerada por usinas existentes. Se os
distribuidores não cumprirem a obrigação de contratar toda sua demanda, o repasse de custos da energia adquirida
no mercado de curto prazo é o menor entre o preço spot e o Valor Anual de Referência.
Convenção de Comercialização de Energia Elétrica
A Convenção de Comercialização de Energia Elétrica regula a organização e o funcionamento da CCEE e
define, entre outras disposições, (i) os direitos e as obrigações dos agentes da CCEE, (ii) as penalidades a serem
impostas a agentes inadimplentes, (iii) os meios de solução de controvérsias, (iv) normas de comercialização nos
mercados regulado e livre e (v) o processo de contabilidade e liquidação de transações de curto prazo.
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Atividades Restritas dos Distribuidores
Não é permitido às concessionárias de distribuição no Sistema Interligado de Transmissão (i) desenvolver
atividades relacionadas à geração e à transmissão de energia elétrica, (ii) vender eletricidade a consumidores livres,
exceto aos situados em sua área de concessão e sob as mesmas condições e tarifas aplicáveis a consumidores
cativos, (iii) manter, direta ou indiretamente, quaisquer participações em qualquer outra companhia, sociedade
anônima, ou consórcio, ou (iv) desenvolver atividades não relacionadas a suas concessões, exceto as permitidas por
lei ou pelo contrato de concessão pertinente. As concessionárias de geração não podem manter participações acima
de 10% em nenhuma concessionária de distribuição.
Eliminação do “Self-Dealing”
Como a compra de eletricidade para consumidores cativos se dará por meio de leilões no mercado
regulado, o chamado “self-dealing” (pelo qual as concessionárias de distribuição podiam adquirir até 30,0% de sua
demanda de energia elétrica por meio de autoprodução ou de companhias afiliadas) não é mais permitido.
Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei de Renovação de Concessão 2013
A Lei da Renovação das Concessões de 2013 está sendo contestada perante o Supremo Tribunal Federal pela
Confederação Nacional dos Trabalhadores da Indústria - CNTI. Como este processo está em seus estágios iniciais,
não é possível prever se a Lei da Renovação das Concessões de 2013 permanecerá válida no futuro. Enquanto o
Supremo Tribunal Federal está analisando a lei, suas disposições permanecerão em pleno vigor e efeito.
Impugnação da Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está atualmente sendo contestada perante
o Supremo Tribunal Federal. O governo brasileiro pleiteou a extinção das ações, alegando que os argumentos
constitucionais eram questionáveis uma vez que diziam respeito a uma medida provisória já convertida em lei. Até o
momento, o STF ainda não chegou a uma deliberação final, e não sabemos quando isso pode acontecer. Enquanto o
Tribunal analisa a lei, suas disposições permanecem em vigor. Independentemente da decisão final do Supremo
Tribunal Federal, espera-se que permaneçam em pleno vigor certas partes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
referentes a restrições sobre atividades dos distribuidores não relacionadas à distribuição de energia, incluindo a
venda de energia pelos distribuidores a consumidores livres e a eliminação do self-dealing.
Tarifas pelo Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão
A ANEEL regula o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e estabelece tarifas pelo uso desses
sistemas. As tarifas são (i) encargos pelo uso da rede, que são encargos pelo uso das redes locais de propriedade das
concessionárias de distribuição (“TUSD”), e (ii) tarifa pelo uso do sistema de transmissão, que compreende o
Sistema Interligado de Transmissão e suas instalações auxiliares (“TUST”).
TUSD
Os usuários dos sistemas de distribuição pagam às concessionárias de distribuição uma tarifa conhecida
como TUSD (Tarifa pelo Uso do Sistema de Distribuição). A TUSD é dividida em duas partes: uma relativa à
potência contratada em R$/kW e outra relativa aos encargos regulatórios em R$/kWh. O montante a ser pago pelos
usuários do sistema de distribuição é calculado multiplicando-se a potência máxima contratada com a concessionária
de distribuição para cada ponto de conexão pela tarifa em R$/kW, mais o produto do consumo de energia pela tarifa
em R$/kWh, mensalmente.
Em relação aos consumidores cativos, a TUSD é parte da tarifa de fornecimento que é calculada com base
na tensão usada por cada consumidor.
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TUST
A TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão) é paga pelas concessionárias de distribuição e de
geração e pelos consumidores livres às concessionárias de transmissão pelo uso do Sistema Interligado de
Transmissão (o sistema elétrico de transmissão com tensão igual ou superior a 230 kV). Essa tarifa é revista
anualmente de acordo com (i) a localização do usuário do Sistema Interligado de Transmissão e (ii) as receitas
anuais que as concessionárias de transmissão são autorizadas a receber pelo uso de seus ativos no Sistema
Interligado de Transmissão. O ONS, entidade que representa todas as concessionárias de transmissão que têm ativos
no Sistema Interligado de Transmissão, coordena o pagamento das tarifas de transmissão a essas concessionárias. Os
usuários do Sistema Interligado de Transmissão assinaram contratos com o ONS que lhes permitem usar a rede de
transmissão mediante o pagamento da TUST.
Tarifas de Distribuição
As tarifas de distribuição a consumidores finais (incluindo a TUSD) estão sujeitas a revisão pela ANEEL,
que possui autoridade para reajustar e rever tarifas em resposta a mudanças nos custos de aquisição de energia e nas
condições de mercado. Ao reajustar tarifas de distribuição, a ANEEL divide os custos das concessionárias de
distribuição entre (i) custos que estão fora do controle das concessionárias (“custos da Parcela A”) e (ii) custos que
estão sob o controle das concessionárias (“custos da Parcela B”). A fórmula de reajuste tarifário da ANEEL trata
essas duas categorias de maneira diferente.
Os custos da Parcela A incluem, entre outros, os seguintes:

os custos da eletricidade adquirida pela concessionária para suprir consumidores cativos, de acordo
com o modelo regulatório vigente;

encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição; e

encargos regulamentares setoriais.
Os custos da Parcela B incluem, entre outros, os seguintes:

um componente projetado para compensar o distribuidor pelo investimento nos ativos da concessão;

custos de depreciação; e

um componente projetado para compensar o distribuidor por seus custos operacionais e de
manutenção.
O contrato de concessão de cada companhia de distribuição também prevê um reajuste anual de tarifas.
Geralmente, os custos da Parcela A são repassados integralmente aos consumidores. Os custos da Parcela B,
entretanto, são apenas corrigidos pela inflação com base no índice IGP-M, menos o fator X.
As concessionárias de distribuição de eletricidade também fazem jus a uma revisão periódica a cada quatro
ou cinco anos. Essas revisões visam (i) assegurar receitas necessárias para cobrir custos operacionais eficientes da
Parcela B e compensação adequada para investimentos considerados essenciais para os serviços no âmbito da
concessão de cada concessionária e (ii) determinar o Fator X.
O fator X de cada concessionária de distribuição é calculado com base nos componentes a seguir:

P, baseado na produtividade da concessionária, que é medida em termos de aumento nos ativos
(quilômetros de rede de energia), volume total de energia vendido e no número de consumidores finais
para os quais a energia é vendida;
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
T, baseado na trajetória dos custos operacionais da concessionária, medido como a diferença entre os
custos padrão estabelecidos pela ANEEL e os custos operacionais efetivos da concessionária; e

Q, baseado em indicadores de meta de qualidade que medem a interrupção no fornecimento de energia
para consumidores finais.
Além disso, as concessionárias de distribuição fazem jus a uma revisão extraordinária de suas tarifas,
conforme o caso, para assegurar o seu equilíbrio financeiro e compensar custos imprevisíveis, incluindo tributos,
que alterem significativamente sua estrutura de custos. Revisões extraordinárias foram concedidas (i) em junho de
1999, para compensar os custos maiores da eletricidade adquirida de Itaipu em razão da desvalorização do real
frente ao dólar, (ii) em 2000, para compensar o aumento da COFINS (Contribuição para o Financiamento da
Seguridade Social) de 2% para 3%, (iii) em dezembro de 2001, para compensar as perdas causadas pelo Programa
de Racionamento e (iv) em janeiro de 2013, devido à promulgação da Lei de Renovação de Concessões de 2013.
Desde outubro de 2004, na data de seu reajuste anual ou revisão periódica subsequente, o que ocorrer
antes, as companhias de distribuição têm sido obrigadas a celebrar contratos separados para conexão e uso do
sistema de distribuição e para a venda de eletricidade a seus consumidores potencialmente livres.
Incentivos
Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termoeletricidade (o “PPT”) para diversificar
a matriz energética brasileira e reduzir sua grande dependência em relação a usinas hidrelétricas. Os incentivos
concedidos às usinas termelétricas incluídas no PPT são: (i) garantia de fornecimento de gás por 20 anos, de acordo
com regulamentação do MME, (ii) garantia de que os custos relativos à aquisição da eletricidade gerada por usinas
termelétricas sejam repassados aos consumidores por meio das tarifas até o limite do valor normativo fixado pela
ANEEL e (iii) garantia de acesso ao programa especial de financiamento do BNDES para o setor elétrico.
Em 2002, o governo brasileiro estabeleceu o Proinfa para estimular o desenvolvimento de fontes
alternativas de energia. Por meio do Proinfa, a Eletrobras deverá adquirir a energia gerada por essas fontes
alternativas por um período de 20 anos. O Proinfa se limita em seu estágio inicial a uma capacidade contratada total
de 3.300 MW. Em sua segunda fase, que deverá ter início quando a capacidade de 3.300 MW for atingida, o Proinfa
pretende adquirir de fontes alternativas energia equivalente a 10% do consumo de energia elétrica anual do Brasil. A
primeira fase do Proinfa começou em 2004.
Encargos Regulatórios do Setor Elétrico
Compensação de ICMS a Estados e Municípios
De 1º de janeiro de 2010 a 31 de dezembro de 2012, as concessionárias de distribuição foram obrigadas a
pagar uma taxa de 0,3% de suas receitas operacionais anuais, que foi transferida a certos estados e municípios a
título de compensação por perda de receitas fiscais resultantes da conexão desses estados e municípios ao Sistema
Interligado de Transmissão, devido ao fato de que não recebem mais energia de fontes locais. Esses recursos devem
ser usados por estados e municípios para aumentar o acesso à eletricidade, financiar projetos sociais e ambientais,
conduzir pesquisa e desenvolvimento e apoiar iniciativas de eficiência energética.
EER
O Encargo de Energia de Reserva (o “EER”) é um encargo regulamentar destinado a levantar fundos para
reservas energéticas contratadas por meio da CCEE. Essas reservas energéticas, que são obrigatórias, foram criadas
para tentar garantir fornecimento de energia suficiente ao Sistema Interligado de Transmissão. O EER deve ser
cobrado de todos os consumidores finais do Sistema Interligado de Transmissão. A partir de 2010, esse encargo tem
sido cobrado mensalmente.
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Fundo RGR
Em certas circunstâncias, as companhias de eletricidade são ressarcidas por alguns ativos vinculados a uma
concessão se a concessão é revogada ou não é renovada. Em 1971, o Congresso Brasileiro criou um fundo de
reserva destinado a prover tais ressarcimentos (“Fundo RGR”). Em fevereiro de 1999, a ANEEL estabeleceu uma
taxa exigindo que as companhias de eletricidade do setor público façam contribuições mensais ao Fundo RGR com
alíquota anual igual a 2,5% dos ativos fixos em serviço da companhia, sem exceder 3% das receitas operacionais
totais em qualquer ano. Desde a promulgação da Lei de Renovação das Concessões de 2013, o Fundo RGR tem sido
usado para financiar a compensação advinda do término das concessões que não foram renovadas. A Lei de
Renovação das Concessões de 2013 também permitiu que os recursos do Fundo RGF fossem transferidos ao CDE.
De acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013, a partir de 1º de janeiro de 2013, os contratos
de concessão das concessionárias de (i) distribuição; (ii) transmissão cuja licitação tenha ocorrido após 12 de
setembro de 2012; e (iii) transmissão e geração cujo contrato de concessão tenha sido renovado ou cujas instalações
tenham sido submetidas a nova licitação, não são mais obrigados a pagar a taxa anual de RGR.
Fundo UBP
Os Produtores Independentes de Energia – PIEs, que aproveitam recursos hidrológicos (exceto pequenas
usinas hidrelétricas) são obrigados a fazer contribuições ao Fundo de Uso de Bem Público (o “Fundo UBP”) de
acordo com as normas da licitação para obtenção de concessão correspondente. A Eletrobras recebe os pagamentos
ao Fundo UBP em conta específica.
CDE
Em 2002, o governo brasileiro instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético (a “CDE”), que é suprida
por (i) pagamentos anuais por parte das concessionárias pelo uso de bens públicos, (ii) penalidades e multas
impostas pela ANEEL, (iii) taxas anuais pagas pelos agentes que comercializam energia para consumidores finais,
por meio de um encargo adicionado às tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão e (iv) créditos
detidos pelo governo federal contra Itaipu. A CDE foi criada, entre outros, para promover a disponibilidade de
serviços de energia elétrica no Brasil e a competitividade da energia produzida por fontes alternativas. A CDE
permanecerá em vigência até 2027, é regulamentada pelo Poder Executivo e administrada pela Eletrobras. Essa
cobrança foi significativamente reduzida pela Lei de Renovação de Concessões de 2013 (em aproximadamente 75%
em relação a 31 de dezembro de 2011), a fim de reduzir o custo da eletricidade pago pelos clientes finais, entre
outros.
Tarifa de Transmissão de Itaipu
A Usina Hidrelétrica de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva que não faz parte do Sistema
Interligado de Transmissão. As concessionárias que fazem jus ao recebimento de eletricidade de Itaipu pagam uma
tarifa de transmissão em valor igual à sua cota proporcional da eletricidade gerada por Itaipu.
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos
Os detentores de concessões e autorizações para exploração de recursos hídricos devem pagar um encargo
total de 6,75% do valor da energia que geram, que para os fins desse cálculo é baseado em tarifa fixada pela
ANEEL. A partir de 1º de janeiro de 2013, a ANEEL fixou essa tarifa em R$ 79,87/MWh. Os recursos dessa
compensação são repartidos entre os estados e municípios em que esteja localizada a usina ou seu reservatório e
certas agências federais.
Taxa de Fiscalização da ANEEL (TFSEE)
A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica da ANEEL é um encargo anual devido pelos
detentores de concessões, permissões ou autorizações equivalente a uma porcentagem de suas receitas fixada pela
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ANEEL. A Taxa de Fiscalização da ANEEL exige que as partes afetadas paguem até 0,5% de suas receitas anuais à
Agência em 12 parcelas mensais.
Não-Pagamento de Encargos Regulamentares
O não-pagamento das contribuições obrigatórias ao Fundo RGR, ao Proinfa e à CDE ou de certos
desembolsos, como os devidos pela compra de energia elétrica no Mercado Regulado ou de Itaipu, impedirá a parte
inadimplente de receber reajustes ou revisões de suas tarifas (exceto revisões extraordinárias) e também impedirá a
parte inadimplente de receber recursos do Fundo RGR, ou da CDE. Cumprimos as obrigações de pagamento
relativas a encargos regulamentares.
Mecanismo de Realocação de Energia
O Mecanismo de Realocação de Energia (o "MRE") visa mitigar os riscos a que estão expostos os
geradores hidrelétricos devido à variação nas vazões dos rios (risco hidrológico).
De acordo com a legislação brasileira, a cada usina hidrelétrica é atribuído determinado volume de
“energia assegurada”, conforme os critérios de risco de suprimento de energia definidos pelo MME, com base nos
históricos de vazão dos rios. A energia assegurada também representa a energia máxima que pode ser vendida pelo
gerador conforme previsto no contrato de concessão, independentemente do volume de eletricidade efetivamente
gerado pela usina.
O MRE tenta assegurar que todas as usinas participantes recebam a receita correspondente à sua energia
assegurada, independentemente do volume de eletricidade gerado por elas. Em outras palavras, o MRE efetivamente
realoca a eletricidade, transferindo o excedente dos que produziram além de sua energia assegurada para os que
produziram menos que sua energia assegurada. A realocação, que ocorre no Sistema Interligado de Transmissão, é
determinada pelo ONS, levando em conta a demanda nacional de eletricidade e as condições hidrológicas,
independentemente do contrato de compra de energia de cada gerador individual. O volume de eletricidade
efetivamente gerado pela usina, seja maior ou menor que o quociente de energia assegurada atribuído, faz jus a uma
tarifa conhecida como “Tarifa de Energia de Otimização”, calculada para cobrir apenas os custos variáveis de
operação e manutenção da usina, de modo que os geradores são pouco afetados pelo despacho efetivo de suas
usinas.
Cada usina hidrelétrica cujo contrato de concessão tenha sido renovado de acordo com a Lei de Renovação
de Concessões de 2013 não participará mais do mecanismo MRE e o risco hidrológico dessas usinas ficará sob a
responsabilidade das concessionárias de distribuição do Sistema Interligado Nacional. Esse risco não afeta nosso
segmento de distribuição, pois podemos aumentar as tarifas de distribuição de nossos clientes para compensar os
custos resultantes de tal risco hidrológico.
Pesquisa e Desenvolvimento
As companhias que detêm concessões e permissões para distribuição de eletricidade são obrigadas a
investir pelo menos 0,5% de suas receitas operacionais líquidas anuais em pesquisa e desenvolvimento e 0,5% em
programas de eficiência energética. A partir de 1º de janeiro de 2016, esses percentuais serão de 0,75% e 0,25%,
respectivamente.
As companhias que detêm concessões e autorizações para geração e transmissão de eletricidade são
obrigadas a investir pelo menos 1% de suas receitas operacionais líquidas anuais em pesquisa e desenvolvimento. As
companhias que geram eletricidade exclusivamente por meio de pequenas centrais hidrelétricas, de co-geração e de
empreendimentos de energia de fontes alternativas não estão sujeitas a essa exigência.
O montante a ser investido em pesquisa e desenvolvimento deve ser distribuído da seguinte forma:

40% aos projetos de pesquisa e desenvolvimento da companhia, sob a supervisão da ANEEL;
52

40% ao Ministério da Ciência e Tecnologia, para ser investido em projetos nacionais de pesquisa e
desenvolvimento; e

20% para o MME, para custear a EPE.
Legislação Ambiental
A Constituição Federal Brasileira inclui as questões ambientais entre as questões sujeitas à competência
legislativa concomitante, o que significa que o governo federal brasileiro promulga regras gerais complementadas
por regras impostas pelos estados; os municípios, por sua vez, promulgam regras locais ou complementam a
legislação estadual e/ou federal.
Uma das principais foi a Lei Federal de Crimes Ambientais, vigente desde 1998, que estabelece um quadro
geral de responsabilização por infrações a normas ambientais. Leis e regulamentos federais estabeleceram o Sistema
Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos e o Conselho Nacional de Recursos Hídricos para tratar das
principais questões ambientais envolvendo o setor hidrelétrico e os usuários de recursos hídricos. Em 2000, o
Governo Federal criou uma agência independente, a Agência Nacional de Águas, para regular e supervisionar o uso
de recursos hídricos.
O Código Florestal Brasileiro e os regulamentos associados estabelecem regras de manutenção e aquisição
de áreas afetadas por reservatórios de usinas hidrelétricas. Esses regulamentos podem resultar em custos maiores de
manutenção, reflorestamento e desapropriação para as concessionárias do setor elétrico. Desenvolvemos ações de
preservação em nossas usinas desde sua construção, como estabelecido no Código florestal. Além disso, a legislação
estadual estabelece auditoria ambiental obrigatória para empresas cujas atividades possam ter impacto sobre o meio
ambiente no estado.
O infrator da legislação ambiental pode estar sujeito a sanções administrativas e penais e, em caso de dano
ambiental, será obrigado a reparar os danos ambientais causados ou pagar indenização por eles à parte afetada. As
sanções administrativas podem incluir multas significativas e a suspensão das atividades; as sanções penais podem
incluir multas e, para pessoas físicas, incluindo diretores e empregados de empresas que cometam crimes
ambientais, eventual pena de prisão.
Nossas instalações de geração, distribuição e transmissão de energia estão sujeitas a processos de
licenciamento ambiental, que podem incluir a preparação de relatórios de impacto ambiental antes da construção
dessas instalações. Depois da obtenção das licenças ambientais correspondentes, a manutenção dessas instalações
continua sujeita à observância de certas exigências. Fomos uma das primeiras concessionárias de energia no Brasil a
apresentar um relatório de impacto ambiental relativo à construção de uma usina elétrica (Usina de Segredo, 1987).
A Usina de Salto Caxias (1995-1999) foi construída de acordo com um dos mais abrangentes programas de redução
de impactos ambientais já implementados no Brasil.
53
Item 4A. Comentários da Equipe em Aberto
Nenhum.
Item 5.
Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras
As informações derivadas de nossa demonstração de resultado consolidada para os exercícios encerrados
em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011 foram preparadas de acordo com as IFRSs emitidas pelo IASB. Para
maiores informações, ver “Apresentação de Informações Financeiras e Outras Informações" e a Nota 2 de nossas
demonstrações contábeis consolidadas referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2013.
Visão Geral
Condições Econômicas Brasileiras
Todas as nossas operações são no Brasil, e somos afetados pelas condições gerais da economia brasileira.
Em particular, o desempenho geral da economia brasileira afeta a demanda por eletricidade, e a inflação afeta nossos
custos e nossas margens. O ambiente econômico brasileiro tem se caracterizado por variações significativas nas
taxas de crescimento econômico, com crescimento muito baixo entre 2001 e 2003 e uma recuperação econômica que
levou a crescimento constante de 2004 a 2009, quando o PIB brasileiro caiu devido à crise financeira global. Desde
então, o crescimento do PIB tem flutuado, de 2,7% em 2011 para 0,9% em 2012 e 2,3% em 2013.
A tabela a seguir apresenta dados econômicos selecionados para os períodos indicados:
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2013
Inflação (IGP-DI) ............................................................................................................
2012
2011
5,52%
8,10%
5,0%
Valorização (desvalorização) do real vs. U.S. dólar...................................................
(12,77)%
(8,21)%
(11,17)%
Taxa de câmbio no fim do período - US$1,00(1) .........................................................
2,3426
2,0435
1,8758
Taxa de câmbio média - US$1,00 ...............................................................................
2,1741
1,9588
1,6709
Variação do PIB real ...................................................................................................
2,3%
0,9%
2,7%
8,18%
8,30%
11,70%
(2)
Taxa de juros interbancária média ............................................................................
______________
(1) A taxa de câmbio do real em relação ao dólar americano em 15 de Abril, 2014 era de R$ 2,2257 por US$ 1,00.
(2) Calculada de acordo com a metodologia da CETIP, Central de Custódia e Liquidação Financeira de Títulos, (com base em taxas nominais).
Fontes: FGV - Fundação Getúlio Vargas, Banco Central, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) e CETIP.
Tarifas e Preços
Nossos resultados operacionais são significativamente afetados por variações nos preços em que o nosso
negócio de geração de energia vende energia e nos preços em que o nosso negócio de distribuição adquire energia
no mercado regulamentado e revende a consumidores finais a tarifas reguladas.
Nosso negócio de geração vende energia a preços não regulados no mercado regulamentado, no mercado
livre e no mercado à vista. Nosso negócio de geração aloca a quantidade de energia que vende em cada um desses
mercados, em busca da maximização da rentabilidade, com base em fatores como: (i) as exigências de seus contratos
de concessão, muitos dos quais definem um percentual mínimo da energia gerada em uma determinada concessão
que deve ser vendida no mercado regulado; (ii) o volume de energia que planejamos vender para consumidores
livres em um determinado ano; e (iii) as perspectivas para os preços da energia em geral a curto, médio e longo
prazos. Embora as vendas no mercado livre e no mercado à vista não sejam diretamente reguladas, são
influenciadas pela política de regulamentação de energia. Os preços pelos quais nosso negócio de geração vende
energia não são regulados.
54
O nosso negócio de distribuição compra energia suficiente para satisfazer todas as demandas previstas para
nossos consumidores finais em leilões a preços não regulamentados no mercado regulado. Nosso negócio de
distribuição revende essa energia aos consumidores finais a tarifas reguladas que consideram o preço em que a
energia foi comprada. Se nossas previsões forem inferiores à demanda real de eletricidade de nossos consumidores
finais, podemos ser forçados a compensar o déficit por meio da assinatura de contratos de curto prazo para a compra
de eletricidade no mercado à vista. Se nossas previsões excederem a demanda real de nossos consumidores finais,
nosso negócio de distribuição vende o excesso de energia no mercado à vista. Exceto pelos possíveis efeitos futuros
gerados pela Lei de Renovação de Concessões de 2013, as margens do nosso negócio de distribuição tendem a ser
relativamente estáveis devido à natureza regulamentada do negócio de distribuição, enquanto que as margens do
nosso negócio de geração são tipicamente maiores, mas menos estáveis, já que são substancialmente reguladas pelo
mercado.
A venda a consumidores finais (que incluem vendas feitas por nossa unidade distribuição para
consumidores cativos e vendas realizadas por nosso negócio de geração para Consumidores Livres) representou
cerca de 50.2% do volume de eletricidade que disponibilizamos em 2013 e respondeu por 70.6% de nossas receitas
de venda de energia. Quase todas essas vendas foram a consumidores cativos. Para maiores informações, ver “Item
4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro - Tarifas de Distribuição”. Geralmente, se nossos
custos de energia aumentam, o processo tarifário nos permite recuperá-los de nossos consumidores por meio de
tarifas mais altas em períodos futuros. Entretanto, se não recebermos aumentos tarifários para cobrir nossos custos,
ou se a recuperação destes atrasar, ou se nosso Conselho de Administração resolver reduzir o aumento tarifário
concedido pela ANEEL, nossos lucros e fluxos de caixa podem ser adversamente afetados.
A ANEEL atualiza nossas Tarifas de Fornecimento anualmente, geralmente em junho. Desde Janeiro de
2010, os reajustes foram os seguintes:

Em fevereiro de 2010, nosso contrato de concessão de distribuição com a ANEEL foi alterado. Assim,
o aumento subsequente de nossas tarifas de distribuição foi reduzido, causando redução de
aproximadamente 0,5% em nossas receitas de distribuição. Nosso Conselho de Administração
aprovou a alteração com vistas a mitigar a possibilidade de ação judicial relativa a essa questão. Não
podemos assegurar, entretanto, que nenhuma ação judicial será impetrada.

Em junho de 2010, a ANEEL aprovou o reajuste anual de nossas Tarifas de Fornecimento, com
aumento de 9,74% em média, dos quais 6,88% dizem respeito ao reajuste tarifário e 2,86% ao
aumento da recuperação do ativo regulatório diferido (CVA). O reajuste entrou em vigor em 24 de
junho de 2010. Depois da aplicação da recuperação dos custos da Parcela A, o efeito médio desse
reajuste sobre nossos consumidores cativos foi um aumento de 2,46% nas tarifas.

Em junho de 2011, a ANEEL aprovou o reajuste anual de nossas Tarifas de Fornecimento, com
aumento de 5,55% em média, dos quais 5,77% dizem respeito ao reajuste tarifário e 0,22% ao
decréscimo da recuperação do ativo regulatório diferido (CVA). O reajuste entrou em vigor em 24 de
junho de 2011. Depois da aplicação da recuperação dos custos da Parcela A, o efeito médio desse
reajuste sobre nossos consumidores cativos foi um aumento de 2,99% nas tarifas.

Em junho de 2012, a ANEEL aprovou a terceira revisão periódica de nossas Tarifas de Fornecimento
e o impacto médio dessa revisão das tarifas que cobramos de nossos clientes foi uma redução de
0,65%.

Em janeiro de 2013, devido à promulgação da Lei de Renovação de Concessões de 2013, fomos
submetidos a uma revisão extraordinária aprovada pela ANEEL cujo impacto médio foi uma redução
de 19,28%, que levou a uma queda de aproximadamente 14,4% em nossas receitas de distribuição,
uma vez que a diferença foi subsidiada com verba federal.

Em junho de 2013, a ANEEL aprovou o reajuste anual de nossas Tarifas de Fornecimento, com uma
elevação média de 13,08%, dos quais 11,40% referem-se ao aumento da tarifa e 1,68% ao aumento na
55
recuperação de ativos regulatórios diferidos (CVA). Após a efetivação da recuperação dos custos da
Parcela A, o efeito médio desse ajuste tarifário foi equivalente a um reajuste de 14,61%. Entretanto, a
Copel Distribuição solicitou o diferimento desse ajuste, que foi autorizado pela ANEEL e aprovado
em 9 de julho de 2013. Assim, o montante de R$ 255.9 milhões não foi diferido e será incluso como
componente financeiro no reajuste anual de 2014. O diferimento reduziu o efeito médio do ajuste
tarifário para 9,55%.
Compra e Revenda de Energia
Nosso negócio de distribuição adquire energia de concessionárias de geração e revende-a para os
consumidores finais a tarifas reguladas. Para maiores informações, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia Negócio - Geração” e “Item 4. Informações sobre a Companhia - Negócio - Compras”. Nossos principais contratos
de longo prazo ou obrigações de compra são descritos abaixo.

Adquirimos energia de Itaipu a preços determinados com base nos custos do empreendimento,
incluindo o serviço de sua dívida expressa em dólares americanos. Em 2013, nossas compras de
eletricidade de Itaipu totalizaram R$ 610,4 milhões.

Nossa unidade de distribuição é obrigada a adquirir uma grande parte de sua demanda de energia no
mercado regulado. Para maiores informações, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia - A
Companhia - Distribuição - Leilões no Mercado Regulado”.
Sob a legislação atual, o montante que nosso negócio de distribuição cobra dos consumidores finais é
composto por dois encargos: um encargo pela energia efetiva consumida e um encargo pelo uso de nosso sistema de
distribuição. Como as tarifas reguladas pelas quais nosso negócio de distribuição vende energia aos consumidores
finais são substancialmente as mesmas pelas quais compramos energia (depois de contabilizadas as deduções e o
custo da energia comprada para revenda), nosso negócio de distribuição não gera lucro operacional a partir da venda
de eletricidade a consumidores finais. Em vez disso, nosso negócio de distribuição gera lucro operacional
principalmente pela cobrança de tarifas pelo uso de nosso sistema de distribuição.
Impacto da CRC
Um de nossos ativos mais significativos abrange as obrigações do Estado do Paraná sob um contrato que
foi alterado pela última vez em janeiro de 2005. Essas obrigações derivam de montantes que tínhamos o direito de
recuperar sob um regime regulamentar anterior e são assim conhecidas como Conta de Resultados a Compensar ou
"CRC". Em 31 de dezembro de 2013, o saldo total remanescente sob o Acordo da CRC era de R$ 1.380,6 milhões.
O saldo é ajustado conforme o IGP-DI, mais juros de 6,65%, e recebido em prestações mensais até abril de 2025. Se
o Estado do Paraná deixar de efetuar pagamentos nas datas apropriadas, podemos abater dos dividendos devidos ao
Governo do Estado como acionista da Copel quantias a receber conforme o Acordo da CRC.
Em 2013, o Conselho de Administração aprovou o pagamento adiantado dos valores devidos a nós de
acordo com o Acordo da CRC e, para facilitar essas negociações, pré-aprovou um desconto de até 15%.
Obrigações Especiais
As contribuições que recebemos do governo federal e dos consumidores exclusivamente para investimentos
na rede de distribuição de energia elétrica são chamadas de obrigações especiais. Registramos o valor dessas
contribuições em nossa demonstração financeira como redução de nossos ativos intangíveis e financeiros, sob a
rubrica “obrigações especiais”, e, no momento da conclusão ou extinção da concessão operacional que nos foi
concedida, o montante dessas contribuições será deduzido de nossos ativos intangíveis e financeiros. O valor
registrado como obrigações especiais em 31 de dezembro de 2013 foi de R$ 224,6 milhões como redução de ativos
intangíveis e R$ 2,093 milhões como redução de ativos financeiros.
56
Políticas Contábeis Críticas
Ao preparar nossas Demonstrações Contábeis, fazemos estimativas com relação a uma série de matérias,
como mencionado na Nota 2.4 de nossas declarações financeiras consolidadas. Algumas dessas matérias são
altamente incertas, e nossas estimativas envolvem julgamentos que fazemos com base nas informações que nos
estão disponíveis. Em “Visão Geral”, acima, discutimos certas políticas contábeis relacionadas a matérias
regulamentares. Na discussão a seguir, identificamos diversas outras matérias em relação às quais nossas
informações financeiras seriam afetadas de forma relevante se (i) usássemos razoavelmente diferentes estimativas ou
(ii) no futuro alterássemos nossas estimativas em resposta a mudanças cuja ocorrência se revele razoavelmente
provável.
A discussão a seguir aborda apenas as estimativas que consideramos mais importantes com base no grau de
incerteza e na possibilidade de impacto significativo se usássemos outra estimativa. Há muitas outras áreas em que
utilizamos estimativas sobre matérias incertas, mas o efeito razoavelmente provável de estimativas alteradas ou
diferentes não é relevante para nossa apresentação financeira. Por favor, leia a Nota 2.4 de nossas demonstrações
contábeis consolidadas incluídas neste documento para uma discussão mais detalhada da aplicação dessas e de
outras políticas contábeis.
Ativo imobilizado
Adotamos o método do custo atribuído para determinar o valor justo do ativo imobilizado da Copel
Geração e Transmissão, especificamente para a atividade de geração na data de transição das demonstrações
financeiras para IFRS (1º de janeiro de 2009). Esses bens do ativo imobilizado 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,
limitadas ao prazo da concessão, quando aplicável. A vida útil estimada, os valores residuais e a depreciação são
revisados no final da data de divulgação e o efeito de quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado
prospectivamente.
Para os ativos relacionados à atividade de telecomunicações, estudos internos apontaram que os saldos
contabilizados em 1º de janeiro de 2009 estavam aderentes aos seus valores justos e suportados pelos testes de
recuperação ou impairment. 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.
Contabilidade de contratos de concessão
Contabilizamos nossos contratos de concessão de transmissão e distribuição de acordo com a IFRIC 12 –
Contratos de Concessão de Serviços.
A IFRIC 12 determina que as concessionárias de energia elétrica devem registrar e mensurar receitas de
acordo com a IAS 11 – Contratos de Construção e a IAS 18 – Receitas, mesmo quando regidas por um único
contrato de concessão. Quando investimos em infraestrutura utilizada na prestação de serviços de distribuição e
transmissão de energia elétrica realizados de acordo com o contrato de concessão, capitalizamos esses investimentos
como ativos intangíveis e financeiros e contabilizamos a receita e os custos de construção relacionados a esses
investimentos. Os ativos intangíveis representam o direito de acesso e operação da infraestrutura que nos é fornecida
ou que construímos e adquirimos como parte do contrato de concessão. O valor do ativo intangível é determinado
com base no valor justo de construção deduzido os ativos financeiros estimados correspondentes, descritos
detalhadamente a seguir, de qualquer amortização acumulada e das perdas por redução ao valor recuperável
(impairment), quando aplicável. O padrão de amortização do intangível reflete nossas estimativas dos benefícios
econômicos desses ativos, limitada ao prazo da concessão. Esses ativos intangíveis são amortizados pelo menor dos
seguintes itens: (i) vida útil remanescente do ativo relacionado; ou (ii) o período remanescente até o final do prazo
de concessão.
57
Calculamos o valor dos ativos financeiros relacionados ao nosso negócio de distribuição com base em
nossos contratos de concessão de distribuição. Esses ativos financeiros representam o nosso modo de entender o
nosso direito incondicional de receber do concedente pagamentos em dinheiro após a expiração da concessão,
conforme estipulado em nosso contrato de concessão. Esses pagamentos em dinheiro destinam-se a nos indenizar
pelos investimentos que fazemos em infraestruturas e que não são recuperados mediante a cobrança de tarifas dos
usuários.
Os ativos financeiros relacionados ao nosso negócio de distribuição não possuem fluxos de caixa fixos
determináveis, uma vez que a Companhia utiliza a premissa de que o valor de pagamentos de caixa que receberemos
do concedente ao final da concessão terá como base o custo de reposição dos ativos da concessão. Como esses
ativos financeiros não possuem as características necessárias para serem classificados nas demais categorias de
ativos financeiros de acordo com as IFRS, são classificados como “disponíveis para venda”. Os fluxos de caixa
atrelados a esses ativos são determinados considerando o valor de substituição de ativo imobilizado chamado Base
de Remuneração Regulatória (BRR), que é definida pela ANEEL. A remuneração desse ativo financeiro é baseada
no custo médio ponderado de capital homologado pela ANEEL no processo de revisão tarifária periódica a cada
quatro anos.
Calculamos o valor dos ativos financeiros relacionados ao nosso negócio de transmissão com base em: (i)
receitas de tarifas baseadas na construção da infraestrutura de transmissão para sua disponibilização aos usuários;
(ii) receitas de tarifas baseadas na operação e manutenção de ativos de infraestrutura relacionados a nossas
concessões; e (iii) a remuneração financeira sobre tais ativos que são garantidos pela ANEEL e que não são de outra
maneira recuperados por meio de tarifas ao final do prazo da concessão. Por serem calculadas com base nos ativos
de infraestrutura disponibilizados para os usuários do sistema como um todo, as tarifas agregadas de transmissão que
coletamos não estão sujeitas ao risco de demanda e são, portanto, consideradas como receita garantida. Essas
receitas, que são calculadas considerando o prazo total da concessão de transmissão, são denominadas Receita Anual
Permitida (RAP). Os valores são faturados mensalmente aos usuários da infraestrutura, conforme relatório emitido
pelo Operador Nacional do Sistema – OSN. No vencimento da concessão, o concedente deve pagar o saldo
remanescente ainda não recebido relacionado à construção, operação e manutenção da infraestrutura, a título de
indenização pelos investimentos efetuados e não recuperados por meio da tarifa. Como esses ativos financeiros não
possuem um mercado ativo, e não apresentam fluxos de caixa fixos e determináveis, são classificados como
“empréstimos e recebíveis”. Esses ativos financeiros são inicialmente estimados com base em seus respectivos
valores justos e posteriormente mensurados pelo custo amortizado calculado pelo método de juros efetivos.
Como descrito acima, contabilizamos esses ativos financeiros juntamente com as concessões de
transmissão. Entretanto, renovamos o Contrato de Concessão 060/2001 de acordo com a Lei de Renovação de
Concessões de 2013, que exigiu que aceitássemos as alterações relativas ao contrato de concessão. Veja “Item 4.
Informações sobre a Companhia – Concessões.” Um dos efeitos dessas alterações é que deixamos de contabilizar
esses valores para concessões renovadas de acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013, pois o escopo
da concessão foi reduzido para abranger somente a manutenção e operação das instalações de transmissão. Como
resultado, os ativos financeiros contabilizados anteriormente como concessões que foram renovadas de acordo com
a Lei de Renovação de Concessões de 2013 foram convertidos em contas a receber, já que o governo é obrigado a
pagar esses valores. Em dezembro de 2012, estimamos receber R$ 160,2 milhões relativos aos ativos financeiros
constituídos antes de maio de 2000, e incluímos esse valor em nossas contas a receber, além dos R$ 893,9 milhões
relacionados aos ativos financeiros constituídos após maio de 2000. Em 31 de dezembro de 2013, o valor
contabilizado em “Contas a Receber Relacionadas à Prorrogação da Concessão” totalizou R$ 717,8 milhões,
representando uma redução de R$ 356,1 milhões em relação a dezembro de 2012 devido às amortizações no
período.
As concessões de geração são consideradas fora do escopo da IFRIC 12 e são contabilizadas sob outras
normas IFRS aplicáveis.
Além de nossos ativos financeiros e ativos intangíveis, de acordo com as IFRS, também reconhecemos
receitas e custos de construção para as atividades de construção que desempenhamos relacionadas às nossas
concessões de distribuição e transmissão. O nosso negócio de distribuição terceiriza a construção de infraestrutura
de distribuição de energia. Como resultado, sob as IFRS, reconhecemos os custos e as receitas de construção em
58
aproximadamente o mesmo montante. Por outro lado, uma vez que o nosso negócio de transmissão realiza grande
parte da construção de infraestrutura de transmissão, reconhecemos a receita de construção em montantes que
excedem os custos de construção. A margem resultante para receitas de construção do nosso negócio de transmissão
foi de 1,65% em 2013 e 2012, e é calculada com base numa metodologia que leva em conta o risco empresarial.
A definição do prazo de amortização dos quatro ativos intangíveis e do valor justo de nossos ativos
financeiros, relacionados com os nossos contratos de concessão, está sujeito a premissas e estimativas, e o uso de
diferentes premissas poderia afetar os saldos reconhecidos. As vidas úteis estimadas dos ativos subjacentes, assim
como a taxa de retorno dos ativos financeiros, também exigem premissas e estimativas significativas. Diferentes
premissas e estimativas e mudanças em circunstâncias futuras podem ter impacto significativo sobre nossos
resultados operacionais. Informações adicionais sobre a contabilização de ativos financeiros e intangíveis
decorrentes dos acordos de concessão estão incluídas nas Notas 3.7 e 3.11 de nossas demonstrações financeiras
consolidadas.
Reconhecimento de Receitas
O faturamento de consumidores residenciais, industriais e comerciais é efetuado mensalmente. As receitas
não faturadas da data de faturamento até o fim do mês são estimadas com base no faturamento do mês anterior e
reconhecidas como receita no fim do mês em que o serviço foi prestado. Fazemos a leitura dos medidores de certos
consumidores individuais sistematicamente ao longo do mês para estimar quanta energia vendemos aos
consumidores individuais como grupo. Ao fim de cada mês, os montantes de energia fornecidos aos consumidores
desde a data da última leitura de medidor são estimados, e a correspondente receita não faturada é estimada com
base no consumo diário estimado por classe e nas tarifas aplicáveis aos consumidores que refletem tendências e
experiência históricas significativas. As diferenças entre receitas não faturadas estimadas e efetivas, que não têm
sido significativas, são registradas no mês seguinte.
Deterioração de Ativos de Longa Vida
Os ativos de longa vida, especialmente o ativo imobilizado e ativos intangíveis, compõem parte
significativa de nossos ativos totais. Avaliamos nossos ativos de longa vida e fazemos julgamentos e estimativas
relativas ao valor líquido desses ativos, incluindo montantes a serem capitalizados, taxas de depreciação/amortização
e vidas úteis. O valor líquido desses ativos é revisto no que toca à deterioração, ou sempre que eventos ou mudanças
circunstanciais indiquem que os montantes líquidos não são recuperáveis. Uma perda por deterioração é registrada
no período em que se determina que o montante líquido não é recuperável. Isso exige que façamos previsões de
longo prazo de receitas e custos futuros relacionados com os ativos sujeitos a revisão. Essas previsões exigem
pressuposições sobre a demanda de nossos produtos e serviços, condições futuras de mercado e mudanças na
legislação. Mudanças significativas e imprevistas nessas pressuposições poderiam exigir uma provisão para
deterioração em período futuro.
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
Para fins de contabilidade, registramos custos e receitas relativos a compras e vendas de energia no
mercado spot com base em estimativas internas, que são revisadas pela CCEE.
Pleiteamos um crédito com base nas compras de energia de Itaipu durante o período de racionamento em
2001, quando houve diferença significativa entre o preço de compra da energia de Itaipu e a energia vendida com
prejuízo no mercado spot. No entanto, podemos ser obrigados a contribuir com os valores devidos por outras
empresas de energia em outras ações semelhantes, e em 31 de dezembro de 2013 tínhamos provisão de R$ 40,4
milhões para cobrir prejuízos prováveis relativos a essas outras ações.
Provisões para Riscos (Processos Trabalhistas, Civis, Fiscais e Ambientais)
Nós e nossas subsidiárias somos partes em certas ações judiciais no Brasil resultantes da condução normal
dos negócios e relativas a causas tributárias, trabalhistas, civis e ambientais.
59
Contabilizamos os riscos com base na determinação de que é mais provável que um evento futuro confirme
que um ativo foi deteriorado ou que um passivo foi registrado na data das demonstrações contábeis, e de que o
montante de prejuízo pode ser razoavelmente estimado. Dada sua natureza, os riscos só serão resolvidos quando um
evento ou eventos futuros ocorrerem ou deixarem de ocorrer, tipicamente esse eventos ocorrerão anos adiante. A
avaliação desses riscos é realizada pelos nossos consultores jurídicos internos e externos. A contabilização de riscos
requer um julgamento significativo da administração quanto às probabilidades estimadas e faixas de exposição a
passivos potenciais. A avaliação pela administração de nossa exposição a riscos pode mudar à medida que novos
eventos ocorram ou mais informações se tornem disponíveis. O desfecho dos riscos pode variar significativamente e
pode ter impacto substancial sobre os resultados consolidados de nossas operações, nossos fluxos de caixa e nossa
posição financeira. A provisão para contingências em 31 de dezembro de 2013 era de R$ 1.266,1 milhões, dos quais
R$ 287,2 milhões eram relativos a ações tributárias, R$ 636,3 milhões a ações civis, R$ 196,1 milhões a ações
trabalhistas, R$ 94,8 milhões a benefícios aos empregados e R$ 51,5 milhões a ações regulatórias e R$ 0,2 milhão a
ações ambientais.
Em 31 de dezembro de 2013, estimamos que o montante total dos processos contra nós, excluindo os
litígios que envolvem reclamações não monetárias e reclamações que não podem ser avaliadas na fase atual do
processo, classificadas como perdas possíveis, era de aproximadamente R$ 2.888,0 milhões, dos quais R$ 342,9
milhões correspondem a processos trabalhistas; R$ 98,0 milhões a benefícios a empregados; R$ 56,2 milhões a
processos regulamentares; R$ 1.006,8 milhões a ações cíveis; e R$ 1.384.1 milhão a processos tributários. Para
mais informações, ver Nota 28 das demonstrações contábeis consolidadas.
Benefícios de Aposentadoria e Saúde aos Empregados
Patrocinamos (i) um plano de aposentadoria de benefício definido e (ii) um plano de aposentadoria de
contribuição definida que dão cobertura a praticamente todos os nossos empregados. Também estabelecemos plano
de saúde para empregados e aposentados. Calculamos nossas obrigações a esses planos com base em cálculos
efetuados por atuários independentes utilizando pressuposições que fornecemos sobre taxas de juros, taxas de
retorno de investimentos, taxas de inflação, taxas de mortalidade e níveis de emprego futuros. Essas pressuposições
afetam diretamente nosso passivo relativo a benefícios pós-emprego.
E 2013, registramos despesas de R$ 176,2 milhões relativas aos planos previdenciário e assistencial.
Estimamos ter despesas no valor de R$ 103,0 milhões em 2014 (de acordo com cálculos atuariais), além dos custos
mensais desses planos.
Tributos Diferidos
Reconhecemos ativos e passivos fiscais diferidos com base nas diferenças entre os valores líquidos das
demonstrações contábeis e a base tributária dos ativos e passivos utilizando as alíquotas predominantes. Revisamos
regularmente nossos ativos tributários diferidos quanto à sua capacidade de recuperação e baixamos sua reserva com
base na renda tributável histórica, na renda tributável futura estimada, e no momento esperado de reversão de
diferenças temporárias existentes. Se não conseguirmos gerar renda tributável suficiente no futuro, ou se houver
diferenças relevantes nas alíquotas efetivas ou nos períodos em que as diferenças temporárias se tornem tributáveis
ou dedutíveis, podemos ser obrigados a realizar a baixa do total ou uma parcela significativa de nossos ativos
tributários diferidos que resultaria em aumento substancial de nossa alíquota tributária efetiva e impacto adverso
relevante sobre nossos resultados operacionais. Os saldos de tributos sujeitos a inspeção pela Receita Federal são os
constituídos sobre a base fiscal dos últimos cinco anos.
60
Análise das Vendas de Energia e do Custo da Energia Adquirida
A tabela a seguir apresenta o volume e os componentes tarifários médios das compras e vendas de
eletricidade para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011:
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2013
2012
2011
Venda de Energia
Vendas a Consumidores Finais
Preço médio (R$ /MWh)(1):
Consumidores industriais(2) ..................................................................................
Consumidores residenciais ..................................................................................
Consumidores comerciais ....................................................................................
Consumidores rurais ............................................................................................
Outros consumidores(3).........................................................................................
Todos os consumidores(2) .....................................................................................
Volume (GWh):
Consumidores industriais(2) ..................................................................................
Consumidores residenciais ...................................................................................
Consumidores comerciais ....................................................................................
Consumidores rurais.............................................................................................
Outros consumidores(3) .........................................................................................
Todos os consumidores(2) .....................................................................................
Receitas totais das vendas a Consumidores Finais (em milhões de R$ ) ..................
Vendas a distribuidores(4)
Preço médio (R$ /MWh) (1) .................................................................................
Volume (GWh) (5) ................................................................................................
Receitas totais (milhões de R$ ) ..........................................................................
Compras de Eletricidade
Compras de Itaipu
Custo médio (R$ /MWh)(6) ..................................................................................
Volume (GWh) ....................................................................................................
Porcentagem do total da produção de Itaipu adquirida .......................................
Custo total (milhões de R$ )(7) .............................................................................
Compras de Angra
Custo Médio (R$ /MWh)...........................................................................................
Volume (GWh)..........................................................................................................
Custo total (milhões de R$ )(7)...................................................................................
Compras da CCGF
Custo Médio (R$ /MWh)...........................................................................................
Volume (GWh)..........................................................................................................
Custo total (milhões de R$) (7)...................................................................................
Compras de outros fornecedores (4)
Custo Médio (R$ /MWh) ......................................................................................
Volume (GWh) (5)..................................................................................................
Custo total (milhões de R$ ) (7) .............................................................................
151,77
260,52
210,80
145,06
161,34
190,91
170,81
245,86
225,01
155,29
172,84
200,81
170,41
250,25
217,78
154,29
167,83
199,83
10.675
6.888
5.086
2.081
2.278
27.008
5.156
8.799
6.559
5.058
2.025
2.211
24.652
4.950
8.377
6.224
4.778
1.872
2.122
23.373
4.671
135,65
14.242
1.932,0
102,07
15.910
1.624,0
88,13
16.339
1.439,8
117,54
5.193
5,80
610,4
95,76
5.256
5,9
503,3
87,09
5.278
6,3
459,6
135,71
1.050
142,5
-
-
32,07
1.272
40,8
-
-
147,38
15.645
2.305,8
131,46
17,529
2.304,4
86,09
19.664
1.692,9
___________
(1) Os preços ou custos médios foram computados dividindo-se (i) as receitas ou despesas correspondentes sem dedução de ICMS pelo (ii) volume em MWh de
eletricidade vendida ou comprada.
(2) Inclui consumidores livres fora do Paraná.
(3) Inclui serviços públicos como iluminação pública, assim como o fornecimento a órgãos governamentais e nosso consumo próprio.
(4) Não inclui a energia negociada entre as subsidiárias da Copel.
(5) Não inclui o Mecanismo de Realocação de Energia.
(6) Nossas compras de eletricidade gerada por Itaipu são expressas e reais e pagas com base em um componente demanda expresso em dólares americanos por
kW mais uma taxa de "wheeling” ou transporte expressa em reais por kWh.
(7) Ver “Item 4. Informações sobre a Companhia - Negócio - Geração” e “Item 4. Informações sobre a Companhia - –Negócio - Compras” para uma explicação
dos gastos da Copel relacionados a compras de eletricidade.
61
Resultados das Operações dos Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de 2013, 2012, 2011
A tabela a seguir resume os resultados de nossas operações para os exercícios encerrados em 31 de
dezembro de 2013, 2012 e 2011:
As demonstrações contábeis em anexo apresentam nossos custos operacionais de vendas e serviços por
função. Entretanto, de acordo com os IFRSs, a Nota 31 das demonstrações contábeis consolidadas apresenta essa
informação por natureza dos custos ou despesas. Para facilitar a compreensão, a análise abaixo reflete as
informações apresentadas por natureza dos custos.
62
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2013
2012
2011
(milhões de)
Receitas operacionais:
Fornecimento de Energia
Residencial .........................................................................................................
Industrial ............................................................................................................
Comercial, serviços e outras atividades .............................................................
Rural ...................................................................................................................
Outras classes .....................................................................................................
Suprimento de energia elétrica .................................................................................
Disponibilidade da Rede Elétrica.............................................................................
Residencial ........................................................................................................
Industrial ...........................................................................................................
Comercial, serviços e outras atividades ............................................................
Rural ..................................................................................................................
Outras classes ....................................................................................................
Outras receitas de distribuição e transmissão ..........................................................
Receita de construção ...............................................................................................
Receita de telecomunicações ...................................................................................
Distribuição de gás canalizado .................................................................................
Outras receitas operacionais.....................................................................................
Custos e Despesas Operacionais:
Energia Comprada para Revenda .............................................................................
Encargos do Uso da Rede ........................................................................................
Pessoal e administradores ........................................................................................
Plano previdenciário e assistencial ..........................................................................
Materiais ...................................................................................................................
Materiais e insumos para energia .............................................................................
Gás natural e insumos para a operação de gás .........................................................
Serviços de terceiros ................................................................................................
Depreciação e amortização ......................................................................................
Provisões e reversões………………………………………………………….....
Custos de construção ................................................................................................
Outros custos e despesas ..........................................................................................
Resultado de equivalência patrimonial ....................................................................
Resultados financeiros .............................................................................................
Lucro antes de imposto de renda e contribuição social ...........................................
Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro..............................................
Lucro líquido do exercício .......................................................................................
Lucro líquido atribuível aos acionistas controladores .............................................
Lucro líquido atribuível aos acionistas não controladores ......................................
Outros lucros abrangentes ........................................................................................
Lucro abrangente ......................................................................................................
Lucro abrangente atribuível aos acionistas controladores .......................................
Lucro abrangente atribuível aos acionistas não controladores
63
3.344,6
1.074,1
1.263,1
626,9
165,1
215,4
1.932,3
2.029,0
720,3
357,1
445,3
136,8
152,0
217,5
1.076,1
141,3
368,6
288,3
9.180,2
2.625,5
782,3
926,6
573,8
148,9
193,9
1.623,5
2.830,6
830,3
576,4
564,3
165,6
187,9
506,1
749,8
125,6
325,0
213,3
8.493,3
2.330,8
771,7
757,3
498,9
134,1
168,8
1.439,8
2.762,4
785,9
670,2
541,6
154,7
187,5
422,5
741,7
117,1
273,9
110,4
7.776,1
(3.336,4)
(407,3)
(1.096,3)
(176,2)
(70,4)
(27,2)
(295,7)
(423,5)
(603,2)
(199,5)
(1.088,3)
(343,6)
(8.067,6)
113,6
280,3
1.506,5
(405,1)
1.101,4
1.072,5
28,9
(129,1)
972,3
943,4
28,9
(2.807,7)
(772,4)
(1.245,7)
(182,9)
(69,7)
(25,5)
(247,8)
(408,9)
(549,9)
(218,8)
(733,5)
(238,0)
(7.500,8)
6,7
(26,7)
972,5
(246,0)
726,5
700,7
25,8
(30,5)
696,0
550,7
145,3
(2.152,5)
(632,5)
(982,6)
(150,9)
(85,7)
(25,1)
(186,9)
(390,7)
(552,4)
(289,7)
(731,4)
(290,5)
(6.470,9)
52,3
226,4
1.583,9
(407,1)
1.176,9
1.157,7
19,2
9,8
1.886,7
1.167,5
19,2
Resultados das Operações de 2013 em comparação com 2012
Receitas Operacionais
Nossas receitas operacionais cresceram 8,1%, ou R$ 686,9 milhões, em 2013 comparado a 2012. Desse
crescimento, R$ 719,1 milhões corresponderam ao aumento nas vendas de energia a Consumidores finais, R$ 308,8
milhões ao aumento nas vendas de energia a distribuidores, R$ 326,3 milhões ao aumento nas receitas de construção
e R$ 134,3 milhões ao aumento na receita de telecomunicação, distribuição de gás encanado e outras receitas
operacionais. Todos esses incrementos foram parcialmente compensados pela redução de R$ 801,6 milhões no uso
da principal rede de transmissão.
Fornecimento de Energia Elétrica. Nossas receitas de fornecimento de energia aumentaram 27,4%, ou R$
719,1 milhões, em 2013, devido a um aumento de 9,6% na tarifa média paga pelos consumidores finais e a um
aumento no volume de energia vendida para a maioria das classes de Consumidores Finais. Além disso, a revisão
tarifária anual emitida pela ANEEL em junho de 2012 aumentou o percentual da receita que contabilizamos como
fornecimento de energia, em comparação com a percentagem que contabilizamos como disponibilidade da rede
elétrica. Ademais, a Copel Geração e Transmissão vendeu 190,8% a mais de energia a Consumidores Livres.
O aumento no volume de energia vendida a Consumidores Finais em 2013 em comparação com 2012
refletiu o aumento no número de Consumidores Finais em cada categoria.

O volume de energia vendida a clientes residenciais cresceu 5,0% em 2013 em comparação com 2012.
Desse aumento, 3,9% foi devido a um aumento do número de clientes e 1,1% deveu-se ao incremento
no consumo médio por consumidor residencial. Esse aumento foi, principalmente, o resultado de (i)
temperaturas acima da média, especialmente no último trimestre de 2013, que levou ao aumento do
consumo de energia; e (ii) a venda de produtos consumidores de energia, como consequência de uma
maior disponibilidade de crédito ao consumidor.

O volume de energia vendida a clientes industriais, incluindo clientes cativos e clientes livres,
aumentou 21,3% em 2013 em comparação com 2012. Isso é consequência do crescimento industrial
no Paraná em 2013 (crescimento de 5,6%, em comparação com o crescimento de 1,2% no Brasil) e à
estratégia da Copel Geração e Transmissão de alocar mais energia para as vendas a consumidores
livres, incluindo clientes industriais em outros estados.

O volume de energia vendida a clientes comerciais aumentou 0,6% em 2013 em comparação com
2012. Este aumento é devido principalmente a um aumento do número de clientes comerciais e um
aumento geral nas vendas no varejo na área de concessão.

O volume de energia vendida a consumidores rurais aumentou 2,8% em 2013 em comparação com
2012. Esse aumento é devido principalmente a um incremento de 2,7% do consumo médio por
consumidor rural e um aumento de 0,1% no número de clientes rurais no período.
Suprimento de Energia Elétrica. Nossas receitas de suprimento de energia aumentaram 19,0%, ou R$ 308,8
milhões, totalizando R$ 1,932.3 milhões em 2013, em comparação a R$ 1,623.5 milhões em 2012. Esse aumento
deveu-se principalmente a: (i) um aumento em nossas receitas de suprimento no mercado à vista (CCEE), que
cresceu R$ 299,4 milhões, ou 136,0%, de R$ 220,2 milhões para R$ 519,6 milhões, devido principalmente ao
aumento dos preços pagos pelos distribuidores de energia vendida no mercado à vista (CCEE), e (ii) o aumento do
volume de contratos bilaterais, que cresceram 282,2% em 2013 em comparação a 2012, de 1.367 GWh para 5.233
GWh. Este aumento foi parcialmente compensado pela diminuição da receita dos leilões no mercado regulado,
devido ao vencimento de contratos de longo prazo no ambiente regulado.
Disponibilidade da rede elétrica. Nossas receitas de disponibilidade da rede diminuíram 28,3%, ou R$
801,6 milhões, para R$ 2,029.0 milhões em 2013, comparado a R$ 2,830.6 milhões em 2012, devido
principalmente: (i) à revisão tarifária anual emitida pela ANEEL em junho de 2012, que reduziu o percentual da
receita que contabilizamos como disponibilidade do uso da rede, em relação ao percentual da receita que
64
contabilizamos como fornecimento de energia; (ii) a renovação da nossa principal concessão de transmissão sob a
Lei de Concessões de 2013, cujo resultado foi uma redução de aproximadamente R$ 189 milhões em nossa receita
anual permitida; e (iii) queda de 0,7% na revisão tarifária periódica em 24 de junho de 2012 para o uso de nossa rede
de distribuição. Essas reduções foram parcialmente compensadas por um aumento de 4,2% em nossas receitas de
uso da rede de distribuição, devido a um aumento no volume de energia que distribuímos aos clientes finais.
Receitas de construção. Nossas receitas de construções cresceram 43,5%, ou R$ 326,3 milhões, em 2013
em comparação com 2012. Esse aumento foi devido principalmente à expansão nas melhorias que realizamos em
nossa infraestrutura de distribuição e transmissão em 2013 comparado a 2012.
Receitas de Telecomunicações. As receitas de nosso segmento de telecomunicações aumentaram 12,5%, ou
R$ 15,7 milhões, em 2013 em comparação a 2012, devido principalmente ao aumento no número de clientes. A
maioria desses novos clientes eram residenciais, que geram menos receitas do que clientes corporativos em média.
Em 2013, a base de clientes expandiu 163,3%, passando de 3.141 em dezembro de 2012 para 8.270 em dezembro de
2013.
Distribuição de Gás Canalizado. As receitas de distribuição de gás canalizado aumentaram 13,4%, ou R$
43,6 milhões, em 2013 comparado a 2012, principalmente devido a dois aumentos tarifários: 8,0% em agosto de
2012 e 6,5% em março de 2013.
Outras receitas operacionais. Outras receitas operacionais aumentaram 35,2%, ou R$ 75 milhões,
totalizando R$ 288,3 milhões em 2013, versus R$ 213,3 milhões em 2012, refletindo principalmente: (i) a maior
renda da UEG Araucária, uma vez que parte do pagamento da locação é variável, em decorrência da energia
produzida pela UEG Araucária, e a produção que aumentou em 2013 em comparação a 2012; (ii) as receitas
provenientes da compensação financeira pela indisponibilidade de energia por certas empresas de geração em
decorrência do aumento do custo da energia adquirida pela Copel Distribuição no mercado à vista, devido a essas
empresas de geração não forneceram energia de acordo com os contratos de vendas.
Custos e despesas operacionais
Nossos custos e despesas operacionais aumentaram 7,6%, ou R$ 566,8 milhões, passando de R$ 7.500,8
milhões em 2012 para R$ 8.067,6 milhões em 2013, incluindo os valores reconhecidos como outras despesas
operacionais. Seguem abaixo os principais fatores relacionados ao aumento dos nossos custos e despesas
operacionais:

Energia Elétrica comprada para revenda. Nossos custos de energia elétrica comprada para revenda
aumentaram 18,8%, ou R$ 528,7 milhões, para R$ 3,336,4 milhões, comparado a R$ 2,807,7 milhões
em 2012. Isso se deveu principalmente ao aumento nos custos de aquisição em leilões no mercado
regulado, de Itaipu (refletindo parcialmente a valorização do dólar), e em contratos bilaterais,
impulsionados pelo (i) aumento dos custos de contratos de energia térmica, (ii ) ajustes de inflação em
contratos de suprimento de energia a longo prazo. Os custos de compra de energia no mercado à vista
foram parcialmente compensados pelos recursos da CDE, que somaram R$ 294,1 milhões em 2013.

Encargos de Uso da Rede. As despesas incorridas para o uso da rede de distribuição e transmissão
diminuíram 47,3%, ou R$ 365,1 milhões, para R$ 407,3 em 2013, comparado a R$ 772,4 milhões em
2012, devido principalmente a menores custos de encargos do uso do sistema de transmissão como um
todo, como resultado da Lei da Renovação das Concessões de 2013. Além disso, recebemos R$ 319,6
milhões da CDE em 2013 para compensar esses custos.

Pessoal e Administradores. Despesas com pessoal e administradores caíram 12,0%, ou R$ 149,4
milhões, para R$ 1.096,3 milhões em 2013, em comparação a R$ 1,245.7 milhões em 2012, devido
principalmente a (i) menores provisões para indenizações relacionadas ao Programa de Demissão
Voluntária, e (ii) menores despesas com remuneração e encargos sociais. Este valor já inclui os
65
aumentos salariais de 5,6% a partir de outubro de 2012, de 1,0% a partir de maio de 2013, e de 7,0%
em outubro de 2013.

Plano Previdenciário e Assistencial. Despesas com planos de saúde e de pensão caíram 3,7%, ou R$
6,7 milhões, para R$ 176,2 milhões em 2013, comparado a R$ 182,9 milhões em 2012. Esta redução
reflete a apropriação de valores relativos a planos de pensão e de saúde, refletindo a redução dos
custos dos planos de saúde, de acordo com o cálculo atuarial realizado por atuário independente.

Material. Despesas com materiais aumentaram 1,0%, ou R$ 0,7 milhão, totalizando R$ 70,4 milhões
em 2013, contra R$ 69,7 milhões em 2012.

Matérias-primas e Insumos para produção de Energia. Essas despesas aumentaram 6,7%, ou R$ 1,7
milhão, totalizando R$ 27,2 milhões em 2013, comparado a R$ 25,5 milhões em 2012. Este aumento
decore, principalmente, do aumento no custo unitário de carvão mineral adquirido para a Usina
Termelétrica de Figueira.

Gás Natural e Insumos para a Operação de Gás. Despesas com compra de gás natural aumentaram
19,3%, ou R$ 47,9 milhões, totalizando R$ 295,7 milhões em 2013, comparado a R$ 247,8 milhões
em 2012. Esse aumento foi causado pela elevação no preço do gás natural adquirido de terceiros pela
Compagas. O incremento no preço de compra do gás natural deveu-se, principalmente, aos efeitos da
recente desvalorização do real e a um aumento no preço do petróleo, que impacta o preço do gás.

Serviços de Terceiros. As despesas com serviços de terceiros aumentaram 3,6%, ou R$ 14,6 milhões,
totalizando R$ 423,5 milhões em 2013, comparado a R$ 408,9 milhões em 2012, devido
principalmente aos maiores gastos com manutenção de instalações, comunicações e processamento de
dados. Esse aumento foi parcialmente compensado por uma redução no custo dos serviços de
consultoria.

Provisões e reversões. Provisões e reversões diminuíram 8,8%, ou R$ 19,3 milhões, passando de R$
218,8 milhões em 2012 para R$ 199,5 milhões, refletindo principalmente a (i) reversão de provisões
fiscais e (ii) menores provisões para litígios relacionados a processos civis e administrativos.

Custos de Construção. Os custos de construção cresceram 48,8%, ou R$ 354,8 milhões, totalizando
R$ 1.088,3 milhões, contra R$ 733,5 milhões em 2012. Esse aumento reflete os custos incorridos com
melhorias realizadas em nossa infraestrutura distribuição e de transmissão em 2013.

Outros custos e despesas Operacionais. Outros custos e despesas operacionais aumentaram 44,4%, ou
R$ 105,6 milhões, de R$ 238,0 milhões em 2012 para R$ 343,6 milhões em 2013. Este aumento
deveu-se principalmente (i) aos custos relacionados com a desativação e alienação de ativos em 2013,
refletindo mudanças nas regras da ANEEL com relação à contabilização de ativos e (ii) ao aumento
dos custos para uso de recursos hídricos, refletindo um aumento no volume de energia hidrelétrica que
produzimos em 2013 em comparação com 2012.
Resultado de equivalência patrimonial
O resultado de equivalência patrimonial das subsidiárias foi de R$ 113,6 milhões em 2013, comparado a
R$ 6,7 milhões em 2012. Investimentos de capital refletem o resultado ou perda da equivalência patrimonial de
nossas subsidiárias. Em 2013, este resultado refletiu principalmente: (i) a receita de R$ 96,6 milhões da Sanepar; (ii)
a receita de R$ 10,3 milhões da Foz do Chopim; (iii) a receita de R$ 9,0 milhões da Dona Francisca Energética; e
(iv) a perda de R$ 13,6 milhões da Sercomtel Telecomunicações.
66
Resultados Financeiros
Reconhecemos uma receita financeira líquida de R$ 280,3 milhões em 2013, comparada a uma despesa
financeira líquida de R$ 26,7 milhões em 2012. A receita financeira aumentou 0,6%, ou R$ 4,0 milhões, em 2013
comparado a 2012, devido principalmente a ajustes de inflação sobre os pagamentos de indenizações relacionadas à
extensão nossas concessões de transmissão, que aumentaram de zero em 2012 para R$ 84,6 milhões em 2013. Este
efeito foi parcialmente compensado por uma redução em ajustes inflacionários sobre contas a receber relacionadas
com nossas concessões, que diminuíram de R$ 165,6 milhões em 2012 para R$ 108,2 milhões em 2013, devido ao
menor nível de inflação no período.
As despesas financeiras diminuíram 44,9%, ou R$ 302,9 milhões, de R$ 675,0 milhões em 2012 para R$
372,1 milhões em 2013, devido principalmente à natureza não recorrente do reconhecimento da nova mensuração do
valor justo dos ativos financeiros da Copel Distribuição em 2012, o que gerou uma despesa financeira de R$ 401,1
milhões em 2012.
Imposto de Renda e Contribuição Social
Em 2013, registramos despesa com imposto de renda e contribuição social de R$ 405,1 milhões, refletindo
uma alíquota efetiva de 26,9% em nosso lucro antes dos impostos. Em 2012, registramos uma despesa com imposto
de renda e contribuição social de R$ 246,0 milhões, refletindo uma alíquota efetiva de 25,3% em nosso lucro antes
dos impostos.
Resultados das Operações de 2012 em comparação com 2011
Receitas Operacionais
Nossas receitas operacionais aumentaram 9,2%, ou R$ 717,2 milhões, em 2012 em relação a 2011. Desse
aumento, R$ 294,7 milhões foram devidos ao crescimento do fornecimento de energia elétrica, R$ 183,7 milhões
decorrentes do aumento de suprimento de energia elétrica, R$ 68,2 milhões decorrentes do aumento da
disponibilidade do uso da rede e R$ 8,1 milhões decorrentes do aumento nas receitas de construção.
Fornecimento de Energia Elétrica. Nossas receitas de fornecimento de energia elétrica aumentaram 12,6%
ou R$ 294,7 milhões em 2012, devido a um ligeiro aumento na tarifa média paga pelos Consumidores Finais e de
um aumento no volume de energia vendida para a maioria das classes de Consumidores Finais. Além disso, a
revisão tarifária anual emitida pela ANEEL em junho de 2012 elevou o percentual da receita que contabilizamos
como fornecimento de energia elétrica, em comparação à percentagem que contabilizamos como disponibilidade da
rede elétrica. Como resultado desse ajuste, contabilizamos mais da receita que recebemos de cada cliente como
fornecimento de energia elétrica, e menos dessa receita como disponibilidade da rede elétrica, comparado a 2011. A
tarifa média a consumidores finais aumentou 0,5% comparada com 2011. As tarifas médias para a classe residencial
de consumidores finais caiu 1,8% e para as classes industrial, comercial e rural de consumidores finais aumentaram
0,2%, 3,3%, e 0,7%, respectivamente. A variação nos aumentos médios de preço entre diferentes categorias de
consumidores reflete o fato de que as tarifas estabelecidas pela ANEEL em 2012 e 2011 variaram conforme os
diferentes níveis de tensão.
O aumento no volume de energia vendida a consumidores finais em 2012 em comparação com 2011
refletiu principalmente um aumento no número de consumidores finais em cada categoria, exceto para consumidores
rurais.

O volume de eletricidade vendido a consumidores residenciais aumentou 5,4% em 2012 comparado
com 2011. Desse aumento, 3,5% foram devidos ao aumento no número de consumidores, e 1,9% foi
devido a um aumento no consumo médio por consumidor residencial. Esse aumento foi
principalmente devido (i) às temperaturas acima da média, principalmente no último trimestre de
2012, que levou ao aumento do consumo de energia; e (ii) às vendas de produtos elétricos devido à
maior disponibilidade de crédito ao consumidor.
67

O volume de eletricidade vendido a consumidores industriais, incluindo consumidores cativos e livres,
diminuiu 0,8% em 2012 comparado com 2011, devido principalmente à queda geral na produção
industrial no Estado do Paraná e à migração de grandes clientes para o mercado livre.

O volume de eletricidade vendido a consumidores comerciais aumentou 5,9% em 2012 comparado
com 2011. Desse aumento, 3,4% foram devidos a um aumento no consumo médio por consumidor
comercial, e 2,5% foram devidos a um aumento no número de consumidores comerciais e a um
aumento geral nas vendas no varejo na área de concessão.

O volume de eletricidade vendido a consumidores rurais aumentou 8,2% em 2012 comparado com
2011. O consumo médio por consumidor rural cresceu 8,8% em 2012 comparado a 2011,
compensando uma queda de 0,6% no número de consumidores rurais no mesmo período. Esse
aumento no consumo médio foi devido principalmente ao sólido desempenho do setor agropecuário
no Estado do Paraná em 2012.
Suprimento de Energia Elétrica. As receitas de suprimento de energia elétrica aumentaram 12,8%, ou R$
183,7 milhões, para R$ 1.623,5 milhões em 2012 contra R$ 1.439,8 milhões em 2011, principalmente em função de
aumentos de preços (i) em contratos de compra de energia, tanto em leilões no mercado regulado quanto por meio
de contratos com consumidores livres; e (ii) no mercado à vista. Nosso negócio de geração vende energia por meio
de contratos de compra de energia, a preços de mercado não regulados, que estão sujeitos a ajustes inflacionários
automáticos, os quais resultaram em aumentos de preços em 2012 em relação a 2011. Nosso negócio de geração
também vende energia no mercado à vista, cujos preços subiram em 2012, principalmente em função de um maior
volume de energia vendido no mercado a vista produzida por fontes termelétricas, refletindo condições hidrológicas
menos favoráveis. A produção de energia termelétrica é mais cara, devido aos custos de combustível.
Disponibilidade da Rede Elétrica. Nossas receitas de disponibilidade da rede elétrica aumentaram 2,5%, ou
R$ 68,2 milhões, de R$ 2.762,4 milhões em 2011 para R$ 2.830,6 milhões em 2012. Esse aumento foi
principalmente devido: (i) ao crescimento do mercado; (ii) ao aumento de 3,0% no reajuste tarifário aplicado ao
nosso negócio de distribuição em 24 de junho de 2011, parcialmente compensado pela redução de 0,7% na revisão
periódica das tarifas ocorrida em 24 de junho de 2012; e (iii) ao aumento de 31,5% na receita de juros dos ativos
financeiros de nosso negócio de transmissão, de R$ 229,3 milhões em 2011 para R$ 301,5 milhões em 2012. O
aumento total das receitas de disponibilidade da rede elétrica também foi parcialmente compensado pela revisão
tarifária anual emitida pela ANEEL em junho de 2012, que diminuiu o percentual da receita que contabilizamos
como disponibilidade da rede elétrica em comparação com a percentagem de receitas que contabilizamos como
fornecimento de energia. Como resultado desse ajuste, contabilizamos uma menor parte da receita que recebemos
dos Consumidores Finais como encargos do uso da rede de distribuição e uma maior parte como vendas de energia
elétrica a Consumidores Finais comparado a 2011.
Receitas de construção. Nossas receitas de construção aumentaram 1,1%, ou R$ 8,1 milhões, em 2012
comparadas com 2011. Esse aumento deveu-se essencialmente ao aumento das melhorias em nossa infraestrutura de
distribuição e transmissão em 2012 em relação a 2011.
Receitas de Telecomunicações. As receitas de nosso segmento de telecomunicações aumentaram 7,3%, ou
R$ 8,5 milhões, em 2012, devido principalmente ao aumento no número de clientes, de 1.442 em 2011 para 3.141
em 2012. A maioria desses novos clientes era do varejo, os quais, em média, geram menos receita que os clientes
corporativos.
Distribuição de Gás Canalizado. As receitas de distribuição de gás canalizado aumentaram 18,7%, ou R$
51,1 milhões, em 2012 comparado a 2011, devido basicamente dois ajustes tarifários: 4,5% em março de 2012 e
8,0% em agosto de 2012.
Outras Receitas Operacionais. Outras receitas operacionais aumentaram 93,2%, ou R$ 102,9 milhões, de
R$ 110,4 milhões em 2011 para R$ 213,3 milhões em 2012, sobretudo em função do aumento da renda de locação
da UEG Araucária. Ao contrário do ocorrido em 2011, a Usina Termelétrica de Araucária gerou energia em 2012,
resultando em receitas adicionais de acordo com o contrato de locação.
68
Custos e Despesas Operacionais
Nossos custos operacionais de vendas e serviços totais aumentaram 15,9%, ou R$ 1.029,9 milhões, de R$
6.470,9 milhões em 2011 para R$ 7.500,8 milhões em 2012, incluindo montantes registrados como outras despesas
operacionais. Apresentamos abaixo os principais fatores do aumento de nossos custos operacionais de vendas e
serviços:

Energia Elétrica comprada para Revenda. Nossos custos com energia elétrica comprada para revenda
aumentaram 30,4%, ou R$ 655,2 milhões, para R$ 2.807,7 milhões em 2012, contra R$ 2.152,5
milhões em 2011. Esse aumento foi devido principalmente a maiores custos de aquisição em leilões
no mercado regulado, no qual uma maior parte da energia vendida foi produzida em fontes
termoelétricas devido a condições hidrológicas menos favoráveis. A energia termelétrica é mais cara
devido aos gastos com combustível.

Encargos de Uso da Rede Elétrica. As despesas que tivemos com encargos de uso da rede elétrica
aumentaram 22,1%, ou R$ 139,9 milhões, para R$ 772,4 milhões em 2012, contra R$ 632,5 milhões
em 2011. Esse aumento foi devido principalmente ao início das operações dos novos ativos do sistema
elétrico e à maior incidência de cobranças impostas pela ANEEL, parcialmente compensados por
grandes consumidores conectados diretamente ao Sistema Interligado de Transmissão em 2012, para o
qual não incorremos mais nessas despesas.

Pessoal e administradores. As despesas com pessoal e administradores aumentaram 26,8%, ou R$
263,1 milhões, para R$ 1.245,7 milhões em 2012, contra R$ 982,6 milhões em 2011, devido
principalmente: (i) ao aumento de 1,6% no nosso número de colaboradores; (ii) reajustes salariais de
7,4% e 5,6% aplicados a partir de outubro de 2011 e outubro de 2012, respectivamente; (iii) despesas
de R$ 168,8 milhões em 2012, comparado a R$ 64,4 milhões em 2011, em linha com o Programa de
Desligamento Voluntário - PSDV; e (iv) uma revisão geral da estrutura de carreira e remuneração, que
teve início em junho de 2011 e resultou em mudanças em nossas políticas de remuneração para alinhar
tais políticas com o mercado.

Plano Previdenciário e Assistencial. As despesas com os planos previdenciário e assistencial
aumentaram 21,2%, ou R$ 32,0 milhões, para R$ 182,9 milhões em 2012, contra R$ 150,9 milhões
em 2011. Esse item reflete o registro de obrigações conforme o relatório atuarial de nosso plano
assistencial.

Material. As despesas com materiais caíram 18,6%, ou R$ 16,0 milhão, para R$ 69,7 milhões em
2012, contra R$ 85,7 milhões em 2011, devido principalmente à redução das compras de materiais
para o sistema elétrico em 2012.

Matérias-primas e Insumos para a produção de Energia. Essas despesas aumentaram 2,0%, ou R$ 0,4
milhão, para R$ 25,5 milhões em 2012, contra R$ 25,1 milhões em 2011. Esse aumento foi devido
principalmente ao aumento no custo do carvão mineral adquirido para a Usina Termelétrica Figueira.

Gás Natural e Insumos para a Operação de Gás. As despesas com compras de gás natural
aumentaram 32,6%, ou R$ 60,9 milhões, para R$ 247,8 milhões em 2012, contra R$ 186,9 milhões
em 2011. Esse aumento foi devido a um aumento no preço de compra do gás natural adquirido pela
Compagas de terceiros, principalmente em razão dos efeitos da recente desvalorização do Real e do
aumento no preço de mercado do petróleo, que influencia o preço do gás.

Serviços de Terceiros. As despesas com serviços de terceiros aumentaram 4,7%, ou R$ 18,2 milhões,
para R$ 408,9 milhões em 2012, contra R$ 390,7 milhões em 2011, devido principalmente a reajustes
contratuais com fornecedores de serviço terceirizados e custos mais altos relacionados à expansão de
serviços, como manutenção de sistemas de energia e instalações, leitura dos medidores e entrega de
faturas.
69

Provisões e Reversões. As despesas com provisões e reversões diminuíram 24,5%, ou R$ 70,9
milhões em 2012, de R$ 289,7 milhões em 2011 para R$ 218,8 milhões em 2012. Em 2012, nossas
despesas com reservas e provisões estavam relacionadas a provisões para litígios, incluindo uma
provisão de R$ 54,5 milhões, ligada a uma ação judicial da Tradener Ltda.

Custos de Construção. Os custos de construção aumentaram 0,3%, ou R$ 2,1 milhões, para R$ 733,5
milhões em 2012, contra R$ 731,4 milhões em 2011, devido principalmente aos custos relacionados a
melhorias em nossa infraestrutura de distribuição e transmissão em 2012.

Outros Custos e Despesas Operacionais. Outros custos e despesas caíram 18,1%, ou R$ 52,5 milhões,
totalizando R$ 238,0 milhões em 2012, contra R$ 290,5 milhões em 2011. Essa variação ocorreu em
função principalmente (i) da queda de R$ 48,1 milhões em perdas decorrentes da desativação e
alienação de ativos em 2012 contra 2011; e (ii) de menores pagamentos reduzidos pelo uso dos
recursos hidrológicos, em razão de uma diminuição das atividades de geração hidrelétrica.
Resultado de equivalência patrimonial
O resultado de equivalência patrimonial foi de R$ 6,7 milhões em 2012, contra R$ 52,3 milhões em 2011.
A participação reflete o lucro ou prejuízo de nossas subsidiárias. Em 2012, o resultado líquido foi principalmente
devido a: (i) R$ 53,3 milhões de lucro na Sanepar; (ii) lucro de R$ 9,4 milhões na Foz do Chopim; (iii) lucro de R$
8,1 milhões na Dona Francisca Energética e (iv) prejuízo de R$ 59,8 milhões na Sercomtel Telecomunicações.
Resultados Financeiros
Reconhecemos R$ 26,7 milhões em despesas financeiras líquidas em 2012, contra receitas financeiras
líquidas de R$ 226,4 milhões em 2011. As receitas financeiras aumentaram 12,3%, ou R$ 70,9 milhões, entre 2011 e
2012, devido principalmente: (i) ao aumento de R$ 39,7 milhões na receita que recebemos da conta de CRC, devido
ao fato de que esses montantes são indexados com base na inflação e a inflação foi relativamente mais alta em 2012
do que em 2011; (ii) ao aumento de R$ 65,2 milhões na receita, resultado do ajuste à inflação de recebíveis
relacionados às nossas concessões, uma vez que esses montantes também são indexados à inflação; e (iii) à queda da
receita de investimentos financeiros. As despesas financeiras aumentaram 92,3%, ou R$ 323,9 milhões, entre 2011 e
2012, totalizando R$ 675,0 milhões. Desse aumento, R$ 401,1 milhões foram provenientes do ajuste a valor justo
dos ativos financeiros da Copel Distribuição relacionados à concessão em razão do terceiro ciclo de revisão tarifária.
Imposto de Renda e Contribuição Social
Em 2012, registramos despesas com imposto de renda e contribuição social de R$ 246,0 milhões, refletindo
uma alíquota fiscal efetiva de 25,3% sobre nossa renda antes dos impostos. Em 2011, registramos despesas com
imposto de renda e contribuição social de R$ 407,1 milhões, refletindo uma alíquota fiscal efetiva de 25,7% sobre
nossa renda antes dos impostos.
70
Liquidez e Recursos de Capital
Nossas principais necessidades de capital e liquidez são para financiar a expansão e melhoria de nossa
infraestrutura de transmissão e distribuição e a expansão de nossas instalações de geração. Também utilizamos o
caixa para, principalmente, pagamento de dividendos e serviço de dívida. Os investimentos de capital totalizaram R$
2.116,0 milhões em 2013 e R$ 1.938,6 milhões em 2012 (incluindo investimento de R$ 161,9 milhões na Usina
Hidrelétrica de Mauá). A tabela seguinte apresenta nossas aplicações de capital para os períodos indicados.
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2013
2012
2011
(milhões de R$ )
Geração e transmissão ..........................................................................................
478,7
988,2
928,9
Distribuição ..........................................................................................................
977,1
809,0
754,5
Telecomunicações ................................................................................................
74,1
79,9
81,0
Resultado de Equivalência Patrimonial ...............................................................
519,3
57,3
39,2
Usina Termelétrica de Araucária .........................................................................
19,4
1,7
15,8
Compagas .............................................................................................................
42,1
31,1
19,0
Elejor ....................................................................................................................
5,3
2,3
2,7
2.116,0
1.938,5
1.841,1
Total ..................................................................................................................
Nossos investimentos totais de capital orçados para nossas subsidiárias integrais em 2014 são de
R$ 2.616,7 milhões, dos quais:

R$ 1.308,7 milhões são para investimentos em geração e transmissão, incluindo R$ 409,8 milhões
para a construção da UHE Colíder e R$ 316,0 milhões para a construção da Usina Hidrelétrica Baixo
Iguaçu;

R$ 859,9 milhões são para investimentos em distribuição;

R$ 80,0 milhões são para investimentos em nossa unidade de telecomunicações; e

R$ 331,8 milhões são destinados a novos negócios.
Os investimentos de capital orçados por nossas companhias subsidiárias em 2014 são apresentados abaixo:

Compagas: R$ 79,3 milhões;

Araucária: R$ 5,9 milhões; e

Elejor: R$ 8,3 milhões.
Historicamente, temos financiado nossa liquidez e necessidades de capital principalmente com recursos
propiciados por nossas operações e mediante financiamento. Nossas atividades operacionais foram nossa principal
fonte de recursos em 2013. Os recursos líquidos proporcionados por nossas atividades operacionais foram de R$
1.337,6 milhões em 2013, contra R$ 1.419,4 milhões em 2012. Em 2014, esperamos financiar nossa liquidez e
nossos requisitos de capital principalmente com dinheiro fornecido por nossas operações e através de financiamento
do BNDES e dos mercados de capital brasileiros.
71
Como nos anos anteriores, planejamos fazer investimentos significativos em períodos futuros para expandir
e atualizar nosso negócio de geração, transmissão e distribuição. Além disso, podemos buscar investir em
participações em outras companhias elétricas existentes, em serviços de comunicações ou em outras áreas, que
podem exigir financiamento doméstico e internacional adicional. A nossa capacidade de gerar recursos suficientes
para atender a nossas aplicações planejadas depende de uma variedade de fatores, incluindo nossa capacidade de
manter níveis adequados de tarifas, de obter as autorizações legais e ambientais necessárias, de ter acesso a
mercados de capitais domésticos e internacionais e de uma série de contingências operacionais e outras. Prevemos
que nosso caixa fornecido pelas operações possa ser insuficientes para satisfazer esses gastos de capital planejados, e
que possamos precisar de um financiamento suplementar proveniente de fontes como o BNDES e os mercados de
capital brasileiros.
As regulamentações da ANEEL exigem aprovação prévia da ANEEL para qualquer transferência de fundos
de nossas subsidiárias sob a forma de empréstimos ou adiantamentos. A aprovação da ANEEL não é necessária
para dividendos em dinheiro, desde que os dividendos não excedam um limite de dividendos ("Limiar de
Dividendos") igual ao que for maior: lucro líquido ajustado ou reservas de receita disponíveis para distribuição. O
Limiar de Dividendo é estabelecido pelo Direito Societário Brasileiro.
Os dividendos em dinheiro que recebemos de nossas subsidiárias têm sido historicamente suficientes para
satisfazer as nossas necessidades de fluxo de caixa sem exceder o Limiar de Dividendo. Como resultado, não
procuramos obter a aprovação da ANEEL para receber empréstimos ou adiantamentos de nossas subsidiárias ou
dividendos em dinheiro de nossas subsidiárias que excedam o Limiar de Dividendo. Não esperamos que essas
restrições sobre empréstimos e adiantamentos e sobre dividendos em dinheiro superiores ao Limiar de Dividendo
tenham impacto sobre nossa capacidade de cumprir as nossas obrigações pecuniárias, uma vez que esperamos que os
dividendos em dinheiro abaixo do Limiar de Dividendo seja suficiente no futuro.
Além disso, a Copel Geração e Transmissão possui alguns acordos de financiamento com o BNDES que
contêm cláusulas que impõem a aprovação do BNDES para que a Copel Geração e Transmissão pague dividendos
em dinheiro superiores a 30% do seu lucro líquido ajustado estabelecido pelo Direito Societário Brasileiro. Uma
vez que o BNDES sempre aprovou os pedidos da Copel Geração e Transmissão para pagar dividendos em dinheiro
acima de 30% de seu lucro líquido ajustado, essa restrição não afetou a capacidade da Copel Geração e Transmissão
de pagar dividendos em dinheiro ou nossa capacidade de cumprir nossas obrigações pecuniárias. Como resultado,
não esperamos que essa restrição afete a nossa capacidade de cumprir nossas obrigações pecuniárias no futuro.
Como outras companhias estatais, estamos sujeitos a restrições do CMN quanto à nossa capacidade de
obter certos financiamentos de fontes nacionais e internacionais. As restrições do CMN podem limitar nossa
capacidade de ter acesso a fontes externas de financiamento, nomeadamente financiamentos bancários. As
restrições do CMN não afetam a nossa capacidade de acessar os mercados de capital brasileiros, e não restringem
nosso acesso aos mercados internacionais de capital com o objetivo de rolar ou refinanciar a dívida.
Nossos empréstimos e financiamentos totais (incluindo debêntures) em 31 de dezembro de 2013 eram de
R$ 4.531,7 milhões. Aproximadamente R$ 64,8 milhões do endividamento total em 31 de dezembro de 2013 eram
expressos em dólares americanos. Para mais informações sobre os termos e as condições desses empréstimos e
financiamentos, ver Notas 21 e 22 de nossas demonstrações contábeis consolidadas. Nossos principais contratos de
empréstimos e financiamentos são:

Em 30 de outubro de 2012, a Copel Distribuição emitiu R$ 1.000,0 milhões em debêntures não
conversíveis de cinco anos, todas subscritas pelo Banco do Brasil S.A. Essas debêntures possuem uma
taxa de juros equivalente ao CDI + 0,99% a.a., com pagamentos de juros semestrais.

Devemos R$ 179,8 milhões à Eletrobras, referentes (i) à usina de Salto Caxias e (ii) a programas
governamentais de financiamento de projetos de distribuição.

Devemos R$ 1.603,0 milhões ao Banco do Brasil (não incluindo as debêntures listadas acima), que
foram emprestados para pagar debêntures emitidos em 2002, 2005 e 2006 e por meio de linha de
crédito fixa assinada em setembro de 2010.
72

Em 26 de dezembro de 2013 os parques eólicos que adquirimos da Salus, que são agora subsidiárias
integrais da Copel, emitiram R$ 150,0 milhões em notas promissórias, as quais foram subscritas pelo
Banco do Brasil S.A., a uma taxa de juros de CDI +0,9% ao ano e prazo de seis meses, a serem pagos
no final do período. Pretendemos refinanciar essas notas por meio de uma emissão de debêntures não
conversíveis no valor de R$ 330,0 milhões, com remuneração do CDI + 0,9% ao ano e prazo de
vencimento de 12 meses.

BNDES – O BNDES forneceu empréstimo à Copel de R$ 339 milhões para financiar a construção da
Usina Hidrelétrica de Mauá. A Usina de Mauá pertence ao Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, no
qual a Copel tem participação de 51,0%, e a Eletrosul, de 49,0%. O BNDES está financiando 50,0%
do valor do empréstimo, e o Banco do Brasil S.A. está financiando os outros 50,0%. Todas as receitas
dessa usina servirão de garantia ao BNDES e ao Banco do Brasil até pagamento integral do
empréstimo. Em 31 de dezembro de 2013, o total agregado era de R$ 321,2 milhões em dívidas para
com o BNDES e o Banco do Brasil relativas a esse projeto.

Em dezembro de 2011, obtivemos um financiamento junto ao BNDES, no montante de R$ 44,7
milhões, para a construção da Linha de Transmissão Foz do Iguaçu – Cascavel Oeste, por um período
de 14 anos. Em 31 de dezembro de 2013, o total agregado era de R$ 39,5 milhões.

Em setembro de 2012, celebramos um contrato de financiamento com o BNDES no valor total de R$
73,1 milhões para a construção da PCH Cavernoso II. Em 31 de dezembro de 2013, tínhamos um total
de R$ 67,3 milhões.

Em dezembro de 2013, recebemos a aprovação de financiamento do BNDES para a UHE Colíder no
valor total de R$ 1,041.2 milhões. Em 31 de dezembro, havíamos recebido R$ 840,1 milhões deste
valor, com o restante a ser desembolsado de acordo com o cronograma de construção. Além disso, a
BNDES aprovou um financiamento para a subestação de transmissão Cerquilho III no valor de R$ 17
milhões, que foi liberado em uma única parcela. Em 31 de dezembro de 2013, o saldo total dos dois
contratos totalizava R$ 858,4 milhões.

FINEP: em novembro de 2010, a Copel Telecomunicações assinou contrato de empréstimo no valor
de R$ 52,2 milhões para financiar parcialmente o projeto BEL (Banda Extra Larga). Em 31 de
dezembro de 2012, duas parcelas de R$ 25,8 milhões foram sacadas. Em 31 de dezembro de 2013,
tínhamos um saldo remanescente total de R$ 38,9 milhõe.
Além disso, obtivemos a aprovação da CMN para solicitar financiamento do BNDES para diversos projetos
(LT Araraquara II, Taubaté, LT Londrina-Figueira, LT Assis-Paraguaçu e Parques Eólicos) e para obras adicionais
de infraestrutura da Copa do Mundo da FIFA de 2014. Esses pedidos de empréstimos estão sendo analisados pelo
BNDES.
Somos parte em diversas ações judiciais que poderiam ter impacto adverso relevante sobre nossa liquidez
em caso de julgamentos que nos sejam adversos. Além disso, estamos questionando determinação da ANEEL que
nos obrigaria a pagar montantes adicionais por energia que adquirimos para revenda durante o período de
racionamento em 2001 e no primeiro trimestre de 2002. Também estamos envolvidos em diversas ações judiciais,
incluindo o questionamento da legalidade de certos tributos federais que nos foram cobrados, alegações de
consumidores industriais de que certos aumentos nas tarifas de eletricidade entre março e novembro de 1986 seriam
ilegais, e várias pretensões trabalhistas. Essas contingências são descritas em “Item 8. Informações Financeiras –
Ações Judiciais”. Se quaisquer dessas ações forem julgadas contra nós individual ou coletivamente, elas poderão ter
efeito adverso relevante sobre nossa liquidez e nossa condição financeira.
73
Obrigações Contratuais
Na tabela abaixo apresentamos algumas obrigações contratuais em 31 de dezembro de 2012 e o período em
que elas vencem. A tabela abaixo inclui obrigações relativas ao plano de aposentadoria e outras obrigações,
considerando o pagamento do principal e dos juros estimados.
Pagamentos devidos por período
Total
Menos de
um ano
1 a 3 anos
3 a 5 anos
Mais de 5
anos
1.488,9
(milhões de R$ )
Obrigações contratuais:
Empréstimos e financiamentos ............
4.473,7
Debêntures ...........................................
Fornecedores(1) ....................................
1.130,9
1.348,2
505,7
1,675.6
176,2
856,8
642,6
-
1.146,2
1.053,9
92,3
-
-
Obrigações de compra(2) .......................
95.838,9
3.404,6
8.696,1
3.539,3
80.198,9
Encargos de concessão(3) ......................
2.401,5
52,1
116,7
129,5
2.103,2
Eletrobras - Itaipu .................................
9.823,1
699,5
2.608,4
998,0
5.517,2
Benefícios pós-emprego(4) ....................
15.795,7
517,7
1.079,8
1.705,6
12.492,6
Total ...............................................
131.154,7
7.034,9
14.798,3
7.520,7
101.800,8
___________
(1)
(2)
(3)
(4)
Consiste principalmente em gás fornecido pela Petrobras para a Usina Termelétrica de Araucária.
Consiste em compromissos vinculantes de compra de energia.
Pagamentos ao governo federal em razão do contrato de concessão das instalações da Elejor, Mauá and Colider.
Para maiores detalhes, ver Nota 23 das demonstrações contábeis consolidadas.
Também estamos sujeitos a riscos relativos a questões tributárias, trabalhistas e civis e registramos
provisões para um passivo acumulado de ações judiciais relativas a essas questões de R$ 1.266,1 milhões em 31 de
dezembro de 2013. Para maiores informações, ver “Item 8. Informações Financeiras - Ações Judiciais” e as Notas
13 e 28 de nossas demonstrações contábeis consolidadas.
Ajustes Extrabalanço
Não fizemos nenhum ajuste extrabalanço que tenham ou razoavelmente possam ter efeito presente ou
futuro sobre nossa condição financeira, nossas receitas ou despesas, os resultados de nossas operações, nossa
liquidez e nossos investimentos ou recursos de capital e que sejam relevantes para os investidores.
74
Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados
Somos dirigidos por:

Um Conselho de Administração, que pode ser composto por sete a nove membros, atualmente com
nove membros; e

Uma Diretoria, composta por cinco membros.
Conselho de Administração
O Conselho de Administração se reúne ordinariamente a cada três meses e é responsável, entre outras
atribuições, por:

Estabelecer a nossa estratégia corporativa;

Definir a orientação geral dos nossos negócios;

Definir as responsabilidades dos membros de nossa Diretoria; e

Eleger os membros de nossa Diretoria.
As reuniões do Conselho de Administração exigem como quórum a maioria dos conselheiros e as decisões
são tomadas por voto da maioria. Os membros do Conselho de Administração são eleitos para mandatos de dois
anos e podem ser reeleitos. Dos nove membros atuais do Conselho de Administração:

Sete são eleitos pelos acionistas controladores;

Um é eleito pelos acionistas minoritários; e

Um é eleito pelos nossos empregados.
O membro de nosso Conselho de Administração eleito pelos acionistas não controladores tem o direito de
vetar (desde que com a devida justificativa) a nomeação do auditor independente feita pela maioria dos membros do
Conselho de Administração.
O Governo do Paraná e o BNDES Participações S.A. – BNDESPAR (“BNDESPAR”), atuando por meio
da Companhia e da Paraná Investimentos S.A., são partes num acordo de acionistas datado de 22 de dezembro de
1998, aditado em 29 de março de 2001 (“Acordo de Acionistas”). O BNDESPAR é uma subsidiária integral do
BNDES. Sob o Acordo de Acionistas, as partes concordam em exercer seus direitos de voto de modo que:

o Governo do Paraná indique cinco membros do Conselho de Administração; e

o BNDESPAR indique dois membros do Conselho de Administração.
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas brasileira, os acionistas minoritários têm direito de indicar
e remover um membro do Conselho de Administração, em eleição separada, quando tais acionistas minoritários (i)
possuírem pelo menos 15% das ações com direito a voto da companhia ou (ii) possuírem pelo menos 10% das ações
sem direito a voto e em circulação da companhia.
O mandato dos atuais membros do Conselho de Administração expira em Dezembro de 2014. Os atuais
membros do Conselho de Administração são os seguintes:
75
Nome
Cargo
Desde
Mauricio Schulman ...........................................
Presidente
2011
Lindolfo Zimmer ...............................................
Membro do Conselho de Administração
2011
Marco Aurelio Rogeri Armelin ..........................
Membro do Conselho de Administração
2013
Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani .....................
Membro do Conselho de Administração
2014
José Richa Filho .................................................
Membro do Conselho de Administração
2011
Mauricio Borges Lemos .....................................
Membro do Conselho de Administração
2013
Carlos Homero Giacomini .................................
Membro do Conselho de Administração
2011
Natalino das Neves .............................................
Membro do Conselho de Administração
2013
Ney Amilton Caldas Ferreira .............................
Membro do Conselho de Administração
2012
Abaixo são apresentados breves currículos de cada um dos membros do Conselho de Administração:
Maurício Schulman. O Sr. Schulman tem 84 anos. É graduado em Engenharia Civil pela Universidade
Federal do Paraná e especializado em administração. O Sr. Schulman também fez cursos adicionais de eletricidade e
economia na França. O Sr. Schulman serviu anteriormente como Diretor de Administração Corporativa e Diretor
Presidente da Eletrobras; Diretor da Eletrobras, da Light S.A. e do Comitê Brasileiro da Comissão de Integração
Energética Regional – CIER; Diretor Administrativo da Companhia de Desenvolvimento Econômico – Codepar, do
Banco Nacional de Habitação – BNH e da Federação Nacional dos Bancos – Fenaban. Também foi Secretário da
Fazenda do Estado do Paraná. O Sr. Schulman foi indicado pelo Governo do Paraná.
Lindolfo Zimmer. O Sr. Zimmer tem 73 anos. É graduado em Engenharia Econômica e Gestão Industrial
pela Universidade Federal do Rio de Janeiro e em Engenharia Mecânica e Economia pela Universidade Federal do
Paraná. Possui MBA em Marketing pela Fundação Getúlio Vargas – FGV-PR. O Sr. Zimmer serviu anteriormente
como Diretor Presidente da Dobreve Energia S.A. – DESA e como Membro de seu Conselho de Administração;
Conselheiro no Instituto de Engenharia do Paraná – IEP e na Federação das Indústrias do Paraná – Fiep, no
Conselho Temático de Responsabilidade Social; Diretor de Marketing da Companhia Paranaense de Energia –
Copel (2000 a 2003); Diretor Operacional da Copel (1995 a 1999); Diretor de Engenharia e Construção da Copel
(1979 a 1982); Presidente do Comitê de Gestão da Copel Telecomunicações S.A. e da Copel Transmissão S.A.;
Membro do Comitê de Gestão da Copel Geração S.A. e da Copel Distribuição S.A.; Superintendente de Obras
Especiais - Usina Foz do Areia; Gerente do Departamento de Engenharia Eletromecânica na Usina Foz do Areia;
Gerente das Divisões de Manutenção Mecânica e Engenharia Mecânica da Copel; Engenheiro na Usina Salto Osório
- Copel; Gerente na Usina Capivari-Cachoeira; Diretor Técnico na Inepar S.A.; Gerente de Departamento na
Eletrobras S.A.; Vice-Presidente do Instituto Pró-Cidadania de Curitiba; Secretário de Governo da Prefeitura de
Curitiba. O Sr. Zimmer foi nomeado pelo Estado do Paraná.
Marco Aurélio Rogeri Armelin. O Sr. Armelin tem 42 anos. É graduado em Engenharia Elétrica pela Escola
Politécnica da Universidade de São Paulo (1994). É sócio-fundador da Una Capital Ltda./DEC Investimentos Ltda.
Anteriormente, foi responsável pelo segmento de renda fixa do M&Safra (2004 to 2005) e Banco Itaú BBA S.A.
(2001 a 2004). O Sr. Armelin foi conselheiro da Mahle Metal Leve (2009-2011) e membro do Conselho Fiscal da
Fosfértil (2006-2007) e Metalúrgica Gerdau (2009-2010). Ele foi indicado por acionistas minoritários.
Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani. O Sr. Sebastiani tem 54 anos. Economista, Luiz Eduardo da Veiga
Sebastiani foi Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Companhia Paranaense de Energia - Copel
(2012-2013); Chefe de Gabinete do Governo do Estado do Paraná (2012); Membro do Conselho Fiscal da
Companhia Paranaense de Energia - Copel (2011-2012); Membro do Conselho Fiscal da Companhia de Saneamento
do Paraná - Sanepar (Saneamento Utility Company) (2011-2012); Secretário de Gestão e Prestação do Estado do
Paraná (2011-2012); Secretário Municipal de Finanças em Curitiba (2005-2010); Membro da Diretoria e do Estado
do Paraná representante no Conselho Federal de Economia - COFECON (Conselho Federal de Economia), entre
outras atividades relevantes, sempre dentro da gestão financeira. Ele é atualmente o secretário de Estado da Fazenda
do Paraná. O Sr. Sebastiani foi nomeado pelo Estado do Paraná.
76
José Richa Filho. O Sr. Richa Filho tem 51 anos. É graduado em Engenharia Civil pela Universidade
Católica do Paraná e em gestão pública pela Sociedade Paranaense de Ensino e Informática. O Sr. Richa Filho
serviu anteriormente como Diretor Administrativo e Financeiro do Departamento de Estradas de Rodagem – DERPR; Diretor Administrativo e Financeiro da Agência de Fomento do Paraná S.A.; e Secretário de Administração do
Município de Curitiba. O Sr. Richa Filho foi indicado pelo Governo do Paraná.
Maurício Borges Lemos. O Sr. Lemos tem 64 anos. É graduado em Economia pela Universidade Federal de
Minas Gerais e possui Doutorado e Mestrado em Economia pela Universidade Estadual de Campinas - Unicamp.
Atualmente, é diretor de gestão, finanças e operações indiretas no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico
e Social - BNDES. Anteriormente, o Sr. Lemos foi conselheiro da Copel (2003) e Secretário Municipal responsável
pela Coordenação de Políticas Sociais da cidade de Belo Horizonte, Minas Gerais (2001-2002). Foi indicado pelo
BNDES Participações S.A. – BNDESPAR.
Carlos Homero Giacomini. O Sr. Giacomini tem 60 anos. Possui mestrado em Saúde Pública pela
Universidade Estadual de Londrina – UEL; especialização em pediatria, com residência no Hospital Evangélico do
Paraná; e graduação em medicina pela Faculdade Evangélica de Medicina do Paraná. O Sr. Giacomini foi presidente
do Instituto Municipal de Administração Pública - Imap; secretário municipal de planejamento e coordenação da
prefeitura de Curitiba; diretor do Hospital Oswaldo Cruz; diretor de planejamento e superintendente do Imap;
presidente do Instituto de Previdência dos Servidores do Município de Curitiba - IPMC; e secretário municipal de
recursos humanos da prefeitura de Curitiba. O Sr. Giacomini foi nomeado pelo Estado do Paraná.
Natalino das Neves. O Sr. das Neves tem 48 anos. Funções atuais: Membro do Conselho de Administração
da Companhia Paranaense de Energia - Copel, eleito na 58ª Assembleia Geral Ordinária, de 25.04.2013, para o
mandato 2013-2015; Administração na área de logística de suprimentos da Companhia Paranaense de Energia Copel; e Escritor. Principais atividades exercidas: Gerente do Departamento de Gestão e Planejamento de Serviços,
da Companhia Paranaense de Energia - Copel (2006 a 2013); Gerente da Divisão de Serviços Corporativos (janeiro
a março de 2014); Professor de ensino superior nas disciplinas de: cultura e clima organizacional, sociologia das
organizações, filosofia e temas de teologia (2011); Membro do Comitê de Pesquisa, desenvolvimento e Inovação
(PD&I) da Copel (2008 a 2010); Membro do Conselho de Administração da Companhia Paranaense de Energia Copel (2002 a 2003 e 2005 a 2006); Membro do Conselho Deliberativo da Fundação Copel (2000 a 2004); Gerente
de agências da Copel nos municípios de Imbituva e Prudentópolis, no Paraná (1996 a 1999); e Professor de
Matemática, Estatística e Contabilidade no ensino médio (1996 a 2001). Formação: Mestre em Tecnologia, com
ênfase em tecnologia e desenvolvimento, pela Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR (2011); Mestre
em Teologia, pela PUC-PR (2010); Especialização em Planejamento, Operação e Comercialização na Indústria de
Energia Elétrica, pela Universidade Federal do Paraná - UFPR (2004); Especialização em Contabilidade Gerencial,
pela Universidade Estadual do Centro-Oeste - Unicentro (2002); Bacharel em Teologia, pela Faculdade Teológica
Batista do Paraná - FTBP (2005); e Licenciado em Contabilidade e Estatística, pela Universidade Paranaense Unipar (1991).
Ney Amilton Caldas Ferreira. O Sr. Ferreira tem 61 anos. Possui pós-graduação em Administração de
Empresas pela Universidade Católica do Paraná e bacharelado em administração de empresas e comércio
internacional pela Faculdade Positivo. O Sr. Ferreira foi chefe da Casa Civil do Estado do Paraná, representante do
Instituto Nacional do Seguro Social no Estado do Paraná e ocupou diversos cargos no município de Guarapuava,
incluindo o de prefeito interino da cidade. O Sr. Ferreira foi presidente da Companhia de Desenvolvimento
Agropecuário do Paraná – CODAPAR. O Sr. Ferreira foi nomeado pela BNDES Participações S.A. – BNDESPAR.
Diretoria
A Diretoria da Copel se reúne semanalmente e é responsável por sua administração cotidiana. Cada Diretor
possui também responsabilidades individuais estabelecidas pelo nosso Estatuto.
De acordo com nosso Estatuto, a Diretoria consiste de cinco membros. Os Diretores são eleitos pelo
Conselho de Administração para mandatos de três anos, mas podem ser destituídos pelo Conselho de Administração
a qualquer tempo. Pelo Acordo de Acionistas, o BNDESPAR tem direito de indicar um membro da Diretoria. O
mandato dos atuais membros da Diretoria expira em Dezembro de 2014. Os atuais membros da Diretoria são:
77
Nome
Cargo
Desde
Lindolfo Zimmer........................................................................ Diretor Presidente
2011
Marcos Domakoski .................................................................... Diretora de Gestão de Negócios
2013
Antonio Sergio de Souza Guetter .............................................. Diretor de Finanças e Relações com Investidores
2014
Jonel Nazareno Iurk ................................................................... Diretor de Desenvolvimento de Negócios
2013
Denise Campanholo Busetti Sabbag......................................
2013
Diretora de Relações Institucionais
Abaixo são apresentadas breves descrições biográficas de cada um de nossos atuais diretores.
Lindolfo Zimmer. O Sr. Zimmer tem 73 anos. Engenheiro Mecânico e Economista, Lindolfo Zimmer
ocupou cargos importantes em sua carreira profissional na Copel, entre eles: Diretor de Marketing (2000 a 2003),
Diretor Operacional (1995 a 1999), Diretor de Engenharia e Construção (1979 a 1982) e Presidente do Comitê de
Gestão da Copel Telecomunicações S.A. e da Copel Transmissão S.A. Atualmente trabalhava no setor privado como
Diretor Presidente da Dobreve Energia S.A. - Desa.
Marcos Domakoski. O Sr. Domakoski tem 61 anos. Engenheiro Civil e Mestre em Gestão. Ele ocupou
cargos importantes ao longo de sua carreira, como Presidente do Conselho de Administração da Copel Geração e
Transmissão SA desde 2013. Membro do Conselho de Administração do Instituto de Tecnologia de para o
Desenvolvimento - Lactec desde 1998, Vice-Presidente do Movimento Pró-Paraná desde 2012, Sócio da MDD
Papéis desde 1987. Foi Professor na Universidade Federal do Paraná (1981 a 2009), Membro do Conselho de
Administração do Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul - BRDE (2003 a 2004), signatário do Pacto
Global das Nações Unidas desde 2003, Diretor Executivo da Associação Comercial do Paraná (2000 a 2004);
Membro do Conselho de Administração do Instituto Brasileiro de Qualidade e Produtividade - IBQP (2000 a 2004),
Diretor Administrativo e Financeiro da Cia. Melhoramentos de São Paulo - Indústria de Papel (1986 a 1987), Diretor
Financeiro da Cia Santa Maria. Papel e Celulose (1984 a 1986) e Vice-presidente da Rio Branco Cia. de Seguros
(1982-1983).
Antonio Sergio de Souza Guetter. O Sr. Guetter tem 52 anos. É Engenheiro Civil, tem MBA Executivo em
Finanças (pelo ISPG) e Administração (pela PUC/ISAD), além de especialização em diversas áreas, como Gestão
Estratégica e Marketing (Texas University - 1998), Qualidade (JUSE - Japanese Union of Scientists and Engineers 1999), Gestão e Planejamento (Drexel University of Philadelphia - 2000) e Finanças (New York University - 2001 e
Wharton School – 2012). Exerceu importantes cargos ao longo de sua carreira profissional: foi Diretor Presidente da
Copel Renováveis S.A. (2014), Presidente da Fundação Copel de Assistência e Previdência Social (2013), Diretor de
Administração e Seguridade da Fundação Copel de Assistência e Previdência Social (2011-2012), Gestor do
Programa Tecnoparque da Prefeitura Municipal de Curitiba para consolidação do 1º parque tecnológico urbano do
Brasil (2008), Superintendente de Tecnologia de Informação da Companhia Paranaense de Energia - Copel (20032004), Membro do Conselho de Administração da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Energia Apine (2002) e Diretor da Copel Participações S.A. (2001-2002). Guetter tem sido o nosso Diretor Financeiro e de
Relações com Investidores desde 12 de março de 2014.
.Jonel Nazareno Iurk. O Sr. Iurk tem 60 anos e possui mestrado em Ciência do Solo e Gestão de Bacias
Hidrográficas pela Universidade Federal do Paraná (2005), especialização em Gestão e Engenharia Ambiental pela
Universidade Federal do Paraná (1999), e bacharelado em Matemática (1975) e Engenharia Civil (1978) pela
Universidade Estadual de Ponta Grossa. O Sr. Iurk ocupou o cargo de Secretário Estadual do Meio Ambiente e
Recursos Naturais do Paraná (2011-2013) e atuou como gestor de Políticas Estaduais de Meio Ambiente e Recursos
Naturais.
Denise Campanholo Busetti Sabbag. A Sra. Sabbag tem 52 anos. Engenheira Civil, Denise ocupou cargos
importantes ao longo de sua carreira: foi chefe da coordenação assuntos corporativos regulatórios na Copel (2011 a
2013); Assessora do conselho de direção (2010); Analista de comercialização e regulamentação de energia (2007 a
2010); Analista técnica (2005 a 2006); e engenheira civil (1984 a 2004).
78
Conselho Fiscal
Temos um Conselho Fiscal permanente, que geralmente se reúne a cada três meses. O Conselho Fiscal se
compõe de cinco membros efetivos e cinco suplentes, eleitos pelos acionistas na Assembleia Geral Ordinária, com
mandato de um ano. O Conselho Fiscal, que é independente da administração e dos auditores externos da Copel, é
responsável por:

examinar e dar parecer sobre as Demonstrações Contábeis da Companhia a nossos acionistas;

emitir pareceres especiais sobre mudanças no capital social, orçamento da Companhia, propostas de
distribuição de dividendos e reestruturação organizacional; e

em geral fiscalizar as atividades da administração da Copel e dar parecer sobre elas aos acionistas.
A tabela a seguir lista os membros e suplentes atuais do Conselho Fiscal, indicados na 59ª Assembleia
Geral Ordinária em 24 de abril de 2014 e cujos mandatos vencem em abril de 2015:
Nome
Desde
Joaquim Antonio Guimarães de Oliveira Portes – Presidente...........................................................................
2011
Nelson Leal Junior .............................................................................................................................................
2013
José Tavares da Silva Neto ................................................................................................................................
2011
Carlos Eduardo Parente de Oliveira Alves ........................................................................................................
2012
Vago
Suplentes
Desde
Osni Ristow ........................................................................................................................................................
2011
Roberto Brunner ................................................................................................................................................
2011
Gilmar Mendes Lourenço ..................................................................................................................................
2013
Bruno Cabral Bergamasco .................................................................................................................................
2013
Flavio JarczunKac ..............................................................................................................................................
2013
Comitê de Auditoria
De acordo com a Norma 10A-3 do Exchange Act e nosso Estatuto Social, temos um Comitê de Auditoria
composto de pelo menos três membros de nosso Conselho de Administração, com mandato de dois anos, podendo
ser reeleitos. De acordo com o estatuto do Comitê de Auditoria, os membros do Comitê de Auditoria são indicados
por resolução do Conselho de Administração e podem por ele ser substituídos. Desde 24 de abril de 2014, os
membros do Comitê de Auditoria são os Srs. José Richa Filho e Carlos Homero Giacomini. Há uma vaga em aberto.
Todos os membros do Comitê de Auditoria são membros de nosso Conselho de Administração. O Comitê de
Auditoria é responsável por ajudar a preparar nossas demonstrações contábeis, assegurando o cumprimento de todas
as exigências legais relacionadas com as obrigações de divulgação, monitorando o trabalho dos auditores
independentes e de nossa equipe encarregada da auditoria interna da Companhia e revisando a eficácia dos
procedimentos e pessoal de controle interno e gerenciamento de riscos.
Sob a legislação societária brasileira, a função de contratar auditores independentes é reservada ao conselho
de administração das empresas. Assim, nosso Conselho de Administração atua como nosso Comitê de Auditoria,
conforme especificado pela Seção 3(a)(58) do Exchange Act, para fins de aprovação, caso a caso, de qualquer
convocação de nossos auditores independentes para realizar para nós ou nossas subsidiárias qualquer auditoria ou
serviços de outra natureza. Exceto nesses aspectos, nosso Comitê de Auditoria é comparável com os comitês de
auditorias de empresas dos Estados Unidos e realiza as mesmas funções desses comitês.
79
Remuneração dos Conselheiros e Diretores
Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, o montante agregado das remunerações pagas pela
Copel a todos os Membros do Conselho de Administração, aos Diretores e aos membros do Conselho Fiscal foi de
R$ 11,1 milhões, dos quais 87% foram pagos a nossa Diretoria, 8% a nosso Conselho de Administração, e 5% a
nosso Conselho Fiscal, conforme aprovado pela 58ª Assembleia Geral Ordinária da Copel realizada em 25 de abril
de 2013.
Não possuímos contratos de prestação de serviço com nossos diretores prevendo benefícios ao término do
emprego.
Empregados
Em 31 de dezembro de 2013, tínhamos 8.647 empregados, contra 9.468 empregados em 31 de dezembro
de 2012 e 9.400 empregados em 31 de dezembro de 2011. Incluindo os empregados da Compagas, da Elejor e da
UEG Araucária (companhias em que possuímos participação majoritária), tínhamos 8.817 empregados no fim de
2013.
A tabela seguinte mostra o número de empregados e o desdobramento dos empregados por categoria de
atividade nas datas indicadas para cada área de nossas operações:
Em 31 de dezembro
2012
2013
Área
2011
Geração e transmissão ............................................................................................
1.448
1.188
1.138
Distribuição ............................................................................................................
6.069
6.241
5.926
Telecomunicações. .................................................................................................
360
340
346
Staff corporativo e pesquisa e desenvolvimento ...................................................
755
1.668
1.969
Outros empregados .................................................................................................
15
31
21
Total de empregados das subsidiárias integrais da Copel................................
8.647
9.468
9.400
Compagas ...............................................................................................................
152
143
128
Elejor.......................................................................................................................
8
8
7
Araucária ................................................................................................................
10
10
10
Total ....................................................................................................................
8.817
9.629
9.545
Todos os nossos empregados são cobertos por acordos coletivos de trabalho que renegociamos anualmente
com os sindicatos representativos das várias categorias profissionais. Em 2013, negociamos e assinamos acordos
trabalhistas com os sindicatos que representam nossos empregados, por um período de um ano. Concordamos em
reajustar os salários em 7% em 2013 em relação aos salários de 2012.
Fornecemos uma série de benefícios a nossos empregados. O mais significativo é o patrocínio, pela
Companhia, da Fundação Copel de Previdência e Assistência Social (a “Fundação Copel”), que suplementa a
aposentadoria concedida pelo governo federal e os benefícios na área de saúde disponíveis para nossos empregados.
Em 31 de dezembro de 2013, aproximadamente 99% dos nossos empregados tinham optado por participar de um
plano de contribuição definida.
De acordo com a legislação federal e a nossa política de remuneração, nossos empregados participam de
um plano de participação nos lucros. A quantia, estabelecida mediante acordo entre nós e uma comissão de
empregados, está sujeita à aprovação do Conselho de Administração e dos acionistas. O recebimento de participação
nos lucros pelos empregados está condicionado à consecução de certos objetivos descritos no acordo mencionado
acima, confirmados em nossas demonstrações financeiras publicadas ao fim do exercício. O montante de
80
distribuições de participação nos lucros provisionado e aprovado para o exercício fiscal de 2013 (incluindo a
Compagas) foi de R$ 80,0 milhões. O montante de distribuições de participação nos lucros provisionado e aprovado
para o exercício fiscal de 2012 (incluindo a Compagas) foi de R$ 29,9 milhões, uma redução de 37,7% em relação à
distribuição de 2011, que totalizou R$ 48,1 milhões. Os termos do acordo de participação nos lucros estão
atualmente sendo revisados e renegociados para anos futuros.
Entre março de 2011 e dezembro de 2012, implantamos um programa de desligamento voluntário
(“PSDV”) que visa reduzir custos e preparar sucessores para os profissionais aposentados. De acordo com o plano,
um empregado que tenha trabalhado por pelo menos 20 anos na Copel e que tenha, no mínimo, 50 anos de idade
poderia optar por aderir ao programa até 31 de dezembro de 2012 e teria até 12 meses para preparar seu sucessor. O
custo total desse programa (em 2011 e 2012) foi de aproximadamente R$ 206,2 milhões. Um total de 1.021
empregados aderiram ao programa e deixaram a companhia entre 2011 e 2013.
Em 1 de novembro de 2013, lançamos um outro programa de incentivo à aposentadoria ("PDI"), no qual
um empregado que trabalhou pelo menos 20 anos na Copel e tinha, ao menos, 50 anos de idade, poderia participar.
O prazo para a adesão ao programa é o final do mês seguinte à data em que o empregado se qualifica sob os
seguintes requisitos: 55 anos de idade e um período de contribuição ao INSS igual ou superior a 35 anos para os
homens e 30 anos para as mulheres. O prazo de desligamento é de até 60 dias após a data de adesão. Em 2013, 180
pessoas optaram por sair, a um custo total de R$ 27,5 milhões.
Participação Acionária
Em 31 de março de 2014, nossos conselheiros e diretores, coletivamente, detinham, direta ou
indiretamente, menos de 1,0% de nossas ações de qualquer classe.
Item 7. Principais Acionistas e Transações com Partes Relacionadas
Desde 1954, o Estado do Paraná possui a maioria das nossas ações ordinárias e exerce o controle da Copel.
Em 31 de dezembro de 2013, o Estado do Paraná detinha diretamente 58,6% das ações ordinárias, e o BNDESPAR
detinha direta e indiretamente 26,4% das ações ordinárias.
A tabela seguinte apresenta informações relativas à propriedade das ações ordinárias da Copel em 31 de
dezembro de 2013.
Acionista
Ações ordinárias
(milhares)
(% do total)
Estado do Paraná ...............................................................................................
85.029
58,6
BNDESPAR ......................................................................................................
38.299
26,4
Eletrobras ...........................................................................................................
1.531
1,1
Em circulação - ADSs ......................................................................................
92
0,1
Em circulação – BM&FBOVESPA ..................................................................
19.785
13,7
Outros.................................................................................................................
295
0,1
(1)
............
-
–
Total ..............................................................................................................
145.031
100,0
Membros do Conselho de Administração e Diretores, em conjunto
____________
(1)
Nossos conselheiros e diretores detêm um total de 12 ações ordinárias.
81
A tabela seguinte apresenta informações relativas à propriedade de nossas ações classe B em 31 de
dezembro de 2013.
Acionista
Ações Classe B
(milhares)
(% do total)
Estado do Paraná ...............................................................................................
14
–
BNDESPAR ......................................................................................................
27.282
21,3
Eletrobras ...........................................................................................................
–
–
Negociadas como ADSs ...................................................................................
33,924
26,5
Negociadas na BM&FBOVESPA .....................................................................
66,922
52,1
Outros.................................................................................................................
99
0,1
Membros do Conselho de Administração e Diretores, em conjunto ................
2
–
Total ..............................................................................................................
128.243
100,0
Em 31 de Março de 2014, 2,3% das ações ordinárias e 22,0% das ações classe B pertenciam a 292
portadores registrados na Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia – CBLC (a “CBLC”) como residentes nos
Estados Unidos. Na mesma data, as ADRs representavam 0,1% das ações ordinárias e 26,8% das ações preferenciais
classe B; juntas, representavam aproximadamente 12,6% de nosso capital social total. Até março de 2014, nossos
acionistas aprovaram a conversão de 284 ações classe A em ações classe B.
Acordo de Acionistas
Sob o Acordo de Acionistas, o Estado do Paraná não poderá aprovar, sem autorização prévia do
BNDESPAR, as seguintes matérias:

reforma de nosso Estatuto;

redução ou aumento de nosso capital social;

mudança em nosso objeto social;

criação de uma nova classe de nossas ações preferenciais;

emissão de títulos conversíveis em nossas ações ou opções de compra para nossas ações;

agrupamento ou desdobramento de ações emitidas;

incorporação de reservas, fundos ou provisões contábeis que afetem os direitos e interesses dos
acionistas minoritários;

liquidações ou reestruturações corporativas voluntárias;

fusão, cisão, transformação, transferência ou aquisição de participações em outras companhias;

criação de subsidiárias integrais;

adoção de política em relação aos acionistas minoritários em caso de fusão, cisão e transferência de
controle da Copel; e

redução de dividendos obrigatórios.
82
TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
Realizamos transações, incluindo venda de energia elétrica, com nossos principais acionistas e com nossas
coligadas. As tarifas que cobramos sobre a energia elétrica vendida a nossas partes relacionadas são aprovadas pela
ANEEL, e os montantes não são significativos.
Transações com Acionistas
Segue abaixo um resumo das transações mais significativas com nossos principais acionistas:
Governo do Estado do Paraná
O Estado do Paraná possui 58,6% de nossas Ações Ordinárias. Possuíamos um crédito a receber do
governo do Estado do Paraná referente ao Acordo da CRC no valor de R$ 1.380,6 milhões em 31 de dezembro de
2013. O crédito é remunerado com juros à taxa anual de 6,7% e ajustado de acordo com o índice de inflação IGP-DI.
Registramos receita de juros e variação monetária a receber do Governo do Estado do Paraná sob a Conta de CRC
no valor de R$ 159,3 milhões em 2013. Para maiores informações, ver “Item 5. Revisão e Perspectivas Operacionais
e Financeiras – Visão Geral – Impacto da CRC”. Também tínhamos montantes a pagar de ICMS de R$ 184,4
milhões em 31 de dezembro de 2013. Despesas com ICMS totalizaram R$ 2,2 bilhões em 2013.
BNDES e BNDESPAR
O BNDESPAR é uma subsidiária integral do BNDES, detém 26,4% de nossas ações ordinárias e tem o
direito de nomear dois membros de nosso Conselho de Administração.
O BNDES concedeu um empréstimo de R$ 339 milhões à Copel para financiar a construção da Usina
Hidrelétrica de Mauá, que pertence ao Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, no qual a Copel tem participação de
51,0% e a Eletrosul de 49,0%. O BNDES está financiando 50,0% do valor do empréstimo, e o Banco do Brasil S.A.,
os outros 50,0%. Todas as receitas geradas por essa usina servirão de garantia ao BNDES e ao Bando do Brasil até
pagamento integral do empréstimo. Em 31 de dezembro de 2013, o total de R$ 321,2 milhões era devido ao BNDES
e ao Banco do Brasil sob esse instrumento.
Fundação Copel
A Fundação Copel é um fundo de pensão fechado, patrocinado pela Copel, Compagas e outras entidades,
que opera planos de benefícios, previdência e assistência social. Em 2013, a Copel fez pagamentos à Fundação
Copel a título de: (i) aluguel, no valor de R$ 12,3 milhões, e (ii) despesas com os planos previdenciário e
assistencial, no valor de R$ 176,2 milhões.
Transações com Coligadas
Dona Francisca Energética S.A.
Possuímos 23,0% do total das ações emitidas e em circulação da Dona Francisca Energética S.A. Tínhamos
contas a pagar no valor de R$ 6,3 milhões em 31 de dezembro de 2013. Prestamos garantia a Dona Francisca em
relação a empréstimos obtidos do Banco Bradesco S.A. e do BNDES, em valor proporcional a nossa participação
em Dona Francisca. O saldo desses empréstimos e financiamentos era de R$ 3,4 milhões em 31 de dezembro de
2013.
Temos um contrato de compra de energia com a Dona Francisca no valor anual de R$ 72,0 milhões, com
vigência até outubro de 2015, que obriga a Copel Geração e Transmissão a adquirir 100,0% da energia gerada em
Dona Francisca.
83
Item 8. Informações Financeiras
Ver páginas F-1 a F-140.
AÇÕES JUDICIAIS
Estamos atualmente sujeitos a diversos processos de natureza civil, administrativa, trabalhista e tributária.
Nossas demonstrações contábeis consolidadas apenas incluem provisões para perdas e gastos prováveis e
razoavelmente estimáveis a que podemos estar sujeitos em relação a litígios pendentes. Em 31 de dezembro de 2013,
as provisões para tais riscos eram de R$ 1.266,1 milhões, que acreditamos serem suficientes para cobrir perdas
prováveis e razoavelmente estimáveis no caso de decisões judiciais desfavoráveis nos processos em que somos
parte, mas não podemos assegurar que essas provisões serão suficientes.
Em 31 de dezembro de 2013, estimamos que o valor total de ações contra nós, excluindo-se disputas
envolvendo ações monetárias ou ações que não podem ser avaliadas na sua fase atual, classificadas como perda
possível, era aproximadamente R$ 2.888,0 milhões, dos quais R$ 342,9 milhões correspondem a ações trabalhistas,
R$ 98,0 milhões como benefícios ao empregado, R$ 56,2 milhões como ações regulatórias, R$ 1.006,8 milhões para
ações civil e R$ 1.384,1 milhões para ações tributárias. Para mais informações, ver Nota 28 das demonstrações
contábeis consolidadas.
Determinações da ANEEL
Estamos questionando determinação da ANEEL que nos obrigaria a reconhecer, em nosso passivo
circulante em 31 de dezembro de 2013, aproximadamente R$ 1.549 milhões relacionados à energia adquirida de
Itaipu durante o período de racionamento em 2001, quando houve uma diferença significativa entre o preço de
compra de energia de Itaipu e da energia vendida no mercado cativo. Nossa administração acredita ser remoto o
risco de incorrermos em perdas resultantes da decisão final dessa disputa, de modo que não fizemos nenhuma
provisão relacionada a essa questão. No entanto, podemos ser obrigados a contribuir com os valores devidos por
outras empresas de energia em outras ações semelhantes, e em 31 de dezembro de 2013 tínhamos provisão de R$
40,4 milhões para cobrir prejuízos prováveis relativos a essas outras ações.
Ações Relativas a Impostos e Contribuições Sociais
No segundo semestre de 2010, duas ações judiciais foram julgadas pelo Tribunal Regional Federal em
favor do governo federal, revertendo julgamento anterior que reconhecia a imunidade da Copel ao pagamento de
COFINS. Como resultado desse julgamento, a Receita Federal lavrou autos de infração exigindo o pagamento de
COFINS relativo aos períodos de agosto de 1995 a dezembro de 1996 e outubro de 1998 a junho de 2001. Em 31 de
dezembro de 2013, havíamos provisionado R$ 48,8 milhões e R$ 194,3 milhões para cada período, respectivamente,
totalizando provisão de R$ 243,1 milhões para cobrir perdas prováveis relativas a essas ações.
Somos parte em processos administrativos e judiciais em que questionamos exigências das autoridades da
Previdência Social para pagarmos contribuições sociais adicionais relativas ao período entre 2000 e 2006. Nessas
ações, estimamos que o valor de nossa perda provável seja de R$ 22,0 milhões.
Ações Trabalhistas
Somos réus em várias ações trabalhistas impetradas por empregados atuais ou ex-empregados da Copel,
relativas a horas extras, condições perigosas de trabalho, transferências e outras questões. Em 31 de dezembro de
2013, tínhamos uma provisão de R$ 290,9 milhões para cobrir perdas prováveis relativas a essas ações.
84
Ações Regulamentares
Estamos questionando certas medidas regulamentares e legais relativas às alegações da ANEEL de que
violamos os padrões regulamentares relativos à duração e à frequência das interrupções de fornecimento sofridas por
nossos consumidores finais. Estabelecemos uma provisão de R$ 51,5 milhões em 31 de dezembro de 2013 para
cobrir perdas prováveis relativa a essas ações.
Outras Ações
Somos parte em várias ações judiciais relativas a acidentes envolvendo equipamentos usados em nossos
sistemas de transmissão e distribuição de eletricidade, acidentes com veículos e ações judiciais para a recuperação
de comissões pela Tradener (para mais informações, vide a Nota 28.1.4(b) das demonstrações financeiras
consolidadas). Em 31 de dezembro de 2013, tínhamos uma provisão de R$ 197,8 milhões para cobrir perdas
prováveis relativas a essas ações.
Em julho de 2004, a Rio Pedrinho Energética S.A. (a “Rio Pedrinho”) e a Consórcio Salto Natal Energética
S.A. (a “Salto Natal”) deram início a um procedimento arbitral contra a Copel Distribuição, pleiteando
aproximadamente R$ 25,0 milhões cada uma por saldos e penalidades cobrados de nós conforme contratos de
compra de energia. Em setembro de 2005, o painel de arbitragem sentenciou a Copel Distribuição ao pagamento de
aproximadamente R$ 27,5 milhões a cada empresa.
Impetramos ação judicial em novembro de 2005 na justiça local de Curitiba visando anular a decisão do
painel de arbitragem. Subsequentemente, a Rio Pedrinho e a Salto Natal impetraram pedido de execução judicial
visando nos obrigar a pagar a elas os montantes atribuídos pela arbitragem. Estabelecemos provisões de R$ 64,8
milhões em 31 de dezembro de 2013 para cobrir perdas prováveis relativa a essa ação.
Em razão de ação impetrada em novembro de 2004 pela Ivaí Engenharia de Obras S.A. (a "Ivaí"), a Copel
foi obrigada a pagar R$ 180,9 milhões com base no pleito da Ivaí de que a remuneração paga pela Copel era
insuficiente para cobrir os custos da Ivaí com o projeto do Rio Jordão. A Copel recorreu e obteve sucesso parcial,
com a rejeição da cumulação da taxa Selic com os juros moratórios. Obtivemos liminar para suspender esse
pagamento, que também resultou em suspensão da execução provisória proposta pela Ivaí. Estabelecemos provisões
de R$ 312,8 milhões em 31 de dezembro de 2013 para cobrir perdas prováveis relativa a essa ação.
Somos parte em várias ações impetradas por proprietários de terras cujas propriedades foram afetadas por
nossas linhas de transmissão e distribuição. Em 31 de dezembro de 2013, tínhamos uma provisão de R$ 10,6
milhões para cobrir perdas prováveis relativa a essas ações.
PAGAMENTO DE DIVIDENDOS
De acordo com o nosso Estatuto Social e a Lei das Sociedades Anônimas, pagamos regularmente
dividendos anuais para cada exercício fiscal dentro de 60 dias depois de sua declaração na Assembleia Geral
Ordinária dos Acionistas. Na medida em que haja valores disponíveis para distribuição, somos obrigados a distribuir
como dividendos obrigatórios um valor agregado igual a pelo menos 25,0% do lucro líquido ajustado. Os dividendos
são alocados de acordo com a fórmula descrita em “Prioridade de Dividendos das Ações Classe A e Ações Classe
B” abaixo. Pela Lei das Sociedades Anônimas brasileira, não podemos suspender o dividendo obrigatório devido
com relação às Ações Ordinárias, às Ações Classe A e às Ações Classe B em qualquer exercício. A legislação
societária brasileira permite, porém, que uma companhia suspenda o pagamento de todos os dividendos se o
Conselho de Administração, com a aprovação do Conselho Fiscal, informar à Assembleia Geral dos Acionistas que
a distribuição seria prejudicial à situação financeira da Companhia. Nesse caso, as companhias com ações
negociadas em bolsa devem apresentar um relatório à CVM contendo as razões para a suspensão do pagamento de
dividendos. Apesar do exposto acima, a Lei das Sociedades Anônimas e nosso Estatuto Social preveem que as
Ações Classe A e as Ações Classe B adquirirão direito de voto se suspendermos o pagamento do dividendo
obrigatório por mais de três anos consecutivos e que esse direito de voto persistirá até que todos os pagamentos de
dividendos, incluindo pagamentos vencidos, tenham sido feitos. Não estamos sujeitos a nenhuma limitação
contratual à nossa capacidade de pagar dividendos.
85
Cálculo do Lucro Líquido Ajustado
Dividendos anuais são descontados de nosso lucro líquido ajustado para o exercício fiscal correspondente.
A Lei das Sociedades Anônimas brasileira define “lucro líquido” para qualquer exercício fiscal como o resultado de
tal exercício depois da dedução do imposto de renda e das contribuições sociais de tal exercício e depois da dedução
de eventuais montantes alocados à participação dos empregados e dos diretores no resultado de tal exercício. O
“lucro líquido” para um dado exercício fiscal está sujeito a ajuste pela adição ou subtração de montantes alocados à
reserva legal e a outras reservas, resultando no que chamamos de lucro líquido ajustado.
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas do Brasil, devemos manter uma reserva legal, à qual
devemos alocar um mínimo de 5% do nosso lucro líquido de cada exercício fiscal até que tal reserva alcance um
montante igual a 20,0% de nosso capital acionário (calculado de acordo com a Lei das Sociedades Anônimas do
Brasil). Não somos obrigados, entretanto, a alocar quaisquer montantes à nossa reserva legal em exercícios fiscais
em que a reserva legal, quando somada às nossas outras reservas de capital estabelecidas, exceder 30,0% de nosso
capital total. Os montantes a serem alocados a tal reserva devem ser aprovados por nossos acionistas em assembleia
e podem ser usados apenas para o aumento do capital social ou para a compensação de prejuízos. Em 31 de
dezembro de 2013, nossa reserva legal era de R$ 624,8 milhões, ou aproximadamente 9,0% de nosso capital
acionário naquela data.
Além da dedução de importâncias para a reserva legal, pela Lei das S.A. o lucro líquido pode também ser
ajustado mediante dedução de importâncias alocadas a outras duas reservas:

a reserva de contingências: sob a Lei das S.A., nossa assembleia de acionistas, mediante proposta
justificada de nosso Conselho de Administração ou de nossa Diretoria, pode decidir alocar um
percentual de nosso lucro líquido a uma reserva de contingências para perdas previstas e consideradas
prováveis em exercícios futuros, cujo valor pode ser estimado;

a reserva de incentivos fiscais: sob a Lei das S.A., nossa assembleia de acionistas, mediante proposta
justificada de nosso Conselho de Administração ou de nossa Diretoria, pode decidir alocar um
percentual de nosso lucro líquido resultante de doações ou subsídios governamentais para fins de
investimento.
Por outro lado, o lucro líquido também pode ser aumentado:

pela reversão de montantes anteriormente alocados a uma reserva de contingências no exercício fiscal
em que a perda prevista não ocorre como estimado ou em que a perda prevista ocorre mas é inferior à
contingência alocada; e

por quaisquer montantes incluídos na reserva de lucros não realizados que foram realizados no
exercício fiscal em questão e que não foram usados para compensar perdas, conforme aprovado por
nossa assembleia de acionistas, mediante proposta de nosso Conselho de Administração ou de nossa
Diretoria.
Os montantes disponíveis para distribuição são determinados com base em demonstrações contábeis legais
preparadas utilizando-se o método exigido pela Lei das S.A. brasileira, que difere de nossas demonstrações
contábeis consolidadas incluídas neste Relatório.
Prioridade de Dividendos das Ações Classe A e Classe B
De acordo com o nosso Estatuto, as ações classe A e classe B fazem jus a dividendos anuais mínimos não
cumulativos pelo menos 10% maiores que os dividendos por ação pagos aos portadores de ações ordinárias. As
ações classe A têm prioridade para recebimento de dividendos sobre as ações classe B, e as ações classe B têm
prioridade sobre as ações ordinárias. Na medida em que os dividendos sejam pagos, devem ser pagos na seguinte
ordem:
86

primeiro, os portadores de ações classe A têm direito de receber dividendos mínimos iguais a 10% do
capital acionário total representado pelas ações classe A existentes ao final do exercício fiscal em
relação ao qual os dividendos estão sendo declarados;

segundo, na medida em que haja montantes adicionais a serem distribuídos após todos os montantes
alocados às ações classe A terem sido pagos, os portadores de ações classe B têm direito de receber
dividendos mínimos por ação iguais (i) ao dividendo obrigatório dividido pelo (ii) número total de
ações classe B existente ao final do exercício fiscal em relação ao qual os dividendos estão sendo
declarados; e

terceiro, na medida em que haja montantes adicionais a serem distribuídos após todos os montantes
alocados às ações classe A e às ações classe B terem sido pagos, os portadores de ações ordinárias têm
direito de receber uma importância por ação igual (i) à distribuição obrigatória dividida pelo (ii)
número total de ações ordinárias existente ao final do exercício em relação ao qual os dividendos
tenham sido declarados, desde que os portadores de ações classe A e classe B recebam dividendos
pelo menos 10% maiores que os dividendos por ação pagos aos portadores de ações ordinárias.
Na medida em que haja montantes adicionais a serem distribuídos depois de todos os montantes descritos
nos itens precedentes e na forma neles descrita terem sido pagos, tais montantes adicionais deverão ser divididos
igualmente entre todos os nossos acionistas.
Pagamento de Dividendos
Somos obrigados a realizar uma assembleia geral ordinária de acionistas até 30 de abril de cada ano, na
qual, entre outras matérias, dividendos anuais podem ser declarados por decisão dos acionistas com base em
recomendação da Diretoria aprovada pelo Conselho de Administração. O pagamento de dividendos anuais é baseado
nas demonstrações contábeis preparadas para o exercício fiscal encerrado em 31 de dezembro. Pela Lei das S.A.
brasileira, devemos pagar dividendos aos acionistas registrados dentro de 60 dias após a data da assembleia de
acionistas que declarou os dividendos. Uma resolução dos acionistas pode estabelecer outra data de pagamento, que
deve ocorrer antes do fim do ano fiscal em que os dividendos foram declarados. Não somos obrigados a ajustar o
montante do capital integralizado pela inflação para o período que vai do final do ano fiscal até a data da declaração
ou ajustar o montante dos dividendos pela inflação para o período que vai do final do ano fiscal pertinente até a data
de pagamento. Em consequência, o montante dos dividendos pagos aos portadores de ações classe B podem ser
substancialmente reduzidos devido à inflação.
De acordo com nosso Estatuto, nossa administração pode declarar dividendos provisórios a serem pagos
dos lucros em nossas demonstrações contábeis semestrais aprovadas por nossos acionistas. Qualquer pagamento de
dividendos provisórios é descontado do dividendo obrigatório relativo ao exercício em que os dividendos
provisórios foram pagos.
De acordo com a Lei das S.A. brasileira, podemos pagar juros sobre o capital em vez de dividendos como
forma alternativa de efetuar distribuições a acionistas. Podemos tratar um pagamento de juros sobre o capital como
despesa dedutível para fins tributários, desde que não exceda o menor entre:

o produto da (i) taxa de juros de longo prazo (a “TJLP”) multiplicado pelo (ii) patrimônio líquido total
(determinado de acordo com a Lei das S.A.) menos certas deduções prescritas pela Lei das S.A.; e

o maior de (i) 50,0% do lucro líquido corrente (depois da dedução da contribuição social sobre o lucro
líquido - CSLL e antes de serem consideradas tais distribuições e quaisquer deduções de imposto de
renda corporativo) para o ano em relação ao qual o pagamento é feito ou (ii) 50,0% dos lucros retidos
e das reservas de lucros para o ano anterior ao ano em relação ao qual o pagamento é feito.
Para poder receber montantes remetidos em moeda estrangeira para fora do Brasil, os acionistas que não
sejam residentes no Brasil devem registrar-se no Banco Central a fim de receber dividendos, produtos de vendas ou
87
outras importâncias relativas a suas ações. As ações classe B objeto das ADSs são mantidas no Brasil pelo
Custodiante, como agente do Depositário, que é o proprietário registrado de nossas ações.
Pagamentos de dividendos em dinheiro e distribuições, se houver, serão efetuados em moeda brasileira ao
Custodiante em nome do Depositário, o qual então converterá tais valores em dólares americanos e fará com que
esses dólares sejam entregues ao Depositário para distribuição aos portadores de ADSs. No caso de não ser possível
ao Custodiante converter imediatamente a importância em moeda brasileira recebida como dividendos em dólares
americanos, o montante de dólares americanos devido aos portadores de ADSs pode ser adversamente afetado por
desvalorizações da moeda brasileira que ocorram antes de tais dividendos serem convertidos e remetidos.
A tabela abaixo apresenta as distribuições em espécie que pagamos/pagaremos como dividendos e juros
sobre o capital próprio nos períodos indicados.
Ano
Data de Pagamento
Distribuição (em
milhares de R$ )
Pagamento por ação (R$ )
Classe A
Classe B
Ordinárias
2009
Maio de 2010
249.459
0,86965
1,62979
0,95679
2010
Maio de 2011
281.460
0,98027
2,52507
1,07854
2011
Maio de 2012
421.091
1,46833
2,52507
1,61546
2012
Maio de 2013
268.554
0,93527
2,52507
1,02889
Maio de 2014
560,537
1,95572
2,52507
2,15165
(1)
2013
(1)
Antecipação de parte de Dividendos e Juros sobre o Capital Próprio - JCP em dezembro de 2013 (R $ 145,0 milhões em dividendos e R $ 180,0
milhões em juros sobre capital próprio).
A tabela abaixo apresenta as distribuições em espécie que pagamos como dividendos e juros sobre o
capital, convertidas em dólares americanos pela taxa de câmbio do fim do exercício, nos períodos indicados.
Ano
Data de Pagamento
Distribuição (em
milhares de US$)
Pagamento por lote de mil ações (US$)
Classe A
Classe B
Ordinárias
2009
Maio de 2010
143.268
0,49945
0,93602
0,54950
2010
Maio de 2011
168.923
0,58833
1,51547
0,64731
2011
Maio de 2012
224.486
0,78278
1,34613
0,86121
2012
Maio de 2013
131.419
0,45768
1,23566
0,50349
Maio de 2014
239,280
0,83485
1,07789
0,91849
(1)
2013
(1)
Antecipação de parte de Dividendos e Juros sobre o Capital Próprio - JCP em dezembro de 2013 (R $ 145,0 milhões em dividendos e R $ 180,0
milhões em juros sobre capital próprio).
88
Item 9. A Oferta e Listagem
O principal mercado de negócios para as ações classe B é a Bolsa de Valores de São Paulo, mantida pela
BM&FBOVESPA S.A. – Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (o “Mercado da BOVESPA”). Em 31 de março
de 2013, tínhamos aproximadamente 2.830 acionistas portadores de ações classe B.
A tabela seguinte apresenta os preços máximos e mínimos de fechamento para as ações classe B na Bolsa
de Valores de São Paulo, para os períodos indicados.
Preço por 1.000 Ações Classe B
Máximo
Mínimo
(R$ )
2009 ..........................................................................................................................................
39,00
21,10
2010 ..........................................................................................................................................
44,60
33,00
2011 ..........................................................................................................................................
46,50
31,93
2012 ..........................................................................................................................................
48,29
26,40
1o Trimestre ................................................................................................................
45,52
37,30
2o Trimestre ................................................................................................................
48,29
39,92
3 Trimestre ................................................................................................................
44,32
32,31
4o Trimestre ................................................................................................................
33,31
26,40
2013 ..........................................................................................................................................
37,01
26,21
1o Trimestre ................................................................................................................
33,22
27,97
2 Trimestre ................................................................................................................
37,01
26,21
3o Trimestre ................................................................................................................
31,50
27,49
33,40
29,85
1o Trimestre ................................................................................................................
21,53
23,64
Janeiro ................................................................................................................
31,05
27,70
Fevereiro ............................................................................................................
27,28
23,64
Março .................................................................................................................
29,81
24,75
31,53
29,30
o
o
o
4 Trimestre ................................................................................................................
2014. até 15 de abril de 2014
2o Trimestre .................................................................................................................
Abril ...................................................................................................................
89
Nos Estados Unidos, as ações classe B são negociadas na forma de ADSs, cada uma representando uma
ação classe B (em razão do grupamento), emitidas pelo Banco de Nova Iorque Mellon, como depositário
(“Depositário”), conforme contrato de depósito (“Contrato de Depósito”) entre a Copel, o Depositário e os
portadores registrados e usufrutuários ocasionais de ADSs. As ADSs são negociadas sob os símbolos ELP e
ELPVY. A tabela seguinte apresenta os preços máximos e mínimos de fechamento para as ADSs na Bolsa de Nova
Iorque, para os períodos indicados.
Em dólares americanos por ADS
Máximo
Mínimo
(US$)
2009 ..........................................................................................................................................
22,52
8,32
2010 ..........................................................................................................................................
26,28
18,07
2011 ..........................................................................................................................................
29,41
17,80
2012 ..........................................................................................................................................
26,03
17,25
1o Trimestre ................................................................................................................
26,03
20,44
2 Trimestre ................................................................................................................
25,25
19,93
3o Trimestre ................................................................................................................
21,97
15,93
o
o
4 Trimestre ................................................................................................................
16,42
12,75
2013 ..........................................................................................................................................
18,05
11,77
1o Trimestre ................................................................................................................
16,77
14,05
2 Trimestre ................................................................................................................
18,05
11,77
3o Trimestre ................................................................................................................
14,09
11,84
14,64
12,72
o
o
4 Trimestre ................................................................................................................
2014, até 15 de abril de 2014
1o Trimestre ................................................................................................................
14,30
9,97
Janeiro ................................................................................................................
13,23
11,46
Fevereiro ............................................................................................................
11,16
9,97
Março .................................................................................................................
13,11
10,46
14,30
13,07
2o Trimestre .................................................................................................................
Abril ...................................................................................................................
Em 19 de junho de 2002, nossas ações passaram a ser listadas no Latibex, que é parte da Bolsa de Valores
de Madri (o “Latibex” ). O Latibex é um mercado europeu para títulos latino-americanos. As ações são negociadas
sob o símbolo XCOP.
90
Item 10. Informações Adicionais
ESTATUTO SOCIAL
Organização
Somos uma companhia de capital aberto devidamente registrada na CVM sob o no. 1431-1. De acordo com
o artigo 1º de nosso Estatuto, nossos objetivos e propósitos são:

pesquisar e estudar, técnica e economicamente, todas as fontes de energia;

pesquisar, estudar, planejar, construir e desenvolver a produção, transformação, transporte,
armazenamento, distribuição e comercialização de energia em qualquer de suas formas,
principalmente de energia elétrica, assim como combustíveis e matérias primas energéticas;

estudar, planejar, projetar, construir e operar barragens e seus reservatórios, bem como outros
empreendimentos para o aproveitamento múltiplo de recursos hídricos;

fornecer serviços de informações e assistência técnica com relação ao uso racional de energia pelas
empresas, com vistas a implementar e desenvolver atividades econômicas consideradas relevantes
para o desenvolvimento do Estado; e

implementar transmissão eletrônica de dados, comunicações eletrônicas, sistemas de telefonia celular
e outros empreendimentos que possam ser considerados relevantes para a Companhia e o Estado do
Paraná.
Exceto como descrito nesta seção, nosso Estatuto não contém disposições relativas aos deveres, poderes e
responsabilidades dos conselheiros e da direção, os quais são estabelecidos pela Lei das Sociedades Anônimas do
Brasil.
Qualificação dos Conselheiros
Nosso Estatuto também exige que cada conselheiro seja um acionista da Companhia e cidadão brasileiro e
residente no Brasil.
Limitações aos Poderes de Conselheiros e Diretores
Pela Lei das S.A., se um conselheiro ou diretor tiver um conflito de interesses com a companhia em relação
a qualquer transação proposta, esse conselheiro ou diretor não pode votar em qualquer decisão do Conselho de
Administração ou da Diretoria relativa a essa transação e deve revelar a natureza e a dimensão do interesse em
conflito para que sejam transcritas na ata da reunião. Conselheiros e diretores não podem fazer nenhum negócio com
uma empresa, incluindo a aceitação de empréstimos, exceto sob termos e condições razoáveis e justos para a
Companhia e que sejam idênticos aos termos e condições prevalecentes no mercado ou oferecidos por terceiros. De
acordo com nosso Estatuto, os acionistas determinam a remuneração agregada a ser paga aos conselheiros e aos
diretores. Para maiores informações, ver o “Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados”. Nosso Estatuto não fixa
nenhum limite de idade para aposentadoria compulsória.
Assembleias Gerais de Acionistas
A convocação de assembleias gerais de acionistas é feita mediante publicação de edital em três jornais,
conforme determinado pela Assembleia Geral de Acionistas anterior. Geralmente, publicamos esse edital no Diário
Oficial do Estado e na Gazeta do Povo. De acordo com a Lei das S.A. brasileira, as publicações devem ser feitas no
jornal oficial do Estado em que se encontra nossa sede, em um jornal de grande circulação localizado na mesma
91
cidade que nossa sede. O edital deve ser publicado pelo menos três vezes, com início pelo menos 30 dias corridos
antes da data marcada para a assembleia.
Direito de Retirada
A Lei das Sociedades Anônimas do Brasil estabelece que, sob certas circunstâncias, um acionista dissidente
tem o direito de retirar sua participação acionária numa companhia e receber um pagamento pela parcela do
patrimônio líquido atribuível a sua participação acionária.
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas brasileira, cada ação preferencial de uma classe que seja
admitida para negociação nas bolsas de valores brasileiras deve ter certos direitos previstos pelo estatuto da
Companhia.
Nosso Estatuto está em conformidade com as diretrizes da Lei das Sociedades Anônimas brasileira, da
seguinte maneira: (i) nossas ações classe A terão prioridade na distribuição de dividendos mínimos de 10% ao ano,
pro rata, calculados como porcentagem do capital integralizado representado por tais ações no dia 31 de dezembro
do ano fiscal precedente; (ii) nossas ações classe B terão prioridade na distribuição de dividendos mínimos, pro rata,
em montante equivalente a 25,0% de nosso lucro líquido, ajustado de acordo com o artigo 202 da Lei nº 6.404/76,
calculados como proporção do capital integralizado representado por tais ações no dia 31 de dezembro do exercício
fiscal precedente; (iii) os dividendos previstos no item “ii” acima para as ações classe B deverão ser pagos apenas
com lucros remanescentes após o pagamento dos dividendos prioritários para as ações classe A; e (iv) os dividendos
a serem pagos por ação preferencial, independentemente de classe, deverão ser pelo menos 10% maiores que os
dividendos pagos por ação ordinária.
Liquidação
No caso de liquidação da Companhia, após todos os credores terem sido pagos, todos os acionistas
participarão igual e proporcionalmente de quaisquer ativos residuais remanescentes.
Responsabilidade dos Acionistas por Novas Chamadas de Capital
Nem a Lei das Sociedades Anônimas brasileira nem o nosso Estatuto dispõem sobre chamadas de capital.
A responsabilidade do acionista é limitada ao pagamento do preço de emissão das ações subscritas ou adquiridas.
Direitos de conversão
Nosso estatuto prevê que a única conversão permitida de ações é de ações classe A para ações classe B.
Nossas ações não são conversíveis de outra forma.
Forma e Transferência
Nossas ações são mantidas como registro contábil com um agente de transferência (“Agente de
Transferência”). Para efetuar transferência de ações, o Agente de Transferência promove uma entrada no registro,
com débito para a conta de ações do transferente e crédito para a conta de ações daquele para quem as ações foram
transferidas.
As transferências de ações por investidor estrangeiro são feitas da mesma maneira e executadas pelo agente
local do investidor em nome do investidor. Contudo, se o investimento original foi registrado no Banco Central de
acordo com um mecanismo de investimentos estrangeiros regulamentado pela Resolução 2.689, de 26 de janeiro de
2000, do Conselho Monetário Nacional (“Resolução 2.689”) como descrito em “Controles de Câmbio” abaixo, o
investidor estrangeiro deve declarar a transferência em seu registro eletrônico.
Os acionistas podem escolher, a seu arbítrio individual, manter suas ações por meio da CBLC. As ações são
acrescentadas ao sistema da CBLC por intermédio de instituições brasileiras que tenham contas de compensação na
CBLC. O nosso registro de acionistas indica quais as ações que estão registradas no sistema da CBLC. Cada
92
acionista participante deve, por sua vez, registrar-se num registro de acionistas usufrutuários mantido pela CBLC e é
tratado como os demais acionistas registrados.
Regulamentos e Restrições relativos a Investidores Estrangeiros
Não há restrições legais quanto à posse de ações ordinárias, ações classe A, ações classe B ou ADSs por
investidores estrangeiros.
A capacidade de converter em moeda estrangeira pagamentos de dividendos e produtos de vendas de ações
classe B ou direitos de preferência e de remeter essas importâncias para fora do Brasil está sujeita a restrições sob a
legislação de investimentos estrangeiros, que geralmente requer, entre outras medidas, o registro do investimento
pertinente no Banco Central. Qualquer investidor estrangeiro que se registre na CVM de acordo com a Resolução nº
2.689 do CMN pode comprar e vender títulos mobiliários em bolsas de valores brasileiras sem obter um certificado
de registro separado para cada transação.
O Anexo V da Resolução nº 1.289 do CMN (o “Regulamento do Anexo V”) permite que empresas
brasileiras emitam depositary receipts em mercados estrangeiros. O nosso programa de ADS está devidamente
registrado no Banco Central e na CVM.
O nosso Estatuto não impõe nenhuma limitação aos direitos de residentes no Brasil ou de não residentes de
possuir nossas ações e de exercer os direitos inerentes a elas.
Revelação de Participação Acionária
Os regulamentos brasileiros requerem que qualquer pessoa ou grupo de pessoas representando a mesma
participação que tenha atingido direta ou indiretamente uma participação correspondente a 5% ou mais de qualquer
classe de ações, ou de direitos sob essas ações, de uma empresa com ações negociadas em bolsa revele sua
propriedade acionária ao diretor de relações com investidores, que, por sua vez, fornecerá tal informação à CVM e
às bolsas de valores em que as ações são negociadas. Qualquer aumento ou redução subsequente de 5% ou mais na
propriedade de ações de qualquer classe deve da mesma forma ser revelado. A mesma obrigação se aplica se
qualquer pessoa ou grupo de pessoas detendo uma participação correspondente a 5% ou mais de qualquer classe de
ações de uma empresa com ações negociadas em bolsa por qualquer razão deixar de possuir essa participação. Se tal
aumento resultar em mudança de controle corporativo ou estrutura administrativa, ou se o aumento impuser uma
oferta pública, além de informar o diretor de relações com investidores uma declaração contendo certas informações
necessárias deve ser publicada em jornais de ampla circulação no Brasil.
CONTRATOS RELEVANTES
Para informações sobre nossos contratos relevantes, ver “Item 4. Informações sobre a Companhia” e “Item
5. Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras”.
CONTROLES DE CÂMBIO
A propriedade de ações classe A, ações classe B ou ações ordinárias da Companhia por pessoas físicas ou
jurídicas domiciliadas fora do Brasil está sujeita a certas condições estabelecidas na legislação brasileira, conforme
descrito abaixo.
O direito de converter pagamentos de dividendos e produtos de vendas de títulos mobiliários em moeda
estrangeira e remeter tais importâncias para fora do Brasil está sujeito a restrições da legislação brasileira sobre
investimentos estrangeiros, a qual geralmente requer, entre outras exigências, que os investimentos em questão
tenham sido registrados no Banco Central. Essas restrições à remessa de capital estrangeiro para o exterior podem
93
dificultar ou impedir o Itaú Unibanco S.A. (o “Custodiante”), que age como custodiante para as ações classe B
representadas por ADSs, ou portadores que substituíram ADSs por ações classe B, de converter dividendos,
distribuições ou produtos de qualquer venda de tais ações classe B, conforme o caso, em dólares americanos e de
remeter tais dólares ao exterior. Os portadores de ADSs poderiam ser adversamente afetados por demoras ou recusas
na concessão de qualquer aprovação governamental necessária para as conversões de pagamentos em moeda
brasileira e remessas ao exterior relativas a ações classe B objeto das ADSs.
Conforme a Resolução nº 2.689, os investidores estrangeiros podem investir em quase todos os ativos
financeiros e efetuar quase todas as transações disponíveis nos mercados financeiros e de capitais brasileiros,
contanto que certas exigências sejam atendidas. A definição de investidor estrangeiro inclui pessoas físicas, pessoas
jurídicas, fundos mútuos e outras entidades de investimento coletivas, com domicílio ou sede no exterior.
Para poder investir nos mercados financeiros e de capitais brasileiros, os investidores estrangeiros devem:
1.
indicar pelo menos um representante no Brasil com poderes para praticar atos relativos a
investimentos estrangeiros;
2.
preencher o formulário próprio de registro de investidor estrangeiro;
3.
registrar-se como investidor estrangeiro perante a CVM; e
4.
registrar o investimento estrangeiro perante o Banco Central.
Títulos mobiliários e outros ativos financeiros pertencentes a investidores estrangeiros devem ser
registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob custódia de uma entidade devidamente licenciada pelo Banco
Central ou pela CVM. Ademais, a negociação de títulos mobiliários está restrita a transações efetuadas nas bolsas de
valores ou nos mercados de balcão organizados licenciados pela CVM.
O Regulamento do Anexo V prevê a emissão de depositary receipts em mercados estrangeiros
representando ações de emitentes brasileiros. Antes da emissão das ADSs, o programa de ADS havia sido aprovado
sob o Regulamento do Anexo V pelo Banco Central e pela CVM. Em razão disso, as receitas de vendas de ADSs
por portadores de ADSs fora do Brasil estão livres dos controles brasileiros sobre investimentos estrangeiros, e os
portadores de ADSs não residentes de paraísos fiscais farão jus a tratamento fiscal favorável. Para maiores
informações, ver “Tributação - Considerações sobre a Tributação Brasileira - Tributação de Ganhos fora do Brasil”.
Um registro eletrônico foi emitido em nome do Depositário com respeito às ADSs e é mantido pelo
Custodiante em nome do Depositário. Com amparo nesse registro eletrônico, o Custodiante e o Depositário podem
converter dividendos e outras distribuições com respeito às ações classe B representadas por ADSs em moeda
estrangeira e remeter o produto para fora do Brasil. Caso um portador de ADSs substitua tais ADSs por ações classe
B, esse portador poderá continuar a contar com o registro eletrônico do Depositário por cinco dias úteis após essa
substituição, depois do quê tal portador deve procurar obter seu próprio registro eletrônico no Banco Central.
De acordo com a Resolução nº 3.845 do Banco Central, a retirada de ações classe B após o cancelamento
das ADSs exige transações de câmbio simultâneas caso o investidor decida não se desfazer das ações classe B. As
transações cambiais simultâneas são exigidas para obter certificado de registro de ações classe B perante o Banco
Central. Essa transação estará sujeita a tributação no Brasil. Para maiores informações, ver “Tributação Considerações sobre a Tributação Brasileira - Outros Tributos Brasileiros”.
Depois disso, o portador de ações classe B pode não ser capaz de converter em moeda estrangeira e remeter
para fora do Brasil o produto da alienação ou distribuição relativa a essas ações classe B, a menos que esse portador
obtenha seu próprio registro eletrônico. O portador que obtiver um registro eletrônico poderá estar sujeito a um
tratamento fiscal brasileiro menos favorável que um portador de ADSs. Para maiores informações, ver “Tributação Considerações sobre a Tributação Brasileira”.
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O governo federal pode impor restrições temporárias à remessa de capital estrangeiro para o exterior no
caso de um sério desequilíbrio ou de previsão de um sério desequilíbrio na balança de pagamentos do Brasil. Por
aproximadamente 6 meses em 1989 e no início de 1990, o governo federal congelou todas as repatriações de
dividendos e de capital detidos pelo Banco Central que eram de propriedade de investidores estrangeiros no mercado
acionário, a fim de preservar as reservas brasileiras de moeda estrangeira. Essas importâncias foram posteriormente
liberadas de acordo com diretrizes do governo federal. Não há garantias de que o governo federal não imporá
restrições semelhantes à repatriação de capital estrangeiro no futuro.
TRIBUTAÇÃO
O resumo seguinte contém uma descrição das principais consequências em relação ao imposto de renda
brasileiro e americano da aquisição, propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs, mas não pretende ser uma
descrição abrangente de todas as considerações tributárias que podem ser relevantes a uma decisão de adquirir ações
classe B ou ADSs. O resumo é baseado nas leis tributárias do Brasil e suas regulamentações e nas leis tributárias dos
Estados Unidos e suas regulamentações em vigência na data deste documento, as quais estão sujeitas a alterações.
Os potenciais compradores de ações classe B ou ADSs devem consultar seus próprios conselheiros fiscais em
relação às consequências tributárias da aquisição, propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs.
Embora não haja atualmente nenhum tratado sobre imposto de renda entre o Brasil e os Estados Unidos, as
autoridades fiscais dos dois países mantiveram discussões que podem culminar em tal tratado. Nenhuma certeza
pode ser dada, porém, sobre se e quando um tratado entrará em vigor ou como ele afetará os portadores americanos
de ações classe B ou ADSs. Os potenciais portadores de ações classe B ou ADSs devem consultar seus próprios
conselheiros fiscais em relação às consequências tributárias da aquisição, propriedade e alienação de ações classe B
ou ADSs sob suas circunstâncias particulares.
Considerações sobre a Tributação Brasileira
A discussão seguinte resume as principais consequências, sob a legislação fiscal brasileira, da aquisição,
propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs por indivíduos, pessoas jurídicas, trusts ou organizações
residentes ou domiciliados fora do Brasil para fins da tributação brasileira (“Portador Não Brasileiro”). Ela é
baseada na legislação brasileira atualmente em vigor, que está sujeita a diferentes interpretações e mudanças que
podem ser aplicadas retroativamente. Essa discussão não trata de todas as considerações tributárias brasileiras que
podem ser aplicáveis a qualquer Portador Não Brasileiro em particular, e cada Portador Não Brasileiro deve
consultar seu próprio conselheiro fiscal sobre as consequências fiscais brasileiras do investimento em ações classe B
ou ADSs.
Tributação dos Dividendos
Os dividendos pagos pela Companhia em dinheiro ou em espécie em relação a lucros de períodos iniciados
a partir de 1º de janeiro de 1996 (i) ao Depositário com respeito às ações classe B representadas por ADSs ou (ii) a
um Portador Não Brasileiro com respeito a ações classe B geralmente são isentos de imposto de renda na fonte. Os
dividendos pagos por lucros gerados antes de 1º de janeiro de 1996 podem estar sujeitos à retenção de imposto de
renda brasileiro na fonte com alíquotas variáveis dependendo do ano em que os lucros foram obtidos.
Distribuições de Juros sobre o Capital
De acordo com a Lei nº 9.249 de 26 de dezembro de 1995 e posteriores alterações, as empresas brasileiras
podem fazer pagamentos a acionistas caracterizados como distribuições de juros sobre o capital da companhia, como
alternativa à distribuição de dividendos. A taxa de juros não pode ser maior que a TJLP, determinada
periodicamente pelo Banco Central. O montante total distribuído como juros sobre o capital não pode exceder, para
fins tributários, o maior de (i) 50,0% do lucro líquido (depois da contribuição social sobre os lucros e antes da
provisão para imposto de renda corporativo e dos montantes atribuíveis aos acionistas como juro líquido sobre o
capital) relativo ao período em relação ao qual o pagamento é efetuado e (ii) 50,0% da soma dos lucros retidos e das
reservas de lucro na data de início do período em relação ao qual o pagamento é feito.
95
As distribuições de juros sobre o capital a Portadores Brasileiros e Não Brasileiros de ações classe B,
incluindo pagamentos ao Depositário em relação às ações classe B representadas por ADSs, são dedutíveis pela
Companhia para fins do imposto de renda brasileiro para pessoas jurídicas e da contribuição social sobre lucro
líquido, desde que os limites descritos acima sejam observados. Esses pagamentos aos acionistas estão sujeitos a
retenção de imposto de renda brasileiro na fonte com alíquota de 15,0%, excetuando-se os pagamentos a
beneficiários situados em paraísos fiscais (isto é, um país ou local que não imponha qualquer imposto de renda, ou
que imponha um imposto com alíquota máxima inferior a 20%, ou cujas leis imponham restrições à revelação de
composição de propriedade acionária ou da propriedade de títulos ou do beneficiário da renda resultante de
transações conduzidas e atribuíveis a um Portador Não Brasileiro – “Portador de Paraíso Fiscal”), pagamentos estes
que estão sujeitos a retenção imposto de renda na fonte com alíquota de 25,0%. Esses pagamentos podem ser
incluídos, pelo seu valor líquido, como parte de qualquer dividendo obrigatório. Na medida em que o pagamento de
juros sobre o capital for assim incluído, a empresa é obrigada a distribuir aos acionistas um montante adicional para
garantir que o montante líquido recebido por eles, depois do pagamento do imposto de renda aplicável na fonte,
mais o montante de dividendos declarados, seja pelo menos igual ao dividendo obrigatório.
Tributação de Ganhos Fora do Brasil
De acordo com a Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003 (“Lei nº 10.833/03”), os ganhos de capital
realizados na alienação de ativos localizados no Brasil por Portadores Não Brasileiros, seja para outros Portadores
Não Brasileiros ou para Portadores Brasileiros, estão sujeitos à tributação no Brasil. Assim, se ações classe B forem
alienadas por um Portador Não Brasileiro, como elas são definidas como ativos localizados no Brasil, tal portador
estará sujeito a imposto de renda sobre os ganhos auferidos, conforme as normas descritas abaixo, seja a alienação
conduzida no Brasil ou no exterior e com residente do Brasil ou não.
Uma alienação de ações classe B pode ocorrer no exterior se o investidor decidir cancelar seu investimento
em ADSs e registrar as ações classe B subjacentes como investimento estrangeiro direto sob a Lei nº 4.131.
Qualquer ganho de capital resultante da venda ou alienação de ações classe B fora do Brasil está sujeito a imposto
de renda brasileiro à alíquota de 15,0% ou, se o investidor for um Portador de Paraíso Fiscal, 25,0%, que devem ser
retidos pelo comprador das ações classe B fora do Brasil ou por seu representante no Brasil.
Quanto às ADSs, embora a matéria não esteja livre de controvérsia, os ganhos realizados por Portador Não
Brasileiro na alienação de ADSs a outro Portador Não Brasileiro não deveriam ser taxados no Brasil, com base na
teoria de que as ADSs não constituem ativos localizados no Brasil para fins da Lei 10.833/03. Entretanto, não
podemos garantir que os tribunais brasileiros venham a adotar essa teoria. Assim, o ganho na alienação de ADSs por
Portador Não Brasileiro a residente no Brasil (ou possivelmente até a um Portador Não Brasileiro caso os tribunais
considerem que a ADSs constituem propriedade localizada no Brasil) pode estar sujeito a imposto de renda no
Brasil.
Tributação de Ganhos no Brasil
Para fins de tributação brasileira, as normas de imposto de renda sobre ganhos relacionados à alienação de
ações classe B variam conforme o domicílio do Portador Não Brasileiro, a forma pela qual tal Portador Não
Brasileiro registrou seu investimento perante o Banco Central brasileiro e/ou como a alienação é efetuada, conforme
descrito abaixo.
Geralmente, os ganhos são a diferença positiva entre o valor realizado na venda ou troca de um título e seu
custo de aquisição. Ganhos auferidos na alienação de ações classe B realizada em bolsa de valores no Brasil
(incluindo transações realizadas em mercados de balcão organizados) são:
1.
isentos de imposto de renda quando auferidos por Portador Não Brasileiro registrado sob a Resolução
no 2.689 do CMN (“Portador conforme a Resolução no 2.689”) e que não seja um Portador de Paraíso
Fiscal; ou
2.
sujeitos a imposto de renda com alíquota de 15,0% em quaisquer outros casos, incluindo ganhos
auferidos por Portador Não Brasileiro que (i) não seja um Portador conforme a Resolução no 2689, ou
96
(ii) seja um Portador conforme a Resolução no 2689 e um Portador de Paraíso Fiscal. Nesses casos,
um imposto de renda na fonte de 0,005% sobre o valor da venda será aplicável e poderá ser
descontado do imposto de renda final devido sobre ganho de capital.
Não há garantia de que o tratamento preferencial atual para Portadores conforme a Resolução nº 2.689
continuará no futuro.
Quaisquer outros ganhos auferidos na alienação de ações classe B que não seja realizada em bolsa de
valores brasileira estão sujeitos a alíquota de 15,0%, exceto no caso de ganhos auferidos por Portadores de Paraíso
Fiscal, que estão sujeitos a alíquota de 25,0%. Caso esses ganhos estejam relacionados a transações conduzidas nos
mercados de balcão não organizados brasileiros, por meio de intermediário, o imposto de renda na fonte de 0,005%
sobre o valor da venda também será aplicável e poderá ser descontado do imposto de renda final devido sobre ganho
de capital.
O depósito de ações classe B em troca de ADSs pode estar sujeito à tributação do imposto de renda
brasileiro se o custo de aquisição das ações classe B for menor que (i) o preço médio por ação classe B na bolsa de
valores brasileira em que o maior número de tais ações tenha sido vendido no dia do depósito; ou (ii) se nenhuma
ação classe B tiver sido vendida naquele dia, o preço médio na bolsa de valores brasileira em que o maior número de
ações classe B tenha sido vendido nos 15 pregões imediatamente precedentes ao depósito. Nesse caso, a diferença
entre o custo de aquisição e o preço médio das ações classe B, calculado conforme demonstrado acima, deverá ser
considerada ganho de capital sujeito a imposto de renda com alíquota de 15,0% ou 25,0% no caso de investidores
que são Portadores de Paraíso Fiscal. Pode haver argumentos para pleitear que essa tributação não é aplicável no
caso de Portador Não Brasileiro registrado sob a Resolução nº 2.689 (exceto Portadores de Paraísos Fiscais), que
não deveria estar sujeito a imposto de renda nessa transação.
A retirada de ações classe B quando do cancelamento de ADSs não está sujeita ao imposto de renda
brasileiro, desde que os regulamentos sejam observados adequadamente quanto ao registro do investimento perante
o Banco Central.
No caso de resgate de ações classe B ou ADSs ou de redução de capital de empresas brasileiras, com
subsequente retirada das ADSs, como a Copel, a diferença positiva entre o montante efetivamente recebido pelo
Portador Não Brasileiro e o custo de aquisição dos títulos resgatados é tratada como ganho de capital derivado da
venda ou troca de ações não conduzida em bolsa de valores brasileira e está então sujeita a imposto de renda com
alíquota de 15,0% ou 25,0% conforme o caso.
Nenhum exercício de direitos preferenciais relacionados a ações classe B ou ADSs estará sujeito à
tributação brasileira. Ganhos na venda ou transmissão de direitos preferenciais estarão sujeitos ao mesmo tratamento
fiscal aplicável à alienação de ações classe B.
Outros Tributos Brasileiros
Não há impostos sobre herança, doação ou sucessão aplicáveis à propriedade, transferência ou alienação de
ações classe B ou ADSs por um Portador Não Brasileiro, exceto tributos sobre doação e herança, impostos por
alguns Estados do Brasil, sobre doações ou heranças conferidas por pessoas ou entidades não residentes ou
domiciliadas no Brasil ou no Estado em questão. a pessoas ou entidades residentes ou domiciliadas em tal Estado.
Não há impostos de selo, emissão, registro ou similares ou encargos devidos por portadores de ações classe B ou
ADSs.
Conforme o Decreto nº 6.306, de 14 de dezembro de 2007 (o "Decreto nº 6.306/07"), um imposto sobre
operações de câmbio (o “IOF/Câmbio”) pode ser aplicado sobre a conversão de moeda brasileira em moeda
estrangeira (para fins de pagamento de dividendos e juros, por exemplo) ou vice-versa. Atualmente, a alíquota do
IOF/Câmbio para a maioria das transações de câmbio é de 0,38%, exceto: (i) transações de câmbio para a entrada de
recursos relativos a investimentos em títulos de renda variável feitos por Portador Não Brasileiro no mercado
financeiro e de capitais brasileiro, caso no qual a alíquota é de 0%, e (ii) pagamento de dividendos, ganhos de capital
e juros sobre o patrimônio líquido relativos ao investimento mencionado no item (i) acima, caso no qual a alíquota é
97
zero. Entretanto, o governo brasileiro pode aumentar essa alíquota a um máximo de 25,0%. Nenhum aumento será
aplicado retroativamente.
A retirada de ações classe B após o cancelamento das ADSs estará sujeita ao IOF/Câmbio à alíquota de
0,38%, uma vez que exige transações de câmbio simultâneas caso o investidor decida manter as ações classe B,
conforme a Resolução nº 3.845 do Banco Central brasileiro.
Também conforme o Decreto nº. 6.306, o imposto sobre operações com títulos (“IOF/Títulos”) pode ser
aplicado a transações envolvendo debêntures ou ações, incluindo as transações efetuadas em bolsas de valores,
mercadorias e futuros brasileiras. Como regra geral, a alíquota do IOF/Títulos é atualmente de 0%. O governo
brasileiro pode, entretanto, aumentar a alíquota até um máximo de 1,5% ao dia, aplicável somente a transações
futuras. O IOF/ Títulos é cobrado à alíquota de 1,5% sobre a transferência de ações negociadas no mercado de ações
brasileiro para permitir a emissão de ADSs.
Considerações relativas ao Imposto de Renda Federal dos Estados Unidos
As afirmações relativas à legislação fiscal americana apresentadas abaixo baseiam-se nas leis americanas
em vigor na data deste Relatório Anual, e mudanças na legislação posteriores à data deste Relatório Anual podem
afetar as consequências fiscais aqui descritas, possivelmente com efeito retroativo. Este resumo descreve as
principais consequências da propriedade e alienação de ações classe B ou ADSs quanto ao imposto de renda federal
americano, mas não pretende ser uma descrição abrangente de todas as consequências fiscais nos Estados Unidos
que podem ser relevantes para uma decisão de adquirir ou alienar ações classe B ou ADSs. Esse resumo se aplica
apenas a adquirentes de ações classe B ou ADSs que mantenham as ações classe B ou ADSs como ativos de capital
e não se aplica a casos especiais de portadores, como corretores de títulos mobiliários ou moedas, portadores cuja
moeda não seja o dólar americano, portadores de 10% ou mais de nossas ações (levando-se em conta ações
possuídas diretamente ou através de contratos de depósito), organizações que gozem de isenção fiscal, instituições
financeiras, portadores com direito ao imposto mínimo alternativo, negociadores de títulos que escolham responder
por seus investimentos em ações classe B ou ADSs numa base de marcação a mercado (mark-to-market), consórcios
ou pass-through entities (empresas que repassam os impostos diretamente para as declarações dos proprietários),
empresas de seguros, expatriados americanos e pessoas que detenham ações classe B ou ADSs numa operação de
hedging ou como parte de uma operação de bolsa com opção de compra e venda (straddle), de uma operação de
conversão ou de outra transação integrada para fins do imposto de renda federal americano.
Cada portador deve consultar seu próprio conselheiro fiscal com relação ao conjunto das consequências
fiscais para ele, incluindo as consequências sob outras leis além das leis federais de imposto de renda americanas, de
um investimento em ações classe B ou ADSs.
Nesta discussão, as referências a um “portador americano” dizem respeito ao titular usufrutuário de uma
ADS ou ação classe B (i) que seja pessoa física ou residente dos Estados Unidos, (ii) que seja uma corporação, ou
qualquer outra entidade tributável como corporação, organizada sob as leis dos Estados Unidos ou qualquer Estado
americano, ou o Distrito de Columbia, ou (iii) que esteja de qualquer modo sujeito ao imposto de renda federal
americano em base líquida com respeito a ADSs ou ações classe B.
Para os fins do Código da Receita Federal americana de 1986, com as alterações posteriores (o “Código”),
os portadores de ADSs serão tratados como portadores das Ações Classe B representadas por tais ADSs.
Tributação de Distribuições
Um portador americano reconhecerá rendimentos normais de dividendos para os fins do imposto de renda
federal americano numa importância igual a qualquer soma em dinheiro e ao valor de qualquer bem distribuído por
nós como dividendos, na medida em que tal distribuição seja paga com base em nossos rendimentos e lucros
correntes ou acumulados, como determinado para os fins do imposto de renda federal americano, quando tal
distribuição for recebida pelo Custodiante ou pelo portador americano, no caso de um portador de ações classe B. O
montante de qualquer distribuição incluirá o valor do imposto brasileiro retido sobre a importância distribuída, e o
montante de uma distribuição efetuada em reais será medido tendo como referência a taxa de câmbio para conversão
98
de reais em dólares americanos em vigor na data em que a distribuição foi recebida pelo Custodiante (ou por um
portador americano no caso de ações classe B). Se o Custodiante (ou portador americano no caso de um portador de
ações classe B) não converter esses reais em dólares americanos na data de seu recebimento, é possível que o
portador americano apure perda ou ganho em moeda estrangeira, que seria perda ou ganho ordinário, quando os
reais forem convertidos em dólares americanos. Os dividendos pagos por nós não fazem jus à dedução de
dividendos recebidos permitida a empresas pelo Código.
Sujeito a certas exceções para posições de curto prazo e objeto de hedge, o montante em dólares
americanos de dividendos recebidos por um indivíduo em relação a ADSs estará sujeito a tributação a taxas
preferenciais se os dividendos forem “dividendos qualificados”. Dividendos pagos em relação a ADSs serão tratados
como dividendos qualificados se (i) as ADSs forem imediatamente negociáveis em um mercado de títulos
mobiliários estabelecido nos Estados Unidos e (ii) nós não tivermos sido, no exercício anterior àquele em que o
dividendo foi pago, nem no exercício em que o dividendo for pago, uma companhia de investimento estrangeiro
passivo (“CIEP”). Os ADSs são registrados na Bolsa de Valores de Nova Iorque e serão qualificados como
imediatamente negociáveis em um mercado de títulos mobiliários estabelecido nos Estados Unidos enquanto
permanecerem registrados. Com base em nossas demonstrações contábeis auditadas e nos dados pertinentes de
mercado e acionistas, acreditamos que não fomos tratados como uma CIEP para fins de imposto de renda americano
em relação ao nosso exercício tributável de 2013. Além disso, com base em nossas demonstrações contábeis
auditadas e em nossas expectativas atuais quanto ao valor e à natureza de nossos ativos, às fontes e à natureza de
nosso lucro, e nos dados pertinentes de mercado e acionistas, não esperamos nos tornar uma CIEP no exercício
tributável de 2013. Com base na orientação existente, não se sabe se os dividendos recebidos em relação às ações
classe B serão tratados como dividendos qualificados, pois as ações classe B não estão registradas em bolsa de
valores nos Estados Unidos. Além disso, o Tesouro americano anunciou sua intenção de promulgar normas segundo
as quais os portadores de ADSs ou ações classe B e intermediários por meio dos quais esses títulos mobiliários são
detidos poderão utilizar-se de certificados de emitentes para tratar dividendos como qualificados para fins de
declaração de imposto. Como esses procedimentos ainda não foram publicados, não se sabe se poderemos observálos. Os portadores de ADSs e ações classe B devem consultar seus próprios consultores fiscais quanto à
disponibilidade da alíquota reduzida sobre dividendos à luz das considerações discutidas acima e de suas
circunstâncias particulares.
Distribuições feitas com base em rendimentos e lucros com respeito às ADSs ou ações classe B geralmente
serão tratadas como rendimentos de dividendos de fontes fora dos Estados Unidos e geralmente serão tratadas
separadamente, junto com outros itens de renda “passiva”, para fins de determinação do crédito relativo a impostos
de renda estrangeiros permitido sob o Código. Sujeito a certas limitações, o imposto de renda na fonte brasileiro
pago em função de qualquer distribuição relativa a ADSs ou ações classe B pode ser considerado como crédito
contra o imposto de renda americano devido por um portador americano, se tal portador americano escolher para
aquele ano creditar todos os impostos de renda estrangeiros. Alternativamente, esse imposto de renda brasileiro na
fonte pode ser considerado como uma dedução da renda tributável. Os créditos de impostos estrangeiros não serão
permitidos para impostos retidos na fonte aplicados com respeito a posições de curto prazo ou objeto de hedge e
podem não ser permitidos em relação a arranjos em que o lucro econômico esperado do portador americano, depois
dos impostos estrangeiros, for insignificante. Os portadores americanos devem consultar seus próprios consultores
fiscais sobre as implicações dessas normas à luz de suas circunstâncias particulares.
Distribuições de ações adicionais a portadores com respeito a suas ADSs ou ações classe B que forem feitas
como parte de uma distribuição pro rata a todos os nossos acionistas geralmente não estarão sujeitas ao imposto de
renda federal americano.
O portador de uma ADS ou ação classe B que for uma empresa estrangeira ou um indivíduo estrangeiro
não residente (um "Portador Não Americano”) geralmente não estará sujeito ao imposto de renda federal americano
ou a retenção de tributo em distribuições com respeito a ADSs ou ações classe B que sejam tratadas como renda de
dividendos para os fins do imposto de renda federal americano, a menos que tais dividendos estejam efetivamente
vinculados à condução, pelo portador, de um comércio ou negócio nos Estados Unidos.
99
Tributação de Ganhos de Capital
Sobre a venda ou outra forma de alienação de uma ADS ou ação classe B, um portador americano
geralmente reconhecerá ganho ou perda para os fins do imposto de renda federal americano. O montante do ganho
ou perda será igual à diferença entre a importância realizada em função da alienação da ADS ou ação classe B
(incluindo o montante bruto do produto da alienação antes da dedução de qualquer imposto brasileiro) e a base fiscal
do portador americano na ADS ou ação classe B. Esse ganho ou perda geralmente estará sujeito ao imposto de renda
federal americano e será tratado como ganho ou perda de capital, e será ganho ou perda de capital de longo prazo se
a propriedade do ADS ou ação classe B tiver mais de um ano na data da alienação. O montante líquido de ganho de
capital de longo prazo apurado por um portador individual geralmente está sujeito a taxas preferenciais. Perdas de
capital podem ser deduzidas da renda tributável, sujeita a certas limitações. Ganhos realizados por um portador
americano em uma venda ou alienação de ADSs ou ações classe B geralmente serão tratados como renda de uma
fonte americana. Em consequência, se impostos brasileiros forem aplicados sobre esse ganho, o portador americano
não poderá usar o crédito de imposto estrangeiro correspondente, a menos que o portador tenha outras rendas de
fontes estrangeiras de tipo apropriado com relação às quais o crédito possa ser usado. Alternativamente, esse
imposto brasileiro pode ser aplicado como dedução da renda tributável se o portador americano não receber crédito
de nenhum imposto de renda estrangeiro durante o ano tributável.
Um Portador não Americano não estará sujeito ao imposto de renda federal americano ou a retenção de
imposto sobre ganho realizado na venda ou outra forma de alienação de uma ADS ou ação classe B, a menos (i) que
tal ganho esteja efetivamente vinculado à condução, pelo portador, de um comércio ou negócio nos Estados Unidos,
ou (ii) que tal portador seja um indivíduo que tenha estado presente nos Estados Unidos por 183 dias ou mais no
exercício fiscal da venda e que outras condições determinadas se verifiquem.
“Backup Withholding1” e Fornecimento de Informações
Dividendos e produtos da venda ou outra alienação de ADSs ou Ações Classe B pagos a um portador
americano geralmente podem estar sujeitos às exigências de fornecimento de informações do Código e podem estar
sujeitos a backup withholding a menos que o portador americano (i) seja uma companhia ou outro beneficiário
isento ou (ii) forneça um número de identificação do contribuinte válido e certifique que não houve perda de isenção
de backup withholding. A quantia de qualquer retenção sobre um pagamento a um portador americano será
reconhecida como crédito contra as obrigações de imposto de renda federal americano e pode ensejar o direito à
restituição, desde que certas informações sejam prestadas à Receita Federal americana.
Um Portador não Americano geralmente estará dispensado do fornecimento de informações e de backup
withholding, mas pode ser obrigado a atender a certos procedimentos de certificação e identificação para poder
estabelecer seu direito a essa dispensa em relação a pagamentos recebidos nos Estados Unidos ou por meio de certos
intermediários relacionados aos Estados Unidos.
DIVIDENDOS E AGENTES PAGADORES
O direito a dividendos se constitui na data de aquisição de nossas ações ou ADSs. Para uma descrição das
restrições relacionadas com o pagamento de dividendos a investidores estrangeiros, ver “Estatuto - Regulamento e
Restrições sobre Investidores Estrangeiros” e “Controles de Câmbio”. O Depositário distribuirá dividendos e outras
distribuições aos portadores de nossas ADSs.
DOCUMENTOS À DISPOSIÇÃO
Arquivamos relatórios, incluindo relatórios anuais em formulário 20-F, e outras informações na SEC,
conforme as normas e regulamentos da SEC que se aplicam a emitentes privados estrangeiros. Você pode ler e
copiar quaisquer materiais arquivados na SEC em sua Sala de Referência Pública em 100 Fifth Street, N.W.,
Washington, D.C., 20459. Você pode obter informações sobre o funcionamento da Sala de Referência Pública
ligando para a SEC no número 1-800-SEC-0330. Somos obrigados a realizar arquivamentos na SEC por meios
1
N. do T.: uma forma de retenção de imposto na fonte.
100
eletrônicos. Qualquer arquivamento que efetuamos eletronicamente estará disponível ao público pela Internet no site
da SEC em http://www.sec.gov.
Item 11. Revelações Quantitativas e Qualitativas sobre Riscos do Mercado
Ver Nota 34.2 de nossas demonstrações contábeis consolidadas sobre abertura do risco de mercado.
Item 12. Descrição dos Títulos Mobiliários que não Ações
Não aplicável.
Item 12A. Títulos de Dívida
Não aplicável.
Item 12B. Garantias e Direitos
Não aplicável.
Item 12C. Outros Títulos
Não aplicável.
Item 12D. American Depositary Shares
O Banco de Nova Iorque Mellon atua como depositário de nossas ADSs. Os portadores de ADSs devem
pagar várias taxas ao Depositário, e o Depositário pode se negar a prestar qualquer serviço para o qual é cobrada
taxa até que ela seja paga.
Os portadores de ADSs devem pagar ao Depositário: (i) uma taxa anual de até US$ 0,02 por ADS (ou
fração) pela administração do programa de ADSs e (ii) montantes relativos a despesas incorridas pelo Depositário
ou seus agentes em nome dos portadores e ADSs, incluindo despesas resultantes da observância da legislação
aplicável, impostos ou outros encargos governamentais, transmissão de facsimile, ou conversão de moeda
estrangeira em dólares americanos. Em ambos os casos, o Depositário pode decidir, a seu exclusivo critério, receber
pagamento pelo envio de cobrança aos portadores ou pela dedução do encargo de um ou mais dividendos em
dinheiro ou outras distribuições em dinheiro.
Os portadores de ADSs também devem pagar encargos adicionais por certos serviços prestados pelo
Depositário, conforme a tabela abaixo:
Serviço do Depositário
Taxa devida pelos Portadores de ADSs
Emissão de ADSs, incluindo emissões resultantes de distribuição de ações ou direitos ou
US$ 5,00 ou menos por 100 ADSs (ou frações de
outros ativos .............................................................................................................................. 100)
Cancelamento de ADSs para fins de retirada, incluindo vencimento do contrato de
US$ 5,00 ou menos por 100 ADSs (ou frações de
depósito ..................................................................................................................................... 100)
Distribuição de dividendos em dinheiro ................................................................................... US$ 0,02 ou menos por ADS
Taxa equivalente àquela que seria devida caso os
títulos distribuídos ao portador fossem ações e
Distribuição de títulos distribuídos aos portadores dos títulos depositados que são
distribuídos pelo Depositário aos portadores registrados de ADSs.......................................... essas ações fossem depositadas para emissão de
ADSs
Serviços de Depositário............................................................................................................. US$ 0,02 (ou menos) por ADS por ano cronológico
101
Serviço do Depositário
Taxa devida pelos Portadores de ADSs
Transferência e registro de ações no registro de ações do Depositário de e para o nome
Taxas de registro ou transferência
do Depositário ou de seu agente quando o portador deposita ou retira ações ..........................
Transmissões por cabo, telex e facsimile (quando expressamente previstas no contrato de
Às custas do Depositário
depósito) ....................................................................................................................................
Conversão de moeda estrangeira em dólares americanos ........................................................ Às custas do Depositário
Impostos e outros encargos governamentais que o Depositário ou custodiante sejam
obrigados a pagar em relação a qualquer ADS ou ação subjacente (p.ex., impostos de
Conforme necessário
transferência de ações, imposto do selo ou impostos retidos na fonte) ...................................
Quaisquer encargos incorridos pelo Depositário ou seus agentes pelo serviço dos títulos
Conforme necessário
depositados ................................................................................................................................
Pagamentos pelo Depositário
O Depositário nos paga um montante estabelecido, que inclui reembolsos de certas despesas que
incorremos em relação ao programa de ADS. Essas despesas reembolsáveis incluem atualmente honorários
advocatícios e contábeis, taxas de listagem, despesas de relações com investidores e honorários pagos a prestadores
de serviços pela distribuição de materiais aos portadores de ADRs. Para o exercício encerrado em 31 de dezembro
de 2013, esse montante foi de US$ 537,9 mil.
Item 13. Inadimplementos, Atrasos de Dividendos e Infrações
Não aplicável.
Item 14. Modificações Relevantes dos Direitos dos Portadores de Títulos e Uso dos Produtos de Venda
Nenhuma.
Item 15. Controles e Procedimentos
Responsabilidade Financeira, Controles e Procedimentos de Divulgação, e Relatório sobre o Controle Interno
de Divulgação Financeira
(a)
Controles e Procedimentos de Divulgação
Conduzimos uma avaliação sob a supervisão e com a participação de nossa administração, incluindo o
Diretor Presidente e o Diretor Financeiro, da eficácia da concepção e operação dos controles e procedimentos de
divulgação vigentes em 31 de dezembro de 2013. Nossos controles e procedimentos de divulgação são elaborados
de modo a fornecer uma garantia razoável de que atingirão seus objetivos.
Com base em nossa avaliação, nosso Diretor Presidente e nosso Diretor Financeiro concluíram que os
controles e procedimentos de divulgação vigentes em 31 de dezembro de 2013 foram eficazes para fornecer garantia
razoável de que as informações que somos obrigados a revelar nos relatórios que arquivamos e apresentamos de
acordo com o Securities Exchange Act de 1934, com suas alterações posteriores, são registradas, processadas,
resumidas e divulgadas dentro dos períodos estipulados pelas normas e formulários aplicáveis e que elas são
acumuladas e apresentadas a nossa direção de modo apropriado para permitir decisões oportunas quanto à
divulgação obrigatória.
102
(b)
Relatório Anual da Administração sobre o Controle Interno de Divulgação Financeira
Nossa administração é responsável por estabelecer e manter controle interno de divulgação financeira
conforme definido nas Normas 13a-15(f) e 15d-15(f) do Securities Exchange Act de 1934. Nossos controles internos
foram concebidos para fornecer garantia razoável quanto à confiabilidade das informações financeiras e à
preparação de demonstrações contábeis para fins externos de acordo com princípios contábeis geralmente aceitos.
Todos os controles internos, por mais bem concebidos que sejam, têm limitações inerentes. Assim, mesmo
os sistemas avaliados como eficazes podem não impedir ou detectar informações incorretas. Além disso, projeções
de qualquer avaliação de eficácia para períodos futuros estão sujeitas ao risco de inadequação futura dos controles
devido a mudanças nas circunstâncias ou à possível queda do nível de observância das políticas ou dos
procedimentos.
Nossa administração avaliou a eficácia de nossos controles internos de divulgação financeira em 31 de
dezembro de 2013. Ao conduzir tal avaliação, ela usou os critérios estabelecidos no Controle Interno - Quadro
Integrado publicado pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission - COSO. Com base
em sua avaliação e nesses critérios, nossa administração concluiu que nosso controle interno de divulgação
financeira era eficaz em 31 de dezembro de 2013.
A KPMG Auditores Independentes, uma firma de contabilidade pública registrada independente, emitiu um
relatório de certificação (“attestation report”) sobre nosso controle interno de divulgação financeira em 31 de
dezembro de 2013.
Mudanças nos Controles Internos
A administração da Companhia não identificou nenhuma mudança no seu controle interno sobre os
relatórios financeiros durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2013 que tenha afetado significativamente ou
tenha uma possibilidade razoável de afetar significativamente o seu controle interno sobre relatórios financeiros.
Item 16A. Especialista Financeiro do Comitê de Auditoria
Nosso Conselho de Administração examinou as qualificações e os históricos dos membros do Comitê de
Auditoria e estabeleceu que o Sr. José Richa Filho é um “especialista financeiro do comitê de auditoria” nos termos
do Item 16A. Para maiores informações sobre nosso Comitê de Auditoria, ver “Item 6. Conselheiros, Diretores e
Empregados - Comitê de Auditoria”.
Item 16B. Código de Ética
Em novembro de 2003, adotamos um código de ética que também se aplica a nosso Diretor Presidente, a
nosso Diretor Financeiro e ao principal executivo de nossa Contabilidade. Em junho de 2008, atualizamos nosso
código de ética com base nas práticas de governança corporativa publicadas pela Global Reporting Initiative - GRI Accountability 1000 – AA1000. Reproduzimos esse código de ética, que chamamos de nosso “Código de Conduta”,
em nosso sítio na Internet, disponível no endereço www.copel.com/ri. Cópias de nosso código de ética também
podem ser obtidas gratuitamente por carta dirigida ao endereço que consta da capa deste Formulário 20-F. Não
concedemos quaisquer isenções implícitas ou explícitas de qualquer dispositivo de nosso código de ética aos
diretores enumerados acima desde a adoção do código.
Item 16C. Honorários e Serviços do Auditor Principal
Honorários de Auditoria e Outros
A KPMG Auditores Independentes atuou como nossa firma de contabilidade pública registrada e
independente para os exercícios fiscais encerrados em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011.
103
A tabela abaixo mostra o montante total pago à KPMG Auditores Independentes pelos serviços realizados
em 2013, 2012 e 2011, e discrimina os montantes por categoria de serviço:
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2012
2013
2011
(milhões de R$ )
Honorários de Auditoria ........................................................................................
1,4
1,3
1,2
Honorários Relacionados a Auditoria ....................................................................
–
–
–
Honorários de Consultoria Fiscal ..........................................................................
–
–
–
Todos os Demais Honorários .................................................................................
–
–
–
Total.......................................................................................................................
1,4
1,3
1,2
Honorários de Auditoria
Os honorários de auditoria são honorários cobrados pela auditoria de nossas demonstrações contábeis
anuais e pela revisão de nossas informações financeiras trimestrais no que toca a apresentações e arquivamentos
legais e regulamentares.
Políticas e Procedimentos de Pré-Aprovação do Comitê de Auditoria
Nem nosso Conselho de Administração nem nosso Comitê de Auditoria estabeleceram políticas e
procedimentos de pré-aprovação para a convocação de serviços de nossa firma de auditoria pública registrada.
Nosso Conselho de Administração aprova expressamente, caso a caso, qualquer convocação de nossa firma de
auditoria pública registrada para realizar para nós ou nossas subsidiárias qualquer auditoria ou serviços de outra
natureza. Nosso Comitê de Auditoria oferece recomendações a nosso Conselho de Administração quanto a essas
convocações. Para maiores informações sobre nosso Conselho de Administração e nosso Comitê de Auditoria, ver
“Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados”.
Item 16D. Dispensa dos Padrões de Listagem para Comitês de Auditoria
Nenhuma.
Item 16E. Compras de Ações pelo Emitente e por Compradores Coligados
Nenhuma.
Item 16F. Mudanças no Contador Certificador da Companhia
Em 18 de abril de 2011, a KPMG Auditores Independentes (a “KPMG”) substituiu a Deloitte Touche
Tohmatsu Auditores Independentes (a "Deloitte") como nossa firma de contabilidade pública independente para os
anos fiscais começando em 1º de janeiro de 2011. A mudança de auditores foi feita em conformidade com norma
brasileira que limita os mandatos consecutivos que certos prestadores de serviços podem exercer. Devido aos limites
impostos nessa norma, não procuramos renovar o contrato com a Deloitte em seu vencimento, e a Deloitte não
tentou se candidatar a reeleição. A substituição da Deloitte pela KPMG foi aprovada por nosso Conselho de
Administração e nosso Comitê de Auditoria.
104
Item 16G. Governança Corporativa
Seção
Regra de Governança Corporativa da Bolsa de Nova Iorque
para emissores americanos
Prática da Copel
Independência dos Membros do Conselho de Administração
303A.01
303A.03
303A.04
Companhias listadas na Bolsa de Valores de Nova Iorque
("companhias listadas”) devem ter maioria de membros
independentes em seu Conselho de Administração. As
“companhias controladas” não estão obrigadas a cumprir essa
exigência.
A maioria dos membros do Conselho de Administração da Copel são
"independentes" conforme definido pelos padrões da NYSE. Como uma
companhia controlada, a Copel não seria obrigada a cumprir os requisitos de
independência para o Conselho de Administração, se fosse uma emissora interna
nos EUA.
Os conselheiros não-executivos de uma companhia listada
Os conselheiros não-executivos da Copel não participam de sessões executivas
devem participar de sessões executivas regularmente agendadas
regularmente agendadas sem a diretoria.
sem a diretoria.
Comitê de Governança Corporativa e de Nomeação
Uma companhia listada deve possuir um Comitê de Governança
Corporativa e de Nomeação composto, em sua totalidade, por
diretores independentes, com um estatuto escrito que aborda
certas obrigações específicas mínimas. As “companhias
controladas” não estão obrigadas a cumprir essa exigência.
A Copel não apresenta um Comitê de Governança Corporativa e de Nomeação.
Como uma companhia controlada, a Copel não precisaria cumprir a exigência de
ter Comitê de Governança Corporativa e de Nomeação se fosse uma companhia
americana.
Comitê de Compensação
303A.05
Uma companhia listada deve possuir um comitê de
compensação composto, em sua totalidade, por diretores
independentes, com um estatuto escrito que aborda certas
obrigações específicas mínimas. As “companhias controladas”
não estão obrigadas a cumprir essa exigência.
303A.06
303A.07
Comitê de Auditoria
Nossos acionistas alteraram nosso estatuto para estabelecer um Comitê de
Auditoria composto de pelo menos três conselheiros (todos satisfazem os
requisitos de independência previstos na Regra 10A-3 do Exchange Act), com
mandato de dois anos, podendo ser reeleitos. De acordo com o Estatuto do
Uma companhia listada deve possuir um comitê de auditoria
Comitê de Auditoria, os membros do Comitê de Auditoria são indicados pelo
com um mínimo de 3 (três) diretores independentes que
Conselho de Administração e podem por ele ser substituídos. Todos os membros
satisfaçam os requisitos de independência da Lei 10A-3 sob o
do Comitê de Auditoria são membros de nosso Conselho de Administração.
Exchange Act, com um estatuto escrito que aborda certas
O Comitê de Auditoria é responsável por nossas demonstrações contábeis,
obrigações específicas mínimas.
assegurando o cumprimento de todas as exigências legais relacionadas com as
obrigações de divulgação, monitorando o trabalho dos auditores independentes e
de nossa equipe encarregada da auditoria interna da Companhia e revisando a
eficácia dos procedimentos e pessoal de controle interno e de gerenciamento de
i
Planos de Remuneração
em Ações
303A.08
Deve-se dar a oportunidade aos acionistas de votar em todos os
planos de remuneração em ações e em todas as suas revisões
relevantes, com exceções limitadas determinadas nas regras da
Bolsa de Nova Iorque.
A Copel não possui um comitê de compensação. Como uma companhia
controlada, a Copel não precisaria cumprir a exigência de ter comitê de
compensação se fosse uma companhia americana.
Sob a Lei das S.A., a pré-aprovação dos acionistas é requerida para a adoção de
qualquer plano de remuneração em ações e quaisquer revisões substanciais de
tais planos.
Diretrizes de Governança Corporativa
303A.09
Uma companhia listada deve adotar e divulgar diretrizes de
governança corporativa que abordem certas matérias específicas
mínimas.
303A.10
Uma companhia listada deve adotar e divulgar seu código de
conduta e ética para seus conselheiros, diretores e empregados e
deve também apresentar prontamente qualquer abdicação do
código para seus conselheiros ou diretores.
A Copel não possui diretrizes formais de governança corporativa que abordem
todos os tópicos especificados nas regras da Bolsa de Nova Iorque. Entretanto, a
Copel adotou as diretrizes de governança corporativa que seguem o modelo
proposto pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC.
Código de Conduta e Ética para seus Conselheiros, Diretores e Empregados
303A.12
A Copel adotou um código de conduta que se aplica ao conselho de
administração, ao conselho fiscal, à diretoria e aos empregados. A Copel
publicará qualquer abdicação das exigências do código para conselheiros ou
diretores no seu relatório anual em formulário 20-F.
Exigências de Certificação
O presidente de uma empresa listada deve prontamente notificar
O presidente da Copel notificará prontamente a Bolsa de Nova Iorque, por
a Bolsa de Nova Iorque, por escrito, caso algum de seus
escrito, caso algum de seus diretores tome conhecimento de qualquer
diretores tome conhecimento de qualquer descumprimento
descumprimento relevante de qualquer um dos termos aplicáveis das normas de
relevante de qualquer um dos termos aplicáveis da Seção 303A e
governança corporativa da Bolsa e também certificará que ele não tem
certificar que ele não tem conhecimento de nenhuma violação
conhecimento de nenhuma violação pela empresa listada dos padrões de listagem
pela empresa listada dos padrões de listagem e governança
e governança corporativa da Bolsa de Valores de Nova Iorque.
corporativa da Bolsa de Valores de Nova Iorque, qualificando a
A Copel apresenta anualmente uma Declaração por Escrito à Bolsa de Valores de
certificação conforme necessário. Cada empresa listada deve
Nova Iorque e submeterá uma Declaração por Escrito provisória quando
apresentar uma Declaração por Escrito assinada anualmente à
necessário.
Bolsa. Além disso, cada empresa listada deve apresentar uma
Declaração por Escrito provisória quando exigido pelo
formulário de Declaração por Escrito provisória especificado
pela Bolsa.
105
Item 17. Demonstrações Contábeis
Não Aplicável.
Item 18. Demonstrações Contábeis
Referência é feita às páginas F-1 até F-140.
Item 19. Anexos
1.1
Estatuto da Companhia Paranaense de Energia – Copel, com alterações, atualizado até 10 de outubro de 2013, juntamente com
uma tradução para o inglês.
2.1
Contrato de Depósito (ações preferenciais) datado de 21 de março de 1996, com alterações e atualizações até 21 de novembro de
2007, arquivado perante a SEC em 12 de fevereiro de 2009 como anexo de nossa Declaração de Registro em Formulário F-6 e
incorporado a este documento por referência (Arquivo No. 333-157278).
4.1
Termo de Ajuste celebrado em 4 de agosto de 1994 entre o Estado do Paraná e a Companhia Paranaense de Energia – Copel (o
“Termo de Ajuste”) (incorporado por referência ao nosso Formulário F-1 333-7148, arquivado na SEC em 30 de junho de 1997) e
Quarto Termo Aditivo ao Termo de Ajuste celebrado em 21 de janeiro de 2005, com tradução em inglês (incorporado por
referência a nosso relatório anual em Formulário 20-F para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005, arquivado perante a
SEC em 30 de junho de 2006) (Arquivo No. 001-14668).
8.1
Lista de subsidiárias.
12.1
Certificação pelo Diretor Presidente da Copel, conforme as Regras 13a-14 e 15-d-14 do Securities Exchange Act de 1934.
12.2
Certificação pelo Diretor Financeiro da Copel, conforme as Regras 13a-14 e 15-d-14 do Securities Exchange Act de 1934.
13.1
Certificação pelo Diretor Presidente da Copel, conforme a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002.
13.2
Certificação pelo Diretor Financeiro da Copel, conforme a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002.
Existem, omitidos dos anexos arquivados com este relatório anual ou nele incorporados por
referência, algumas notas promissórias e outros instrumentos e contratos com relação à dívida de longo prazo da
Companhia, nenhum dos quais autoriza garantias em valor total que exceda a 10% dos ativos totais da Companhia.
Concordamos, pelo presente, em fornecer à Securities and Exchange Commission cópias de quaisquer das notas
promissórias ou outros instrumentos omitidos que a Comissão requisitar.
106
GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICOS E OUTROS TERMOS
Ações classe A: As ações preferenciais classe A da Companhia.
Ações classe B: As ações preferenciais classe B da Companhia.
Ações Ordinárias: As ações ordinárias da Companhia.
Acordo de acionistas: Acordo de acionistas de 22 de dezembro de 1998, conforme alterado em 29 de março
de 2001, entre o Estado do Paraná e o BNDESPAR.
Acordo de Depósito: Acordo de Depósito periódico entre a Copel, o Depositário e os titulares registrados e
detentores beneficiários de ADSs.
ADRs: American Depositary Receipts.
ADSs: American Depositary Shares, cada uma representando uma ação Classe B.
Alta Voltagem ou Tensão: uma classe de tensões nominais do sistema igual ou maior do que 100.000 volts
e menor do que 230.000 volts.
ANATEL: Agência Nacional de Telecomunicações.
ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica.
Banco Central: Banco Central do Brasil.
BM&FBovespa: BM&FBovespa S.A. – Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros.
BNDES: Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social.
BNDESPAR: BNDES Participações S.A. – BNDESPAR.
Capacidade Firme: o nível de potência elétrica que a Copel pode entregar a partir de uma usina elétrica
específica com um grau de certeza de 95,0%, determinado de acordo com certos modelos estatísticos prescritos.
Capacidade Instalada: o nível de potência elétrica que pode ser entregue de uma unidade geradora
específica numa base contínua de carga plena sob condições especificadas, como indicado pelo fabricante.
CBLC: Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia.
CCEAR: Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.
CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
CMN: Conselho Monetário Nacional.
CNPE: Conselho Nacional de Política Energética.
Código: U.S. Internal Revenue Code of 1986, o código de arrecadação de impostos dos Estados Unidos,
conforme alterado.
Compagas: Companhia Paranaense de Gás.
107
Componente “Demanda”: encargo nas vendas de eletricidade baseado no montante de potência firme
contratado por um consumidor e que é independente do montante de energia efetivamente consumido por aquele
consumidor.
Componente “Energia”: encargo nas vendas de eletricidade a um consumidor baseado no montante de
energia efetivamente consumido pelo consumidor.
Concessionária: uma entidade que detém uma concessão ou autorização para gerar, transmitir ou distribuir
energia elétrica no Brasil.
Consumidor Final: aquele que usa eletricidade para suas próprias necessidades.
Consumidores do Grupo A: consumidores que usam eletricidade a 2,3 kV ou tensões superiores. As tarifas
aplicadas a esse grupo baseiam-se no nível de tensão efetivo em que a energia é fornecida e na época do ano e no
horário do dia em que a energia é fornecida.
Consumidores do Grupo B: consumidores que recebem energia em tensões inferiores a 2,3 kV. As tarifas
aplicáveis a eles abrangem somente um componente “energia” e baseiam-se na classificação dos consumidores.
Consumidores Especiais: Consumidores que consomem pelo menos 500 kV. Podem escolher seu
fornecedor de energia se este gerar sua energia a partir de fontes alternativas, tais como pequenas centrais
hidrelétricas, usinas eólicas ou de biomassa.
Consumidores Livres: Consumidores de eletricidade que podem escolher seus fornecedores de energia pois
preenchem os seguintes requisitos: (i) demanda de pelo menos 3 MW em qualquer tensão no caso de consumidores
novos (conectados ao sistema de distribuição depois de julho de 1995); (ii) demanda de pelo menos 3 MW e
supridos em tensão igual ou maior que 69 kV no caso de existentes consumidores (conectados ao sistema de
distribuição antes de julho de 1995); e (iii) demanda de pelo menos 500 kW e que optem por receber energia de
fontes alternativas, tais como usinas eólicas, pequenas centrais hidrelétricas ou projetos de biomassa (também
conhecidos como Consumidores Especiais).
Consumidores Residenciais de Baixa Renda: consumidores que consomem menos de 220 kWh por mês e
solicitaram benefícios sob qualquer um dos programas sociais do governo federal. Os consumidores residenciais de
baixa renda são considerados um subgrupo dos consumidores residenciais e não estão sujeitos ao pagamento de
encargos de capacidade ou aquisição emergenciais ou a qualquer tarifa extraordinária aprovada pela ANEEL.
Conta CDE: A Conta de Desenvolvimento Energético foi criada pelo governo brasileiro em 2002 para,
entre outros propósitos, promover a disponibilidade de serviços de eletricidade para todo o Brasil e a
competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas. A conta estará em vigor até 2027 e é regulada
pelo poder executivo e gerenciada pela Eletrobras.
Conta CRC: Conta de Resultados a Compensar.
Contrato de Depósito: um Contrato de Depósito entre a Copel, o Depositário e os detentores registrados e
legítimos proprietários de tempos em tempos de ADSs.
Contrato de Disponibilidade de Energia: Contrato em que o gerador se compromete a disponibilizar certa
capacidade elétrica ao mercado regulado. Nesse caso, a receita do gerador é garantida, e os distribuidores correm o
risco de escassez no suprimento.
Contrato de Quantidade de Energia: Contrato em que o gerador se compromete a suprir determinado
montante de eletricidade e assume o risco de o suprimento de eletricidade ser afetado adversamente por condições
hidrológicas e níveis baixos em reservatórios, o que poderia interromper o suprimento de energia, caso em que o
gerador deverá adquirir essa energia de outras fontes para cumprir suas obrigações de suprimento.
108
Contratos Iniciais: Requisito imposto às concessionárias de distribuição e geração para garantir acesso a
um suprimento estável de energia a preços que garantam uma taxa de retorno fixa para as empresas de geração
durante o período de transição até o estabelecimento de um mercado de energia livre e competitivo.
Copel Distribuição: A entidade da Companhia responsável pelo negócio de distribuição.
Copel Geração e Transmissão: Entidade da Companhia dedicada ao negócio de generação e transmissão.
Custodiante: Itaú Unibanco S.A., custodiante das ações Classe B representadas por ADSs.
Custos Parcela A: Os custos definidos pela ANEEL como aqueles fora do controle da distribuidora. Tais
custos são considerados para reajuste e revisão de tarifas de distribuição a consumidores finais.
Custos Parcela B: Os custos definidos pela ANEEL como aqueles sob o controle da distribuidora. Tais
custos são considerados para reajuste e revisão de tarifas de distribuição a consumidores finais.
Decreto 6.306/07: Decreto brasileiro 6.306, de 14 de dezembro de 2007, que regulamenta o Imposto sobre
Operações de Crédito, Câmbio e Seguro, ou relativas a Títulos ou Valores Mobiliários - IOF.
Deloitte: Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes.
Depositário: Bank of New York Mellon, na qualidade de depositário.
Distribuição: a transferência de eletricidade das linhas de transmissão em pontos de suprimento da rede e
sua entrega a consumidores por meio de linhas de distribuição com voltagens entre 13,8 kV e 44 kV.
Distribuidor: uma entidade que fornece energia elétrica a um grupo de consumidores por meio de uma rede
de distribuição.
Dólares Americanos, dólares ou US$: Dólares norteamericanos.
EER: O Encargo de Energia de Reserva é uma taxa regulamentar que objetiva angariar fundos para reservas
de energia contratada por meio da CCEE.
Elejor: Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A.
Eletrosul: Eletrosul Centrais Elétricas S.A.
Energia Assegurada: Montante determinado atribuído a cada usina hidrelétrica de acordo com critérios de
risco de fornecimento de energia definidos pelo MME. A energia assegurada também representa a energia máxima
que pode ser vendida pelo gerador conforme previsto no contrato de concessão, independentemente do volume de
eletricidade efetivamente gerado pela usina.
EPE: Empresa de Pesquisa Energética.
Exchange Act of 1934: Lei de Valores Mobiliários (U.S. Securities Exchange Act) de 1934, conforme
alterada.
Fundação Copel: A Fundação Copel de Previdência e Assistência Social é patrocinada pela Companhia e
complementa a aposentadoria e os benefícios de saúde do governo brasileiro disponíveis para os funcionários.
Fundo RGR: Um fundo de reserva criado para fornecer pagamentos compensatórios a companhias de
eletricidade para certos ativos utilizados juntamente com uma concessão caso a concessão seja revogada ou não seja
renovada.
109
Furnas: Furnas Centrais Elétricas S.A
Gigawatt-hora (GWh): um gigawatt de potência suprido ou demandado por uma hora, ou um bilhão de
watts-horas.
IASB: International Accounting Standards Board.
Ibovespa: O Índice BM&FBovespa.
IFRS: International Financial Reporting Standards, as normas internacionais de contabilidade.
IGP-DI: Índice Geral de Preços—Disponibilidade Interna.
Índice IGP-M: Índice Geral de Preços do Mercado.
IPCA: Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo.
Itaipu: Itaipu Binacional, usina hidrelétrica igualmente administrada pelo Brasil e Paraguai, com
capacidade instalada de 14.000 MW.
Ivaí: Ivaí Engenharia de Obras S.A.
KPMG: KPMG Auditores Independentes.
Latibex: Mercado de valores latino-americanos em euros, parte da Bolsa de Valores de Madri.
Lei de Renovação das Concessões 2013: Lei 12.783, sancionada em 11 de janeiro de 2013, a qual prevê
que a maior parte das concessões de geração, transmissão e distribuição podem ser renovadas a pedido da
concessionária por um período adicional de 30 anos, sob a condição de a concessionária concordar em alterar os
termos do contrato de concessão para refletir um novo regime de tarifas a ser estabelecido pela ANEEL.
Leilão de Ajustes: A denominação de leilões de energia realizados por produtores de energia existentes no
mercado regulado brasileiro para entrega de energia quatro meses após a sua realização.
Leilões A-1: Denominação de leilões de energia no ambiente regulado brasileiro conduzidos pelos atuais
geradores de energia no ano anterior à data de entrega inicial.
Leilões A-3: Denominação de leilões de energia para novos projetos de geração, conduzidos no ambiente
regulado brasileiro no terceiro ano antes do início da operação comercial.
Leilões A-5: Denominação de leilões de energia para novos projetos de geração, conduzidos no ambiente
regulado brasileiro no quinto ano antes da data inicial de entrega de energia.
Limite de Dividendos: Limite de dividendos estabelecido pela Lei das Sociedades por Ações, equivalente
ao lucro líquido ajustado ou reservas de lucro disponível para distribuição.
Megavolt Ampère (MVA): mil volts amperes.
Megawatt (MW): um milhão de watts.
Megawatt médio: montante de energia em MWh dividido pelo tempo (em horas) em que essa energia é
produzida ou consumida.
Megawatt-hora (MWh): um megawatt de potência suprido ou demandado por uma hora, ou um milhão de
watts-horas.
110
Mercado Livre: Segmento do mercado que permite certo grau de competição. O mercado livre abrange
especificamente compra de eletricidade por entidades não reguladas como consumidores livres e comercializadores
de energia.
Mercado Regulado: segmento do mercado em que as concessionárias de distribuição adquirem toda a
eletricidade para suprir consumidores por meio de leilões públicos. Os leilões são administrados pela ANEEL,
diretamente ou por meio da CCEE, sob certas diretrizes emitidas pelo MME. O mercado regulado é geralmente
considerado o mais estável em termos de fornecimento de eletricidade.
Mercado Spot: Segmento de mercado não regulado em que a eletricidade é comprada ou vendida para
entrega imediata. Em geral, o preço de compra de energia no mercado spot tende a ser substancialmente maior que o
preço da energia sob contratos de compra de energia de longo prazo.
MME: Ministério de Minas e Energia.
MRE: O Mecanismo de Realocação de Energia busca mitigar os riscos dos agentes de geração causados por
variações nas vazões de rios (risco hidrológico).
ONS: Operador Nacional do Sistema Elétrico.
PCH - Pequena Central Hidrelétrica: usinas hidrelétricas com capacidade geradora entre 1.000 kW e
30.000 kW cujo reservatório cobre área igual ou inferior a 3,0 km2.
PIE: Produtor Independente de Energia, uma pessoa jurídica ou consórcio que detém uma concessão ou
autorização para gerar energia para venda por sua própria conta a concessionárias do serviço público de energia
elétrica ou a consumidores livres.
Programa de Racionamento: Um programa instituído pelo governo federal com vistas à redução do
consumo de energia, em vigor de primeiro de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, período em que o nível de
chuva no Brasil foi baixo.
Quilovolt (kV): 1.000 volts.
Quilowatt-hora (kWh): um quilowatt de potência suprido ou demandado por uma hora, ou mil watts-horas.
Real, Reais ou R$: real brasileiro.
Receita Anual Permitida: A receita anual estabelecida pela ANEEL a ser cobrada por uma concessionária
de transmissão pelo uso de suas linhas de transmissão por terceiros, o que inclui consumidores livres, geradores e
distribuidores.
Regulamentos do Anexo V: Anexo V à Resolução 1.289.
Resolução 2.689: Resolução 2.689 de 26 de janeiro de 2000 do CMN.
Sanepar: Companhia de Saneamento do Paraná – Sanepar.
Securities Act: Lei de Valores Mobiliários (The United States Securities Act) de 1933, conforme alterada.
Sercomtel Telecomunicações: Sercomtel Telecomunicações S.A.
Sistema Interligado de Transmissão: sistemas ou redes para a transmissão de energia interligados por meio
de uma ou mais linhas e/ou transformadores.
111
Subestação: um conjunto de equipamentos que comuta e/ou altera ou regula a tensão da eletricidade num
sistema de transmissão e distribuição.
Tarifa de Fornecimento: Receita cobrada pelas concessionárias de distribuição de seus consumidores. Cada
consumidor se enquadra num determinado nível tarifário definido por lei e baseado na classificação do consumidor,
embora haja alguma flexibilidade de acordo com a natureza da demanda de cada consumidor. As tarifas de
fornecimento estão sujeitas a reajustes anuais pela ANEEL.
Tarifa de Transmissão: receita cobrada pelas concessionárias de transmissão com base na rede de
transmissão que possuem e operam. As tarifas de transmissão estão sujeitas a revisões periódicas pela ANEEL.
Tarifa Média: Receita total de vendas dividida pelo total de MWh vendidos para cada período considerado,
incluindo, no caso da Companhia, eletricidade não faturada, ou eletricidade entregue mas cuja fatura ainda não foi
entregue. A receita total de venda, para fins de cálculo da tarifa média, inclui tanto o faturamento bruto (antes da
dedução do ICMS) como vendas de eletricidade não faturadas, sobre as quais o ICMS ainda não incidiu.
Titular Não-Brasileiro: Um indivíduo, entidade, fundo ou organização residente ou domiciliado fora do
Brasil por motivos de tributação brasileira que adquire, possui e vende Ações Classe B ou ADSs.
Titular Não-Norteamericano: Detentor de Ações Classe B ou ADSs é uma entidade estrangeiras ou
indivíduo estrangeiro não residente nos Estados Unidos.
Titular residente nos EUA: Um titular beneficiário de uma Ação da Classe B ou ADS que é (i) um
indivíduo cidadão ou residente nos Estados Unidos da América; (ii) uma empresa ou qualquer outra entidade
geradora de imposto como uma empresa, criada em conformidade com a legislação dos Estados Unidos, de qualquer
estado do país ou do Distrito de Colúmbia; ou (iii) sujeito à tributação federal dos Estados Unidos numa base líquida
em relação à Ação da Classe B ou ADS.
Titulares Residentes em Paraísos Fiscais: Um acionista que reside em jurisdições de paraíso fiscal (i.e. um
país ou região que não cobra imposto de renda ou onde a alíquota de imposto de renda máxima é abaixo de 20% ou
onde a legislação local impõe restrições na divulgação da composição ou participação acionária do investimento ou
o titular beneficiário da renda é decorrente de transações executadas por e atribuíveis a um Titular Não-Residente no
Brasil).
TJLP: Taxa de Juros a Longo Prazo.
Transmissão: a transferência em alta tensão de eletricidade de instalações de geração ao sistema de
distribuição em um centro de carga por meio da rede de transmissão (em linhas com capacidade entre 69 kV e 525
kV).
TUSD: Tarifa estabelecida pela ANEEL para encargos de uso do sistema, i.e. encargos pelo uso do sistema
local próprio das distribuidoras.
TUST: A tarifa estabelecida pela ANEEL para o uso do sistema de transmissão, que é o Sistema Interligado
de Transmissão e suas instalações auxiliares.
Unidade Geradora: um gerador elétrico juntamente com a turbina ou outro dispositivo que o impulsiona.
Usina Hidrelétrica: uma unidade geradora que usa a força da água para movimentar o gerador elétrico.
Usina Termelétrica: unidade geradora que utiliza combustível como carvão, óleo, diesel, gás natural ou
outros hidrocarbonetos como fonte de energia para movimentar o gerador elétrico.
Valor Anual de Referência: Mecanismo estabelecido pela regulamentação brasileira que limita os custos
que podem ser passados para Consumidores Finais. O mecanismo corresponde à média ponderada dos preços de
112
eletricidade nos Leilões A-5 e A-3 (excluindo leilões de energia alternativa), calculada para todas as companhias de
distribuição.
Valor Anual de Referência: Um mecanismo estabelecido pela legislação brasileira que limita os custos que
podem ser repassados aos consumidores finais. O mecanismo corresponde à média ponderada dos preços da
eletricidade nos Leilões A-5 e A-3 (excluindo leilões de energia alternativa), calculados para todas as empresas de
distribuição.
Volt: a unidade básica de força elétrica análoga à pressão da água em libras por polegada quadrada.
Watt: a unidade básica de potência elétrica.
113
ASSINATURAS
A registrante certifica por meio desta que ela atende a todas as exigências para arquivamento em
Formulário 20-F e que autorizou devidamente o signatário abaixo a assinar por ela este relatório anual.
COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL
Por: /s/ Lindolfo Zimmer
Nome: Lindolfo Zimmer
Cargo: Diretor Presidente
Por: /s/ Antonio Sergio de Souza Guetter
Nome: Antonio Sergio de Souza Guetter
Cargo: Diretor de Finanças e de Relações com
Investidores
Data: 29 de abril de 2014.
114
KPMG Auditores Independentes
Al. Dr. Carlos de Carvalho, 417 - 16º
80410-180 - Curitiba, PR - Brasil
Caixa Postal 13533
80420-990 - Curitiba, PR - Brasil
Central Tel
Fax
Internet
55 (41) 3544-4747
55 (41) 3544-4750
www.kpmg.com.br
Relatório dos auditores independentes registrados no
PCAOB(*)
Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da
Companhia Paranaense de Energia – COPEL
Examinamos o balanço patrimonial consolidado da Companhia Paranaense de Energia –
COPEL e subsidiárias (“Companhia”), em 31 de dezembro de 2013 e 2012, e as respectivas
demonstrações consolidadas do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio
líquido e dos fluxos de caixa para cada um dos três exercícios findos em 31 de dezembro de
2013. Também examinamos os controles internos sobre o processo de preparação das
demonstrações financeiras (ICOFR) em 31 de dezembro de 2013, com base no critério
estabelecido na Estrutura Integrada de Controles Internos (Internal Control - Integrated
Framework) emitido pelo Comitê das Organizações Patrocinadas (COSO) da Comissão
Treadway. A Administração da Companhia é responsável por essas demonstrações financeiras
consolidadas, por manter controle interno efetivo sobre o processo de preparação das
demonstrações financeiras e pela avaliação da efetividade dos controles internos sobre o
processo de preparação das demonstrações financeiras, incluída no Relatório da Administração
sobre os controles internos sobre os relatórios financeiros. Nossa responsabilidade é de
expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras consolidadas e uma opinião sobre
os controles internos da Companhia sobre o processo de preparação das demonstrações
financeiras baseado em nossa auditoria.
Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas do Conselho de Supervisão de
Contabilidade das Companhias Abertas dos Estados Unidos da América (PCAOB - Public
Company Accounting Oversight Board). Estas normas requerem que uma auditoria seja
planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações
financeiras não contêm erros materiais e de que os controles internos sobre o processo de
preparação das demonstrações financeiras são efetivos em todos os aspectos materiais. Nossa
auditoria das demonstrações financeiras compreende ainda a constatação, com base em testes,
das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgadas
nas demonstrações financeiras, a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais
representativas adotadas pela Administração da Companhia, bem como da apresentação das
demonstrações financeiras tomadas em conjunto. Nossa auditoria sobre os controles internos e
sobre o processo de preparação das demonstrações financeiras inclui obter um entendimento dos
controles internos sobre o processo de preparação das demonstrações financeiras, avaliação do
risco de existência de uma fraqueza material, e teste e avaliação do desenho e da efetividade
operacional dos controles internos, baseado na avaliação de risco. Nossos exames também
incluíram a realização de outros procedimentos que consideramos necessários nas
circunstâncias. Acreditamos que nossos exames proporcionam uma base adequada para
emitirmos nossas opiniões.
1
KPMG Auditores Independentes., uma sociedade simples brasileira, de
responsabilidade limitada, e firma-membro da rede KPMG de firmasmembro independentes e afiliadas à KPMG International Cooperative
(“KPMG International”), uma entidade suíça.
KPMG Auditores Independentes, a Brazilian limited liability company
and a member firm of the KPMG network of independent member firms
affiliated with KPMG International Cooperative (“KPMG International”), a
Swiss entity.
A estrutura de controles internos sobre o processo de preparação das demonstrações financeiras
de uma companhia é desenhado para garantir segurança razoável quanto à confiabilidade do
processo de preparação das demonstrações financeiras para fins externos, de acordo com os
princípios contábeis geralmente aceitos. Os controles internos sobre o processo de preparação
das demonstrações financeiras incluem aquelas políticas e procedimentos que (1) se referem à
manutenção dos registros que, com detalhe razoável, refletem com exatidão e satisfatoriamente
as transações e vendas dos ativos; (2) forneçam segurança razoável de que as transações são
registradas conforme necessário para permitir a preparação das demonstrações financeiras de
acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos, e que recebimentos e gastos da
companhia vêm sendo feitos somente com autorizações da administração e seus diretores; e (3)
forneçam segurança razoável relativa à prevenção ou a detecção tempestiva da aquisição, uso ou
venda não autorizada dos ativos da companhia que possam ter um efeito significativo sobre as
demonstrações financeiras.
Devido às suas limitações inerentes, os controles internos sobre o processo de preparação das
demonstrações financeiras podem não evitar ou detectar erros. Além disso, projeções de
qualquer avaliação de efetividade para futuros períodos estão sujeitas ao risco de que os
controles possam tornar-se inadequados devido a mudanças nas condições, ou devido ao fato de
que o grau de conformidade com as políticas e procedimentos pode se deteriorar.
Em nossa opinião, as demonstrações financeiras consolidadas referidas anteriormente
representam, adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição financeira da
Companhia em 31 de dezembro de 2013 e 2012, e o resultado de suas operações e os fluxos de
caixa para cada um dos três exercícios findos em 31 de dezembro de 2013, de acordo com as
normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), emitidas pelo International Accounting
Standards Board – IASB. Adicionalmente, em nossa opinião, a Companhia manteve, em todos
os aspectos relevantes, controles internos efetivos sobre o processo de preparação das
demonstrações financeiras consolidadas em 31 de dezembro de 2013, com base no critério
estabelecido pela Estrutura Integrada de Controles Internos emitido pelo Comitê das
Organizações Patrocinadas (COSO) da Comissão Treadway.
Conforme mencionado na nota explicativa 3, a Companhia alterou o seu método de
contabilização de benefícios a empregados e negócios em conjunto em 2013 decorrente da
mudança de política contábil do IAS 19 – Benefícios a Empregados e do IFRS 11 - Negócios
em Conjunto.
Curitiba, Brasil
29 de abril de 2014
(Original em inglês emitido por)
KPMG Auditores Independentes
(*) Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB - Public Company
Accounting Oversight Board).
2
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Demonstrações Financeiras Consolidadas de 31 de dezembro de 2013,
2012 e 2011 e Relatório dos Auditores Independentes
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Balanço Patrimonial Consolidado
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
ATIVO
NE nº
31.12.2013
Reapresentado
31.12.2012
CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa
Títulos e valores mobiliários
Cauções e depósitos vinculados
Clientes
Dividendos a receber
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná
Contas a receber vinculadas à concessão
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão
Outros créditos
Estoques
Imposto de renda e contribuição social
Outros tributos a recuperar
Despesas antecipadas
4
5
6
7
15
8
9
10
11
12
13.1
13.3
-
1.741.632
389.222
1.976
1.337.628
9.500
85.448
4.396
352.161
395.890
139.278
133.158
70.013
19.982
4.680.284
1.459.217
635.501
36.808
1.489.173
18.064
75.930
5.319
356.085
234.951
124.809
191.544
49.490
4.801
4.681.692
NÃO CIRCULANTE
Realizável a Longo Prazo
Títulos e valores mobiliários
Cauções e depósitos vinculados
Clientes
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná
Depósitos judiciais
Contas a receber vinculadas à concessão
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão
Outros créditos
Imposto de renda e contribuição social
Outros tributos a recuperar
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Despesas antecipadas
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5
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45.371
132.686
1.295.106
675.225
3.484.268
365.645
29.435
197.659
124.498
753.413
399
7.224.241
128.515
43.246
26.171
1.308.354
574.371
2.645.826
717.805
22.728
19.995
120.189
681.285
8.832
6.297.317
16
1.187.927
568.989
Imobilizado
17
7.983.632
7.871.753
Intangível
18
2.035.361
1.789.152
18.431.161
16.527.211
23.111.445
21.208.903
Investimentos
TOTAL DO ATIVO
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras
F-1
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Balanço Patrimonial Consolidado
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
PASSIVO
NE nº
31.12.2013
Reapresentado
31.12.2012
CIRCULANTE
Obrigações sociais e trabalhistas
Fornecedores
Imposto de renda e contribuição social
Outras obrigações fiscais
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
Dividendos a pagar
Benefícios pós-emprego
Encargos do consumidor a recolher
Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética
Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público
Outras contas a pagar
19
20
13.1
13.3
21
22
23
24
25
26
27
239.685
1.092.239
297.620
300.731
957.106
57.462
18.713
29.983
37.994
127.860
51.481
137.011
3.347.885
384.008
1.131.782
170.189
288.480
261.290
12.719
204.780
25.819
56.498
159.599
48.477
89.803
2.833.444
NÃO CIRCULANTE
Fornecedores
Obrigações fiscais
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
Benefícios pós-emprego
Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética
Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público
Outras contas a pagar
Provisões para litígios
20
13.3
13.2
21
22
23
25
26
27
28
50.121
68.402
420.501
2.366.678
1.150.483
937.249
154.721
420.293
233
1.266.127
6.834.808
100.908
590.536
1.989.588
997.958
675.230
104.561
399.080
1.155.708
6.013.569
6.910.000
983.159
624.849
3.897.833
235.498
12.651.339
6.910.000
1.214.394
571.221
3.337.295
64.474
12.097.384
277.413
264.506
12.928.752
12.361.890
23.111.445
21.208.903
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Atribuível aos acionistas da empresa controladora
Capital social
Ajustes de avaliação patrimonial
Reserva legal
Reserva de retenção de lucros
Dividendo adicional proposto
29
29.2
Atribuível aos acionistas não controladores
TOTAL DO PASSIVO
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras
F-2
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Demonstração do Resultado Consolidado
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
OPERAÇÕES CONTINUADAS
NE nº
31.12.2013
Reapresentado Reapresentado
31.12.2012
31.12.2011
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
30
9.180.214
8.493.252
7.776.165
Custos Operacionais
31
(7.037.998)
(6.540.636)
(5.457.015)
2.142.216
1.952.616
2.319.150
LUCRO OPERACIONAL BRUTO
Outras Receitas (Despesas) Operacionais
Despesas com vendas
Despesas gerais e administrativas
Outras receitas (despesas), líquidas
Resultado da equivalência patrimonial
31
31
31
16
LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS
Resultado Financeiro
Receitas financeiras
Despesas financeiras
(95.615)
(530.104)
(403.910)
113.606
(916.023)
1.226.193
32
32
LUCRO OPERACIONAL
652.363
(372.052)
280.311
1.506.504
IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
13.4
13.4
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
Atribuído aos acionistas da empresa controladora
Atribuído aos acionistas não controladores
(554.520)
149.451
(405.069)
(65.659)
(541.913)
(352.551)
6.685
(953.438)
999.178
648.321
(674.971)
(26.650)
972.528
(458.257)
212.249
(246.008)
(113.764)
(460.375)
(439.710)
52.253
(961.596)
1.357.554
577.427
(351.065)
226.362
1.583.916
(611.601)
204.539
(407.062)
29.2
1.101.435
1.072.560
28.875
726.520
700.688
25.832
1.176.854
1.157.690
19.164
LUCRO LÍQUIDO BÁSICO E DILUÍDO POR AÇÃO ATRIBUÍDO AOS
ACIONISTAS DA EMPRESA CONTROLADORA - em reais
Ações ordinárias
29.1
Ações preferenciais classe "A"
29.1
Ações preferenciais classe "B"
29.1
3,74278
4,49001
4,11741
2,44350
4,17424
2,68795
5,33150
4,44350
4,03920
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras
F-3
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Demonstrações Consolidadas de Resultados Abrangentes
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quanto indicado de outra
forma
Reapresentado
NE nº
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
Outros resultados abrangentes
Reapresentado
31.12.2013
31.12.2012
31.12.2011
1.101.435
726.520
1.176.854
Itens que nunca serão reclassificados para o resultado
Perdas com passivos atuariais
29.1.2
benefícios pós-emprego
(216.967)
benefícios pós-emprego - equivalência patrimonial
Tributos sobre outros resultados abrangentes
29.1.2
(207.947)
18.881
-
73.769
65.850
13.585
(4.620)
Itens que são ou talvez sejam reclassificados para o resultado
Ganhos (perdas) com ativos financeiros disponíveis para venda
29.1.2
aplicações financeiras
(6.929)
contas a receber vinculadas à concessão
-
investimentos
(306)
Outros ganhos - créditos de controlada
Tributos sobre outros resultados abrangentes
29.1.2
Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos
RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO
Atribuível aos acionistas da empresa Controladora
Atribuível aos acionistas não controladores
2.962
(7.282)
406
-
3.164
2.460
118.900
5.647
(451)
(129.092)
(30.482)
972.343
696.038
1.186.695
943.468
550.680
1.167.531
28.875
145.358
19.164
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras
F-4
2.261
(13.116)
9.841
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Demonstrações Consolidadas das Mutações do Patrimônio Líquido
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Atribuível
Atribuível aos acionistas da empresa controladora
Ajustes de avaliação
patrimonial
NE nº
não
Custo
Outros
Reserva
Dividendo
Capital atribuído do
resultados
Reserva de retenção
adicional
social
Saldo em 1º de janeiro de 2011
aos
acionistas
Reservas de lucros
6.910.000
imobilizado abrangentes
1.546.053
13.463
legal
de lucros
478.302
2.056.526
Lucros
proposto acumulados
25.779
-
-
Ganhos com ativos financeiros, líquidos de tributos 29.1.2
-
-
Ganhos atuariais, líquidos de tributos
-
-
-
-
9.841
-
-
-
-
-
-
-
(25.779)
-
-
-
-
-
-
Lucro líquido do exercício
contro-
1.157.690
ladores
Total
Total
(NE 29.2)
Consolidado
11.030.123
265.703
11.295.826
1.157.690
19.164
1.176.854
-
-
-
876
-
-
-
-
876
-
876
8.965
-
-
-
-
8.965
-
8.965
Outros resultados abrangentes
29.1.2
Resultado abrangente total do exercício
Deliberação do dividendo adicional proposto
Realização dos ajustes de avaliação patrimonial
29.1.2
Devolução de adiantamento para futuro
aumento de capital
-
(103.311)
-
-
-
1.157.690
103.311
-
1.167.531
19.164
1.186.695
(25.779)
-
-
-
(25.779)
-
-
(30.813)
(30.813)
Destinação proposta à A.G.O.:
Reserva legal
29.1.3
-
-
57.885
-
-
(57.885)
Juros sobre o capital próprio
29.1.3
-
-
-
-
84.875
(421.091)
Dividendos
29.1.3
Reserva de retenção de lucros
Saldo em 31 de dezembro de 2011 - Reapresentado
-
-
-
-
-
-
6.910.000
1.442.742
23.304
536.187
2.838.551
-
84.875
-
(782.025)
700.688
-
-
-
(336.216)
-
(11.220)
(11.220)
-
-
-
11.835.659
242.834
12.078.493
700.688
25.832
726.520
-
-
Perdas com ativos financeiros, líquidas de tributos 29.1.2
-
-
(5.435)
-
-
-
-
(5.435)
Perdas atuariais, líquidas de tributos
-
-
(144.573)
-
-
-
-
(144.573)
-
(144.573)
-
-
(150.008)
550.680
26.458
577.138
-
-
(84.875)
-
(84.875)
-
-
-
Lucro líquido do exercício
-
782.025
(336.216)
Outros resultados abrangentes
29.1.2
Resultado abrangente total do exercício
Deliberação do dividendo adicional proposto
Realização dos ajustes de avaliação patrimonial
29.1.2
-
(101.644)
-
-
-
-
-
(84.875)
-
-
-
700.688
101.644
626
(4.809)
Destinação proposta à A.G.O.:
Reserva legal
29.1.3
-
-
35.034
-
-
(35.034)
Juros sobre o capital próprio
29.1.3
-
-
-
-
-
(138.072)
(138.072)
-
(138.072)
Dividendos
29.1.3
-
64.474
(130.482)
(66.008)
(4.786)
(70.794)
-
(498.744)
-
-
Reserva de retenção de lucros
Saldo em 31 de dezembro de 2012 - Reapresentado
-
-
-
-
-
-
6.910.000
1.341.098
(126.704)
571.221
3.337.295
-
64.474
-
1.072.560
-
-
-
12.097.384
264.506
12.361.890
1.072.560
28.875
1.101.435
-
-
Perdas com ativos financeiros, líquidas de tributos 29.1.2
-
-
(4.775)
-
-
-
-
(4.775)
-
(4.775)
Perdas atuariais, líquidas de tributos
-
-
(124.317)
-
-
-
-
(124.317)
-
(124.317)
-
-
(129.092)
-
-
-
943.468
28.875
972.343
-
-
-
-
(64.474)
(64.474)
-
(64.474)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Lucro líquido do exercício
-
498.744
-
Outros resultados abrangentes
29.1.2
Resultado abrangente total do período
Deliberação do dividendo adicional proposto
Realização dos ajustes de avaliação patrimonial
29.1.2
-
(102.143)
1.072.560
102.143
Destinação proposta à A.G.O.:
Reserva legal
29.1.3
-
-
-
53.628
-
-
(53.628)
Juros sobre o capital próprio
29.1.3
-
-
-
-
-
-
(180.000)
(180.000)
-
(180.000)
Dividendos
29.1.3
(380.537)
(145.039)
(15.968)
(161.007)
Reserva de retenção de lucros
Saldo em 31 de dezembro de 2013
-
-
-
-
-
-
-
-
6.910.000
1.238.955
(255.796)
624.849
560.538
3.897.833
235.498
235.498
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras
F-5
(560.538)
-
12.651.339
277.413
-
12.928.752
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Demonstração Consolidada dos Fluxos de Caixa
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
NE nº
FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS
Lucro líquido do exercício
Ajustes para a reconciliação do lucro líquido do exercício
com a geração de caixa das atividades operacionais:
Depreciação
Amortização de intangível - concessão
Amortização de intangível - direito de concessão e autorização
Amortização de intangível - outros
Variações monetárias e cambiais não realizadas - líquidas
Atualização do valor justo de contas a receber vinculadas à concessão
Remuneração de contas a receber vinculadas à concessão
Resultado da equivalência patrimonial
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Provisão para créditos de liquidação duvidosa
Provisão (reversão) para perdas com créditos tributários
Provisão (reversão) para perdas com desvalorização de investimentos
Provisão (reversão) para litígios
Provisão para benefícios pós-emprego
Provisão para pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética
Baixas de contas a receber vinculadas à concessão
Resultado das baixas de investimentos
Resultado das baixas de imobilizado
Resultado das baixas de intangíveis
Redução (aumento) dos ativos
Clientes
Dividendos e juros sobre o capital próprio recebidos
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão
Depósitos judiciais
Outros créditos
Estoques
Imposto de renda e contribuição social
Outros tributos a recuperar
Despesas antecipadas
17.3
18
18
18
9.1
9.1
16.2
13.4
13.2.1
31.5
31.5
28.1
23.3
25.2
9.1
17.3
18
8.2
10.1
Aumento (redução) dos passivos
Obrigações sociais e trabalhistas
Fornecedores
Imposto de renda e contribuição social pagos
Outras obrigações fiscais
Encargos de empréstimos e financiamentos pagos
Encargos de debêntures pagos
Benefícios pós-emprego
Encargos do consumidor a recolher
Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética
Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público
Outras contas a pagar
Provisões para lítígios
CAIXA LÍQUIDO GERADO PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS
(continua)
F-6
21.10
22.1
23.3
25.2
26.2
28.1
Reapresentado
31.12.2013
31.12.2012
31.12.2011
1.101.435
726.520
1.176.854
366.016
229.804
755
6.627
27.600
(33.974)
(113.606)
554.520
(149.451)
47.458
274
(7.887)
154.178
195.673
79.961
45.795
9.794
18.004
331.330
214.022
755
3.748
(90.669)
401.104
(396.168)
(6.685)
458.257
(212.249)
22.826
(3.135)
199.105
196.087
74.464
24.313
3.871
8.325
336.033
214.515
755
1.132
75.630
(330.217)
(52.253)
611.601
(204.539)
75.556
46.802
398
166.899
158.251
68.048
25.895
224
23.091
12.762
20.614
49.009
163.078
440.656
(100.854)
(168.211)
(14.469)
(132.071)
(11.902)
(6.366)
104.421
27.494
150.864
(143.651)
(79.887)
(21.007)
22.180
(17.853)
(8.855)
(75.867)
20.104
143.683
(30.118)
(1.795)
17.622
(63.644)
(41.126)
1.762
(144.323)
(232.915)
(430.767)
80.567
(329.105)
(90.121)
(146.457)
(18.504)
(76.765)
(48.966)
47.209
(44.702)
159.932
187.160
(439.858)
735
(158.309)
(2.139)
(136.720)
(14.013)
(76.613)
(44.411)
3.208
(49.136)
48.498
(105.378)
(613.060)
(125.130)
(125.247)
(69.251)
(97.839)
14.406
(81.873)
(41.239)
15.287
(48.518)
1.337.611
1.419.363
1.148.714
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Demonstração Consolidada dos Fluxos de Caixa
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
(continuação)
NE nº
Reapresentado
31.12.2013
FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO
Aplicações financeiras
Adições Nova Asa Branca I - efeito líquido do caixa adquirido
Adições Nova Asa Branca II - efeito líquido do caixa adquirido
Adições Nova Asa Branca III - efeito líquido do caixa adquirido
Adições Nova Eurus IV - efeito líquido do caixa adquirido
Adições Santa Maria - efeito líquido do caixa adquirido
Adições Santa Helena - efeito líquido do caixa adquirido
Adições Ventos de Santo Uriel - efeito líquido do caixa adquirido
Adições em investimentos
Adições no imobilizado
Participação financeira do consumidor
Adições no intangível vinculado à concessão
Adições no intangível - direito de concessão e autorização
Participação financeira do consumidor
Adições em outros intangíveis
Alienação de intangíveis
31.12.2012
31.12.2011
279.406
(6.050)
(6.074)
(6.041)
(5.307)
(17.762)
(17.684)
(6.601)
(519.315)
(420.227)
(1.018.057)
(275.719)
160.614
(5.297)
-
(151.287)
(57.328)
(875.509)
15
(840.119)
107.980
(11.685)
191
(38.332)
(43.970)
(821.919)
(808.687)
94.396
(11.033)
-
(1.864.114)
(1.827.742)
(1.629.545)
1.239.126
203.000
(31.508)
(10.152)
(591.548)
81.723
1.000.000
(37.868)
(224.705)
(30.813)
816.431
(48.646)
(600.000)
(401.105)
CAIXA LÍQUIDO GERADO (UTILIZADO) PELAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO
808.918
819.150
(264.133)
TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
282.415
410.771
(744.964)
1.459.217
1.741.632
1.048.446
1.459.217
282.415
410.771
(744.964)
-
119.590
64.913
16.2
17.3
17.3
18
18
18
18
18
CAIXA LÍQUIDO GERADO (UTILIZADO) PELAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO
FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO
Devolução de recursos para futuro aumento de capital em controladas
Ingresso de empréstimos e financiamentos obtidos com terceiros
Emissão de debêntures
Amortização de principal de empréstimos e financiamentos
Amortização de principal de debêntures
Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos
Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa
Saldo final de caixa e equivalentes de caixa
21.10
22.1
21.10
22.2
4
4
VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
1.793.410
1.048.446
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras
Informações adicionais sobre os fluxos de caixa
Transações não envolvendo caixa
Aquisições de imobilizado com acréscimo no saldo de fornecedores
F-7
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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.
1.1
Reestruturação organizacional
Foi aprovada na 187ª Assembleia Geral Extraordinária - AGE, realizada em 10.10.2013, a
reestruturação da Copel, que passou a ter cinco diretorias na Holding e a contar com mais duas
subsidiárias integrais, a Copel Participações S.A., criada com o objetivo de gerir as participações em
sociedades de propósito específico - SPEs do setor de energia, gás, telecomunicações, saneamento
e serviços, e a Copel Renováveis S.A. que concentrará os investimentos em empreendimentos de
geração de energia com fontes renováveis.
A reestruturação faz parte da adequação às necessidades do mercado e têm por objetivo tornar a
estrutura mais ágil e com menor custo operacional.
2
2.1

Base de Preparação
Declaração de conformidade
As demonstrações financeiras consolidadas, preparadas de acordo com as Normas
Internacionais de Contabilidade (International Financial Reporting Standards - IFRS), emitidas
pelo International Accounting Standards Board - IASB, e as práticas contábeis adotadas no Brasil.
F-8
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
2.2
Base de mensuração
As demonstrações financeiras são elaboradas com base no custo histórico, exceto para os
instrumentos financeiros mensurados aos valores justos por meio do resultado, os ativos financeiros
disponíveis para venda, mensurados aos valores justos.
2.3
Moeda funcional e moeda de apresentação
As demonstrações financeiras consolidadas são apresentadas em real, que é a moeda funcional da
Companhia e de suas controladas. Todas as informações financeiras apresentadas em real foram
arredondadas para o milhar mais próximo, exceto quando indicado de outra forma.
2.4
Uso de estimativas e julgamentos
Na elaboração das demonstrações financeiras consolidadas é necessário que a Administração faça
julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e valores
reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas
estimativas.
Estimativas e premissas são revistas de uma maneira contínua. Revisões com relação a estimativas
contábeis são reconhecidas no exercício em que as estimativas são revisadas e em quaisquer
exercícios futuros afetados.
As informações sobre julgamentos críticos referentes às políticas contábeis adotadas que apresentam
efeitos significativos sobre os valores reconhecidos nas demonstrações financeiras consolidadas
estão incluídas nas seguintes notas explicativas:
NE nº 3.7 e 9 - Contas a Receber Vinculadas à Concessão;
NE nº 10 - Contas a Receber Vinculadas à Prorrogação de Concessão;
NE nº 3.9 e 13.2 - Imposto de renda e contribuição social diferidos;
NE nº 3.11 e 18 - Intangível; e
NE nº 3.29 - Arrendamento operacional.
As informações sobre incertezas, premissas e estimativas, que possuam um risco significativo de
resultar em um ajuste material dentro do próximo exercício financeiro, estão incluídas nas seguintes
notas explicativas:
NE nº 3.13 – Redução ao valor de recuperável de ativos;
NE nº 3.25.1 - Receita não faturada;
NE nº 3.6 - Clientes (PCLD, CCEE e Receita não faturada);
F-9
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
NE nº 3.10 e 17 - Imobilizado;
NE nº 3.11 e 18 - Intangível;
NE nº 3.15 e 23 - Benefícios Pós-Emprego;
NE nº 3.19 e 28 - Contingências e Provisões para Litígios; e
NE nº 3.4 e 34 - Instrumentos Financeiros.
3
3.1
Principais Políticas Contábeis
Mudanças nas políticas contábeis
A partir do exercício iniciado em 1º.01.2013 estão sendo aplicados os IAS 28 Investimento em
Coligada, em Controlada e em Empreendimento Controlado em Conjunto; IFRS 11 Negócios em
Conjunto; IAS 19 (R1) Benefícios a Empregados; IFRS 10 Demonstrações Consolidadas; e IFRS 12
Divulgação de Participações em Outras Entidades.
Os principais efeitos da aplicação dos novos pronunciamentos, na apresentação das demonstrações
financeiras consolidadas, foram a exclusão dos saldos proporcionais dos empreendimentos
controlados em conjunto, que eram apresentados linha a linha, e a eliminação dos diferimentos das
perdas e ganhos atuariais dos planos de pensão e saúde (método corredor), agora totalmente
reconhecidos em outros resultados abrangentes.
F - 10
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
3.1.1
Efeitos no balanço patrimonial de 1º.01.2012
Publicado Efeitos do IFRS 11
ATIVO
CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa
Dividendos a receber
Imposto de renda e contribuição social
Outras
NÃO CIRCULANTE
Realizável a Longo Prazo
Depósitos judiciais
Contas a receber vinculadas à concessão
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Outras
Investimentos
18.842.019
(1.505)
3.702.013
1.049.125
17.906
215.381
2.419.601
(2.496)
(679)
(1.419)
(376)
(22)
Efeitos do
IAS 19 (R1)
Reapresentado
(3.359)
-
18.837.155
3.699.517
1.048.446
16.487
215.005
2.419.579
15.140.006
991
(3.359)
15.137.638
5.659.868
430.817
3.236.474
465.536
1.527.041
(128)
(97)
(31)
-
(3.359)
(3.359)
-
5.656.381
430.720
3.236.443
462.177
1.527.041
-
555.196
Imobilizado
7.209.123
549.158
6.038
(6)
-
7.209.117
Intangível
1.721.857
(4.913)
-
1.716.944
PASSIVO
18.842.019
(1.505)
CIRCULANTE
Obrigações sociais e trabalhistas
Fornecedores
Outras obrigações fiscais
Outras
2.058.821
224.095
747.453
288.457
798.816
(1.036)
(19)
(19)
(864)
(134)
NÃO CIRCULANTE
Fornecedores
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Benefícios pós-emprego
Provisões para litígios
Outras
4.713.670
108.462
648.266
432.838
1.000.823
2.523.281
(469)
(466)
(3)
-
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
3.1.2
12.069.528
Efeitos no balanço patrimonial de 31.12.2012
F - 11
-
(3.359)
-
18.837.155
2.057.785
224.076
747.434
287.593
798.682
(12.324)
1.261
(13.585)
-
4.700.877
107.996
649.527
419.253
1.000.820
2.523.281
8.965
12.078.493
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Publicado Efeitos do IFRS 11
ATIVO
CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa
Dividendos a receber
Imposto de renda e contribuição social
Outras
NÃO CIRCULANTE
Realizável a Longo Prazo
Contas a receber vinculadas à concessão
Depósitos judiciais
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Outras
Investimentos
Efeitos do
IAS 19 (R1)
Reapresentado
21.211.554
(14.577)
11.926
21.208.903
4.699.255
1.483.137
9.555
193.158
3.013.405
(17.563)
(23.920)
8.509
(1.614)
(538)
-
4.681.692
1.459.217
18.064
191.544
3.012.867
16.512.299
2.986
11.926
16.527.211
6.302.904
2.684.792
574.473
647.804
2.395.835
(39.068)
(38.966)
(102)
-
33.481
33.481
-
6.297.317
2.645.826
574.371
681.285
2.395.835
47.508
(21.555)
543.036
568.989
Imobilizado
7.871.849
(96)
-
7.871.753
Intangível
1.794.510
(5.358)
-
1.789.152
PASSIVO
21.211.554
(14.577)
11.926
21.208.903
CIRCULANTE
Obrigações sociais e trabalhistas
Fornecedores
Outras obrigações fiscais
Outras contas a pagar
Outras
2.847.818
384.150
1.136.359
290.896
97.042
939.371
(14.374)
(142)
(4.577)
(2.416)
(7.239)
-
-
2.833.444
384.008
1.131.782
288.480
89.803
939.371
NÃO CIRCULANTE
Fornecedores
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Benefícios pós-emprego
Outras
5.866.238
100.996
615.924
502.423
4.646.895
(203)
(88)
(115)
-
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
3.1.3
12.497.498
-
147.534
(25.273)
172.807
-
6.013.569
100.908
590.536
675.230
4.646.895
(135.608)
12.361.890
Efeitos na demonstração de resultado de 31.12.2012
Publicado Efeitos do IFRS 11 Reapresentado
OPERAÇÕES CONTINUADAS
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
Custos Operacionais
LUCRO OPERACIONAL BRUTO
8.532.217
38.965
8.493.252
(6.578.971)
(38.335)
(6.540.636)
1.953.246
Outras Receitas (Despesas) Operacionais
Despesas com vendas
Despesas gerais e administrativas
Outras receitas (despesas), líquidas
Resultado da equivalência patrimonial
(952.727)
(65.659)
(544.828)
(353.280)
11.040
LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS
Resultado Financeiro
1.000.519
(27.821)
LUCRO OPERACIONAL
IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
1.952.616
711
(2.915)
(729)
4.355
(953.438)
(65.659)
(541.913)
(352.551)
6.685
1.341
999.178
(1.171)
(26.650)
972.698
170
972.528
(246.178)
(170)
(246.008)
726.520
F - 12
630
-
726.520
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
3.1.4
Efeitos na demonstração de resultado de 31.12.2011
Publicado
Efeitos do
IFRS 11
Reapresentado
OPERAÇÕES CONTINUADAS
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
Custos Operacionais
LUCRO OPERACIONAL BRUTO
Outras Receitas (Despesas) Operacionais
Despesas com vendas
Despesas gerais e administrativas
Outras receitas (despesas), líquidas
Resultado da equivalência patrimonial
-
7.776.165
-
(5.457.015)
2.319.150
-
2.319.150
(113.764)
(461.452)
(440.440)
55.654
(960.002)
LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS
Resultado Financeiro
LUCRO OPERACIONAL
IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
1.359.148
1.077
730
(3.401)
(1.594)
(1.594)
(113.764)
(460.375)
(439.710)
52.253
(961.596)
1.357.554
224.768
1.594
226.362
1.583.916
-
1.583.916
(407.062)
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
3.1.5
7.776.165
(5.457.015)
-
1.176.854
(407.062)
-
1.176.854
Efeitos na demonstração do resultado abrangente de 31.12.2012
Publicado
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
Outros resultados abrangentes
Efeitos do
IAS 19 (R1)
Reapresentado
726.520
-
726.520
Perdas com passivos atuariais - benefícios pós-emprego
-
207.947
(207.947)
Tributos sobre outros resultados abrangentes
-
(63.374)
63.374
Itens que nunca serão reclassificados para o resultado
Itens que são ou talvez sejam reclassificados para o resultado
Ganhos (perdas) com ativos financeiros disponíveis para venda
(10.449)
-
Outros ganhos - créditos de controlada
3.164
-
3.164
Tributos sobre outros resultados abrangentes
2.476
-
2.476
Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos
RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO
(4.809)
721.711
F - 13
(10.449)
144.573
(149.382)
144.573
577.138
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
3.1.6
Efeitos na demonstração do resultado abrangente de 31.12.2011
Publicado
1.176.854
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
Outros resultados abrangentes
Itens que nunca serão reclassificados para o resultado
Perdas com passivos atuariais - benefícios pós-emprego
Tributos sobre outros resultados abrangentes
Itens que são ou talvez sejam reclassificados para o resultado
Ganhos (perdas) com ativos financeiros disponíveis para venda
Tributos sobre outros resultados abrangentes
Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos
-
1.177.730
Reapresentado
1.176.854
-
13.585
(4.620)
1.327
(451)
876
RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO
3.1.7
Efeitos do
IAS 19 (R1)
8.965
13.585
(4.620)
1.327
(451)
9.841
(8.965)
1.186.695
Efeitos na demonstração das mutações do patrimônio líquido
31.12.2012
1º.01.2012
Saldo original publicado
Ajuste atuarial conforme o IAS 19 (R1)
Imposto de renda e contribuição social diferidos
12.497.498
(205.466)
69.858
12.069.528
13.585
(4.620)
Saldo reapresentado
12.361.890
12.078.493
(a) Equivalência patrimonial na Controladora, líquida de tributos
3.1.8
Efeitos na demonstração do fluxo de caixa de 31.12.2012
Publicado
Fluxo de caixa das atividades operacionais
Fluxo de caixa das atividades de investimento
Efeitos do
IFRS 11
Reapresentado
1.395.216
24.147
1.419.363
(1.780.354)
(47.388)
(1.827.742)
Fluxo de caixa das atividades de financiamento
819.150
TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
434.012
(23.241)
410.771
VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
434.012
(23.241)
410.771
3.1.9
-
819.150
Efeitos na demonstração do fluxo de caixa de 31.12.2011
Fluxo de caixa das atividades operacionais
Fluxo de caixa das atividades de investimento
Fluxo de caixa das atividades de financiamento
TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
Publicado
1.147.896
(1.629.054)
(264.133)
(745.291)
(745.291)
F - 14
Efeitos do
IAS 19 (R1)
Reapresentado
818
1.148.714
(491)
(1.629.545)
(264.133)
327
(744.964)
327
(744.964)
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
3.2
Base de consolidação
As distribuições de resultados reduzem o valor contábil dos investimentos.
Quando necessário, na elaboração das demonstrações financeiras consolidadas e 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.
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.
F - 15
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
3.3
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. 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.
3.4
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.
Posteriormente ao reconhecimento inicial, os instrumentos financeiros não derivativos são
mensurados conforme descrito a seguir:
Ativos financeiros
3.4.1
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.
F - 16
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
3.4.2
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.
3.4.3
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.
3.4.4
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
3.4.5
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.
Os ganhos ou as perdas líquidos reconhecidos no resultado incorporam os juros pagos pelo passivo
financeiro.
3.4.6
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.
F - 17
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
3.4.7
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.
3.5
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, e
que são prontamente conversíveis 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.
3.6
Clientes
São considerados ativos financeiros classificados como empréstimos e recebíveis e são
contabilizados com base no regime de competência.
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. Engloba os recebíveis faturados, até o encerramento do balanço.
3.7
3.7.1
Contas a receber vinculadas à concessão
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.
F - 18
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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.
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.
F - 19
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Especificamente ao Contrato de Concessão 060/2001, adições subsequentes à renovação que
representem ampliação, melhoria ou reforço da infraestruturação reconhecidas como ativo financeiro,
em virtude de representar futura geração de caixa operacional adicional, conforme regulamentação
específica do poder concedente.
3.8
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.
3.9
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.
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
para ativo imobilizado 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) 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.
O prejuízo fiscal e a base negativa de contribuição social são compensáveis com lucros 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 em sua totalidade, sobre as
diferenças entre os ativos e passivos reconhecidos para fins fiscais e os correspondentes valores
reconhecidos nas demonstrações financeiras.
F - 20
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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 compensados caso haja um direito legal de compensar
passivos e ativos fiscais correntes, e eles se relacionam a impostos de renda lançados pela mesma
autoridade tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação.
3.10
Imobilizado
Os bens do ativo imobilizado 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,
limitadas ao prazo da concessão, quando após a análise jurídica se o direito de indenização sobre os
ativos residuais não estiver assegurado. 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.
3.11
Intangível
3.11.1 Contrato de concessão - distribuição
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 IAS 38 - Ativos Intangíveis - 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.
F - 21
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
3.11.2 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.
3.11.3 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.
3.12
Intangíveis - concessões e autorizações
Os valores alocados como ativo intangível quando da aquisição de participações em companhias que
detêm concessões estão sendo amortizados pelos respectivos prazos remanescentes de cada
concessão ou autorizações (adquirido com vida útil definida).
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 e juros sobre capital próprio
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 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 IAS
16 - 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 de dividendos e de juros sobre capital próprio é reconhecida como um passivo nas
demonstrações financeiras da Companhia e suas controladas ao final do exercício, com base em seu
estatuto social.
F - 22
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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, descritos em
detalhes na NE nº 23. 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 e são registrados nos termos do IAS 19 (R1) - Benefícios a Empregados.
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.
O ativo líquido do plano de benefícios é avaliado 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, 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).
F - 23
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Posteriormente, é atualizado pelo método da taxa de juros efetiva e reduzido pelos pagamentos
contratados.
3.18
Provisão de custos socioambientais ou obrigações socioambientais
As obrigações ambientais são reconhecidas no passivo quando suas ocorrências forem prováveis e
possam ser razoavelmente estimadas.
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
provável.
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.
F - 24
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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.
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.
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.
F - 25
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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.
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.
F - 26
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
3.26
Receita de construção e custo de construção
O IFRIC 12 estabelece que o concessionário de energia elétrica deve registrar e mensurar a receita
dos serviços que presta de acordo com os IAS 11 - Contratos de Construção e IAS 18, IFRIC 13 e
SIC 31 - Receitas, mesmo quando regidos por um único contrato de concessão. As subsidiárias da
Companhia contabiliza 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, a margem
de construção para a atividade de distribuição resulta em valores não significativos, admitindo-se
como valores próximos a zero.
A margem de construção adotada para a atividade transmissão referente ao exercício de 2013 e de
2012 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 da Companhia quando essas informações não estão disponíveis
tempestivamente.
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.
F - 27
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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. Todos os outros arrendamentos são classificados como operacionais.
3.29.1 A Companhia e suas controladas como arrendadoras
As receitas de aluguel oriunda dos arrendamentos operacionais são reconhecidas pelo método linear
durante o período de vigência do arrendamento em questão.
O arrendatário não tem a opção de compra do bem após o término do prazo do arrendamento.
3.29.2 A Companhia e suas controladas como arrendatárias
Os pagamentos referentes aos arrendamentos operacionais são reconhecidos no resultado pelo
método linear, pelo período de vigência do contrato, exceto quando outra base sistemática é mais
representativa para refletir o momento em que os benefícios econômicos do ativo arrendado são
consumidos.
3.30
Normas novas, alterações e interpretações que ainda não estão em vigor
Uma série de novas normas, alterações de normas e interpretações serão efetivas para exercícios
iniciados após 1º.01.2014 e não foram adotadas na preparação destas demonstrações financeiras.
Aquela que pode ser relevante para a Companhia é a IFRS 9 - Instrumentos Financeiros. A
Companhia não planeja adotar esta norma de forma antecipada.
4
Caixa e Equivalentes de Caixa
Caixa e bancos conta movimento
Aplicações f inanceiras de liquidez imediata
31.12.2013
Reapresentado
31.12.2012
130.311
1.611.321
94.484
1.364.733
1.741.632
1.459.217
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 foram
remuneradas em média à taxa de 101,43% da variação do Certificado de Depósito Interbancário CDI em 31.12.2013 e 100,75% em 31.12.2012.
F - 28
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Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
5
Títulos e Valores Mobiliários
Nível
Categoria
NE 34.2
Indexador
Títulos disponíveis para venda
Certificados de Depósitos Bancários - CDB
Operação Compromissada
Cotas fundos de investimentos
Notas do Tesouro Nacional - Série F - NTN-F
Letras Financeiras do Tesouro - LFT
Letras do Tesouro Nacional - LTN
Letras Financeiras Ligadas ao Banco do Brasil - LFBB
Letras Financeiras Ligadas à CEF - LF Caixa
2
2
1
1
1
1
2
2
CDI
Pré-Fixada
CDI
CDI
Selic
Pré-Fixada
CDI
CDI
36.983
26.995
90
1.990
130.369
63.663
260.090
39.845
175.792
86
162.517
167.917
13.661
9.004
568.822
Títulos para negociação
Cotas fundos de investimentos
Operação Compromissada
CDB
Letras Financeiras
LFT
LTN
Depósito a Prazo com Garantia Especial do FGC - DPGE
Ações
Debêntures
Notas Promissórias
Renda Fixa Term 3
1
2
2
2
1
1
2
1
2
2
1
CDI
Pré-Fixada
CDI
CDI
Selic
Selic
CDI
Ibovespa
CDI
CDI
Pré-Fixada
93.529
24.164
13.375
5.011
60.800
38.433
3.215
238.527
24.742
16.373
3.147
12.591
9.526
48.216
61.475
93
3.668
3.127
56
183.014
11.141
11.141
5.540
6.640
12.180
509.758
764.016
389.222
120.536
635.501
128.515
Títulos m antidos até o vencim ento
LF Caixa com vencimento em 07.11.2013
LF Caixa com vencimento em 08.11.2013
LF Caixa com vencimento em 12.11.2015
CDI
CDI
CDI
Circulante
Não circulante
31.12.2013 31.12.2012
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.
F - 29
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Entre os principais valores aplicados, estão fundos exclusivos e garantias:
Fundos exclusivos
Copel Geração e Trasmissão no Banco do Brasil
Copel Distribuição no Banco do Brasil
Copel Geração e Transmissão na Caixa Econômica Federal
Copel Distribuição na Caixa Econômica Federal
UEG Araucária no Banco do Brasil
UEG Araucária no BNY Mellon Serviços Financeiros DTVM S.A.
Garantias
Leilões da Aneel
Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR
Financiamentos para construção de Usinas Hidrelétricas e Linhas de Trasmissão
Atendimento do art. 17 da lei nº 11.428 e eventual autorização do Instituto Ambiental do
Paraná - IAP, pelo Consórcio Energético Cruzeiro do Sul
6
31.12.2013
31.12.2012
99.843
3
113.546
124.946
174.047
101.056
91.807
50.517
78.021
104.961
338.338
600.409
374
118.647
16.452
21.427
72.998
32.144
33.849
169.322
31.290
157.859
Cauções e Depósitos Vinculados
31.12.2013
Caução STN (6.1)
Caução CCEAR
Outros
Circulante
Não circulante
6.1
Reapresentado
31.12.2012
45.371
1.068
908
43.246
34.289
2.519
47.347
80.054
1.976
45.371
36.808
43.246
Caução - Secretaria do Tesouro Nacional - STN
Constituição de garantias, sob forma de caução em dinheiro, destinadas a amortizar os valores de
principal correspondentes aos Discount Bond e Par Bond, quando da exigência de tais pagamentos,
em 11.04.2024 (NE nº 21.1). 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.
F - 30
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
7
Clientes
Saldos Vencidos
Vencidos há
vincendos até 90 dias m ais de 90 dias
Consum idores
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder público
Iluminação pública
Serviço público
Receita não faturada
Parcelamento de débitos
Subsídio baixa renda - Eletrobrás
Governo do Paraná - luz fraterna
Outros créditos
Concessionárias e perm issionárias
Suprim ento de energia elétrica
CCEAR - leilão
Contratos bilaterais
CCEE
Ressarcimento de geradores
Encargos de uso da rede elétrica
Rede elétrica
Rede básica e de conexão
.
Telecom unicações
.
Distribuição de gás
.
PCLD (7.1)
7.1
Total
31.12.2013
Total
31.12.2012
146.604
131.224
108.423
20.767
20.337
16.240
15.258
274.059
64.958
25.415
65.544
5.932
83.268
21.465
29.038
7.526
22.343
49
14.041
5.495
1.801
24.593
32.308
17.631
14.847
6.761
26.282
90
229
29.202
11.642
27.854
262.180
170.320
152.308
35.054
68.962
16.379
29.528
274.059
99.655
25.415
78.987
58.379
295.603
166.182
176.668
40.499
49.464
17.778
34.488
330.326
94.425
4.694
60.259
41.742
894.761
209.619
166.846
1.271.226
1.312.128
96.756
79.006
45.628
-
4.007
-
5.297
25
14
1.256
106.060
79.031
45.642
1.256
177.983
30.317
2.173
1.288
221.390
4.007
6.592
231.989
211.761
13.353
10.268
1.396
405
2.361
3.995
17.110
14.668
23.505
28.017
23.621
1.801
6.356
31.778
51.522
15.235
14.988
10.056
40.279
17.928
30.735
1.634
127
32.496
34.767
-
-
1.185.742
232.049
(137.454)
52.523
1.470.314
(137.454)
1.515.344
(112.762)
Circulante
1.053.056
232.049
52.523
1.337.628
1.489.173
Não circulante
132.686
-
-
132.686
26.171
Provisão para créditos de liquidação duvidosa
Saldo em
Adições /
1º.01.2011 (reversões)
Consum idores, concessionárias
e perm issionárias
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder público
Iluminação pública
Serviço público
Concessionárias e permissionárias
Telecom unicações
Saldo em
Adições /
Perdas 31.12.2011 (reversões)
Saldo em
Adições /
Perdas 31.12.2012 (reversões)
Saldo em
Perdas 31.12.2013
27.123
8.568
8.026
4.582
6.957
50
72
(37.146)
3.550
(16.847)
(2.739)
(3.480)
(861)
(1.012)
39.229
30.992
24.012
5.526
9.316
129
113
224
3.221
19.197
9.739
5.285
1.621
3.727
(48)
70
6.414
866
(12.249)
(5.700)
(2.532)
(740)
(125)
(833)
46.177
35.031
26.765
6.407
13.043
81
183
6.513
3.254
21.782
(24.939)
112.762
46.871
(22.179)
137.454
7.654
40.761
10.880
69
1.453
155
2
224
921
30.409
(4.206)
10.829
2.189
906
(76)
39
37.146
(52)
(9.110)
(11.392)
(2.243)
(453)
(186)
28.953
25.163
19.466
1.805
2.359
79
41
37.370
683
62.119
77.184
(23.384)
115.919
F - 31
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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.
Em 31.12.2013, o saldo da CRC foi transferido da Copel Distribuição para a Copel, conforme
anuência da Aneel, Despacho nº 4.222 de 11.12.2013, com a quitação do mútuo (NE nº 15.2), e a
transferência do saldo financeiro remanescente, no valor de R$ 468.317.
8.1
Vencimento das parcelas de longo prazo
31.12.2013
2015
2016
2017
2018
2019
Após 2020
91.131
97.192
103.655
110.549
117.901
774.678
1.295.106
8.2
Mutação do CRC
Ativo
circulante
Em 1º.01.2012
Juros
Variação monetária
Transferências
Amortizações
65.862
85.001
2.621
73.310
(150.864)
75.930
Em 31.12.2012
Juros
Variação monetária
Transferências
Amortizações
87.149
2.522
82.925
(163.078)
85.448
Em 31.12.2013
F - 32
Ativo
não circulante
Total
1.280.598
101.066
(73.310)
-
1.346.460
1.308.354
1.384.284
69.677
(82.925)
1.295.106
85.001
103.687
(150.864)
87.149
72.199
(163.078)
1.380.554
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
9
9.1
Contas a Receber Vinculadas à Concessão
Mutação das contas a receber vinculadas à concessão
Ativo não circulante
Obrigações
Ativo
especiais (a)
Ativo
circulante
Em 1º.01.2012 - Reapresentado
80.626
Capitalizações do intangível em curso
Transferências do não circulante para o circulante
Transferências para encargos do uso da rede - clientes
Transferências para contas a receber vinculadas à
prorrogação da concessão
Transferências para imobilizado em serviço
Transferências do intangível em serviço - remensuração
conforme Resolução Nº 474/2012
Variação monetária
Remuneração
Receita de construção
Atualização do valor justo
Baixas
Ajuste de ativos financeiros classificados como
disponíveis para venda
Em 31.12.2012 - Reapresentado
Capitalizações do intangível em curso
Transferências do não circulante para o circulante
Transferências para encargos do uso da rede - clientes
Transferências do imobilizado
Transferências do imobilizado - Resolução nº 367/2009
Transferências para o intangível em serviço
Variação monetária
Remuneração
Receita de construção
Baixas
Baixas - Resolução 367/2009
4.828.568
269.163
(225.275)
405.521
(269.163)
-
(119.195)
-
(934.945)
(713)
5.319
21.532
(22.455)
-
Em 31.12.2013
4.396
(1.592.125)
(57.916)
-
Total
3.317.069
347.605
(225.275)
(1.054.140)
(713)
136.658
276.041
396.168
59.977
(303.084)
(24.313)
(53.245)
(110.467)
(98.020)
-
83.413
165.574
396.168
59.977
(401.104)
(24.313)
(13.116)
4.557.599
712.947
(21.532)
(1.562)
1.082
(2.589)
210.310
33.974
136.536
(28.233)
(20.797)
(1.911.773)
(82.878)
(102.051)
3.235
-
(13.116)
2.651.145
630.069
(22.455)
(1.562)
1.082
(2.589)
108.259
33.974
136.536
(24.998)
(20.797)
5.577.735
(2.093.467)
3.488.664
(a) NE nº 18.3
9.2
Contas a receber vinculadas à concessão - Distribuição
Com base nas características estabelecidas no contrato de concessão de distribuição de energia
elétrica da Companhia, a Administração entende que estão atendidas as condições para a aplicação
da Interpretação Técnica IFRIC 12 e SIC 29 - Contratos de Concessão, a qual fornece orientações
sobre a contabilização de concessões de serviços públicos a operadores privados, de forma a refletir
o negócio de distribuição elétrica, abrangendo: a) Parcela estimada dos investimentos realizados e
não amortizados ou depreciados até o final da concessão, classificada como ativo financeiro, por ser
direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente do Poder Concedente; e
(b) Parcela remanescente à determinação do ativo financeiro (valor residual) classificada como um
ativo intangível em virtude de sua recuperação estar condicionada à utilização do serviço público,
nesse caso, do consumo de energia pelos consumidores (NE nº 3.7 Principais Políticas Contábeis Contas a receber vinculadas à concessão e NE nº 18 Intangível).
F - 33
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
9.3
Reajuste tarifário na Copel Distribuição
Em 20.06.2013, a Aneel, por meio da Resolução Homologatória nº 1.541, deliberou sobre o Reajuste
Tarifário Anual da Copel Distribuição. O reajuste tarifário médio autorizado foi de 14,61%, sendo
11,40% referente ao reajuste tarifário anual econômico, 1,68% relativos aos componentes financeiros
do ano tarifário atual e 1,53% à retirada dos componentes financeiros do ano tarifário anterior.
Entretanto, a Companhia solicitou junto à Aneel o efeito suspensivo do reajuste autorizado, com a
perspectiva de diferimento na aplicação do índice de reajuste tarifário autorizado.
Atendendo à solicitação da Companhia, a Aneel, em 09.07.2013, aprovou o diferimento do reajuste
médio de 14,61%, autorizando a aplicação de reajuste médio de 9,55%, retroativo a 24.06.2013, e,
em caráter excepcional, o diferimento de R$ 255.900, equivalente a diferença entre o reajuste
aplicado e o autorizado, a ser considerado como um componente financeiro que será atualizado pela
variação do IGP-M e incluído no cálculo do reajuste tarifário subsequente.
9.4
Compromissos relativos às concessões de transmissão
Refere-se aos compromissos assumidos com os fornecedores de equipamentos e serviços referentes
aos seguintes empreendimentos:
Linhas de Transm issão e Subestações
Contrato nº
Contrato nº
Contrato nº
Contrato nº
Valor
010/10 - Linha de transmissão Araraquara 2 - Taubaté
015/10 - Subestação Cerquilho III
022/12 - LT 230 kV - Foz do Chopim - Salto Osorio C2 e Londrina Figueira
002/13 - LT 230 kV Assis - Paraguassu Paulista
241.154
43.182
39.517
50.624
10 Contas a Receber Vinculadas à Prorrogação da Concessão
Refere-se a valores a receber previstos na Medida Provisória 579/12 - MP 579, convertida na Lei nº
12.783/13 em virtude da opção pela Companhia da 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, a indenização está sendo recebida em 30 parcelas mensais calculadas pelo Sistema de
Amortização Constante - SAC, atualizada pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo IPCA remunerada pelo Custo Médio Ponderado de Capital - WACC de 5,59% real ao ano. A
Companhia vem recebendo as parcelas conforme cronograma estabelecido.
F - 34
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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,
inclusive com a emissão de laudo de avaliação por empresa especializada. 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
31.12.2013.
10.1
Mutação das contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão
Ativo
circulante
Em 1º.01.2012
Transferências de contas a receber vinculadas à concessão - RBNI
Transferências de contas a receber vinculadas à concessão - RBSE
Transferências do não circulante para o circulante
Variação monetária
Em 31.12.2012
Transferências do não circulante para o circulante
Amortizações
Variação monetária
Encargos
Em 31.12.2013
352.161
3.924
Ativo não
circulante
893.923
160.217
(352.161)
15.826
Total
893.923
160.217
19.750
356.085
717.805
352.160
(440.656)
43.591
40.981
(352.160)
-
1.073.890
(440.656)
43.591
40.981
352.161
365.645
717.806
11 Outros Créditos
31.12.2013
Adiantamento a f ornecedores (11.1)
Serviços em curso (11.2)
Repasse CDE (11.3)
Adiantamento para indenizações imobiliárias
Adiantamento a empregados
Parcerias em consórcios
Desativações em curso
Locação da planta da Usina Termelétrica de Araucária
Outros créditos
Circulante
Não circulante
11.1
122.311
94.000
51.067
40.403
27.831
25.540
10.980
6.499
46.694
425.325
41.442
88.513
8.740
29.788
25.540
10.514
11.894
41.248
257.679
395.890
29.435
234.951
22.728
Adiantamento a Fornecedores
Referem-se aos adiantamentos a fornecedores previstos em clausulas contratuais.
F - 35
Reapresentado
31.12.2012
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
11.2
Serviços em curso
Referem-se aos serviços em cursos da Companhia, em sua maioria referente aos Programas de P&D
e PEE, os quais, após seu término, são compensados com o respectivo passivo registrado para este
fim, conforme legislação regulatória.
11.3
Repasse CDE
Refere-se a recursos da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE a serem repassados pela
Eletrobrás para cobrir os descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço
publico de distribuição no valor de R$ 21.042, conforme Resolução Homologatória nº 1.586 de
13.08.2013 e R$ 30.025 para compensar os custos decorrentes da exposição no mercado de curto
prazo e do risco hidrológico, regulamentado através do Decreto nº 7.945 de 07.03.2013.
12 Estoques
Operação / Manutenção
Copel Distribuição
Copel Geração e Transmissão
Copel Telecomunicações
Compagás
31.12.2013
31.12.2012
96.866
31.298
10.046
1.068
84.995
28.299
10.645
870
139.278
124.809
13 Tributos
13.1
Imposto de renda e contribuição social
Ativo circulante
IR e CSLL a compensar
IR e CSLL a compensar com o passivo
IR e CSLL a compensar com o IRRF sobre JSCP
Ativo não circulante
IR e CSLL a recuperar (a)
31.12.2013
Reapresentado
31.12.2012
375.722
(242.564)
133.158
468.791
(272.227)
(5.020)
191.544
197.659
197.659
Passivo circulante
IR e CSLL a recolher
IR e CSLL a compensar com o ativo
540.184
(242.564)
297.620
F - 36
19.995
19.995
442.416
(272.227)
170.189
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
a)
Valores referentes ao IRRF relativos à quitação das operações de mútuo entre partes
relacionadas, os quais foram transferidos para o ativo não circulante, considerando seu prazo de
realização.
13.2
Imposto de renda e contribuição social diferidos
13.2.1 Mutação do imposto de renda e contribuição social diferidos
Saldo em Reconhecidos Reconhecidos
Saldo em Reconhecidos Reconhecidos
1º.01.2012 no resultado no patrim ônio
31.12.2012 no resultado no patrim ônio
Reapresentado do exercício
líquido Reaprese ntado do exercício
líquido Outros
Ativo não circulante
Prejuízo fiscal e base de cálculo negativa
Planos previdenciário e assistencial
Efeitos ICPC 01 - contratos de concessão
Efeitos CPC 33 - benefícios a empregados
Efeitos CPC 38 - instrumentos financeiros
Outras adições temporárias
Provisões para litígios
PSDV
Provisão para P&D e PEE
PCLD
Amortização do direito de concessão
Provisão para perdas de investimentos
Provisão para perdas tributárias
Provisão para efeitos de encargos da rede
Provisão Finam
Provisão para compra de energia
Provisão para participação nos lucros e/ou
resultados
Juros sobre capital próprio
INSS - liminar sobre depósito judicial
Outros
(-) Passivo não circulante
Efeitos CPC 27 - custo atribuído
Efeitos ICPC 01 - contratos de concessão
Efeitos CPC 33 - benefícios a empregados
Efeitos CPC 38 - instrumentos financeiros
Outras exclusões temporárias
Capitalização encargos financeiros
Diferimento de ganho de capital
Provisão para deságio
Fornecimento de gás
Outros
Líquido
Ativo apresentado no Balanço Patrimonial
2.486
154.108
16.142
-
24.204
71.157
-
287.220
12.355
28.791
42.216
36.173
355
15.913
6.922
4.795
99.568
Saldo em
31.12.2013
58.944
-
2.486
178.312
87.299
58.944
-
7.227
17.172
(17.717)
-
73.579
579
-
9.713
195.484
69.582
132.523
579
50.808
41.631
17.999
(764)
256
(1.066)
(2.535)
-
338.028
53.986
46.790
41.452
36.429
355
14.847
6.922
4.795
97.033
37.308
(52.670)
19.976
8.230
257
93
(710)
8.074
-
-
375.336
1.316
66.766
49.682
36.686
355
14.940
6.922
4.085
105.107
15.980
16.666
5.490
745.180
(6.309)
5.043
1.354
201.778
58.944
9.671
21.709
6.844
1.005.902
16.882
(21.709)
6.773
(791)
28.395
74.158
16.483
16.483
26.553
23.256
6.053
1.124.938
741.195
138.712
4.620
11.977
(52.035)
(134.138)
2.158
(4.459)
(4.430)
907
(52.619)
(5.885)
(190)
(1.881)
-
636.541
115
7.276
5.357
25.297
5.372
-
175.450
(1.791)
(115)
1.076
689.160
115
190
15.042
5.357
175.450
25.297
3.581
961
(67.916)
(1.791)
7.155
-
5.357
107.534
25.297
1.790
8.116
915.153
(121.056)
(2.071)
-
792.026
149.451
76.229
16.483
332.912
932.530
(10.471)
(6.906)
(187.350)
212.249
65.850
90.749
-
462.177
681.285
753.413
Passivo apresentado no Balanço Patrimonial
(649.527)
(590.536)
(420.501)
Líquido
(187.350)
90.749
F - 37
332.912
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
13.2.2 Realização dos créditos fiscais diferidos
O crédito fiscal oriundo do plano previdenciário e assistencial foi calculado sob a provisão atuarial
apurada por avaliação atuarial preparada anualmente por atuário independente, em conformidade
com as regras estabelecidas pela Deliberação CVM nº 695/12. Os tributos diferidos sobre as demais
provisões para litígios serão realizados em virtude das decisões judiciais.
O Conselho Fiscal examinou e o Conselho de Administração aprovou o estudo técnico elaborado pela
sua Diretoria de Finanças e de Relações com Investidores, no qual se evidencia a realização dos
impostos diferidos.
13.3
Outros tributos a recuperar e a recolher
.
Ativo circulante
ICMS a recuperar
PIS/Pasep e Cofins a compensar
PIS/Pasep e Cofins a compensar com o passivo
Outros tributos a compensar
Ativo não circulante
ICMS a recuperar
PIS/Pasep e Cofins
Outros tributos a compensar
Passivo circulante
ICMS a recolher
PIS/Pasep e Cofins a recolher
PIS/Pasep e Cofins a compensar com o ativo
IRRF sobre JSCP
IRRF sobre JSCP a compensar com o IR e CSLL ativo
Outros tributos
31.12.2013
Reapresentado
31.12.2012
43.092
61.093
(35.596)
1.424
70.013
38.311
54.190
(43.378)
367
49.490
72.347
51.653
498
124.498
71.785
48.393
11
120.189
184.369
79.291
(35.596)
39.440
33.227
209.570
82.066
(43.378)
39.303
(5.020)
5.939
300.731
288.480
68.402
68.402
-
Passivo não circulante
INSS a recolher - liminar sobre depósito judicial
F - 38
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
13.4
Conciliação da provisão para imposto de renda e contribuição social
Lucro antes do IRPJ e CSLL
IRPJ e CSLL (34%)
Efeitos fiscais sobre:
Equivalência patrimonial
Juros sobre o capital próprio
Dividendos
Finam
Despesas indedutíveis
Benef icio fiscal - Lei nº 11.941/09
Incentivos fiscais
Outros
IRPJ e CSLL correntes
IRPJ e CSLL diferidos
Alíquota efetiva - %
31.12.2013
Reapresentado
31.12.2012
Reapresentado
31.12.2011
1.506.504
(512.211)
972.528
(330.660)
1.583.916
(538.531)
32.423
61.200
309
1.972
(3.130)
10.364
4.004
(554.520)
52
75.802
241
(3.331)
11.688
200
(458.257)
11.054
121.023
1.158
(270)
(11.892)
7.087
9.908
(6.599)
(611.601)
149.451
26,9%
212.249
25,3%
204.539
25,7%
14 Depósitos Judiciais
Reapresentado
Fiscais
Trabalhistas
31.12.2013
417.570
31.12.2012
347.484
118.240
90.479
95.558
28.849
8.106
2.397
134.910
95.558
26.796
7.157
2.419
131.930
4.505
675.225
4.478
574.371
.
Fornecedores
Cíveis
Servidões de passagem
Consumidores
.
Outros
F - 39
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
15 Créditos com Partes Relacionadas
31.12.2013
Coligadas e Controladas em Conjunto
Dividendos e/ou juros sobre o capital próprio
Dona Francisca Energética
Dominó Holdings
Costa Oeste
Marumbi
Transmissora Sul Brasileira
Caiuá
Integração Maranhense
Matrinchã
Guaraciaba
.
Reapresentado
31.12.2012
85
6.311
478
403
360
88
227
840
182
8.974
78
17.986
18.064
526
526
-
9.500
18.064
Ativo circulante - Dividendos a receber
9.500
18.064
Ativo não circulante
-
-
Outros investim entos
Dividendos e/ou juros sobre o capital próprio
Outros investimentos
16 Investimentos
16.1
Combinação de Negócios
Em 1º.08.2013, a Companhia adquiriu do Salus Fundos de Investimento em Participações, 100% dos
empreendimentos: Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A., Nova Asa Branca II Energias
Renováveis S.A., Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A., Nova Eurus IV Energias
Renováveis S.A., Santa Maria Energias Renováveis S.A., Santa Helena Energias Renováveis S.A. e
Ventos de Santo Uriel S.A..
A aquisição desses empreendimentos de geração eólica atende ao objetivo estratégico da Copel de
aumentar a participação no segmento de geração por meio de fontes renováveis em sua matriz
energética.
O valor investido, no total de R$ 342.077, está suportado pelas projeções dos fluxos de caixa
descontados das operações dos empreendimentos adquiridos.
No processo da aquisição, foram identificados os valores justos do patrimônio líquido das adquiridas,
e os valores a título de direito de autorização, alocados na conta de Investimento, no balanço
individual da Controladora. No balanço consolidado, os valores a título de direito de autorização foram
alocados na conta de Intangível. O direito de autorização será amortizado durante o período das
autorizações, a partir do início das operações comerciais.
F - 40
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Controladas
1º.08.2013
Vencim ento
da autorização
Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A.
Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A.
Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A.
Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A.
Santa Maria Energias Renováveis S.A.
Santa Helena Energias Renováveis S.A.
Ventos de Santo Uriel S.A.
Patrim ônio
Líquido
25.04.2046
31.05.2046
31.05.2046
27.04.2046
08.05.2047
09.04.2047
09.04.2047
Direito de
autorização
Total pago
6.056
6.080
6.058
6.043
17.765
17.730
6.626
51.659
51.745
49.948
53.154
26.813
28.955
13.445
57.715
57.825
56.006
59.197
44.578
46.685
20.071
66.358
275.719
342.077
Para a conclusão da operação de aquisição, a Companhia deverá desembolsar aproximadamente
R$ 18.500 adicionais, conforme atendimento de condições previstas em contrato.
Os dados seguintes detalham a composição dos ativos adquiridos e dos passivos assumidos que
foram reconhecidos na data das aquisições, e que correspondem aos seus valores justos naquela
data.
1º.08.2013
ATIVO
Nova Asa Nova Asa Nova Asa
Nova
Branca I Branca II Branca III Eurus IV
Santa
Maria
Santa
Helena
Ventos de
Santo Uriel
Total
6.137
6.161
6.179
6.124
17.775
17.747
6.629
66.752
42
41
52
772
21
65
38
1.031
6
6
17
736
3
46
25
839
36
35
35
36
18
19
13
192
Ativo não circulante
6.095
6.120
6.127
5.352
17.754
17.682
6.591
65.721
Imobilizado
6.070
6.095
6.102
5.327
17.715
17.643
6.567
65.519
25
25
25
25
39
39
24
202
6.137
6.161
6.179
6.124
17.775
17.747
6.629
66.752
Passivo circulante
23
23
63
23
10
17
3
162
Passivo não circulante
58
58
58
58
-
-
-
232
6.056
6.080
6.058
6.043
17.765
17.730
6.626
66.358
Ativo circulante
Caixa e equivalentes de caixa
Outros ativos circulantes
Outros ativos não circulantes
PASSIVO
Patrim ônio líquido
Caso os novos empreendimentos tivessem sido consolidados a partir de 1º.01.2013, na
demonstração do resultado teria sido incluído o prejuízo de R$ 334.
F - 41
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
16.2
Mutação dos investimentos
Saldo em
Ajuste de
1º.01.2013 Equivalência
avaliação
Reapresentado patrim onial patrim onial
Controladas em conjunto (16.4)
Dominó Holdings
Cutia
Costa Oeste
Marumbi
Transmissora Sul Brasileira
Caiuá
Integração Maranhense
Matrinchã
Guaraciaba
Paranaíba
Coligadas (16.5)
Sercomtel
Dona Francisca
Foz do Chopim
Carbocampel
Dois Saltos
Copel Amec
Escoelectric
Outros investim entos
Finam
Finor
Investco S.A.
Nova Holanda Agropecuária S.A.
Provisão para perda Nova Holanda
Bens destinados a uso futuro
Adiantamento para futuro
investimento (16.6)
Outros investimentos
Aporte
e/ou
Afac
Dividendos
Reversão
e JSCP de provisão Saldo em
propostos
p/ perda 31.12.2013
358.114
5.247
1.049
2.212
9.577
7.747
9.630
10.130
6.963
410.669
96.635
(465)
2.409
1.969
1.516
565
1.016
3.453
908
210
108.216
18.881
18.881
843
15.720
18.018
53.065
32.094
74.959
85.256
31.139
17.640
328.734
(16.927)
(478)
(402)
(361)
(88)
(227)
(840)
(182)
(19.505)
-
-
456.703
5.625
18.700
21.797
63.797
40.318
85.378
97.999
38.828
17.850
846.995
10.567
59.753
15.872
1.413
300
180
88.085
(13.567)
8.963
10.316
(6)
2
(318)
5.390
-
3.000
420
318
3.738
(10.540)
(10.400)
(20.940)
-
58.176
15.788
1.407
720
182
76.273
-
1.323
312
9.282
14.868
(14.868)
4.290
-
(100)
(72)
-
-
-
7.887
-
46.631
8.397
-
- 186.838
(134)
5
-
-
70.235
-
568.989
113.606
F - 42
(306) 186.843
18.575
519.315
(40.445)
1.323
212
9.210
14.868
(6.981)
4.290
233.469
8.268
7.887
264.659
7.887
1.187.927
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Saldo em
Ajuste de Aporte Dividendos
Saldo em
1º.01.2012 Equivalência
avaliação
e/ou
e JSCP
31.12.2012
Reapresentado patrim onial patrim onial
Afac propostos Outros Reapresentado
Controladas em conjunto (16.4)
Dominó Holdings
345.953
50.366
(21.555)
(16.650)
358.114
Cutia
4.310
(447)
1.384
5.247
Costa Oeste
204
(378)
1.243
(21)
1.048
Marumbi
8
(274)
2.479
2.213
Transmissora Sul Brasileira
2
1
9.574
9.577
Caiuá
(193)
7.940
7.747
Integração Maranhense
(59)
9.689
9.630
Matrinchã
85
10.045
10.130
Guaraciaba
(143)
7.106
6.963
350.477
48.958
(21.555) 49.460
(16.650)
(21)
410.669
Coligadas (16.5)
Sercomtel
70.341
(59.774)
10.567
Dona Francisca
53.061
8.149
(1.457)
59.753
9.434
(10.964)
15.872
Foz do Chopim
17.402
Carbocampel
1.307
(36)
142
1.413
Dois Saltos
300
300
Copel Amec
165
15
180
Escoelectric
(61)
61
142.576
(42.273)
203
(12.421)
88.085
Outros investim entos
Finam
2.267
(944)
1.323
Finor
613
(301)
312
Investco S.A.
8.345
937
9.282
Bens destinados a uso f uturo
4.290
4.290
Adiantamento para f uturo
investimento (16.6)
38.945
7.686
46.631
Outros investimentos
7.683
714
8.397
16.3
62.143
-
555.196
6.685
406
(21.149)
7.686
57.349
(29.071)
-
70.235
(21)
568.989
Controladas
Participação %
31.12.2013
Copel Geração e Transmissão S.A. (Copel GeT)
Copel Distribuição S.A.
Copel Telecomunicações S.A.
Copel Renováveis S.A.
Copel Participações S.A.
Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A. (a)
Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A. (a)
Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A. (a)
Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A. (a)
Santa Maria Energias Renováveis S.A. (a)
Santa Helena Energias Renováveis S.A. (a)
Ventos de Santo Uriel S.A. (a)
Companhia Paranaense de Gás - Compagás
Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A.
UEG Araucária Ltda.
Sede
Curitiba/PR
Curitiba/PR
Curitiba/PR
Curitiba/PR
Curitiba/PR
S. Miguel do Gostoso/RN
Parazinho/RN
Parazinho/RN
Touros/RN
Maracanaú/CE
Maracanaú/CE
João Câmara/RN
Curitiba/PR
Curitiba/PR
Curitiba/PR
Atividade principal
Geração e transmissão de energia elétrica
Distribuição e comercialização de energia elétrica
Serviços de telecomunicações e de comunicações
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Holdings de instituições não-financeiras
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Distribuição de gás canalizado
Geração de energia elétrica
Geração de energia elétrica utilizando gás natural
Copel
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
51,00
70,00
20,00
Copel Não conGeT troladores
49,00
30,00
60,00
20,00
(a) Fase pré-operacional
A Administração efetuou os julgamentos exigidos pelo IAS 27 - Demonstrações Consolidadas e
concluiu que a Companhia possui todos os atributos necessários para determinar o controle das
empresas Compagás, Elejor e UEG Araucária, ou seja, está exposta a, ou tem direitos sobre,
F - 43
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
retornos variáveis decorrentes de seu envolvimento com as investidas e tem a capacidade de afetar
esses retornos por meio de seu poder sobre elas.
16.3.1 Demonstrações financeiras das controladas com participação de não controladores
Com pagás
31.12.2013
Elejor
UEG Araucária
ATIVO
Ativo circulante
Ativo não circulante
308.023
84.017
224.006
766.161
68.534
697.627
708.088
270.545
437.543
PASSIVO
Passivo circulante
Passivo não circulante
Patrimônio líquido
308.023
66.935
5.462
235.626
766.161
153.229
540.913
72.019
708.088
6.334
701.754
423.014
(402.030)
4.443
(6.942)
18.485
18.485
217.412
(67.093)
(86.799)
(21.573)
41.947
41.947
106.398
(81.375)
18.664
(7.524)
36.163
36.163
44.877
(41.948)
(4.495)
(1.566)
35.993
34.427
(1.566)
(77.800)
(4.244)
104.346
22.302
25.282
47.584
22.302
78.543
(74.919)
3.624
18.219
21.843
3.624
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
Receita operacional líquida
Custos e despesas operacionais
Resultado financeiro
Tributos
Lucro do exercício
Resultado abrangente total
DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA
Fluxo de caixa das atividades operacionais
Fluxo de caixa das atividades de investimento
Fluxo de caixa das atividades de financiamento
TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA E EQUIVALENTES A CAIXA
Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa
Saldo final de caixa e equivalentes de caixa
VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES A CAIXA
16.4
Empreendimentos controlados em conjunto
31.12.2013
Sede
Dominó Holdings S.A.
Curitiba/PR
Atividade principal
Participação em sociedade de
saneamento básico
Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. (a)
Curitiba/PR
Transmissão de energia elétrica
Marumbi Transmissora de Energia S.A. (a)
Curitiba/PR
Transmissão de energia elétrica
Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. (a)
Curitiba/PR
Transmissão de energia elétrica
Cutia Empreendimentos Eólicos SPE S.A. (a)
São Paulo/SP
Geração de energia elétrica a
partir de fontes eólicas
Caiuá Transmissora de Energia S.A. (a)
Curitiba/PR
Transmissão de energia elétrica
Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. (a) Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica
Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A. (a) Curitiba/PR
Transmissão de energia elétrica
Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A. (a)
Curitiba/PR
Transmissão de energia elétrica
Paranaíba Transmissora de Energia S.A. (a)
Rio de Janeiro/RJ Transmissão de energia elétrica
Patrim ônio Participação %
Valor
Líquido +
Copel contábil da
Copel
Afac
GeT participação
1.014.895
36.667
27.246
318.983
45,00
-
51,00
80,00
20,00
456.703
18.700
21.797
63.797
11.273
82.281
174.240
199.997
79.241
72.859
49,90
-
49,00
49,00
49,00
49,00
24,50
5.625
40.318
85.378
97.999
38.828
17.850
(a) Fase pré-operacional
A Administração concluiu que a Companhia controla estas empresas em conjunto com os demais
F - 44
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
investidores.
Os controles em conjunto são decorrentes de acordos entre os acionistas, independentemente do
percentual de participação.
16.4.1 Principais grupos de ativo, passivo e resultado dos empreendimentos controlados em
conjunto
Dom inó
(a)
31.12.2013
.
ATIVO
Costa
Oeste
Marum bi
Sul
Brasileira
Cutia
Caiuá
Integração
Matrinchã Guaraciaba Paranaíba
Maranhense
1.071.264
48.558
35.270
531.454
11.421
139.572
276.643
782.964
324.772
74.815
22.670
2.261
4.029
45.351
94
4.370
2.517
239.769
127.239
20.832
8.574
2.211
4.019
35.767
76
4.170
2.229
237.029
124.484
20.430
14.096
50
10
9.584
18
200
288
2.740
2.755
402
Ativo não circulante
.
1.048.594
46.297
31.241
486.103
11.327
135.202
274.126
543.195
197.533
53.983
PASSIVO
Ativo circulante
Caixa e equivalentes de caixa
Outros ativos circulantes
1.071.264
48.558
35.270
531.454
11.421
139.572
276.643
782.964
324.772
74.815
Passivo circulante
56.369
10.425
7.046
207.156
16
44.638
76.364
575.904
243.170
1.779
Passivos financeiros
-
-
-
153.201
-
34.051
50.340
567.125
241.553
-
56.369
10.425
7.046
53.955
16
10.587
26.024
8.779
1.617
1.779
177
Outros passivos circulantes
Passivo não circulante
-
32.290
23.499
113.316
918
64.355
167.791
7.063
2.361
Adto. para f uturo aumento de capital
-
30.824
22.521
108.001
786
51.702
141.752
-
-
-
Outros passivos não circulantes
-
1.466
978
5.315
132
12.653
26.039
7.063
2.361
177
1.014.895
5.843
4.725
210.982
10.487
30.579
32.488
199.997
79.241
72.859
Patrim ônio líquido
.
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
Receita operacional líquida
Custos e despesas operacionais
(6.195)
Resultados f inanceiros
(36.434)
Resultado da equivalência patrimonial
128.996
Provisão para IR e CSLL
Ganho variação % de participação
-
41.677
30.378
430.344
(35.878)
(27.320)
(417.040)
261
484
-
-
(419)
-
(1.336)
(1.081)
(5.104)
(936)
106.513
231.962
510.855
186.882
53.416
(104.302)
(228.386)
(525.463)
(192.713)
(54.401)
6
86
212
21.655
7.682
-
-
-
-
-
-
-
-
(1.145)
(1.716)
2.096
(253)
134.040
Lucros (prejuízos) acum ulados
220.407
4.724
2.461
7.781
(930)
1.152
2.072
7.047
1.851
858
Resultado abrangente total
220.407
4.724
2.461
7.781
(930)
1.152
2.072
7.047
1.851
858
(a) Práticas ajustadas às da Copel
16.5
Coligadas
31.12.2013
Sede
Atividade principal
Dona Francisca Energética S.A.
Foz do Chopim Energética Ltda.
Carbocampel S.A.
Dois Saltos Empreendimentos de
Geração de Energia Elétrica Ltda. (a)
Copel Amec S/C Ltda.- em liquidação
Escoelectric Ltda.
Sercomtel S.A. Telecomunicações (16.5.2)
Agudo/RS
Curitiba/PR
Figueira/PR
Energia elétrica
Energia elétrica
Exploração de carvão
Curitiba/PR
Curitiba/PR
Curitiba/PR
Londrina/PR
Energia elétrica
Serviços
Serviços
Telecomunicações
(a) Fase pré-operacional
F - 45
Valor
Patrim ônio Participação
contábil da
Líquido +
Copel
participação
Afac
%
252.608
44.137
2.872
2.400
379
(1.329)
-
23,03
35,77
49,00
58.176
15.788
1.407
30,00
48,00
40,00
45,00
720
182
-
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
16.5.1 Principais grupos de ativo, passivo e resultado das principais coligadas
31.12.2013
.
Foz do Chopim Dona Francisca (a)
ATIVO
46.181
289.662
6.080
104.256
Ativo não circulante
.
40.101
185.406
PASSIVO
46.181
289.662
2.044
31.432
Ativo circulante
Passivo circulante
Passivo não circulante
-
5.622
44.137
252.608
Receita operacional líquida
38.831
104.464
Custos e despesas operacionais
(8.856)
(54.148)
Patrimônio líquido
.
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
Resultado financeiro
186
Provisão para IR e CSLL
5.091
(1.325)
(16.493)
Lucros acum ulados
28.836
38.914
Resultado abrangente total
28.836
38.914
(a) Práticas ajustadas às da Copel
16.5.2 Sercomtel S.A. Telecomunicações
A conclusão dos trabalhos referentes aos testes de recuperação dos ativos da Companhia, ocorrida
em 2013, adotando, quando aplicável, as mesmas premissas citadas na nota de Imobilizado (NE
nº 17.7) indicou com adequado nível de segurança que os ativos vinculados à coligada Sercomtel
S.A. Telecomunicações apresentavam-se acima do valor recuperável, resultando em uma perda
reconhecida no resultado de 2013 no valor de R$ 6.538 (R$ 28.858 em 2012), contabilizada na conta
de equivalência patrimonial, reduzindo a zero o investimento nesta coligada.
16.6
Adiantamento para futuro investimento
16.6.1 São Bento Energia, Investimentos e Participações S.A
Em novembro de 2011, foi assinado entre a Copel e a Galvão Participações S.A. contrato de compra
e venda de 49,9% das ações representativas 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., as quais são detentoras das outorgas das Centrais
Geradoras Eólicas Olho D’Água, Boa Vista, Farol e São Bento do Norte, respectivamente. São
consideradas como condição para efetivação do contrato as aprovações pela Aneel, pelo Conselho
Administrativo de Defesa Econômica - Cade e pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e
Social - BNDES, banco financiador dos recursos necessários ao investimento, construção e
exploração dos empreendimentos de geração de energia eólica detidos pelas controladas.
Caso o contrato de compra e venda não seja efetivado, fica a vendedora obrigada a restituir os
F - 46
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
recursos aportados no total de R$ 77.886, corrigidos pela variação do Índice Nacional de Preços de
Mercado - IGPM. As aprovações pela Aneel e pelo Cade já foram obtidas, aguardando-se a
finalização do procedimento junto ao BNDES.
Em dezembro de 2013, foi assinado contrato de compra e venda dos 50,1% restantes das ações da
São Bento Energia pelo valor de R$ 109.500. Até 31.12.2013 foram aportados R$ 111.396 referentes
ao valor do prêmio negociado corrigido e R$ 20.789 referentes à ressarcimento de saldos de caixa,
previstos no contrato.
O contrato poderá ser rescindido caso não sejam obtidas as aprovações pela Aneel, pelo Cade e pelo
BNDES, ficando a vendedora obrigada a restituir os recursos aportados, corrigidos pela variação do
Índice de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA.
16.6.2 Cutia Empreendimentos Eólicos SPE S.A.
Em dezembro de 2013, foi assinado entre a Copel e a Galvão Participações S.A. contrato de compra
e venda de 50,1% das ações do empreendimento controlado em conjunto Cutia Empreendimentos
Eólicos SPE S.A., bem como a totalidade dos 8 projetos de parques e complexos eólicos, todos de
titularidade exclusiva da vendedora, pelo valor de R$ 38.000. Até 31.12.2013, foram aportados R$
23.398 referentes à parte do valor negociado corrigido e foram retidos R$ 15.000 para fazer frente a
eventuais não conformidades atribuíveis aos projetos, conforme previsto no contrato.
O contrato poderá ser rescindido caso não seja obtida a aprovação incondicional da compra e venda
das ações e dos projetos pelo Cade, ficando a vendedora obrigada a restituir os recursos aportados,
corrigidos pela variação do IPCA.
17 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.
F - 47
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
17.1
Imobilizado por empresa
Depreciação
acum ulada 31.12.2013
Custo
Custo
Depreciação Reapresentado
acum ulada
31.12.2012
Em serviço
Copel
Copel Geração e Transmissão
Copel Telecomunicações
Elejor
UEG Araucária
5
12.483.418
504.115
594.856
685.801
14.268.195
(7.370.317)
(312.251)
(140.657)
(263.587)
(8.086.812)
5
5.113.101
191.864
454.199
422.214
6.181.383
11.491.186
498.571
591.738
666.750
13.248.245
24
1.475.079
174.113
13.292
478
14.184
12.135
13.124
12.496
36.013
39.432
11.894
1.802.264
2.245.507
114.825
11.386
137
2.371.855
(7.101.472)
(294.255)
(122.685)
(229.920)
(7.748.332)
4.389.714
204.316
469.053
436.830
5.499.913
Em curso
Copel
Copel Geração e Transmissão
Copel Telecomunicações
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
24
1.475.079
174.113
13.292
478
14.184
12.135
13.124
12.496
36.013
39.432
11.894
1.802.263
-
-
2.245.507
114.825
11.386
137
2.371.855
Obrigações especiais
Copel Geração e Transmissão
(15)
(15)
16.070.444
17.2
-
(15)
(15)
(8.086.812)
7.983.632
(15)
(15)
15.620.085
-
(15)
(15)
(7.748.332)
7.871.753
Imobilizado por classe de ativos
Custo
Em serviço
Reservatórios, barragens, adutoras
Máquinas e equipamentos
Edificações
Terrenos
Veículos
Móveis e utensílios
Em curso
Obrigações especiais
7.618.902
4.793.335
1.519.516
263.620
60.833
11.989
14.268.195
1.802.264
(15)
16.070.444
Depreciação
acum ulada 31.12.2013
(4.493.402)
(2.551.632)
(997.021)
(2.481)
(33.884)
(8.392)
(8.086.812)
(8.086.812)
F - 48
Custo
3.125.500
2.241.703
522.495
261.139
26.949
3.597
6.181.383
7.108.618
4.509.319
1.379.133
183.024
57.474
10.677
13.248.245
1.802.264
2.371.855
(15)
7.983.632
(15)
15.620.085
Depreciação Reapresentado
acum ulada
31.12.2012
(4.341.971)
(2.406.775)
(963.086)
(28.580)
(7.920)
(7.748.332)
(7.748.332)
2.766.647
2.102.544
416.047
183.024
28.894
2.757
5.499.913
2.371.855
(15)
7.871.753
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
17.3
Mutação do Imobilizado
Saldos
em serviço
Em 1º.01.2012 - Reapresentado
Programa de investimentos pagos
Programa de investimentos a pagar
Participação financeira do consumidor
Provisão para litígios
Imobilizações de obras
Transferências de contas a receber vinculadas à concessão
Quotas de depreciação no resultado
Quotas de depreciação - créditos de Pis/Pasep e Cofins
Baixas
Em 31.12.2012 - Reapresentado
Efeito da primeira consolidação de controladas (NE nº 16.1)
Programa de investimentos pagos
Imobilizações de obras
Transferências para contas a receber vinculadas à concessão
Transferências para contas a receber vinculadas à concessão
Resolução nº 367/2009
Transferências de (para) o intangível
Quotas de depreciação no resultado
Quotas de depreciação - créditos de Pis/Pasep e Cofins
Baixas
Baixas - Resolução 367/2009
Em 31.12.2013
F - 49
em curso
Total
7.209.117
5.745.134
88.560
713
(331.330)
(1.815)
(1.349)
5.499.913
1.054.115
1.405
1.463.983
875.509
119.590
(15)
3.855
(88.560)
(2.522)
2.371.840
65.519
420.227
(1.054.115)
157
1.742
(165)
(366.016)
(1.032)
(1.262)
(7.317)
(2.824)
2.660
(1.215)
-
(1.082)
2.495
(366.016)
(1.032)
(2.477)
(7.317)
6.181.383
1.802.249
7.983.632
875.509
119.590
(15)
3.855
713
(331.330)
(1.815)
(3.871)
7.871.753
65.519
420.227
1.562
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
17.4
Mutação do imobilizado por classe de ativos
Saldo em
1º.01.2013
Terrenos
Edificações, obras civis e benfeitorias
Máquinas e equipamentos
Veículos
Móveis e utensílios
Reservatórios, barragens, adutoras
Outros
Adições Depreciação
Baixas Transferências
310.891
484.996
2.541.016
29.834
8.161
3.024.040
1.472.815
19.952
80.706
287.019
3.176
3.269
253.350
(161.726)
(2.481)
(33.869)
(173.945)
(5.663)
(482)
(150.608)
-
(288)
(8.601)
(107)
(11)
(787)
7.871.753
485.746
(367.048)
(9.794)
Saldo em
1º.01.2012
Reapresentado
Terrenos
Edificações, obras civis e benfeitorias
Máquinas e equipamentos
Veículos
Móveis e utensílios
Reservatórios, barragens, adutoras
Outros
17.5
Adições Depreciação
(1.196)
(16.193)
(2.863)
38.962
(15.735)
2.975
Saldo em
31.12.2013
328.362
530.349
2.629.296
27.347
7.978
3.165.733
1.294.567
7.983.632
Saldo em
31.12.2012
Baixas Transferências Reapresentado
270.096
507.227
2.483.488
10.625
2.774
3.082.435
852.472
40.795
7.975
178.910
7.294
5.972
86.529
671.464
(29.690)
(154.232)
(3.829)
(470)
(144.924)
-
(517)
(1.948)
(42)
(8)
(1.356)
7.209.117
998.939
(333.145)
(3.871)
1
34.798
15.786
(107)
(49.765)
713
310.891
484.996
2.541.016
29.834
8.161
3.024.040
1.472.815
7.871.753
Efeitos da Lei nº 12.783/2013 no imobilizado da Copel Geração e Transmissão
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 34.2.5 e, por conseguinte, o evento da MP nº 579 e normativas
posteriores publicadas para aquelas Usinas, não afetarão o fluxo de caixa previsto até o final das
atuais concessões. Isto é valido para a previsão de receitas e também para a expectativa de
indenização ao final da concessão.
F - 50
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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 a
metodologia do VNR, conforme definido pela Lei nº 12.783/13.
17.6
Taxas médias de depreciação
Taxas m édias de depreciação (%)
31.12.2013
Geração
Equipamento geral
Geradores
Reservatórios, barragens e adutoras
Turbina hidráulica
Turbinas a gás e a vapor
Resfriamento e tratamento de água
Condicionador de gás
31.12.2012
6,92
3,43
2,35
3,63
2,30
4,39
4,39
6,22
2,83
1,99
2,45
2,26
4,40
4,40
Adm inistração central
Edificações
Máquinas e equipamentos de escritório
Móveis e utensílios
Veículos
3,33
6,25
6,25
14,29
3,33
6,26
6,25
14,29
Telecom unicações
Equipamentos de transmissão
Equipamentos terminais
Infraestrutura
7,70
10,50
6,30
7,70
10,50
6,30
A taxa média para máquinas e equipamentos é de 3,56%.
Depreciação de ativos que integram o Projeto Original das Usinas de Mauá e Colíder
A Copel Geração e Transmissão tem ativos das usinas de Mauá e Colíder que integram o projeto
original considerados sem total garantia de indenização do valor residual pelo Poder Concedente, ao
final do prazo da concessão dos 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.
F - 51
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
17.7
Redução ao valor recuperável de ativos - 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 detidas, 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 de desconto, 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 e até que se edite regulamentação sobre o tema, a valorização dessa indenização pelo
valor justo de reposição. Assim, a premissa de valoração do ativo residual ao final das concessões
ficou estabelecida nos valores registrados contabilmente.
Apesar de não ter ocorrido nenhum indicador de perda de valor recuperável de seus ativos
operacionais, a Companhia realizou o teste de recuperação.
Com base nas premissas acima, a Companhia não identificou necessidade de constituição de
provisão para redução do valor do ativo imobilizado ao valor recuperável.
17.8
UHE Colíder
Em 30.07.2010, por meio do Leilão de Energia Nova nº 003/10 Aneel, a Copel Geração e
Transmissão 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.
F - 52
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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.
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 21.5.
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$ 126,81, em 31.12.2013. Foram
negociados 125 MW médios, a serem fornecidos a partir de janeiro de 2015, por 30 anos. 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 31.12.2013, o saldo de
R$ 1.320.590.
Os compromissos totais assumidos com fornecedores de equipamentos e serviços, referentes à UHE
Colíder, montam em R$ 471.340, em 31.12.2013.
17.9
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 a
avaliação ambiental integrada da bacia do rio Tapajós e estudos de viabilidade e ambientais de cinco
aproveitamentos hidrelétricos, totalizando 10.682 MW de capacidade instalada.
As usinas que atualmente estão em estudo são Jatobá, com 2.338 MW, e São Luiz do Tapajós, a
maior delas, com 6.133 MW, ambas no rio Tapajós. Já no rio Jamanxim, serão objeto de estudos,
futuramente, as usinas de Cachoeira do Caí, com 802 MW, Cachoeira dos Patos, com 528 MW e
Jamanxim, com 881 MW.
Os gastos realizados nesse empreendimento apresentavam, em 31.12.2013, o saldo de R$ 9.884.
F - 53
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
17.10 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.
No âmbito do Acordo de Consorciados, foi ajustado que a Copel Geração e Transmissão executará
as atividades de Engenharia do Proprietário para o CEBI, cujo valor dessa atividade, fixado em
R$ 15.392, será considerado como aporte da Copel Geração e Transmissão no consórcio.
Os gastos realizados nesse empreendimento apresentavam, em 31.12.2013, o saldo de R$ 341.
F - 54
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
18 Intangível
Direito de concessão
e de autorização
am ortização
custo acum ulada (a)
Em serviço
Com vida útil definida
Copel Geração e Transmissão (18.1)
Copel Distribuição (18.2)
Copel Distribuição-obrig. especiais (18.3)
Copel Telecomunicações
Compagás (18.4)
Elejor (18.5)
UEG Araucária
Direito de concessão - Elejor (18.5)
Direito de autorização - Cutia (18.6)
Direito de autorização - Nova Asa I
Direito de autorização - Nova Asa II
Direito de autorização - Nova Asa III
Direito de autorização - Nova Eurus IV
Direito de autorização - S. Maria
Direito de autorização - S. Helena
Direito de autorização - Ventos S. Uriel
Sem vida útil definida
Compagás
Em curso
Copel Geração e Transmissão (18.1)
Copel Distribuição (18.2)
Copel Distribuição-obrig. especiais (18.3)
Copel Telecomunicações
Compagás
Nova Asa Branca I
Nova Asa Branca II
Nova Asa Branca III
Nova Eurus IV
Santa Maria
Santa Helena
Ventos de Santo Uriel
Contrato
de concessão
am ortização
custo acum ulada (a)
Direito de uso
de softwares
am ortização
custo acum ulada (b) Outros 31.12.2013
22.626
5.809
51.659
51.745
49.948
53.154
26.813
28.955
13.445
304.154
(5.847)
(5.847)
15.884
3.664.119
(326.007)
239.239
263.920
3.857.155
(732) 17.734
(3.269.508)
256.417
- 22.386
(101.937)
5.221
(69.141)
373
(3.184.901) 45.714
(6.108)
(9.280)
(3.296)
(206)
(18.890)
43
6.286
6.329
26.821
394.611
(69.590)
13.106
139.227
201.065
167
16.779
5.809
51.659
51.745
49.948
53.154
26.813
28.955
13.445
1.003.714
304.154
(5.847)
3.857.155
(3.184.901) 45.714
(18.890)
21
21
6.350
21
21
1.003.735
17.209
1.091.217
(154.965)
70.716
1.024.177
-
2.531
85
44
44
190
42
447
42
52
3.477
21.680
1.091.217
(154.965)
2.117
70.716
44
44
190
42
447
42
52
1.031.626
-
-
1.940
2.032
3.972
-
2.035.361
(a) Amortização pelo período de concessão
(b) Taxa anual de amortização: 20%
F - 55
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Direito de concessão
e de autorização
am ortização
custo acum ulada (a)
Em serviço
Com vida útil definida
Copel Geração e Transmissão (18.1)
Copel Distribuição (18.2)
Copel Distribuição-obrig. especiais (18.3)
Copel Telecomunicações
Compagás (18.4)
Elejor (18.5)
UEG Araucária
Direito de concessão - Elejor (18.5)
Direito de autorização - Cutia (18.6)
Sem vida útil definida
Copel Geração e Transmissão
Compagás
Em curso
Copel Geração e Transmissão (18.1)
Copel Distribuição (18.2)
Copel Distribuição-obrig. especiais (18.3)
Copel Telecomunicações
Compagás
Elejor
Contrato
de concessão
am ortização
custo acum ulada (a)
Direito de uso
de softwares
am ortização
Reapresentado
custo acum ulada (b) Outros
31.12.2012
22.626
5.809
28.435
(5.092)
(5.092)
12.905
3.713.620
(320.627)
217.446
263.920
3.887.264
(36) 15.158
(3.113.508)
211.651
- 25.819
(86.920)
4.070
(60.532)
360
(3.049.345) 45.407
(3.511)
(6.319)
(2.906)
(145)
(12.881)
43
5.927
5.970
24.559
600.112
(108.976)
19.500
131.690
209.315
215
17.534
5.809
899.758
28.435
(5.092)
3.887.264
(3.049.345) 45.407
(12.881)
18
21
39
6.009
18
21
39
899.797
4.312
7
27
4.346
20.404
898.361
(83.748)
1.474
52.837
27
889.355
-
-
15.101
898.361
(83.748)
52.837
882.551
-
991
1.467
2.458
-
1.789.152
(a) Amortização pelo período de concessão
(b) Taxa anual de amortização: 20%
F - 56
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Mutação do intangível
Saldos
em
serviço
Contrato de concessão
Direito de
em Obrigações especiais concessão e
em
curso em serviço em curso autorização serviço
Em 1º.01.2012 - Reapresentado
Programa de investimentos
Participação financeira do consumidor
Outorga Aneel - uso do bem público
Transferências para tributos correntes a recuperar
Transferências para contas a receber vinculadas à
concessão - remensuração Resolução nº 474/2012
Capitalizações para contas a receber vinculadas
à concessão
Capitalizações para intangível em serviço
Quotas de amortização-concessão e autorização
Quotas de amortização - créditos de Pis/Pasep e Cofins
Baixas
Alienações
Ajuste de ativos financeiros disponíveis para a venda
1.224.874
(8.073)
Em 31.12.2012 - Reapresentado
Programa de investimentos
Participação financeira do consumidor
Outorga Aneel - uso do bem público
Transferências de contas a receber vinculadas
à concessão
Transferências de (para) o imobilizado
Capitalizações para contas a receber vinculadas
à concessão (NE 9.1)
Capitalizações para intangível em serviço
Quotas de amortização - concessão e autorização
Quotas de amortização - créditos de Pis/Pasep e Cofins
Baixas
Baixas - Resolução nº 367
946.895
966.299
-
1.018.057
5.087
-
-
-
-
Em 31.12.2013
(136.658)
140.889
(256.731)
(12.544)
(4.671)
(191)
-
87.599
(272.967)
(14.135)
(5.443)
(105)
741.844
674.591
840.119
1.886
(301)
(405.521)
(140.889)
(3.586)
-
(712.947)
(87.599)
(9.755)
1.179.142
(200.444)
-
(40.457)
(107.980)
-
53.245
(6.773)
42.709
2.287
(108.976)
(6.519)
43.163
2.460
282
(69.590)
57.916
6.773
-
Outros
em
curso
24.098
-
4.271
-
30.011
11.685
-
1.716.944
851.804
(107.980)
1.886
(8.374)
-
-
-
(83.413)
(755)
-
34.824
(3.748)
24
3.164
(34.824)
(68)
-
(347.605)
(218.525)
(10.233)
(8.325)
(191)
3.164
(83.748)
23.343
38.535
6.804
1.789.152
(160.614)
-
275.719
-
-
5.297
-
1.299.073
(160.614)
5.087
-
2.589
165
(2.660)
2.589
(2.495)
1.697
(6.627)
(497)
(2.669)
(19)
(1.697)
(295)
-
(630.069)
(237.186)
(12.172)
(17.880)
(124)
33.174
7.449
82.878
6.519
(154.965)
(755)
298.307
2.035.361
Mutação do intangível por classe de ativos
Direito de
Contrato de
concessão
concessão e autorização Softw ares
Outros
Em 1º.01.2012
Adições
Transf erência para contas a receber vinculadas
à concessão
Quotas de amortização-concessão e autorização
Baixas
Outros
1.658.564
386.420
24.098
-
31.468
7.309
(83.413)
(224.279)
(8.257)
(8.565)
(755)
-
(3.724)
(65)
-
Em 31.12.2012
1.720.470
23.343
34.988
10.351
3.032
2.265
513.477
2.589
(7.124)
(2.688)
30.797
(295)
(2.495)
9.826
2.589
(249.358)
(18.004)
(2.495)
2.035.361
Adições
Transf erência de contas a receber vinculadas
à concessão
Quotas de amortização-concessão e autorização
Baixas
Transf erência para o imobilizado
Em 31.12.2013
232.461
(241.479)
(15.021)
1.696.431
F - 57
275.719
(755)
298.307
2.814
7.537
-
1.716.944
401.266
(83.413)
(228.758)
(8.322)
(8.565)
1.789.152
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
18.1
Copel Geração e Transmissão
Ativo intangível relativo ao direito de UBP na modalidade de concessão onerosa. Este ativo intangível
é constituído e amortizado pelo prazo do contrato de concessão.
18.2
Copel Distribuição
O ativo intangível da concessão representa o direito de exploração dos serviços de construção, bem
como prestação dos serviços de fornecimento de energia elétrica que será recuperado por meio do
consumo e consequente faturamento aos consumidores.
A Aneel, por meio da Resolução Normativa nº 474/2012, estabeleceu a vida útil econômica estimada
de cada bem integrante da infraestrutura de distribuição, para efeitos de determinação da tarifa, bem
como para apuração do valor da indenização dos bens reversíveis, no vencimento do prazo da
concessão. Essa estimativa é razoável e adequada para efeitos contábeis e regulatórios e representa
a melhor estimativa de vida útil econômica dos bens, aceita pelo mercado deste ramo.
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.
O valor residual de cada bem, que ultrapassa o prazo do vencimento da concessão, está alocado
como contas a receber vinculadas à concessão (NE nº 9).
18.3
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.
F - 58
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
18.4
Compagás
Ativo intangível relativo à construção de infraestrutura e à aquisição de bens necessários para a
prestação dos serviços de distribuição de gás e o direito de cobrar dos usuários pelo fornecimento de
gás. A construção de infraestrutura e aquisição de bens são consideradas como prestação de
serviços do Poder Concedente, o Estado do Paraná.
A amortização do intangível reflete o padrão em que se espera que os benefícios econômicos futuros
do ativo sejam consumidos pela Compagás, com expectativa de amortização média, limitada ao
prazo da concessão, de 7,1% a.a. para os gasodutos construídos até 31.12.2008 e de 10% a.a. para
os demais ativos.
Extinta a concessão, os ativos vinculados à prestação de serviço de distribuição de gás, após 2014,
serão revertidos ao Poder Concedente e a Compagás será indenizada pelos investimentos efetuados
com base no valor de reposição amortizado, avaliados por empresa de auditoria independente,
determinado conforme valores a serem apurados à época.
18.5
Elejor
Contrato de concessão
Ativo intangível relativo ao direito de UBP na modalidade de concessão onerosa. Este ativo intangível
está sendo amortizado pelo prazo do contrato de concessão e o passivo está sendo amortizado pelo
pagamento (NE nº 26).
Direito de concessão
A aquisição das ações da Elejor, pertencentes à Triunfo Participações S.A., em 18.12.2003, gerou
direito de concessão no valor total de R$ 22.626. O fundamento econômico utilizado para a
amortização linear foi a expectativa de resultado futuro da operação comercial da concessão, cujo
prazo tem vencimento em 2036. O efeito no resultado em 2013 foi de R$ 755 (R$ 755 em 2012).
18.6
Direito de autorização - Cutia
A aquisição das ações da Cutia gerou direito de autorização no valor de R$ 5.809, que será
amortizado durante o prazo da autorização, a partir do início da operação comercial do
empreendimento, previsto para 1º.01.2015, conforme resoluções autorizativas da Aneel. O prazo da
autorização dos parques eólicos é de 30 anos a contar da data de publicação das resoluções
autorizativas no Diário Oficial, ocorrida em 05.01.2012.
F - 59
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
18.7
Valor de recuperação do ativo intangível (vida útil definida)
Apesar de não haver indicadores de perda de recuperação, a Companhia apurou o valor de
recuperação dos seus ativos intangíveis com base no valor presente do fluxo de caixa futuro
estimado.
Os valores alocados às premissas representam a avaliação da Administração sobre as tendências
futuras do setor elétrico e são baseadas tanto em fontes externas de informações como em dados
históricos.
O fluxo de caixa foi projetado com base no resultado operacional e projeções da Companhia até o
término da concessão, tendo como principais premissas:

o crescimento orgânico compatível com os dados históricos e perspectivas de crescimento da
economia brasileira; e

a taxa média de desconto obtida através de metodologia usualmente aplicada pelo mercado,
levando em consideração o custo médio ponderado de capital, conforme NE nº 17.7.
O valor recuperável desses ativos supera seu valor contábil, e, portanto, não há perdas por
desvalorização a serem reconhecidas.
19 Obrigações Sociais e Trabalhistas
Reapresentado
Obrigações Sociais
Impostos e contribuições sociais
Encargos sociais sobre férias e 13º salário
Obrigações trabalhistas
Folha de pagamento, líquida
Férias
Participação nos lucros e/ou resultados
Desligamentos voluntários
Consignações a favor de terceiros
F - 60
31.12.2013
31.12.2012
39.115
30.008
69.123
61.312
34.160
95.472
2.524
84.071
80.048
3.871
48
170.562
3.015
96.746
29.940
158.781
54
288.536
239.685
384.008
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
20 Fornecedores
Reapresentado
31.12.2013
31.12.2012
581.968
373.195
72.151
51.502
63.544
517.982
471.526
82.195
43.681
117.306
1.142.360
1.232.690
Circulante
1.092.239
1.131.782
Não circulante
50.121
100.908
Energia elétrica
Materiais e serviços
Encargos de uso da rede elétrica
Gás para revenda
Gás para usina termelétrica - repactuação Petrobras
20.1
Principais contratos de compra de energia
Contratos de compra de energia firmados em ambiente regulado, apresentados pelo valor original e
reajustados anualmente pelo IPCA:
.
Período de
suprim ento
Energia com prada
(MWm édio anual)
Leilão de energia existente
1º Leilão - Produto 2006
1º Leilão - Produto 2007
2º Leilão - Produto 2008
4º Leilão - Produto 2009
5º Leilão - Produto 2007
8º Leilão - Produto 2010 Q5
8º Leilão - Produto 2010 D5
10º Leilão - Produto 2012 Q3
2006 a 2013
2007 a 2014
2008 a 2015
2009 a 2016
2007 a 2014
2010 a 2014
2010 a 2014
2012 a 2014
812,41
37,45
51,91
44,76
54,37
0,010
0,012
15,59
1.016,51
07.12.2004
07.12.2004
02.04.2005
11.10.2005
14.12.2006
30.11.2009
30.11.2009
30.11.2011
67,33
75,46
83,13
94,91
104,74
99,14
80,00
79,99
Leilão de energia nova
1º Leilão - Produto 2008 Hidro
1º Leilão - Produto 2008 Termo
1º Leilão - Produto 2009 Hidro
1º Leilão - Produto 2009 Termo
1º Leilão - Produto 2010 Hidro
1º Leilão - Produto 2010 Termo
3º Leilão - Produto 2011 Hidro
3º Leilão - Produto 2011 Termo
4º Leilão - Produto 2010 Termo
5º Leilão - Produto 2012 Hidro
5º Leilão - Produto 2012 Termo
6º Leilão - Produto 2011 Termo
7º Leilão - Produto 2013 Hidro
7º Leilão - Produto 2013 Termo
8º Leilão - Produto 2012 Hidro
8º Leilão - Produto 2012 Termo
2008 a 2037
2008 a 2022
2009 a 2038
2009 a 2023
2010 a 2039
2010 a 2024
2011 a 2040
2011 a 2025
2010 a 2024
2012 a 2041
2012 a 2026
2011 a 2025
2013 a 2042
2013 a 2027
2012 a 2041
2012 a 2026
3,61
25,25
3,54
42,37
72,41
67,10
57,66
54,22
15,44
53,24
115,38
11,99
139,67
0,01
0,14
662,03
16.12.2005
16.12.2005
16.12.2005
16.12.2005
16.12.2005
16.12.2005
10.10.2006
10.10.2006
26.07.2007
16.10.2007
16.10.2007
17.09.2008
30.09.2008
30.09.2008
27.08.2009
27.08.2009
106,95
132,26
114,28
129,26
115,04
121,81
120,86
137,44
134,67
129,14
128,37
128,42
98,98
145,23
144,00
144,60
Leilão de projetos estruturantes
Santo Antonio
Jirau
2012 a 2041
2013 a 2042
52,55
54,94
107,49
10.12.2007
19.05.2008
78,87
71,37
F - 61
Data
do leilão
Preço m édio de
com pra (R$/MWh)
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
21 Empréstimos e Financiamentos
Passivo circulante
Principal
Moeda estrangeira
STN (21.1)
Eletrobrás
Moeda nacional
Banco do Brasil (21.2)
Eletrobrás (21.3)
Finep (21.4)
BNDES (21.5)
Banco do Brasil
Repasse BNDES (21.6)
Notas promissórias (21.7)
21.1
Encargos
Passivo não circulante
31.12.2013
31.12.2012
31.12.2013
31.12.2012
1.568
7
1.575
586
586
2.154
7
2.161
3.311
6
3.317
62.661
62.661
56.029
5
56.034
644.182
49.322
6.869
19.289
71.885
7
66
1.487
716.067
49.329
6.935
20.776
168.624
54.204
2.014
18.156
886.893
130.427
33.622
1.104.333
1.373.235
178.841
27.511
196.699
11.369
150.000
881.031
469
73.914
11.838
150.000
954.945
14.975
257.973
148.742
2.304.017
157.268
1.933.554
882.606
74.500
957.106
261.290
2.366.678
1.989.588
Secretaria do Tesouro Nacional - STN
Nº de
Tipo de bônus
Capitalization Bond
Par Bond
Discount Bond
Vencim ento Am orti-
parcelas
final
21
1
1
10.04.2014
11.04.2024
11.04.2024
zação
Encargos financeiros a.a.
(juros + com issão)
Valor do
contrato 31.12.2013 31.12.2012
semestral
8,0% + 0,20%
única
6,0% + 0,20%
única
Libor semestral+0,8125%+0,20%
12.225
17.315
12.082
Circulante
Não circulante
1.595
37.385
25.835
4.180
22.548
32.612
64.815
59.340
2.154
62.661
3.311
56.029
Em presa:
Copel
Data da em issão:
20.05.1998
Garantias:
Conta corrente bancária centralizadora da arrecadação das receitas. Nos bônus Discount Bond e Par Bond existem garantias
depositadas nos valores de R$ 18.700 e R$ 26.671 (R$ 17.820 e R$ 25.426 em 31.12.2012), respectivamente (NE nº 6.1).
Observação:
Reestruturação da dívida da Controladora referente aos financiamentos sob amparo da Lei nº 4.131/62.
F - 62
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
21.2
Banco do Brasil S.A.
Data da
Contrato
Lei 8.727/93 (a)
21/02155-4 (b)
21/02248-8 (c)
CCB 21/11062X (d)
NC 330600129 (e)
NC 330600132 (f)
NC 330600151 (g)
NC 330600156 (h)
NC 330600157 (i)
NC 330600609 (j)
Nº de
em issão parcelas
30.03.1994
10.09.2010
22.06.2011
26.08.2013
31.01.2007
28.02.2007
31.07.2007
28.08.2007
31.08.2007
19.08.2011
240
3
1
3
1
1
1
1
1
3
Vencim ento Encargos financeiros a.a.
final
(juros + com issão)
1º .03.2014
15.08.2015
1º .06.2015
27.07.2018
31.01.2014
28.02.2014
31.07.2014
28.08.2014
31.08.2014
21.07.2016
TJLP e IGP-M + 5,098%
98,5% da taxa média do CDI
99,5% da taxa média do CDI
106,0% da taxa média do CDI
106,5% da taxa média do CDI
106,2% da taxa média do CDI
106,5% da taxa média do CDI
106,5% da taxa média do CDI
106,5% da taxa média do CDI
109,41% da taxa média do CDI
Valor do
contrato 31.12.2013 31.12.2012
28.178
350.000
150.000
151.000
29.000
231.000
18.000
14.348
37.252
600.000
Circulante
Não circulante
66
311.286
184.735
152.135
30.156
238.591
18.718
14.821
38.439
614.013
298
430.932
170.142
29.911
236.729
18.565
14.705
38.143
602.434
1.602.960
1.541.859
716.067
886.893
168.624
1.373.235
Em presas:
Copel Distribuição: (a) (b) (c) (d)
Copel: (e) (f) (g) (h) (i) (j)
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)
A primeira no valor de R$ 200.000, vencível em 21.07.2014, e as demais em 21.07.2015 e 21.07.2016: (j)
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)
Garantias:
Receita própria: (a)
Penhor de duplicatas mercantis de até 360 dias: (b) (c)
Cessão de créditos: (d)
F - 63
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
21.3
Eletrobrás - Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
Contrato
1293/94 (a)
980/95 (b)
981/95 (c)
982/95 (d)
983/95 (e)
984/95 (f)
985/95 (g)
002/04 (h)
142/06 (i)
206/07 (j)
273/09 (k)
2540/06 (l)
Data da
Nº de
em issão
parcelas
Vencim ento Encargos financeiros a.a. Valor do
final
(juros + com issão)
contrato
31.12.2013
31.12.2012
23.09.1994
22.12.1994
22.12.1994
22.12.1994
22.12.1994
22.12.1994
22.12.1994
07.06.2004
11.05.2006
03.03.2008
18.02.2010
12.05.2009
180
80
80
80
80
80
80
120
120
120
120
60
30.06.2016
15.11.2018
15.08.2019
15.02.2020
15.11.2020
15.11.2020
15.08.2021
30.07.2016
30.09.2018
30.08.2020
30.12.2022
30.10.2016
5,5% à 6,5% + 2,0%
8,0%
8,0%
8,0%
8,0%
8,0%
8,0%
8,0%
5,0% + 1,0%
5,0% + 1,0%
5,0% + 1,0%
5,0% + 1,5%
307.713
11
1.169
1.283
11
14
61
30.240
74.340
109.642
63.944
2.844
83.362
12
376
142
179
77
47
2.846
17.286
59.357
14.798
1.274
119.038
16
441
166
205
87
53
4.059
21.333
69.351
16.525
1.771
179.756
233.045
49.329
130.427
54.204
178.841
Circulante
Não circulante
Em presas:
Copel Geração e Transmissão: (a)
Copel Distribuição: (b) (c) (d) (e) (f ) (g) (h) (i) (j) (k) (l)
Destinação:
Cobertura financeira 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 Ef iciente - 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.
Observação:
Final da carência em 30.12.2012 (k)
F - 64
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
21.4
Financiadora de Estudos e Projetos - Finep
Data da
Contrato
2070791-00 (a)
2070790-00 (b)
21120105-00 (c)
21120105-00 (c)
Nº de
em issão parcelas
28.11.2007
28.11.2007
17.05.2012
17.05.2012
49
49
81
81
Vencim ento Encargos financeiros a.a. Valor do
final
(juros + com issão)
15.12.2014
15.12.2014
15.10.2020
15.10.2020
0,37% acima da TJLP
0,13% acima da TJLP
4%
3,5% + TR
contrato 31.12.2013 31.12.2012
5.078
3.535
35.095
17.103
Circulante
Não circulante
1.147
547
21.223
17.640
2.295
1.618
15.526
10.086
40.557
29.525
6.935
33.622
2.014
27.511
Em presas:
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)
Observações:
Foram devolvidos R$ 414 por não ter sido executada parte do projeto: (b)
Em substituição ao contrato 2100567-00, de 29.11.2010. Crédito de R$ 52.198 a ser disponibilizado em 6 parcelas. Em
contrapartida a financiada se compromete a participar dos custos de elaboração com o valor mínimo de R$ 8.324. Foram
liberadas 3 parcelas no valor de R$ 38.471, deste, R$ 12.664 em 2013. A 1ª amortização ocorrerá em 15.02.2014: (c)
F - 65
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
21.5
BNDES
Data da
Contrato
Vencim ento
Nº de
em issão parcelas
820989.1 (a)
1120952.1-A (b)
1120952.1-B (c)
1220768.1 (d)
13211061 (e)
13210331 (f)
17.03.2009
16.12.2011
16.12.2011
28.09.2012
04.12.2013
03.12.2013
179
168
168
192
192
168
inicial
final
Encargos financeiros a.a.
Valor do
(juros + com issão)
contrato
15.02.2012 15.01.2028
1,63% acima da TJLP
169.500
15.05.2012 15.04.2026
1,82% acima da TJLP
42.433
15.05.2012 15.04.2026
1,42% acima da TJLP
2.290
15.08.2013 15.07.2029
1,36% acima da TJLP
73.122
15.11.2015 15.10.2031
1,49% acima da TJLP
1.041.155
15.09.2014 15.08.2028 1,49% e 1,89% acima da TJLP
17.644
Circulante
Não circulante
31.12.2013 31.12.2012
160.572
37.484
2.022
67.259
840.106
17.666
172.137
39.568
3.150
-
1.125.109
214.855
20.776
1.104.333
18.156
196.699
Em presa:
Copel Geração e Transmissão
Encargos financeiros:
Pagos mensalmente a partir da primeira amortização do principal.
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)
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) e (d)
Cessão fiduciária 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) e (c)
Cessão fiduciária dos direitos decorrentes do Contrato de Concessão nº 01/2011MME-UHE Colíder e cessão f iduciária
em decorrência do Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica (CCVEE) celebrado entre Copel e Sadia S.A.: (e)
Cessão fiduciária 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)
21.6
Banco do Brasil - repasse de recursos do BNDES
Data da
Contrato
Nº de
em issão parcelas
21/02000-0 16.04.2009
179
Vencim ento
inicial
final
15.02.2012 15.01.2028
Encargos financeiros a.a. Valor do
(juros + com issão)
2,13% acima da TJLP
contrato 31.12.2013 31.12.2012
169.500
Circulante
Não circulante
160.580
172.243
160.580
172.243
11.838
148.742
14.975
157.268
Em presa:
Copel Geração e Transmissão
Encargos financeiros:
Pagos trimestralmente no período de carência e mensalmente a partir da primeira amortização do principal.
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.
F - 66
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
21.7
Notas Promissórias - Eólicas
Em presa
Nova Asa Branca I (a)
Nova Asa Branca II (a)
Nova Asa Branca III (a)
Nova Eurus IV (a)
Santa Maria (b)
Santa Helena (c)
Ventos de Santo Uriel (d)
Data da
Vencim ento
Encargos financeiros a.a.
Valor do
em issão
único
(juros + com issão)
contrato
31.12.2013
26.12.2013
26.12.2013
26.12.2013
26.12.2013
26.12.2013
26.12.2013
26.12.2013
24.06.2014
24.06.2014
24.06.2014
24.06.2014
24.06.2014
24.06.2014
24.06.2014
22.000
22.000
22.000
22.000
25.000
24.000
13.000
22.000
22.000
22.000
22.000
25.000
24.000
13.000
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
da taxa média do CDI + 0,90%
da taxa média do CDI + 0,90%
da taxa média do CDI + 0,90%
da taxa média do CDI + 0,90%
da taxa média do CDI + 0,90%
da taxa média do CDI + 0,90%
da taxa média do CDI + 0,90%
150.000
Características:
Notas promissórias emitidas da seguinte maneira: 4 notas emitidas com valores unitários de R$ 5.500 (a); 5 notas
emitidas com valores unitários de R$ 5.000 (b); 6 notas emitidas com valores unitários de R$ 4.000(c); e 13 notas
emitidas com valores unitários de R$ 1.000 (d)
Encargos financeiros:
Juros pagos integralmente no vencimento.
Destinação:
Garantia de recursos para o programa de investimento com a construção das usinas eólicas.
Garantia:
Fidejussória
Interveniente garantidora:
Copel
Agente fiduciário:
C&D Distribuidora de Títulos e Valores Mobilíarios S.A.
21.8
Composição dos empréstimos e financiamentos por tipo de moeda e indexador
Variação da m oeda estrangeira e indexadores
acum ulada no período (%)
31.12.2013
%
31.12.2012
%
Moeda estrangeira
Dólar norte-americano
14,64
64.822
64.822
1,95
1,95
59.351
59.351
2,64
2,64
Moeda nacional
TJLP
IGP-M
Ufir
Finel
CDI
TR
Sem indexador
5,00
5,51
0,00
1,07
41,59
0,19
-
1.308.607
65
96.394
83.361
1.752.895
17.640
3.258.962
39,37
2,90
2,51
52,74
0,53
98,05
387.111
284
114.006
119.040
1.541.561
13.998
15.527
2.191.527
17,20
0,01
5,06
5,29
68,49
0,62
0,69
97,36
3.323.784
100,00
2.250.878
100,00
Circulante
Não circulante
F - 67
957.106
2.366.678
261.290
1.989.588
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
21.9
Vencimentos das parcelas de longo prazo
31.12.2013
Moeda
nacional
Moeda estrangeira
2015
2016
2017
2018
2019
Após 2020
Total
62.661
632.865
369.456
154.749
153.839
100.379
892.729
632.865
369.456
154.749
153.839
100.379
955.390
62.661
2.304.017
2.366.678
21.10 Mutação de empréstimos e financiamentos
Moeda estrangeira
circulante não circulante
Em 1º.01.2012
circulante
Moeda nacional
não circulante
Total
2.004.030
2.174.472
4.490
53.955
111.997
Ingressos
Encargos
Variação monetária e cambial
Transferências
Amortização - principal
Pagamento - encargos
2.738
163
2.633
(2.302)
(4.405)
4.712
(2.633)
-
133.106
174
202.166
(35.566)
(153.904)
81.723
48.507
1.460
(202.166)
-
81.723
184.351
6.509
(37.868)
(158.309)
Em 31.12.2012
Ingressos
Encargos
Variação monetária e cambial
Transferências
Amortização - principal
Pagamento - encargos
3.317
2.732
258
1.347
(1.478)
(4.015)
56.034
7.974
(1.347)
-
257.973
150.000
143.636
241
758.215
(30.030)
(325.090)
1.933.554
1.089.126
38.210
1.342
(758.215)
-
2.250.878
1.239.126
184.578
9.815
(31.508)
(329.105)
2.161
62.661
954.945
2.304.017
3.323.784
Em 31.12.2013
21.11 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, tais como: não alterar a participação acionária da
Companhia no capital social das controladas que represente alteração de controle sem a prévia
anuência; especificamente para a Copel Geração e Transmissão, não realizar distribuição de
dividendos ou pagamentos de juros sobre capital próprio cujo valor, isoladamente ou em conjunto,
supere o mínimo obrigatório, sem prévia e expressa autorização. O descumprimento das condições
mencionadas poderá implicar vencimento antecipado das dívidas e/ou multas.
Em 31.12.2013, todas as condições foram analisadas e indicaram pleno atendimento aos parâmetros
previstos nos contratos.
F - 68
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
22 Debêntures
Data da
Nº de
Em issão em issão parcelas
Vencim ento
inicial
Encargos financeiros a.a. Valor do
final
(juros)
contrato
31.12.2013 31.12.2012
1ª (a)
30.10.2012
2
30.10.2016 30.10.2017
DI + Spread 0,99% a.a.
1.000.000
1.015.389
1.010.677
2ª (b)
26.09.2013
60
26.10.2013 26.09.2018
DI + Spread 1,00% a.a.
203.000
192.556
-
1.207.945
1.010.677
57.462
1.150.483
12.719
997.958
Circulante
Não circulante
Em presas:
Copel Distribuição: (a)
Elejor: (b)
Características:
Debêntures simples, série única, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, para distribuição pública com esforço
restritos de colocação, nos valores mínimos de: R$ 1.000.000 (a) e R$ 203.000 (b)
Foram emitidos títulos com valor unitário de R$ 10, nas quantidades de: 100.000 (a) e 20.300 (b)
O valor unitário das debêntures não será atualizado monetariamente: (a) e (b)
Encargos financeiros:
Juros pagos semestralmente em abril e outubro: (a)
Juros pagos mensalmente: (b)
Destinação:
Capital de giro e/ou realização de investimentos da emissora: (a)
Liquidação total do contrato de mútuo com a Copel: (b)
Garantias:
Fidejussória: (a) e (b)
Interveniente garantidora:
Copel: (a)
Copel, na proporção de 70% e Paineira Participações S.A., na proporção de 30%: (b)
Agente fiduciário:
C&D Distribuidora de Títulos e Valores Mobilíarios S.A.: (a) e (b)
22.1
Mutação das debêntures
circulante
-
Em 1º.01.2012
Ingressos
Encargos
Pagamento - encargos
Em 31.12.2012
Ingressos
Encargos
Transferências
Amortização - principal
Pagamento - encargos
Em 31.12.2013
F - 69
não circulante
-
Total
-
14.858
(2.139)
12.719
40.600
89.282
15.134
(10.152)
(90.121)
1.000.000
(2.042)
997.958
162.400
5.259
(15.134)
-
1.000.000
12.816
(2.139)
1.010.677
203.000
94.541
(10.152)
(90.121)
57.462
1.150.483
1.207.945
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
22.2
Cláusulas contratuais restritivas
A Copel Distribuição e a Elejor 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 31.12.2013, todas as condições foram analisadas e indicaram pleno atendimento aos parâmetros
previstos nos contratos.
23 Benefícios Pós-Emprego
A Companhia e suas controladas patrocinam planos de complementação de aposentadoria e pensão
(Planos Previdenciários I, II e III) e de assistência médica e odontológica (Plano Assistencial), para
seus empregados ativos e pós-emprego e seus dependentes legais.
Em função da unificação dos regulamentos dos Planos I e II ocorrida no último trimestre de 2013 o
plano assumiu uma nova nomenclatura, passando a chamar-se Plano Unificado.
23.1
Plano de benefício previdenciário
O plano previdenciário unificado é um plano de Benefício Definido - BD em que a renda é prédeterminada 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 as regras
estabelecidas pela norma contábil internacional IAS 19 (R1) 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.
23.2
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.
F - 70
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
23.3
Balanço patrimonial e resultado do exercício
Os valores consolidados reconhecidos no passivo, na conta de Benefícios pós-emprego, estão
resumidos a seguir:
Consolidado
31.12.2013
Plano previdenciário
Plano assistencial
Circulante
Não circulante
Reapresentado
31.12.2012
5
967.227
967.232
989
700.060
701.049
29.983
937.249
25.819
675.230
A Companhia revisou a sua posição atuarial definida por ocasião do último exercício social em
31.12.2012, motivada principalmente pelos aumentos nas taxas de juros e na variação real dos
custos. Consequentemente, as premissas financeiras foram revisadas em conjunto com seu atuário
independente, considerando uma nova taxa de desconto na data base de 31.12.2013, com base nos
leilões de títulos do Governo Federal mais recentes. Os ativos líquidos dos planos também foram
revisados e reavaliados pelos seus valores justos.
Os valores consolidados reconhecidos no demonstrativo de resultado estão resumidos a seguir:
31.12.2013
31.12.2012
51.857
988
76.815
46.435
101
46.345
751
94.456
41.269
57
45.187
455
71.620
33.542
41
176.196
182.878
150.845
Plano previdenciário (CD)
Plano previdenciário (CD) - administradores
Plano assistencial - pós-emprego
Plano assistencial
Plano assistencial - administradores
31.12.2011
Mutação de benefícios pós-emprego
Em 1º.01.2012 - Reapresentado
Apropriação do cálculo atuarial
Contribuições previdenciárias e assistenciais
Ajuste referente a perdas atuariais
Transferências
Amortizações
Em 31.12.2012 - Reapresentado
Apropriação do cálculo atuarial
Contribuições previdenciárias e assistenciais
Ajuste referente a perdas atuariais
Transferências
Amortizações
Em 31.12.2013
F - 71
Passivo
circulante
Passivo
não circulante
36.037
101.477
25.025
(136.720)
419.253
94.610
186.392
(25.025)
-
455.290
94.610
101.477
186.392
(136.720)
25.819
675.230
701.049
Total
119.149
-
76.524
216.967
76.524
119.149
216.967
31.472
(146.457)
(31.472)
-
(146.457)
29.983
937.249
967.232
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
23.4
Avaliação atuarial
23.4.1 Premissas atuariais
As premissas atuariais utilizadas para determinação dos valores de obrigações e custos, para 2013 e
2012, estão demonstradas a seguir:
2013
Real
Econôm icas
Inflação a.a.
Taxa de desconto/retorno esperados a.a.
Planos de benefícios previdenciários
Planos de benefícios assistenciais
Crescimento salarial a.a.
-
2012
Nom inal
Real
5,93%
6,08%
6,20%
2,00%
Dem ográficas
Tábua de mortalidade
Tábua de mortalidade de inválidos
Tábua de entrada em invalidez
-
12,37%
12,50%
8,05%
3,30%
3,84%
2,00%
AT - 2000
AT - 83
Light M
Nom inal
5,35%
8,83%
9,40%
7,46%
AT - 2000
AT - 83
Light M
23.4.2 Número de participantes e beneficiários
Plano previdenciário
Plano assistencial
31.12.2013
31.12.2012
31.12.2013
Número de participantes ativos
9.325
9.637
8.824
9.297
Número de participantes inativos
7.211
6.734
6.233
5.417
-
-
24.307
23.949
16.536
16.371
39.364
38.663
Plano BD
Plano CD
Em 31.12.2013
Participantes aposentados
Participantes pensionistas
17,72
18,48
26,67
30,12
Em 31.12.2012
Participantes aposentados
Participantes pensionistas
18,00
21,30
25,30
33,80
Número de dependentes
Total
31.12.2012
23.4.3 Expectativa de vida a partir da idade média – Tábua AT-2000 (em anos)
A idade média dos participantes inativos dos planos de aposentadoria e assistência médica da
Companhia é de 64,0 anos.
23.4.4 Avaliação atuarial
Com base na revisão das premissas, os valores do plano previdenciário para 31.12.2013 totalizaram
um superávit do plano de R$ 362.035, enquanto que, em 31.12.2012, a posição era de R$ 578.288,
F - 72
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
resumidas abaixo:
Plano
Previdenciário
Plano
Assistencial
31.12.2013
31.12.2012
3.941.108
(4.303.143)
1.092.697
(125.470)
5.033.805
(4.428.613)
5.412.342
(5.290.570)
Obrigações total ou parcialmente cobertas
Valor justo dos ativos do plano
Estado de cobertura do plano
Ativo não reconhecido
(362.035)
967.227
605.192
121.772
362.035
-
967.227
362.035
967.227
578.288
700.060
A Companhia procedeu um ajuste no seu passivo assistencial através de relatório atuarial, data base
30.09.2013, quando efetuou o registro em outros resultados abrangentes do valor de R$ 155.314
correspondente a perda atuarial apurada até àquela data. Em 31.12.2013 registrou na mesma conta o
valor de R$ 61.653, correspondente a perda atuarial apurada pelo relatório atuarial, naquela data
base.
23.4.5 Movimentação do passivo atuarial
Valor presente da obrigação atuarial líquida em 1º.01.2011
Custo de serviço
Custo dos juros
Benefícios pagos
(Ganhos) / perdas atuariais
Plano previdenciário Plano assistencial
3.454.626
548.924
22.616
6.507
383.499
62.314
(243.185)
(100.235)
190.294
46.313
Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31.12.2011
Custo de serviço
Custo dos juros
Benefícios pagos
Benefícios concedidos
(Ganhos) / perdas atuariais
3.807.850
330
342.636
(264.676)
244
677.202
563.823
2.341
83.074
(13.278)
212.796
Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31.12.2012
Custo de serviço
Custo dos juros
Benefícios pagos
Benefícios concedidos
(Ganhos) / perdas atuariais
4.563.586
1.115
359.412
(249.939)
(244)
(732.822)
848.756
11.852
62.241
(46.373)
216.221
Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31.12.2013
3.941.108
F - 73
1.092.697
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
23.4.6 Movimentação do ativo atuarial
Plano previdenciário Plano assistencial
3.939.606
128.560
441.922
13.556
24.121
(243.185)
(100.235)
(178.321)
78.909
Valor justo do ativo do plano em 1º.01.2011
Retorno esperado dos ativos
Contribuições e aportes
Benefícios pagos
Ganhos / (perdas) atuariais
Valor justo do ativo do plano em 31.12.2011
Retorno esperado dos ativos
Contribuições e aportes
Benefícios pagos
Benefícios concedidos
Ganhos / (perdas) atuariais
Valor justo do ativo do plano em 31.12.2012
Retorno esperado dos ativos
Contribuições e aportes
Benefícios pagos
Benefícios concedidos
Ganhos / (perdas) atuariais
3.984.143
421.581
27.027
(264.676)
244
973.555
5.141.874
438.761
2.077
(249.939)
(244)
(1.029.386)
120.790
13.867
(13.277)
27.316
148.696
(46.373)
23.147
Valor justo do ativo do plano em 31.12.2013
4.303.143
125.470
23.4.7 Custos estimados
Os custos (receitas) estimados para 2014, para cada plano, estão demonstrados a seguir:
Plano previdenciário
Plano assistencial
2014
Custo do serviço corrente
Custo estimado dos juros
Rendimento esperado do ativo do plano
Contribuições estimadas dos empregados
999
405.498
(524.992)
(399)
8.055
110.900
(15.945)
-
9.054
516.398
(540.937)
(399)
Custos (receitas)
(118.894)
103.010
F - 74
(15.884)
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
23.4.8 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.
.
Atual
Sensibilidade da taxa de juros de longo prazo
Impactos nas obrigações do programa previdenciário
Impactos em milhares de reais - R$
Impactos nas obrigações do programa de saúde
Impactos em milhares de reais - R$
Cenários projetados
Aum ento 1% Redução 1%
6,08%
-7,56%
(245.977)
-17,66%
(158.967)
10,13%
329.550
12,28%
110.499
1,00%
4,68%
58.552
-12,63%
(129.763)
1,00%
-0,40%
(15.589)
-1,33%
(14.497)
0,31%
12.323
0,48%
5.217
6,20%
Sensibilidade da taxa de crescim ento de custos m édicos
Impactos nas obrigações do programa de saúde
Impacto no custo do serviço do exercício seguinte - em milhares de reais - R$
Sensibilidade ao custo do serviço
Impactos nas obrigações do programa previdenciário
Impactos em milhares de reais - R$
Impactos nas obrigações do programa de saúde
Impactos em milhares de reais - R$
1,00%
23.4.9 Benefícios a pagar
Os benefícios estimados a serem pagos pela Companhia, nos próximos cinco anos, e o total de
benefícios para os exercícios fiscais subsequentes, são apresentados abaixo:
Plano previdenciário
Outros benefícios
Total
421.686
436.672
449.775
460.290
949.227
9.888.916
96.050
96.431
96.928
97.668
198.411
2.603.665
517.736
533.103
546.703
557.958
1.147.638
12.492.581
2014
2015
2016
2017
2018
2020 a 2050
F - 75
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
23.4.10 Alocação de ativos e estratégia de investimentos
A alocação de ativos para os planos previdenciário e assistencial da Companhia no final de 2013 e a
alocação-meta para 2014, por categoria de ativos, são as seguintes:
Meta para 2014
Renda fixa
Renda variável
Empréstimos
Imóveis
Investimentos estruturados
2013
84,2%
8,8%
1,9%
2,0%
3,1%
85,8%
10,3%
1,5%
1,7%
0,7%
100,0%
100,0%
Abaixo são apresentados os limites estipulados pela administração do Fundo:
Plano Unificado (BD)
m eta (%)(*)
m ínim o (%)
Renda fixa
Renda variável
Empréstimos
Imóveis
Investimentos estruturados
93,0%
1,0%
1,0%
2,5%
2,5%
87,0%
0,0%
0,0%
1,0%
0,0%
m eta (%)
67,2%
23,8%
3,5%
1,0%
4,5%
Plano III (CD)
m ínim o (%)
56,0%
10,0%
2,0%
0,0%
0,0%
(*) Meta baseada no total de investimentos de cada plano
A Administração da Fundação Copel decidiu manter participação mais conservadora em renda variável, em relação ao
limite legal permitido, que é de 70%.
Em 31.12.2013 e 2012, os valores dos ativos do plano previdenciário incluíam os seguintes títulos
mobiliários emitidos pela Copel:
Plano previdenciário de benefícios definidos
Ações
31.12.2013
31.12.2012
1.832
1.909
1.832
1.909
23.4.11 Informações adicionais
A Copel também patrocina um plano de contribuição definida para todos os empregados.
As contribuições nos exercícios encerrados em 31.12.2013 e 31.12.2012 foram de R$ 70.240 e R$
59.742, respectivamente.
F - 76
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
24 Encargos do Consumidor a Recolher
31.12.2013
31.12.2012
31.652
6.342
-
15.581
23.719
17.198
37.994
56.498
Reserva global de reversão - RGR
Conta de desenvolvimento energético - CDE
Conta de consumo de combustível - CCC
25 Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética
25.1
Saldos constituídos para aplicação em P&D e PEE
.
Aplicado e
não concluído
Saldo a
recolher
Saldo a
aplicar
Saldo em
31.12.2013
Saldo em
31.12.2012
29.179
29.179
3.771
1.887
5.658
142.749
142.749
3.771
1.887
171.928
177.586
3.424
1.712
142.384
147.520
Pesquisa e desenvolvim ento - P&D
FNDCT (a)
MME
P&D
Program a de eficiência energética - PEE
40.242
-
64.753
104.995
116.640
69.421
5.658
207.502
282.581
264.160
Circulante
127.860
159.599
Não circulante
154.721
104.561
(a) Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico
25.2
Mutação dos saldos de P&D e PEE
Em 1º.01.2012
Constituições
Contrato de desempenho
Juros Selic
Transferências
Recolhimentos
Conclusões
Em 31.12.2012
Constituições
Contrato de desempenho
Juros Selic
Transferências
Recolhimentos
Conclusões
Em 31.12.2013
FNDCT
MME
circulante
circulante
3.017
19.296
(18.889)
3.424
21.692
(21.345)
3.771
circulante
P&D
não
circulante circulante
PEE
não
circulante
1.510
34.910
86.027
117.478
9.648
(9.446)
-
842
114
11.420
(6.963)
18.454
9.000
(11.420)
-
37.977
(41.315)
1.712
40.323
102.061
114.140
2.500
264.160
3.386
(42.280)
25.109
619
4.907
(3.386)
-
79.342
619
15.225
(32.017)
(44.748)
75.246
29.749
282.581
10.847
(10.672)
1.887
869
111
8.121
(2.468)
46.956
F - 77
20.825
10.207
(8.121)
124.972
8.622
26.079
145
5.631
(37.977)
-
251.564
74.319
145
14.745
(28.335)
(48.278)
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
26 Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público
Referem-se aos encargos de outorga de concessão pelo direito de UBP
Outorga
Assinatura
Final
circulante
não circulante
31.12.2013
31.12.2012
31.12.2013 31.12.2012
UHE Mauá (a)
UHE Colider (b)
PCH Cavernoso (c)
PCH Apucaraninha (d)
PCH Chopim I (e)
29.06.2007 03.07.2007
29.12.2010 17.01.2011
11.07.2013 11.07.2013
11.07.2013 11.07.2013
11.07.2013 11.07.2013
07.2042
01.2046
07.2018
07.2018
07.2015
913
118
35
247
55
884
-
12.612
17.091
101
702
26
12.083
15.101
-
PCH Chaminé (f)
11.07.2013
11.07.2013
07.2018
427
-
1.214
-
Complexo Energético FundãoSanta Clara (g)
23.10.2001
25.10.2001
10.2036
49.686
47.593
388.547
371.896
51.481
48.477
420.293
399.080
Em presas:
Copel Geração e Transmissão: (a) (b) (c) (d) (e) (f)
Elejor: (g)
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)
11,00% a.a. (g)
Pagam ento 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, nos valores de: R$ 34: (c); R$ 240: (d); R$ 53 (e); e R$ 414 (f)
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 Ratificação do Lance e cláusula
6ª do Contrato de Concessão nº 125/01: (g)
Correção anual das parcelas:
Variação IPCA: (a) (b) (c) (d) (e) (f)
Variação IGP-M: (g)
26.1
Valor nominal e valor presente – uso do bem público
2013
2014
2015
2016
Após 2016
F - 78
Valor nom inal
Valor presente
52.392
53.770
53.738
53.738
1.022.841
51.481
45.954
41.467
37.446
295.426
1.236.479
471.774
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
26.2
Mutação de contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público
Em 1º.01.2012
Outorga Aneel - uso do bem público
Transferências
Pagamentos
Variação monetária
Passivo
circulante
Passivo
não circulante
44.656
44.680
(44.411)
3.552
370.442
1.886
(44.680)
71.432
415.098
1.886
(44.411)
74.984
48.477
399.080
447.557
749
49.128
(48.966)
2.093
4.338
(49.128)
66.003
5.087
(48.966)
68.096
51.481
420.293
471.774
Em 31.12.2012
Outorga Aneel - uso do bem público
Transferências
Pagamentos
Variação monetária
Em 31.12.2013
Total
27 Outras Contas a Pagar
Reapresentado
Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos
Taxa de iluminação pública arrecadada
Devolução ao consumidor
Consumidores
Cauções em garantia
Parcerias em consórcios
Outras obrigações
Circulante
Não circulante
31.12.2013
31.12.2012
22.952
21.489
19.428
18.745
14.286
3.003
37.341
11.786
17.852
7.650
15.661
12.109
2.063
22.682
137.244
89.803
137.011
233
89.803
-
28 Contingências e Provisões para Litígios
28.1
Ações consideradas como de perda provável
A Companhia e suas controladas respondem por diversos processos judiciais perante diferentes
tribunais e instâncias. A Administração mantém provisão para litígios sobre as causas cujas perdas
são consideradas prováveis, fundamentada na opinião de seus assessores legais.
F - 79
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Mutações das provisões para litígios
Saldo em
1º.01.2013
Fiscais (28.1.1)
Cofins (a)
Outras
Trabalhistas (28.1.2)
Benefícios a em pregados (28.1.3)
Cíveis (28.1.4)
Fornecedores (a)
Cíveis e direito administrativo (b)
Servidões de passagem
Desapropriações e patrimoniais (c)
Consumidores
Am bientais (28.1.5)
Regulatórias (28.1.6)
Adições
243.131
51.445
294.576
14.096
14.096
154.990
78.670
Custo de
Saldo em
Reversões construção Quitações 31.12.2013
(21.433)
(21.433)
-
53.964
(1.577)
-
(11.323)
196.054
88.359
(45.563)
-
(26.657)
94.809
68.630
176.811
5.964
317.472
7.477
576.354
49.210
5.771
35.063
3.024
93.068
(3.855)
(21.621)
(953)
(868)
(27.297)
943
943
(6.562)
(143)
(17)
(6.722)
64.775
197.838
10.639
353.461
9.633
636.346
193
35
(17)
-
50.925
5.328
(4.785)
-
1.155.708
254.850
(100.672)
943
-
243.131
44.108
287.239
-
211
-
51.468
(44.702) 1.266.127
Saldo em
Adições no
Saldo em
1º.01.2012
Custo de im obilizado
31.12.2012
Reapresentado Adições Reversões construção em curso Quitações Reapresentado
Fiscais (28.1.1)
Cofins (a)
Outras
Trabalhistas (28.1.2)
Benefícios a em pregados (28.1.3)
Cíveis (28.1.4)
Fornecedores (a)
Cíveis e direito administrativo (b)
Servidões de passagem
Desapropriações e patrimoniais (c)
Consumidores
Am bientais (28.1.5)
Regulatórias (28.1.6)
234.563
47.371
281.934
8.568
20.551
29.119
(9.180)
(9.180)
-
-
(7.297)
(7.297)
243.131
51.445
294.576
128.505
47.859
(1.893)
-
-
(19.481)
154.990
58.089
33.945
(149)
-
-
(13.215)
78.670
88.003
112.059
4.839
273.647
5.493
484.041
2.179
92.975
1.315
38.999
4.490
139.958
(21.552)
(19.132)
(176)
(93)
(2.506)
(43.459)
1.064
1.064
3.855
3.855
(9.091)
(14)
(9.105)
68.630
176.811
5.964
317.472
7.477
576.354
104
89
-
-
48.147
2.976
(160)
-
-
-
(38)
50.925
1.000.820
253.946
(54.841)
1.064
3.855
(49.136)
1.155.708
28.1.1 Fiscais
a) Contribuição para o financiamento da seguridade social - Cofins
Processo nº 10980.004398/2010-09 - Receita Federal do Brasil de Curitiba.
F - 80
-
193
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Processo pelo qual a Receita Federal pretende cobrar a Cofins do período de agosto de 1995 a
dezembro de 1996, como decorrência do trânsito em julgado da sentença que julgou procedente a
Ação Rescisória nº 2000.04.01.100266-9, ajuizada pela União Federal, desconstituindo a sentença
proferida no Mandado de Segurança nº 95.0011037-7, que havia reconhecido a imunidade da
Companhia quanto ao recolhimento da Cofins.
Face entendimento da Receita Federal, somado à ausência de precedentes jurisprudenciais, a
complexidade e peculiaridade tanto dos fatos quanto da questão jurídica envolvidas considera-se
como perda provável o valor do principal, de R$ 48.814 e os juros e a multa, são objeto de outro
processo (11453.720001/20011-23) e totalizam em 31.12.2013 o montante de R$ 122.542,
classificados como de risco de perda possível, visto que se tratam de linhas de defesa independentes
entre o principal e os encargos.
Processo nº 10980.720458/2011-15 - Receita Federal do Brasil de Curitiba.
Processo, pelo qual a Receita Federal pretende cobrar a Cofins do período de outubro de 1998 a
junho de 2001, como decorrência do trânsito em julgado da sentença que julgou procedente a Ação
Rescisória nº 2000.04.01.100266-9, ajuizada pela União Federal, desconstituindo a sentença
proferida no Mandado de Segurança nº 95.0011037-7, que havia reconhecido a imunidade da
Companhia quanto ao recolhimento da Cofins. Entende a Receita Federal que o julgamento da Ação
Rescisória teria suspendido o prazo decadencial para constituir o referido crédito tributário.
A ausência de precedentes jurisprudenciais, a complexidade e peculiaridade tanto dos fatos quanto
da questão jurídica envolvidas considera-se como perda provável o valor do principal, de R$ 194.317
e os juros e a multa concernentes ao referido débito tributário, totalizam em 31.12.2013 o montante
de R$ 616.284 como de risco de perda possível, visto que se tratam de linhas de defesa
independentes entre o principal e os encargos.
28.1.2 Trabalhistas
Ações movidas por ex-empregados contra a Companhia, 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.
28.1.3 Benefícios a empregados
Ações de aposentados (ex-empregados da Copel) que apresentaram reclamação trabalhista contra a
Fundação Copel, que causarão, consequentemente, reflexos para a Companhia, na medida em que
forem necessários aportes complementares.
F - 81
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
28.1.4 Cíveis
a) Fornecedores
Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A.
Trata-se de contrato de compra e venda de energia firmado com as empresas Rio Pedrinho
Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A., sobre o qual a COPEL Distribuição
promoveu ação judicial para discutir a validade de cláusulas e condições ilegais, enquanto que 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. A Copel Distribuição pleiteia judicialmente a anulação dessa decisão no
âmbito do Superior Tribunal de Justiça em recurso especial.
Na fase de cumprimento/execução de sentença, os fornecedores apresentaram cartas de fiança
bancária como garantia e, após, levantaram valores penhorados (R$ 35.913 em 17.06.2010,
R$ 22.823 em 1º.10.2009 e R$ 11.833 em 03.02.2010), porém a ação permanece classificada como
perda provável, em razão de execução de saldo remanescente, no final de 2011, no valor de
R$ 27.438, com consequente bloqueio em conta, pretensão impugnada pela Copel Distribuição,
pendente de julgamento, pelo que foi mantida a provisão financeira para este litígio, no valor original
das dívidas que, corrigidas até 31.12.2013, apontam para a importância de R$ 89.025. Deste valor,
R$ 24.250 estão contabilizados na conta Fornecedores.
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. Esta decisão ainda está sub judice,
vez que é objeto de recurso pela Copel e pelo Consórcio Salto Natal.
b) Cíveis e direito administrativo
Tradener Ltda.
Copel e Tradener Ltda. possuem diversas ações sobre o contrato de comercialização de energia
celebrado entre ambas, no qual a Tradener se comprometeu a “comercializar” nas melhores
condições todo o excedente de compra e todo o excedente de energia assegurada, com os efetivos
preços, quantidades e condições a serem estipulados em contratos de compra e venda de energia
elétrica, a saber: Ação Popular nº 37879/0000, da 01ª Vara da Fazenda Pública de Curitiba; Ação
Popular nº 720/2001, da 01ª Vara da Fazenda Pública de Curitiba; Ação Civil Pública nº 421/2003, da
02ª Vara da Fazenda Pública de Curitiba; Ação Declaratória nº 1583/2005, da 01ª Vara da Fazenda
de Curitiba; e Ação Declaratória e Condenatória nº 0000659-69.2006.8.16.0004, da 02ª Vara da
Fazenda de Curitiba.
F - 82
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Nas ações acima não se debate sobre valores, mas sobre a validade ou não do contrato de
comercialização firmado entre a Tradener e a Copel e dos contratos de venda de energia em que a
Tradener figurou como intermediadora. A possibilidade de anulação dos contratos é remota, tendo em
vista decisões já proferidas em alguns dos processos acima.
Em face de uma liminar proferida nos autos nº 421/2003 da Ação Civil Pública, a execução do
contrato estava suspensa, no entanto, houve a revogação da liminar. Assim, a Tradener ajuizou as
seguintes ações de cobrança, visando o recebimento de suas comissões:
- autos nº 0005990-22.2012.8.16.0004 – 1ª Vara da Fazenda de Curitiba – ação proposta para cobrar
comissões devidas pela intermediação nos contratos de venda de energia celebrados pela Copel com
a empresa Centrais Elétricas de Santa Catarina - Celesc. Nesta ação, após a conferência financeira e
comercial dos valores, o valor principal de R$ 43.133 foi classificado como provável e o valor de
R$ 19.918, que se refere à correção monetária, foi classificado como possível, tendo em vista que a
execução do contrato estava suspensa por liminar e, portanto, não incidiria a referida correção.
- autos nº 05550-26.2012.8.16.0004 – 4ª Vara da Fazenda de Curitiba – ação proposta para cobrar
comissões devidas pela intermediação nos contratos de venda de energia celebrados pela Copel com
as empresas Carbocloro S.A. Indústrias Químicas, Companhia Luz e Força Santa Cruz, Elektro
Eletricidade e Serviços S.A., Opp Polietilenos S.A. e Enron Comercializadora de Energia Ltda. Nesta
ação, após a conferência financeira e comercial dos valores, o valor principal de R$ 21.687 foi
classificado como provável e o valor de R$ 16.507, que se refere à correção monetária, foi
classificado como possível, tendo em vista que a execução do contrato estava suspensa por liminar e,
portanto, não incidiria a referida correção.
c) Desapropriações e patrimoniais
Ivaí Engenharia de Obras S.A.
Em ação declaratória, foi reconhecido o direito da empresa Ivaí de reclamar créditos que teria junto à
Copel Geração e Transmissão em consequência da execução do contrato D-01, cujo objeto era
execução de obras de derivação do rio Jordão, a título de desequilíbrio econômico-financeiro da
contratação. Com base nesta decisão, a Ivaí propôs ação de cobrança, cuja decisão, contestada pela
Copel, determinou o pagamento do valor histórico de R$ 180.917, datado de 31.10.2005, a ser
corrigido pela média do INPC e do IGP-DI, e juros moratórios de 1% ao mês desde aludida data, além
de honorários advocatícios de 3,2% da condenação.
F - 83
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Em lide rescisória, a tese recursal da Copel, atualmente sob análise do STJ, aborda a ausência de
desequilíbrio econômico-financeiro do contrato, bem como a nulidade do cálculo realizado pelo perito
judicial que utilizou parâmetros equivocados para obter o valor da condenação, pois aplicou juros em
duplicidade (selic mais juros). Embora o Tribunal de Justiça tenha afastado a duplicidade na
incidência de juros a partir da elaboração do laudo pericial, não analisou as razões recursais que
demonstraram que o cálculo contido no laudo pericial já estava viciado.
No mês de junho de 2013, o julgamento do Recurso Especial nº 1.096.906 foi concluído, com votos
desfavoráveis do Ministro Relator Castro Meira, acompanhado pelos Ministros Humberto Martins e
Mauro Campbell Marques, sendo que o Ministro Herman Benjamin, vencido, posicionou-se em favor
do provimento do recurso da Copel.
O acórdão foi publicado em 27.09.2013. A Copel opôs embargos de declaração, salientando que o
voto-vencido, da lavra do Ministro Herman Benjamin, deve prevalecer, além de apontar que a questão
da cumulação da taxa selic não foi enfrentada e debatida pela Turma, os quais foram rejeitados, sob
a relatoria do Ministro Og Fernandes. Diante da persistência dos vícios, a Copel opôs novo recurso de
embargos de declaração, ainda pendente de julgamento.
Até a conclusão do julgamento do recurso especial, e diante do voto desfavorável e da análise dos
precedentes das decisões anteriormente proferidas pelos demais Ministros que participaram do
julgamento, a Administração da Companhia havia procedido a uma minuciosa revisão do processo ao
final de 2011 e decidiu por remensurar o montante a ser provisionado, de R$ 125.000, que
representava o valor original do débito em discussão, atualizado com juros legais e correção
monetária em índices admitidos pela Companhia, para R$ 312.816, uma vez ponderada a forma de
atualização da dívida que ainda está sendo discutida, afastando apenas a incidência da selic e
mantendo os juros nos cálculos periciais e a partir daí, com atualização até os dias atuais com base
nos parâmetros fixados no acórdão do Tribunal de Justiça do Estado do Paraná - TJPR (juros mais
correção monetária). Assim, o montante ora provisionado reflete a expectativa da Companhia em
eventual desfecho desfavorável da ação.
Ressalta-se também que a cumulação de juros, no caso, selic mais juros de mora, é situação
rechaçada pelo Poder Judiciário, inclusive pelo próprio STJ em diversos precedentes, razão pela qual
considera-se como risco possível, para o caso em comento, a diferença entre o valor considerado
como provável e o eventual valor total da condenação, na data base de 31.12.2013, ou seja,
R$ 259.534. Neste caso, a Companhia reputa que a chance de êxito é superior a 50%, haja vista a
jurisprudência do STJ a respeito da matéria, e o fato de que o TJPR e o STJ não enfrentaram a
questão nem rejeitaram expressamente o pedido da Copel de não-cumulação, o que garante a
perspectiva de que, quando analisada a fundo, predominará o entendimento pacificado daquela Corte
Superior.
F - 84
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Com a publicação do acórdão do recurso especial, confirmou-se que a tese recursal acerca da
cumulação indevida não foi enfrentada a contento pelo Colegiado, na medida em que apenas se fez
referência à ilegalidade da cumulação a partir da elaboração do laudo pericial, de modo que a
Companhia vislumbra, quando julgados os embargos de declaração, seja a questão direta e
profundamente apreciada e corrigida, com a exclusão da cumulação no laudo pericial.
Proposta execução provisória pela Ivaí, a Copel promoveu Medida Cautelar perante o STJ e obteve
liminar, do Ministro Castro Meira, para atribuir efeito suspensivo à pretensão executiva. Após o
julgamento do Recurso Especial da ação de cobrança, a Ivaí requereu a revogação da medida, o que
foi questionado pela Copel, para que se mantivesse a suspensão até julgamento final dos recursos
subsequentes. O STJ decidiu pela perda do objeto, motivo pelo qual a Copel opôs agravo regimental,
o qual foi improvido, estando pendente de julgamento o recurso de embargos de declaração da
Copel. A Ivaí retomou o andamento da execução provisória, a Copel regularmente apresentou
impugnação e conforme decisão publicada em 28.02.2014, o MM. Juiz julgou improcedente a
impugnação e determinou o prazo de 30 dias para deposito do valor integral da execução de
R$ 538.209, ou seja, até o dia 28.03.2014.
Há que se considerar, ainda, o julgamento desfavorável no Agravo Regimental no Recurso Especial
na Ação Rescisória, de relatoria do Ministro Arnaldo Esteves Lima, em que busca a Copel a
desconstituição do débito por ausência do direito de reclamar diferenças em face da celebração de
termos de transação e quitação integral, acórdão contra o qual a Companhia já opôs dois embargos
de declaração, que foram parcialmente acolhidos, e interpôs recurso extraordinário ao Supremo
Tribunal Federal, cujo seguimento foi negado, razão pela qual interpôs o recurso de Agravo
Regimental, ainda pendente de julgamento.
28.1.5 Ambientais
O contencioso ambiental judicial da Copel e de suas subsidiárias refere-se, basicamente, a ações
civis públicas e ações populares, que têm como finalidade obstaculizar o andamento de licenciamento
ambiental de novos projetos ou a recuperação de áreas de preservação permanente no entorno dos
reservatórios das usinas hidrelétricas utilizadas indevidamente por particulares. Em caso de eventual
condenação, estima-se o custo da elaboração de novos estudos ambientais e o custo de recuperação
das áreas de propriedade da Copel.
F - 85
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
28.1.6 Regulatórias
A Companhia está discutindo nas esferas administrativa e judicial notificações do Órgão Regulador
sobre eventuais descumprimentos de normas regulatórias, dentre eles o valor de R$ 40.425, referente
às ações judiciais envolvendo a Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE e Dona Francisca
Energética S.A., contra o Despacho Aneel nº 288/02. O provável êxito nas ações citadas resultará em
modificações na contabilização da CCEE, o que torna necessária a constituição de provisão destes
valores, visto que a Copel será acionada a quitar os montantes de sua responsabilidade.
28.2
Ações consideradas como de perda possível
31.12.2013
31.12.2012
1.384.115
342.887
97.979
1.006.786
56.193
1.227.536
257.382
41.390
810.764
19.200
2.887.960
2.356.272
Fiscais (28.2.1)
Trabalhistas
Benefícios a empregados
Cíveis (28.2.2)
Regulatórias
Detalhamento das principais ações
28.2.1 Fiscais
•
Processo
administrativo
nº
11453.720001/2011-23,
decorrente
ação
rescisória
nº
2000.04.01.100266.9 do Cofins, refere-se a juros e multa da Cofins do período de 95/96, 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 nº 5015930-53.2010.404.7000 ajuizada pela União, em trâmite na
2ª Vara Federal, embargada pela Copel (autos de Embargos à Execução nº 502293359.2012.404.7000). Processo administrativo nº 10980720458/2011-15, também advindo da ação
rescisória nº 2000.04.01.100266.9 do Cofins, no total de R$ 738.826, em 31.12.2013.
Informações adicionais sobre esta ação estão descritas no item 28.1.1.
•
Exigências fiscais, conforme Notificação Fiscal de Lançamento de Débito - NFLD nº 35.273.8707, no valor aproximado de R$ 181.014 em 31.12.2013, de autoria do Instituto Nacional de
Seguridade Social - INSS, contra a Copel, referente à execução fiscal de contribuição
previdenciária; e
•
Exigências fiscais, conforme NFLD nº 35.273.876-6, no valor de R$ 76.162 em 31.12.2013, de
autoria do INSS, contra a Copel referente à execução fiscal, com o objetivo de obter contribuição
previdenciária incidente sobre a cessão de mão-de-obra.
F - 86
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
28.2.2 Cíveis
•
Na ação de indenização nº 166-53.2011.8.16.0122 proposta por Mineradora Tibagiana Ltda., em
face do Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, do qual a Copel Geração e Transmissão participa
com o percentual de 51%, na qual a autora alega possuir decreto de Lavra do Departamento
Nacional de Produção Mineral - DNPM, e que, por isso, tornou-se legítima detentora da posse e
domínio de área na região do entorno do Rio Tibagi. Requer indenização sobre supostos
prejuízos nas atividades da mineradora pelas obras de construção da Usina Mauá. No decorrer
da ação a Mineradora Tibagiana desistiu de parte do pedido inicial, o que levou a novo valor de
indenização inicial no valor de R$ 260.197, atualizado em 31.12.2013. e classificado como
possível. Atualmente o processo aguarda despacho saneador.
•
Ação de cobrança proposta pela empresa Ivaí Engenharia de Obras S.A., com base em anterior
ação declaratória de desequilíbrio da equação econômico-financeira de contrato firmado com a
Copel. A Administração da Companhia classificou como risco de perda possível para esta ação, o
montante de R$ 259.534, em 31.12.2013. Informações adicionais estão descritas no item 28.1.4c.
•
Propositura de 5 ações individuais, em razão de 5 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. Na ação proposta relativa à franquia da Agência
Faxinal, o juízo da 4ª Vara Federal de Curitiba julgou procedente o pedido secundário. A Copel
recorreu da sentença ao Tribunal Regional Federal da 4ª Região - TRF4, cujo julgamento da
apelação, em 25.07.2012, foi integralmente favorável à Companhia. O autor interpôs recurso
especial e extraordinário, admitidos no TRF4. A Administração da Companhia classificou como
risco de perda possível o montante de R$ 6.500, (correspondente a O&M e comercial atualizado).
Este autor também promoveu Reclamação no STF, cujo seguimento foi negado pelo Ministro
Marco Aurélio de Mello. Contra esta decisão, o reclamante interpôs agravo regimental, que foi
improvido e, na sequência, opôs embargos declaratórios, pendentes de julgamento.
Na ação proposta relativa à franquia da Agência de São José dos Pinhais, o juízo da 4ª Vara
Federal de Curitiba julgou procedente o pedido secundário. A Copel opôs Embargos de
Declaração, pendente de julgamento. A Administração da Companhia classificou como risco de
perda possível o montante de R$ 21.175, (correspondente a O&M e comercial atualizado).
F - 87
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
29 Patrimônio Líquido
29.1
Atribuível aos acionistas da empresa controladora
29.1.1 Capital social
O capital social integralizado, em 31.12.2013 (e em 31.12.2012), monta a R$ 6.910.000. Sua
composição por ações (sem valor nominal) e principais acionistas é a seguinte:
Núm ero de ações em unidades
Acionistas
Estado do Paraná
BNDESPAR
Eletrobrás
Custódias em bolsa:
BM&FBOVESPA (a)
NYSE (b)
Latibex (c)
Prefeituras
Outros
Ordinárias
nº ações
%
Preferenciais "A"
nº ações
%
-
Preferenciais "B"
nº ações
%
Total
nº ações
%
13.639
27.282.006
-
0,01
21,27
-
85.042.237
65.580.781
1.530.774
31,08
23,96
0,56
85.028.598
38.298.775
1.530.774
58,63
26,41
1,06
-
19.785.122
92.021
178.393
117.397
13,64
0,06
0,12
0,08
129.427
9.326
242.949
33,91
2,44
63,65
66.922.146
33.923.506
58.984
3.471
38.841
52,18
26,45
0,05
0,00
0,04
86.836.695
34.015.527
58.984
191.190
399.187
31,73
12,43
0,02
0,07
0,15
145.031.080
100,00
381.702
100,00
128.242.593
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
O valor de mercado das ações da Companhia em 31.12.2013 está demonstrado a seguir:
Núm ero de ações em unidades
Valor de m ercado
145.031.080
381.702
128.242.593
3.234.148
11.451
3.923.793
273.655.375
7.169.392
Ações ordinárias
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
F - 88
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
29.1.2 Ajustes de avaliação patrimonial
Mutação de ajustes de avaliação patrimonial
Ajuste
Avaliação
Patrim onial
Em 1º.01.2011 - Reapresentado
1.546.053
Ajustes referentes a ativos financeiros disponíveis para venda:
Aplicações financeiras
Tributos sobre os ajustes
Contas a receber vinculadas à concessão
Tributos sobre os ajustes
Investimentos em participações societárias
Tributos sobre os ajustes
Ajustes referentes a passivos atuariais
Benefícios pós-emprego
Tributos sobre os ajustes
Realização dos ajustes de avaliação patrim onial:
Custo atribuído do imobilizado
Tributos sobre a realização dos ajustes
13.463
Total
1.559.516
-
2.962
(1.007)
(7.282)
2.476
5.647
(1.920)
2.962
(1.007)
(7.282)
2.476
5.647
(1.920)
-
13.585
(4.620)
13.585
(4.620)
(156.532)
53.221
Em 31.12.2011 - Reapresentado
Outros
Resultados
Abrangentes
Acum ulados
1.442.742
23.304
(156.532)
53.221
1.466.046
Ajustes referentes a ativos financeiros disponíveis para venda:
Aplicações financeiras
Tributos sobre os ajustes
Contas a receber vinculadas à concessão
Tributos sobre os ajustes
Investimentos em participações societárias
Tributos sobre os ajustes
-
2.261
(768)
(13.116)
4.459
406
(139)
2.261
(768)
(13.116)
4.459
406
(139)
Outros ganhos:
Outros ganhos - créditos de controlada
Tributos sobre os outros ganhos
-
3.164
(1.076)
3.164
(1.076)
-
(207.947)
63.374
(207.947)
63.374
(626)
(154.006)
52.362
(626)
Ajustes referentes a passivos atuariais
Benefícios pós-emprego
Tributos sobre os ajustes
Realização dos ajustes de avaliação patrim onial:
Custo atribuído do imobilizado
Tributos sobre a realização dos ajustes
Atribuível aos acionistas não controladores
(154.006)
52.362
-
Em 31.12.2012 - Reapresentado
Ajustes referentes a ativos financeiros disponíveis para venda:
Aplicações financeiras
Tributos sobre os ajustes
Investimentos em participações societárias
Tributos sobre os ajustes
Ajustes referentes a passivos atuariais
Benefícios pós-emprego
Tributos sobre os ajustes
Benefícios pós-emprego
Realização dos ajustes de avaliação patrim onial:
Custo atribuído do imobilizado
Tributos sobre a realização dos ajustes
1.341.098
(126.704)
-
(6.929)
2.356
(306)
104
(6.929)
2.356
(306)
104
-
(216.967)
73.769
18.881
(216.967)
73.769
18.881
(154.763)
52.620
Em 31.12.2013
1.238.955
F - 89
(255.796)
1.214.394
(154.763)
52.620
983.159
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
29.1.3 Proposta de distribuição de dividendos
31.12.2013
31.12.2012
1.072.560
(53.628)
102.143
1.121.075
280.269
700.688
(35.034)
101.644
767.298
191.824
Distribuição total proposta - (2) (3+5)
560.537
268.554
Juros sobre capital próprio, brutos - (3)
IRRF s/ os juros sobre capital próprio
Juros sobre capital próprio, líquidos - (4)
180.000
(16.107)
163.893
138.072
(12.256)
125.816
Dividendos propostos - (5)
380.537
130.482
Distribuição total proposta, líquida - (6) (4+5)
544.430
256.298
Dividendo adicional proposto (7) (6-1)
264.161
64.474
Pagam entos antecipados conform e 119ª Reunião CAD - (8)
Juros sobre capital próprio, líquidos
Dividendos
308.932
163.893
145.039
-
28.663
-
Dividendo adicional proposto ajustado (10) (7-9)
235.498
-
Valor bruto dos dividendos por ação:
Ações ordinárias
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
1,95572
2,52507
2,15165
0,93527
2,52507
1,02889
Ações ordinárias
283.640
135.643
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
964
275.933
964
131.947
Cálculo dos dividendos m ínim os obrigatórios (25%) - (1)
Lucro líquido do exercício
Reserva legal (5%)
Realização do ajuste de avaliação patrimonial
Base de cálculo para dividendos mínimos obrigatórios
Pagam ento antecipado superior ao m ínim o obrigatório - (9) (8-1)
Valor bruto dos dividendos por classes de ações:
F - 90
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
29.1.4 Lucro por ação - básico e diluído
Num erador básico e diluído
Lucro líquido básico e diluído alocado por classes de ações, atribuído aos acionistas
controladores:
Ações ordinárias
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
Denom inador básico e diluído
Média ponderada das ações (em milhares):
Ações ordinárias
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
Lucro líquido básico e diluído por ação atribuído aos acionistas da em presa
controladora:
Ações ordinárias
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
29.2
31.12.2013
31.12.2012
31.12.2011
542.819
1.714
528.027
1.072.560
354.383
1.600
344.705
700.688
585.809
2.064
569.817
1.157.690
145.031.080
381.737
128.242.558
273.655.375
145.031.080
383.303
128.240.992
273.655.375
145.031.080
387.134
128.237.161
273.655.375
3,74278
4,49001
4,11741
2,44350
4,17424
2,68795
4,03920
5,33150
4,44350
Mutação do patrimônio líquido atribuível aos acionistas não controladores
Participação no capital social
Com pagás: 49%
Elejor: 30% UEG Araucária: 20%
Total
Em 1º.01.2011
Devolução de Afac
Dividendos
Resultado do exercício
95.393
(10.109)
15.891
41.464
(30.813)
(1.111)
4.675
128.846
(1.402)
265.703
(30.813)
(11.220)
19.164
Em 31.12.2011
Dividendos
Ajuste de avaliação patrimonial
Resultado do exercício
101.175
(2.415)
10.170
14.215
(2.371)
626
9.989
127.444
5.673
242.834
(4.786)
626
25.832
Em 31.12.2012
Dividendos
Resultado do exercício
108.930
(2.531)
9.058
22.459
(13.437)
12.584
133.117
7.233
264.506
(15.968)
28.875
Em 31.12.2013
115.457
21.606
140.350
277.413
F - 91
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
30 Receita Operacional Líquida
Receita
bruta
Fornecimento de energia elétrica (30.1)
Suprimento de energia elétrica (30.2)
Disponibilidade da rede elétrica (30.3)
Receita de construção
Telecomunicações
Distribuição de gás canalizado
Outras receitas operacionais (30.4)
Fornecimento de energia elétrica (30.1)
Suprimento de energia elétrica (30.2)
Disponibilidade da rede elétrica (30.3)
Receita de construção
Telecomunicações
Distribuição de gás canalizado
Outras receitas operacionais (30.4)
Fornecimento de energia elétrica (30.1)
Suprimento de energia elétrica (30.2)
Disponibilidade da rede elétrica (30.3)
Receita de construção
Telecomunicações
Distribuição de gás canalizado
Outras receitas operacionais (30.4)
30.1
PIS/Pasep
e Cofins
Encargos do
ICMS consum idor (30.5)
ISSQN
Receita líquida
31.12.2013
5.111.048
2.188.092
3.296.753
1.076.141
183.695
467.750
345.680
(447.215)
(188.282)
(309.979)
(9.430)
(42.993)
(55.715)
(1.279.446)
(830.890)
(32.548)
(56.137)
-
(39.738)
(67.548)
(126.908)
-
(402)
(1.714)
3.344.649
1.932.262
2.028.976
1.076.141
141.315
368.620
288.251
12.669.159
(1.053.614)
(2.199.021)
(234.194)
(2.116)
9.180.214
Receita
bruta
PIS/Pasep
e Cofins
Encargos do
ICMS consum idor (30.5)
ISSQN
4.226.962
1.865.708
5.177.834
749.763
163.961
413.012
240.863
(391.587)
(178.943)
(467.475)
(8.701)
(37.969)
(26.140)
(1.170.153)
(195)
(1.205.203)
(29.244)
(50.031)
-
(39.713)
(63.063)
(674.523)
-
Receita líquida
31.12.2012
Reapresentado
2.625.509
1.623.507
2.830.633
749.763
(451)
125.565
325.012
(1.460)
213.263
12.838.103
(1.110.815)
(2.454.826)
(777.299)
(1.911)
Receita
bruta
PIS/Pasep
e Cofins
Encargos do
ICMS consum idor (30.5)
ISSQN
8.493.252
3.673.054
1.659.996
5.201.169
741.726
152.117
349.801
133.473
(340.261)
(158.771)
(472.181)
(9.144)
(31.934)
(12.858)
(972.849)
(399)
(1.278.736)
(25.285)
(43.926)
(1)
(29.116)
(60.995)
(687.884)
(9.213)
Receita líquida
31.12.2011
Reapresentado
2.330.828
1.439.831
2.762.368
741.726
(562)
117.126
(8)
273.933
(1.048)
110.353
11.911.336
(1.025.149)
(2.321.196)
(787.208)
(1.618)
7.776.165
Fornecimento de energia por classe de consumidor
Receita bruta
Residencial
Industrial
Comercial, serviços e outras atividades
Rural
Poder público
Iluminação pública
Serviço público
Receita líquida
31.12.2013
31.12.2012
31.12.2011
31.12.2013
31.12.2012
1.605.604
1.956.127
1.022.977
194.085
118.263
97.565
116.427
1.302.177
1.493.166
950.689
177.083
114.038
92.450
97.359
1.223.657
1.224.103
807.489
158.644
104.218
77.049
77.894
1.074.119
1.263.068
626.881
165.078
83.811
60.070
71.622
782.292
926.562
573.831
148.869
79.149
56.242
58.564
771.674
757.293
498.948
134.124
73.870
47.062
47.857
5.111.048
4.226.962
3.673.054
3.344.649
2.625.509
2.330.828
F - 92
31.12.2011
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
30.2
Suprimento de energia elétrica
Receita bruta
Contrato de Comercialização de Energia em Ambiente Regulado - CCEAR (leilão)
Contratos bilaterais
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
Venda de energia elétrica no curto prazo
30.3
31.12.2013
31.12.2012
31.12.2011
775.924
863.244
548.073
851
1.335.263
295.049
235.396
-
1.280.176
237.279
142.541
-
2.188.092
1.865.708
1.659.996
Disponibilidade da rede elétrica por classe de consumidor
Receita bruta
31.12.2013
31.12.2012
31.12.2011
Receita líquida
31.12.2013
Reapresentado
Residencial
Industrial
Comercial, serviços e outras atividades
Rural
Poder público
Iluminação pública
Serviço público
Consumidores livres
Rede básica, de fronteira e de conexão
Receita de operação e manutenção - O&
Receita de juros efetivos
30.4
31.12.2012
31.12.2011
Reapresentado
1.232.186
632.508
755.869
167.640
99.147
87.666
58.574
140.135
1.109
90.385
31.534
1.657.936
1.222.544
1.104.355
230.829
143.238
110.562
102.408
204.768
2.520
52.048
346.626
1.606.837
1.413.901
1.106.635
217.114
142.898
110.302
106.806
197.789
2.367
44.584
251.936
720.321
357.094
445.273
136.798
66.815
51.198
34.025
121.705
963
68.029
26.755
830.282
576.406
564.262
165.591
83.875
53.448
50.700
156.469
1.925
46.693
300.982
785.887
670.214
541.595
154.700
82.594
53.118
51.809
150.725
1.804
40.584
229.338
3.296.753
5.177.834
5.201.169
2.028.976
2.830.633
2.762.368
Outras receitas operacionais
Receita bruta
Arrendamentos e aluguéis (30.4.1)
Ressarcimento por indisponibilidade de geração de energia elétrica
Renda da prestação de serviços
Serviço taxado
Outras receitas
31.12.2013
31.12.2012
180.128
77.527
63.209
9.082
15.734
162.989
12.068
53.085
8.214
4.507
31.12.2011
88.909
37.975
5.306
1.283
345.680
240.863
133.473
30.4.1 Receita de arrendamento e aluguéis
Usina termelétrica de Araucária
Equipamentos e estruturas
Imóveis
Compartilhamento de instalações
31.12.2013
31.12.2012
101.628
77.241
603
656
95.253
66.177
714
845
32.804
54.442
862
801
180.128
162.989
88.909
Não foram identificados recebíveis de arrendamento operacionais não canceláveis.
F - 93
31.12.2011
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
30.5
Encargos do consumidor
Consolidado
Conta de desenvolvimento energético - CDE
Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética - P&D e PEE
Quota para reserva global de reversão - RGR
Conta de consumo de combustível - CCC
Outros encargos
31.12.2013
31.12.2012
79.994
79.342
57.050
17.808
-
282.683
74.319
114.949
289.686
15.662
31.12.2011
249.799
68.048
107.105
348.374
13.882
234.194
777.299
787.208
31 Custos e Despesas Operacionais
Custos
operacionais
Despesas
Despesas
Outras receitas
com
gerais e
(despesas),
vendas adm inistrativas
líquidas
(9.879)
(1.113)
(935)
(241.977)
(38.176)
(7.163)
(41.276)
(44)
(47.457)
5.089
(88.678)
(51.103)
(103.007)
(755)
(152.098)
(251.057)
(27.187)
(295.671)
(423.459)
(603.203)
(199.555)
(1.088.275)
(343.580)
(7.037.998)
(95.615)
(530.104)
(403.910)
(8.067.627)
Custos
operacionais
-
31.12.2013
Energia elétrica comprada para revenda (31.1) (3.336.359)
Encargos de uso da rede elétrica (31.2)
(407.317)
Pessoal e administradores (31.3)
(844.491)
Planos previdenciário e assistencial (NE nº 23)
(136.907)
Material
(62.380)
Matéria-prima e insumos para produção de
energia elétrica
(27.187)
Gás natural e insumos para operação de gás
(295.671)
Serviços de terceiros (31.4)
(293.505)
Depreciação e amortização
(551.301)
Provisões e reversões (31.5)
Custo de construção (31.6)
(1.088.275)
Outros custos e despesas operacionais (31.7)
5.395
(3.336.359)
(407.317)
(1.096.347)
(176.196)
(70.478)
Despesas
Despesas
Outras receitas
com
gerais e
(despesas), Reapresentado
vendas adm inistrativas
líquidas
31.12.2012
Energia elétrica comprada para revenda (31.1) (2.807.735)
Encargos de uso da rede elétrica (31.2)
(772.361)
Pessoal e administradores (31.3)
(944.913)
Planos previdenciário e assistencial (NE nº 23)
(141.368)
Material
(60.798)
Matéria-prima e insumos para produção de
energia elétrica
(25.511)
Gás natural e insumos para operação de gás
(247.770)
Serviços de terceiros (31.4)
(291.048)
Depreciação e amortização
(508.887)
Provisões e reversões (31.5)
Custo de construção (31.6)
(733.577)
Outros custos e despesas operacionais (31.7)
(6.668)
(8.910)
(996)
(716)
(291.828)
(40.514)
(8.273)
(38.614)
(42)
(22.826)
6.445
(79.216)
(40.172)
(81.910)
(754)
(195.970)
(155.827)
(25.511)
(247.770)
(408.878)
(549.855)
(218.796)
(733.577)
(237.960)
(6.540.636)
(65.659)
(541.913)
(352.551)
(7.500.759)
F - 94
-
(2.807.735)
(772.361)
(1.245.651)
(182.878)
(69.787)
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Custos
operacionais
Despesas
Despesas
Outras receitas
com
gerais e
(despesas), Reapresentado
vendas adm inistrativas
líquidas
31.12.2011
Energia elétrica comprada para revenda (31.1) (2.152.545)
Encargos de uso da rede elétrica (31.2)
(632.518)
Pessoal e administradores (31.3)
(753.022)
Planos previdenciário e assistencial (NE nº 23)
(117.460)
Material
(76.213)
Matéria-prima e insumos para produção de
energia elétrica
(25.031)
Gás natural e insumos para operação de gás
(186.931)
Serviços de terceiros (31.4)
(267.603)
Depreciação e amortização
(519.536)
Provisões e reversões (31.5)
Custo de construção (31.6)
(731.443)
Outros custos e despesas operacionais (31.7)
5.287
(7.747)
(804)
(594)
(221.858)
(32.581)
(8.802)
(32.882)
(41)
(75.556)
3.860
(90.198)
(32.104)
(74.832)
(754)
(214.099)
(224.857)
(25.031)
(186.931)
(390.683)
(552.435)
(289.655)
(731.443)
(290.542)
(5.457.015)
(113.764)
(460.375)
(439.710)
(6.470.864)
31.1
(2.152.545)
(632.518)
(982.627)
(150.845)
(85.609)
Energia elétrica comprada para revenda
Compra de energia no ambiente regulado - CCEAR
Câmara de Comercialização de Energia - CCEE
(-) Repasse CDE - CCEE - Decreto nº 7.945/2013
Itaipu Binacional
Contratos bilaterais
Programa de incentivo a novas fontes de energia alternativa - Proinfa
(-) PIS/Pasep e Cofins sobre energia elétrica comprada para revenda
31.2
-
31.12.2013
31.12.2012
31.12.2011
2.305.809
663.936
(294.085)
610.404
217.069
166.653
(333.427)
1.927.903
312.125
503.335
203.115
143.587
(282.330)
1.585.932
43.947
459.649
192.082
102.638
(231.703)
3.336.359
2.807.735
2.152.545
31.12.2013
31.12.2012
31.12.2011
308.864
(319.624)
216.683
177.846
51.188
16.672
(44.312)
75.485
544.597
145.099
45.217
49.228
(87.265)
10.988
412.383
221.655
42.109
16.456
(71.073)
407.317
772.361
632.518
Encargos de uso da rede elétrica
Encargos dos serviços do sistema - ESS
(-) Repasse CDE - ESS - Decreto nº 7.945/2013
Encargos de uso do sistema - distribuição
Encargos de uso do sistema - rede básica e conexão
Encargos de transporte de Itaipu
Encargo de Energia de Reserva - EER
(-) PIS/Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica
F - 95
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
31.3
Pessoal e administradores
.
31.12.2013
Pessoal
Remunerações
Encargos sociais
Participação nos lucros e/ou resultados (31.3.1)
Auxílio alimentação e educação
Provisão para indenização por demissões
voluntárias e aposentadorias
Adm inistradores
Honorários
Encargos sociais
Outros gastos
Reapresentado Reapresentado
31.12.2012
31.12.2011
663.636
210.993
80.048
86.916
711.470
239.267
29.940
81.593
606.847
186.864
48.068
64.905
37.925
1.079.518
168.822
1.231.092
64.442
971.126
13.044
3.642
143
16.829
11.385
3.083
91
14.559
9.538
1.871
92
11.501
1.096.347
1.245.651
982.627
31.3.1 Participação nos lucros e/ou resultados
O programa de participação dos empregados nos lucros e/ou resultados, está de acordo com a Lei
Federal nº 10.101/2000, o Decreto Estadual nº 1978/2007 e a Lei Estadual nº 16560/2010.
31.3.2 Provisão para indenização por demissões voluntárias e aposentadorias
A Copel instituiu o programa de sucessão e desligamento voluntário - PSDV, através da Circular
031/2011, de 29.03.2011, e alterado pelas Circulares 049/2011 e 090/2011, de 22.06.2011 e
06.12.2011, respectivamente, bem como o programa de formação de potenciais lideranças (MBA),
como forma de estabelecer procedimentos capazes de garantir a retenção do conhecimento da
Companhia, e de forma planejada e estruturada, incentivar a preparação do quadro funcional para o
exercício da liderança.
Contudo, as mudanças ocorridas no cenário nacional, notadamente com a MP 579/2012 e seus
desdobramentos, afetaram sobremaneira as finanças da Companhia, exigindo, entre outras medidas,
a extinção do PSDV pela Circular 068/2012, a partir de 1º.01.2013 e a edição de novo programa de
desligamento incentivado, com regras distintas, através das Circulares 065 e 069 de 2013.
F - 96
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
31.4
Serviços de terceiros
Reapresentado Reapresentado
31.12.2012
31.12.2011
31.12.2013
Manutenção do sistema elétrico
Manutenção de instalações
Comunicação, processamento e transmissão de dados
Leitura e entrega de faturas
Agentes autorizados e credenciados
Consultoria e auditoria
(-) PIS/Pasep e Cofins sobre serviços de terceiros
Outros serviços
31.5
106.175
79.309
51.534
35.930
33.801
15.972
(6.063)
106.801
104.966
73.831
48.921
35.744
32.201
25.805
(9.190)
96.600
90.536
67.321
55.274
29.898
27.108
24.026
(11.347)
107.867
423.459
408.878
390.683
Provisões e reversões
.
PCLD (Clientes e Outros créditos)
.
Reversão para perdas de créditos tributários
31.12.2012
47.458
22.826
75.556
(3.135)
46.802
274
Provisão para desvalorização de participações societária
Provisão (reversão) para litígios
Fiscais
Trabalhistas
Benefícios a empregados
Cíveis
Ambientais
Regulatórias
31.6
31.12.2013
-
31.12.2011
-
398
(7.337)
52.387
42.796
63.454
18
505
151.823
19.939
45.966
33.796
96.499
89
2.816
199.105
(38.689)
2.611
21.289
172.326
62
9.300
166.899
199.555
218.796
289.655
Custo de construção
31.12.2013
Material
Serviços de terceiros
Pessoal
Outros
F - 97
Reapresentado Reapresentado
31.12.2012
31.12.2011
518.504
360.234
118.641
90.896
371.593
248.265
81.942
31.777
415.098
205.757
80.825
29.763
1.088.275
733.577
731.443
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
31.7
Outros custos e despesas operacionais
31.12.2013
Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos
Perdas na desativação e alienação de bens
Arrendamentos e aluguéis (31.7.1)
Indenizações
Propaganda e publicidade
Tributos
Taxa de fiscalização da Aneel
Incentivo esporte, Lei Rouanet e fundo dos direitos da criança e do adolescente - FIA
Recuperação de custos e despesas
Outros custos e despesas, líquidos
Reapresentado Reapresentado
31.12.2012
31.12.2011
131.582
71.864
31.095
26.113
25.902
25.687
20.885
9.464
(49.389)
50.377
94.550
6.147
27.285
28.001
9.853
27.735
21.938
12.081
(61.902)
72.272
125.343
54.285
18.377
35.880
4.767
18.071
20.125
15.420
(40.175)
38.449
343.580
237.960
290.542
31.7.1 Arrendamentos e aluguéis
31.12.2013
Imóveis
Fotocopiadora
Outros
(-) Créditos de PIS e Cofins
Reapresentado Reapresentado
31.12.2012
31.12.2011
25.165
889
6.832
(1.791)
21.846
1.082
5.891
(1.534)
17.701
1.521
719
(1.564)
31.095
27.285
18.377
A estimativa de gastos para os próximos exercícios é basicamente a mesma de 2013, acrescida dos
índices de correção contratualmente assumidos, não existindo riscos com relação à rescisão
contratual.
Não foram identificados compromissos de arrendamento operacional não canceláveis.
F - 98
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
32 Resultado Financeiro
31.12.2013
Receitas financeiras
Renda e variação monetária sobre repasse CRC (NE nº 8)
Renda de aplicações financeiras mantidas para negociação
Variação monetária sobre contas a receber vinculadas
à concessão
Acréscimos moratórios sobre faturas de energia
Variação monetária e encargos sobre contas a receber
vinculadas à prorrogação da concessão
Renda de aplicações financeiras disponíveis para venda
Renda de aplicações financeiras mantidas até o vencimento
Juros e comissões sobre contratos de mútuo
Outras receitas financeiras
(-) Despesas financeiras
Encargos de dívidas
Variação monetária e reversão de juros sobre contas a
pagar vinculadas à concessão - uso do bem público
Reapresentado Reapresentado
31.12.2012
31.12.2011
159.348
118.499
188.688
74.553
148.950
210.162
108.259
105.314
165.574
126.904
100.381
63.652
84.572
38.336
827
37.208
652.363
37.948
1.099
53.555
648.321
15.660
2.808
35.814
577.427
233.417
133.385
141.327
68.096
74.984
71.383
PIS/Pasep e Cofins sobre juros sobre capital próprio
26.352
22.837
43.740
Variações monetárias e cambiais
Juros sobre P&D e PEE
Atualização do valor justo do contas a receber
15.838
15.225
13.819
14.745
17.821
16.967
13.124
372.052
401.104
14.097
674.971
59.827
351.065
280.311
(26.650)
226.362
vinculadas à concessão
Outras despesas financeiras
Líquido
Os custos de empréstimos e financiamentos capitalizados durante o ano de 2013 totalizaram
R$ 54.936, à taxa média de 9,39% a.a.
33 Segmentos Operacionais
33.1
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 2013 e 2012 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 ano de 2013.
F - 99
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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 que aquelas descritas no resumo
das principais práticas contábeis e contabiliza operações intersegmentos como se estas fossem com
terceiros, ou seja, pelos preços correntes de mercado.
33.2
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 e Ventos de Santo Uriel;
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 e Copel Renováveis.
33.3
Ativo por segmento reportável
F - 100
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
ATIVO
GET
DIS
TEL
GÁS
HOL
Elim inações Consolidado
31.12.2013
ATIVO TOTAL
ATIVO CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa
Títulos e valores mobiliários
Cauções e depósitos vinculados
Clientes
Dividendos a receber
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná
Contas a receber vinculadas à concessão
Contas a receber vinculadas à prorrogação da
concessão
Outros créditos
Estoques
Imposto de renda e contribuição social
Outros tributos a recuperar
Despesas antecipadas
Partes relacionadas
ATIVO NÃO CIRCULANTE
Realizável a Longo Prazo
Títulos e valores mobiliários
Cauções e depósitos vinculados
Clientes
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná
12.422.458
2.754.802
1.438.269
388.659
311.191
2.578
4.396
7.760.564
2.142.654
247.045
377
1.072
1.005.703
-
480.851
62.466
10.481
27.983
-
308.023
84.017
34.427
904
37.804
-
14.473.384
524.778
11.410
186
381.371
85.448
-
(12.333.835)
(888.433)
(45.053)
(374.449)
-
23.111.445
4.680.284
1.741.632
389.222
1.976
1.337.628
9.500
85.448
4.396
352.161
208.428
31.298
3.121
11.745
2.956
180.963
96.866
77.288
48.609
16.414
2.799
10.046
6.936
3.869
352
445
1.068
3.319
5.790
260
3.869
42.494
-
(614)
-
352.161
395.890
139.278
133.158
70.013
19.982
9.667.656
992.246
468.317
5.617.910
4.352.625
418.385
37.185
224.006
14.042
13.948.606
1.892.958
(468.317)
(11.445.402)
(64.815)
18.431.161
7.224.241
66.265
54.271
-
-
-
-
-
45.371
-
-
-
-
45.371
5.692
115.020
11.974
-
-
-
132.686
1.295.106
120.536
-
-
-
-
1.295.106
-
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
Contas a receber vinculadas à prorrogação da
concessão
365.645
-
-
-
-
-
365.645
5.132
10.799
-
13.504
-
-
-
13.504
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 dif eridos
Despesas antecipadas
29.028
202
617.257
-
15.923
-
197
91.205
-
-
753.413
399
807.190
7.617.626
250.594
4.012
1.261.273
365.977
15.223
209.964
64.815
12.055.619
29
-
Depósitos judiciais
Adiantamento a fornecedores
Outros créditos
Partes relacionadas
Investim entos
Im obilizado
Intangível
F - 101
(64.815)
(11.678.894)
298.307
1.187.927
7.983.632
2.035.361
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
ATIVO
GET
DIS
TEL
10.967.453
1.508.828
240.710
476.488
1.429
283.750
5.319
356.085
104.786
28.299
1.780
7.480
2.702
9.458.625
1.203.345
8.846.871
2.876.268
1.126.361
158.837
34.293
1.200.251
75.930
126.686
84.995
35.868
31.460
1.587
5.970.603
4.660.842
GÁS
HOL
Elim inações Consolidado
31.12.2012 - Reapresentado
ATIVO TOTAL
ATIVO CIRCULANTE
Caixa e equivalentes a caixa
Títulos e valores mobiliários
Cauções e depósitos vinculados
Clientes
Dividendos a receber
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná
Contas a receber vinculadas à concessão
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão
Outros créditos
Estoques
Imposto de renda e contribuição social
Outros tributos correntes a recuperar
Despesas antecipadas
ATIVO NÃO CIRCULANTE
Realizável a Longo Prazo
Títulos e valores mobiliários
427.629
64.848
26.689
18.649
2.437
10.645
3.413
2.671
344
362.781
22.666
289.363
86.793
35.993
1.086
40.092
716
870
7.868
168
202.570
18.022
13.629.100
1.218.801
29.464
176
1.038.664
3
150.483
11
12.410.299
1.540.940
(12.951.513)
(1.073.846)
(53.569)
(1.020.600)
323
(11.877.667)
(1.148.498)
92.827
35.688
-
-
-
-
Cauções e depósitos vinculados
-
43.246
-
-
-
-
Clientes
-
26.172
-
5.266
-
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná
Depósitos judiciais
Contas a receber vinculadas à concessão
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão
(5.267)
21.208.903
4.681.692
1.459.217
635.501
36.808
1.489.173
18.064
75.930
5.319
356.085
234.951
124.809
191.544
49.490
4.801
16.527.211
6.297.317
128.515
43.246
26.171
-
1.308.354
-
-
-
-
24.634
276.541
1.036
302
271.858
-
574.371
262.564
717.805
2.383.262
-
-
-
-
-
2.645.826
717.805
6.413
4.036
-
12.279
-
-
-
12.279
10.449
Adiantamento a f ornecedores
Outros créditos
1.308.354
Imposto de renda e contribuição social
19.995
-
-
-
-
-
19.995
Outros tributos correntes a recuperar
50.794
60.663
8.732
-
-
-
120.189
Imposto de renda e contribuição social dif eridos
Despesas antecipadas
28.313
-
522.880
-
12.898
-
175
117.194
-
8.657
681.285
8.832
448.130
7.552.612
254.538
4.012
1.305.749
319.141
20.974
184.548
1.151.888
10.869.359
-
Mútuos com controladas
Investim entos
Im obilizado
Intangível
33.4
Passivo por segmento reportável
F - 102
(1.151.888)
(10.752.512)
23.343
568.989
7.871.753
1.789.152
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
PASSIVO
GET
DIS
TEL
GÁS
HOL
Elim inações Consolidado
7.760.564
1.545.217
155.337
771.815
200.767
173.482
16.972
21.043
11.074
107.744
480.851
56.340
14.105
8.120
5.467
5.241
21.585
1.047
-
308.023
66.935
5.214
52.881
2.227
5.598
-
14.473.384
1.084.423
5.127
468.317
3.211
25.481
562.801
3.047
7
-
(12.333.835)
(890.586)
(468.317)
(45.556)
(110)
(2.154)
(374.449)
-
23.111.445
3.347.885
239.685
1.092.239
297.620
300.731
957.106
57.462
18.713
29.983
37.994
127.860
86.983
2.848.662
27.934
50.354
635.956
998.417
608.391
99.122
775
71.572
2.855
33.622
31.222
-
1.015
5.462
2.075
2.499
-
16.432
736.808
40
456.752
2.169
-
(127.656)
(64.995)
(62.661)
-
51.481
137.011
6.834.808
50.121
68.402
420.501
2.366.678
1.150.483
937.249
154.721
428.488
3.366.685
3.366.685
2.624.841
(155.096)
135.294
761.646
-
3.873
352.939
352.939
240.398
(5.795)
9.093
109.243
-
277.847
12.652.153 (11.315.593)
12.652.153 (11.593.006)
6.911.678
(7.320.857)
983.159
(980.781)
624.849
(464.336)
3.897.833
(2.683.296)
235.498
(153.180)
9.444
(864)
277.413
420.293
233
1.266.127
12.928.752
12.651.339
6.910.000
983.159
624.849
3.894.357
3.476
235.498
277.413
31.12.2013
PASSIVO TOTAL
12.422.458
PASSIVO CIRCULANTE
1.485.556
Obrigações sociais e trabalhistas
59.902
Partes relacionadas
Fornecedores
301.768
Imposto de renda e contribuição social
297.620
Outras obrigações fiscais
66.899
Empréstimos e financiamentos
217.736
Debêntures
40.490
Dividendos a pagar
362.932
Benefícios pós-emprego
7.886
Encargos do consumidor a recolher
26.920
20.116
Pesquisa e desenvolvimento e ef iciência energética
Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do
bem público
51.481
Outras contas a pagar
31.806
PASSIVO NÃO CIRCULANTE
3.299.960
Partes relacionadas
64.995
Fornecedores
22.187
Obrigações f iscais
15.153
Imposto de renda e contribuição social diferidos
418.426
Empréstimos e financiamentos
1.303.009
Debêntures
152.066
Benefícios pós-emprego
292.968
55.599
Pesquisa e desenvolvimento e ef iciência energética
Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do
bem público
420.293
Outras contas a pagar
233
Provisões para litígios
555.031
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
7.636.942
Atribuível aos acionistas controladores
7.636.942
Capital social
4.317.997
Ajustes de avaliação patrimonial
1.141.672
Reserva legal
301.729
Reserva de retenção de lucros
1.730.944
Reserva de lucros a realizar
Dividendo adicional proposto
153.180
Prejuízos acumulados
(8.580)
Atribuível aos acionistas não controladores
F - 103
888
235.626
235.626
135.943
18.220
77.987
3.476
-
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
PASSIVO
GET
DIS
TEL
GÁS
HOL
Elim inações Consolidado
31.12.2012 - Reapresentado
PASSIVO TOTAL
PASSIVO CIRCULANTE
Obrigações sociais e trabalhistas
Fornecedores
Imposto de renda e contribuição social
Outras obrigações fiscais
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
Dividendo mínimo obrigatório a pagar
Benefícios pós-emprego
Encargos do consumidor a recolher
Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética
Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público
Outras contas a pagar
PASSIVO NÃO CIRCULANTE
Coligadas e controladas
Fornecedores
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
Benefícios pós-emprego
Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética
Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público
Outras contas a pagar
Provisões para litígios
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital social
Ajustes de avaliação patrimonial
Reserva legal
Reserva de retenção de lucros
Reserva de lucros a realizar
Dividendo adicional proposto
Prejuízos acumulados
Atribuível aos acionistas não controladores
33.5
10.967.453
1.568.371
110.509
428.046
163.724
54.763
71.654
639.420
6.908
7.236
16.663
48.477
20.971
2.491.247
232.654
106.175
587.597
438.396
209.295
43.350
399.080
474.700
6.907.835
4.248.937
1.293.027
249.578
1.158.142
(41.849)
8.846.871
1.970.456
243.128
694.903
205.330
164.788
12.719
371.863
18.004
49.262
142.936
67.523
3.341.027
851.237
609.941
997.958
443.784
61.211
376.896
3.535.388
2.624.841
(64.902)
135.294
840.155
-
427.629
53.612
25.393
14.481
4.492
53
7.982
903
308
45.872
25.559
19.344
969
328.145
240.398
1.139
6.706
79.902
-
Demonstração do resultado por segmento reportável
F - 104
289.363
60.464
4.333
45.873
3.214
1.934
4.929
181
6.594
2.939
2.807
848
222.305
135.943
17.295
62.115
6.952
-
13.629.100
257.700
645
1.616
3.251
22.072
28.106
201.186
4
820
1.274.016
971.721
302.295
12.097.384
6.910.000
1.214.394
571.221
3.337.295
64.474
-
(12.951.513)
(1.077.159)
(53.137)
(111)
(3.311)
(1.020.600)
(1.145.187)
(1.083.891)
(5.267)
(56.029)
(10.729.167)
(7.250.119)
(1.229.264)
(408.873)
(2.147.266)
41.849
264.506
21.208.903
2.833.444
384.008
1.131.782
170.189
288.480
261.290
12.719
204.780
25.819
56.498
159.599
48.477
89.803
6.013.569
100.908
590.536
1.989.588
997.958
675.230
104.561
399.080
1.155.708
12.361.890
6.910.000
1.214.394
571.221
3.330.343
6.952
64.474
264.506
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
GET
DIS
TEL
GÁS
HOL
Elim inações Consolidado
31.12.2013
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
Fornecimento de energia elétrica para terceiros
Fornecimento de energia elétrica entre segmentos
Suprimento de energia elétrica para terceiros
Suprimento de energia elétrica para terceiros entre
segmentos
Disponibilidade da rede elétrica para terceiros
Disponibilidade da rede elétrica entre segmentos
Receita de construção
Serviços de telecomunicações para terceiros
Serviços de telecomunicações entre segmentos
Distribuição de gás canalizado
Outras receitas operacionais para terceiros
Outras receitas operacionais entre segmentos
3.044.399
460.845
1.832.207
5.961.575
2.883.804
2.193
100.055
187.792
-
423.014
-
-
(436.566)
(2.193)
-
9.180.214
3.344.649
1.932.262
311.242
94.785
57.090
136.536
144.908
6.786
1.934.191
13.115
898.606
128.278
1.333
141.315
39.895
1.670
4.912
40.999
368.620
13.395
-
-
(311.242)
(70.205)
(39.895)
(13.031)
2.028.976
1.076.141
141.315
368.620
288.251
-
CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS
Energia elétrica comprada para revenda
Encargos de uso da rede elétrica
Pessoal e administradores
Planos previdenciário e assistencial
Material
Matéria-prima e insumos para produção de energia
Gás natural e insumos para operação de gás
Serviços de terceiros
Depreciação e amortização
Provisões e reversões
Custo de construção
Outros custos e despesas operacionais
(1.649.753)
(128.736)
(227.325)
(274.526)
(47.478)
(16.346)
(27.187)
(146.185)
(353.590)
(104.127)
(148.670)
(175.583)
436.520
311.242
69.473
56.061
(256)
(8.067.627)
(3.336.359)
(407.317)
(1.096.347)
(176.196)
(70.478)
(27.187)
(295.671)
(423.459)
(603.203)
(199.555)
(1.088.275)
(343.580)
RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL
33.744
(6.304.797) (127.264)
(3.518.865)
(249.465)
(723.734)
(57.703)
(118.211)
(7.738)
(50.531)
(1.312)
(292.644)
(18.437)
(205.110)
(27.968)
(118.233)
(3.920)
(898.606)
(129.398)
(10.186)
-
(402.030)
(21.366)
(1.387)
(2.268)
(295.671)
(17.439)
(15.780)
(40)
(40.999)
(7.080)
(20.303)
(19.018)
(1.382)
(21)
(4.815)
(755)
26.765
(21.077)
-
-
1.116.830
(1.036.968)
113.606
60.528
3.078
20.984
4.443
1.096.527
2.000
(1.037.014)
48
1.226.193
280.311
1.098.527
(1.036.966)
1.506.504
LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E
E DOS TRIBUTOS
Resultado f inanceiro
1.428.390
41.804
(343.222)
228.938
LUCRO OPERACIONAL
1.470.194
(114.284)
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
LUCRO (PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO
(532.053)
140.856
1.078.997
63.606
25.427
-
(14.661)
(7.806)
35.775
(1.213)
(78.509)
47.732
F - 105
864
18.485
(26.831)
1.071.696
(1.036.966)
(554.520)
149.451
1.101.435
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
GET
DIS
TEL
GÁS
HOL
Elim inações Consolidado
31.12.2012 - Reapresentado
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
Fornecimento de energia elétrica para terceiros
Fornecimento de energia elétrica entre segmentos
Suprimento de energia elétrica para terceiros
Suprimento de energia elétrica para terceiros entre segmentos
Disponibilidade da rede elétrica para terceiros
Disponibilidade da rede elétrica entre segmentos
Receita de construção
Serviços de telecomunicações para terceiros
Serviços de telecomunicações entre segmentos
Distribuição de gás canalizado
Outras receitas operacionais para terceiros
Outras receitas operacionais entre segmentos
CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS
Energia elétrica comprada para revenda
Encargos de uso da rede elétrica
Pessoal e administradores
Planos previdenciário e assistencial
Material
Matéria-prima e insumos para produção de energia elétrica
Gás natural e insumos para operação de gás
Serviços de terceiros
Depreciação e amortização
Provisões e reversões
Custo de construção
Outros custos e despesas operacionais
RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL
2.540.885
137.990
1.468.044
302.583
347.674
96.979
59.977
121.675
5.963
5.892.171
2.487.519
3.119
155.463
2.482.959
17.116
665.601
80.394
-
172.445
125.565
41.148
1.301
4.431
359.090
24.185
325.012
9.893
-
(1.494.623)
(170.806)
(233.983)
(321.253)
(44.315)
(18.245)
(25.511)
(110.890)
(314.968)
(80.212)
(43.791)
(130.649)
(5.968.827)
(2.939.447)
(648.501)
(824.102)
(126.187)
(48.296)
(320.135)
(192.344)
(118.986)
(665.601)
(85.228)
(139.403)
(70.253)
(8.591)
(1.800)
(17.280)
(28.019)
(4.316)
(9.144)
(332.128)
(19.891)
(3.039)
(1.413)
(247.770)
(14.206)
(13.769)
(1.086)
(24.185)
(6.769)
16.041
-
-
(471.339)
(3.119)
(302.583)
(114.095)
(41.148)
(10.394)
8.493.252
2.625.509
1.623.507
2.830.633
749.763
125.565
325.012
213.263
-
(37.162)
(10.152)
(746)
(33)
(3.863)
(755)
(14.196)
(7.417)
471.384
302.518
110.123
57.496
1.247
(7.500.759)
(2.807.735)
(772.361)
(1.245.651)
(182.878)
(69.787)
(25.511)
(247.770)
(408.878)
(549.855)
(218.796)
(733.577)
(237.960)
-
-
732.313
(741.669)
33.042
3.444
26.962
4.769
695.151
1.051
(741.624)
(45)
36.486
31.731
696.202
(741.669)
(13.653)
(13.155)
6.685
LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DO RESULTADO
FINANCEIRO E TRIBUTOS
Resultado financeiro
1.062.303
(41.513)
LUCRO (PREJUÍZO) OPERACIONAL
1.020.790
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
LUCRO (PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO
(302.291)
43.661
762.160
(76.656)
5.644
(71.012)
(124.691)
152.283
(43.420)
F - 106
(4.467)
5.174
2.178
8.953
28.007
20.754
700.688
(741.669)
999.178
(26.650)
972.528
(458.257)
212.249
726.520
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
GET
DIS
TEL
GÁS
HOL
Elim inações
Consolidado
31.12.2011 - Reapresentado
RECEITA OPERACIONAL
Fornecimento de energia elétrica para terceiros
Fornecimento de energia elétrica entre segmentos
Suprimento de energia elétrica para terceiros
Suprimento de energia elétrica para terceiros entre segmentos
Disponibilidade da rede elétrica para terceiros
Disponibilidade da rede elétrica entre segmentos
Receita de construção
Serviços de telecomunicações para terceiros
Serviços de telecomunicações entre segmentos
Distribuição de gás canalizado
Outras receitas operacionais para terceiros
Outras receitas operacionais entre segmentos
CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS
Energia elétrica comprada para revenda
Encargos de uso da rede elétrica
Pessoal e administradores
Planos previdenciário e assistencial
Material
Matéria-prima e insumos para produção de energia elétrica
Gás natural e insumos para operações de gás
Serviços de terceiros
Depreciação e amortização
Provisões e reversões
Custo de construção
Outros custos e despesas operacionais
RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL
LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS
Resultado financeiro
LUCRO OPERACIONAL
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
LUCRO DO EXERCÍCIO
2.265.696
102.934
1.348.042
286.132
269.924
76.331
118.816
57.600
5.917
5.490.064
2.227.894
5.441
91.789
2.492.444
13.055
606.620
51.600
1.221
157.803
117.126
40.677
-
291.376
16.290
273.933
1.153
-
(1.477.544)
(73.090)
(216.035)
(243.769)
(37.860)
(16.678)
(25.031)
(100.399)
(320.541)
(170.312)
(108.533)
(165.296)
(5.038.081)
(2.365.587)
(505.869)
(657.382)
(104.234)
(66.018)
(307.494)
(193.969)
(122.332)
(606.620)
(108.576)
(114.437)
(58.341)
(7.113)
(1.730)
(17.769)
(24.523)
734
(5.695)
(248.001)
(15.096)
(1.142)
(1.102)
(186.931)
(12.120)
(12.648)
65
(16.290)
(2.737)
(3.487)
784.665
16.316
(21.575)
(8.039)
(496)
(81)
(4.996)
(754)
2.190
(9.399)
(428.774)
(5.441)
(286.132)
(89.386)
(40.677)
(7.138)
7.776.165
2.330.828
1.439.831
2.762.368
741.726
117.126
273.933
110.353
-
428.774
286.132
89.386
52.095
1.161
(6.470.864)
(2.152.545)
(632.518)
(982.627)
(150.845)
(85.609)
(25.031)
(186.931)
(390.683)
(552.435)
(289.655)
(731.443)
(290.542)
-
-
-
1.249.114
(1.193.374)
52.253
451.983
256.721
43.366
2.923
43.375
6.136
1.227.539
(55.734)
(1.193.374)
-
1.357.554
226.362
1.171.805
(1.193.374)
1.583.916
800.981
708.704
46.289
49.511
(278.227)
(297.653)
(12.472)
(18.294)
85.767
124.835
1.883
1.214
608.521
535.886
35.700
32.431
F - 107
(4.955)
-
(9.160)
-
1.157.690
(1.193.374)
(611.601)
204.539
1.176.854
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
34 Instrumentos Financeiros
34.1
Categorias e apuração do valor justo dos instrumentos financeiros
NE
nº
31.12.2013
Reapresentado
31.12.2012
Nível Valor contábil Valor justo Valor contábil Valor justo
Ativos Financeiros
Valor justo por m eio do resultado - m antido
para negociação
Caixa e equivalentes de caixa (a)
4
1
1.741.632
1.741.632
1.459.217
Títulos e valores mobiliários (b)
5
1
159.340
159.340
82.633
82.633
Títulos e valores mobiliários (b)
5
2
79.187
79.187
100.381
100.381
1.980.159
1.980.159
1.642.231
1.642.231
Em préstim os e recebíveis
Caução STN (c)
Cauções e depósitos vinculados (a)
Clientes (a)
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná (d)
Contas a receber vinculadas à concessão (e)
Contas a receber vinculadas à prorrogação
da concessão (f)
Disponíveis para venda
Contas a receber vinculadas à concessão (e)
Contas a receber vinculadas à prorrogação
da concessão (g)
Títulos e valores mobiliários (b)
Títulos e valores mobiliários (b)
Outros investimentos (h)
Mantidos até o vencim ento
Títulos e valores mobiliários (b)
6
6
1
1
45.371
1.976
32.415
1.976
43.246
36.808
42.627
36.808
7
8
9
1
1
1
1.470.314
1.380.554
412.869
1.470.314
1.369.599
412.869
1.515.344
1.384.284
267.883
1.515.344
1.633.076
267.883
10
1
557.589
3.868.673
563.052
3.850.225
913.673
4.161.238
960.436
4.456.174
9
3
3.075.795
3.075.795
2.383.262
2.383.262
10
5
5
16.2
3
1
2
1
160.217
196.112
63.978
25.708
3.521.810
160.217
196.112
63.978
25.708
3.521.810
160.217
330.520
238.302
18.127
3.130.428
160.217
330.520
238.302
18.127
3.130.428
5
2
11.141
11.141
11.141
11.141
12.180
12.180
12.180
12.180
9.381.783
9.363.335
8.946.077
9.241.013
1
85
85
85
85
40
40
40
40
1
1
1
1
1.142.360
3.323.784
1.207.945
471.774
6.145.863
1.142.360
2.922.867
1.207.945
578.409
5.851.581
1.232.690
2.250.878
1.010.677
447.557
4.941.802
1.232.690
2.233.244
1.010.677
554.408
5.031.019
6.145.948
5.851.666
4.941.842
5.031.059
Total dos ativos financeiros
Passivos Financeiros
Valor justo por m eio do resultado - m antido
para negociação
Outras obrigações - derivativos (b)
Outros passivos financeiros
Fornecedores (a)
Empréstimos e financiamentos (c)
Debêntures (i)
Contas a pagar vinculadas à concessão - UBP (j)
1.459.217
20
21
22
26
Total dos passivos financeiros
Os dif erentes 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.
F - 108
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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, variação
do CDI vezes 106% a.a.
d)
Utilizada como premissa a comparação com o título Notas do Tesouro Nacional - NTN-B, de
longo prazo e pós-fixado, que foi remunerado aproximadamente em 6,82% a.a. mais IPCA, em
31.12.2013.
e)
Critérios e premissas divulgados na NE nº 3.7.1.
2.383.262
Em 31.12.2012
Capitalizações do intangível em curso
630.069
Variação monetária
108.259
Baixas
(24.998)
Baixas - Resolução nº 367/2009
(20.797)
Em 31.12.2013
f)
3.075.795
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)
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.
h)
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.
i)
Calculado conforme cotação do Preço Unitário - PU em 31.12.2013, obtido junto à Associação
Nacional das Instituições do Mercado Financeiro - Anbima, líquido do custo financeiro, de
R$ 1.015.
j)
Utilizada como premissa a taxa de remuneração referente ao último empreendimento licitado
pela Aneel, vencido pela Companhia.
F - 109
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
34.2
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:
34.2.1 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.
Exposição ao risco de crédito
31.12.2013
Caixa e equivalentes de caixa (a)
Títulos e valores mobiliários (a)
Cauções e depósitos vinculados (a)
Clientes (b)
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná (c)
Contas a receber vinculadas à concessão (d)
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (e)
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (f)
a)
Reapresentado
31.12.2012
1.741.632
509.758
47.347
1.470.314
1.380.554
3.488.664
557.589
160.217
1.459.217
764.016
80.054
1.515.344
1.384.284
2.651.145
913.673
160.217
9.356.075
8.927.950
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, sempre que possível.
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.
F - 110
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
d)
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.
e)
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 e vem sendo
recebido dentro do cronograma previsto.
f)
Para o valor relativo aos ativos existentes em 31.05.2000, a Aneel publicou a REN 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.
34.2.2 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
F - 111
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
foram efetuadas com base em indicadores financeiros vinculados aos respectivos instrumentos
financeiros, previstos nas medianas das expectativas de mercado do Relatório Focus, do Bacen, que
fornece a expectativa média de analistas de mercado para tais indicadores para o ano corrente e para
o ano seguinte. A partir de 2014, repetem-se os indicadores de 2013 até o horizonte da projeção,
exceto o dólar, que acompanha a inflação americana.
Juros (a)
Passivos
Menos
de 1 m ês
1a3
m eses
3 m eses
a 1 ano
1 a 5 anos
Mais de
5 anos
Total
31.12.2013
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
Derivativos
Contas a pagar vinculadas à
concessão - uso do bem público
Eletrobrás - Itaipu
Petrobras - Compagás
Outros fornecedores
Benefícios pós emprego
Obrigações de compra
31.12.2012
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
Derivativos
Contas a pagar vinculadas à
concessão - uso do bem público
Eletrobrás - Itaipu
Petrobras - Compagas
Outros fornecedores
Benefícios pós emprego
Obrigações de compra
NE nº 21
NE nº 22
DI Futuro
Tx. Retorno +
IGP-M e IPCA
Dólar
100% do CDI
8,05%
IGP-M e IPCA
NE nº 21
NE nº 22
DI Futuro
Tx. Retorno +
IGP-M e IPCA
Dólar
100% do CDI
7,30%
IGP-M e IPCA
44.546
312.844
773.467
1.853.937
1.488.871
4.473.665
5.182
85
10.324
160.669
1.499.400
-
1.675.575
85
4.282
5.295
645.392
43.145
-
8.564
124.286
10.738
144.718
86.289
605.310
39.272
575.224
51.243
196.518
388.302
2.818.490
246.196
3.606.457
92.271
2.785.404
12.216.247
2.103.155
5.517.175
12.492.581
80.198.892
2.401.469
9.823.142
67.276
1.078.899
15.795.721
95.838.939
747.927
1.303.073
5.003.185
22.299.912
101.800.674
131.154.771
17.022
50.158
289.708
1.977.774
515.760
2.850.422
40
-
78.618
-
1.284.897
-
-
1.363.515
40
4.040
4.892
756.890
28.945
-
8.080
92.864
9.874
152.854
57.891
452.633
36.858
417.886
45.969
875
260.509
2.188.186
225.955
2.677.260
65.690
35.126
1.523.133
8.865.291
2.043.351
4.777.443
9.097.947
46.201.543
2.318.284
7.965.453
126.425
945.745
10.968.425
57.707.653
811.829
824.354
3.318.609
16.655.126
62.636.044
84.245.962
(a) Taxa de juros efetiva - média ponderada
Conforme divulgado nas NEs nº 21.11 e 22.2, 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 5.2) e em dinheiro (NE nº 6).
F - 112
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
34.2.3 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.
A variação cambial decorrente da compra de gás da Petrobras pela Compagás impacta diretamente
no resultado da Companhia. A Compagás mantém negociação com seus consumidores, objetivando,
na medida do possível, o repasse desses custos.
Análise de sensibilidade do risco cambial
A Companhia desenvolveu análise de sensibilidade com objetivo de mensurar o impacto da
depreciação cambial do Dólar Norte-Americano sobre seus Empréstimos e Financiamentos expostos
a tais riscos.
Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 31.12.2013
e para o cenário provável considerou-se os saldos com a variação da taxa de câmbio - fim de período
(R$/US$ 2,47) prevista na mediana das expectativas de mercado para 2014 do Relatório Focus do
Bacen de 07.02.2014. 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.
F - 113
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
.
Risco cam bial
.
Ativos financeiros
Caução STN (garantia de empréstimo STN)
.
Passivos financeiros
Empréstimos e f inanciamentos
STN
Eletrobrás
Fornecedores
Eletrobrás (Itaipu)
Petrobras (aquisição de gás pela Compagás)
Risco
Base
31.12.2013
Cenários projetados - dez.2014
Provável
Adverso
Rem oto
Baixa do dólar
45.371
45.371
2.467
2.467
(9.492)
(9.492)
(21.452)
(21.452)
Alta do dólar
Alta do dólar
(64.815)
(7)
(64.822)
(3.525)
(3.525)
(20.610)
(2)
(20.612)
(37.695)
(4)
(37.699)
Alta do dólar
Alta do dólar
(107.222)
(51.502)
(158.724)
(5.831)
(2.801)
(8.632)
(34.094)
(16.377)
(50.471)
(62.358)
(29.952)
(92.310)
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 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 31.12.2013, 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 (34.2.3-c), mas vem monitorando continuamente as taxas de juros e
indexadores de mercado, a fim de observar eventual necessidade de contratação.
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.
F - 114
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 30.12.2013
e para o cenário provável, considerou-se os saldos com a variação dos indicadores (BM&F para LTN
– 10,65%, CDI/Selic – 11,25%, IPCA – 5,89%, IGP-DI – 5,85%, IGP-M – 5,89% e TJLP – 5,00%)
previstos na mediana das expectativas de mercado para 2014 do Relatório Focus do Bacen de
07.02.2014 e variação da taxa de referência BM&FBOVESPA para LTN, com vencimento em
02.01.2015. 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 m onetárias
.
Risco
Ativos financeiros
Equivalentes de caixa - aplicações f inanceiras
Baixa CDI/SELIC
Títulos e valores mobiliários
Baixa CDI/SELIC
Cauções e depósitos vinculados
Baixa CDI/SELIC
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná
Baixa IGP-DI
Contas a receber vinculadas à concessão
Baixa IGP-M
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão - RBNI
Baixa IPCA
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão
Indefinido (a)
Passivos financeiros
Empréstimos e financiamentos
Banco do Brasil
Eletrobrás - Finel
Eletrobrás - RGR
Finep
BNDES - Copel Geração e Transmissão
Banco do Brasil - Repasse de recursos do BNDES
Banco do Brasil
Debêntures
Alta CDI
Alta IGP-M
Sem Risco (b)
Alta TJLP
Alta TJLP
Alta TJLP
Alta CDI
Alta CDI
.
Base
31.12.2013
Cenários projetados - dez.2014
Provável Adverso
Rem oto
1.611.321
509.758
1.976
1.380.554
3.488.664
557.589
160.217
172.323
54.516
212
80.762
203.582
32.842
-
129.275
40.897
159
60.572
152.686
24.631
-
86.232
27.281
105
40.381
101.791
16.421
-
7.710.079
544.237
408.220
272.211
(1.602.960)
(83.362)
(96.394)
(40.557)
(1.125.109)
(160.580)
(150.000)
(1.207.945)
(180.333)
(982)
(2.028)
(56.255)
(8.029)
(16.875)
(135.894)
(225.416)
(1.228)
(2.535)
(70.319)
(10.036)
(21.094)
(169.867)
(270.499)
(1.473)
(3.042)
(84.383)
(12.044)
(25.313)
(203.841)
(4.466.907)
(400.396)
(500.495)
(600.595)
(a) Avaliação do risco ainda carece de regulamentação por parte do Poder Concedente.
(b) Empréstimo indexado à Ufir.
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 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 31.12.2013, 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.
F - 115
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
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:

Durante o ano de 2013, o resultado das operações com instrumentos financeiros derivativos no
mercado de futuros foi um ganho de R$ 5.885 (uma perda de R$ 5.884 em 2012);

Os contratos são ajustados diariamente, conforme ajustes do DI Futuro divulgados pela
BM&FBOVESPA. Os valores de referência (nocionais) desses contratos em aberto em
31.12.2013 correspondem a R$ 109.792 (R$ 192.900 em 31.12.2012);

Em 31.12.2013, parte dos títulos públicos federais no montante de R$ 6.712 (R$ 9.560 em
31.12.2012), 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 02.01.2015.
.
Risco de derivativos
.
Ativos (passivos) financeiros
Derivativos - passivos
Risco
Base
31.12.2013
Baixa do DI
Efeito esperado no resultado
Cenários projetados - dez.2014
Provável
Adverso
Rem oto
(85)
(717)
(2.786)
(4.854)
(85)
(717)
(2.786)
(4.854)
(632)
(2.701)
(4.769)
34.2.4 Risco quanto à escassez de energia
Risco decorrente de possível período de escassez de chuvas, dado que a matriz energética brasileira
está baseada em fontes hidrelétricas de geração, que dependem do volume de água em seus
reservatórios.
Um período prolongado de escassez de chuvas pode reduzir o volume de água em estoque nestes
reservatórios, podendo impactar em perdas em razão da redução de receitas quando da eventual
adoção de racionamento energético.
Segundo o Plano Anual da Operação Energética - PEN 2013, divulgado anualmente no site
F - 116
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
www.ons.org.br, as avaliações probabilísticas de análise das condições de atendimento à carga, com
base nos riscos de déficit de energia para o Cenário de Referência, indicam adequabilidade ao
critério de suprimento preconizado pelo Conselho Nacional de Política Energética - CNPE (risco de
déficit não superior a 5%) para todos os subsistemas no horizonte 2013/2017. Os riscos de déficit
atingem valores de no máximo 3,0% no subsistema Sul e 2,5% no subsistema Sudeste/Centro Oeste
e inferiores a 1,0% nos subsistemas Norte e Nordeste, em todo horizonte de estudo.
Em 2013, devido à alterações impostas pela reposição de contratos de energia existente com
vencimento em 31/12/2012 através das cotas de energia, com frustração do atendimento ao
montante necessário aliada ao fato da não entrada em operação comercial de várias usinas térmicas,
contratadas através do 7º leilão de Energia Nova, bem como outros fatores de ordem técnica e
climática, a Companhia ficou subcontratada em 112,54 MWmédios, e desta forma exposta ao
mercado de energia de curto prazo - PLD.
34.2.5 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 9.074/2015. 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.
No segmento de transmissão, as instalações constantes do Contrato de Concessão nº 060/2001,
foram prorrogadas por mais 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
F - 117
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
garantam os níveis de rentabilidade da empresa, a Companhia assinará o contrato de concessão ou
termo aditivo, por um período de mais 30 anos. Apesar do contexto de incertezas no cenário
regulatório, a Companhia confia na possibilidade de renovação do referido contrato de concessão,
embora não possua informações suficientes para garantir a renovação do contrato de concessão de
distribuição em termos favoráveis.
Copel Geração e Transm issão
Contratos de concessões / autorizações
Datas de vencim ento
Hidrelétricas
Concessão de geração nº 045/1999
Governador Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia)
Governador Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo)
Governador José Richa (Caxias)
Governador Pedro Viriato Parigot de Souza (a) (b)
Guaricana
Mourão (a) (b)
Marumbi (c)
São Jorge
Rio dos Patos (a) (b)
Melissa (d)
Salto do Vau (d)
Pitangui (d)
Concessão de Uso de Bem Público nº 007/2013
Chaminé (e)
Apucaraninha (e)
Derivação do Rio Jordão (e)
Chopim I (a) (b) (e)
Cavernoso (e)
Concessão de geração nº 001/2007 - Mauá - 51% da Copel
Concessão de geração nº 001/2011 - Colíder (f)
Autorização - Cavernoso II
Term elétrica
Concessão de geração nº 045/1999 - Figueira
Eólicas
Autorização - Palmas
Autorização - Asa Branca I (f) (g)
Autorização - Asa Branca II (f) (g)
Autorização - Asa Branca III (f) (g)
Autorização - Eurus IV (f) (g)
Autorização - Santa Maria (f) (g)
Autorização - Santa Helena (f) (g)
Autorização - Ventos de Santo Uriel (f) (g)
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
(g)
23.05.2023
15.11.2029
04.05.2030
07.07.2015
16.08.2026
07.07.2015
03.12.2024
14.02.2014
16.08.2026
12.10.2025
15.11.2029
07.07.2015
07.01.2031
02.07.2042
16.01.2046
27.02.2046
26.03.2019
28.09.2029
25.04.2046
31.05.2046
31.05.2046
27.04.2046
08.05.2047
09.04.2047
09.04.2047
Usina não renovada nos termos da MP nº 579/2012 - prerrogativa da Concessionária
Haverá licitação do empreendimento ao término da concessão
Em processo de homologação na Aneel
Nas usinas com capacidade inferior a 1 MW, efetua-se apenas registro na Aneel
Usinas que passaram por mundança no regime de exploração de Serviço Público para Produtor Independente
Empreendimento em construção
Usinas incorporadas a partir de 01.08.2013
F - 118
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Copel Geração e Transm issão
Contratos de concessões
Datas de vencim ento
Linhas de transm issão e subestações
Contrato nº 060/01 - Instalações de transmissão (a)
Contrato nº 075/01 - Linha de transmissão Bateias - Jaguariaíva
Contrato nº 006/08 - Linha de transmissão Bateias - Pilarzinho
Contrato nº 027/09 - Linha de transmissão Foz do Iguaçu - Cascavel Oeste
Contrato nº 010/10 - Linha de transmissão Araraquara 2 - Taubaté (b)
Contrato nº 015/10 - Subestação Cerquilho III (b)
Contrato nº 001/12 - Linha de transmissão Cascavel Oeste - Umuarama - 51% Copel GeT (b)
Contrato nº 004/12 - Linha de transmissão Nova Santa Rita - Camaquã 3 - 20% Copel GeT (b)
Contrato nº 007/12 - Linha de transmissão Umuarama - Guaira - 49% Copel GeT (b)
Contrato nº 008/12 - Linha de transmissão Curitiba - Curitiba Leste - 80% Copel GeT (b)
Contrato nº 011/12 - Linha de transmissão Açailândia - Miranda II - 49% Copel GeT (b)
Contrato nº 012/12 - Linha de transmissão Paranaíta - Ribeirãozinho - 49% Copel GeT (b)
Contrato nº 013/12 - Linha de transmissão Ribeirãozinho - Marimbondo II - 49% Copel GeT (b)
Contrato nº 022/12 - Linha de transmissão - Foz do Chopim - Salto Osorio C2 (b)
Contrato nº 002/13 - Linha de transmissão - Assis - Paraguaçu Paulista II (b)
Contrato nº 007/13 - Linha de transmissão - Barreiras II - Pirapora 2 - 24,5% Copel GeT (b)
05.12.2042
16.08.2031
16.03.2038
18.11.2039
05.10.2040
05.10.2040
11.01.2042
09.05.2042
09.05.2042
09.05.2042
09.05.2042
09.05.2042
09.05.2042
26.08.2042
24.02.2043
01.05.2043
(a) Concessão prorrogada nos termos da MP nº 579/2012
(b) Empreendimento em construção
Contratos de concessões / autorizações
Datas de vencim ento
Copel Distribuição - Contrato de concessão nº 046/99 - Instalações de Distribuição (a)
Elejor - Contrato de concessão nº 125/2001 - UHE Fundão e Santa Clara
Elejor - Autorização - Resoluções nºs 753 e 757/2002 - PCH Fundão I e PCH Santa Clara I
07.07.2015
24.10.2036
18.12.2032
Dona Francisca Energética - Contrato de concessão nº 188/1998 - UHE Dona Francisca
UEG Araucária - Autorização - Resolução n º 351/1999 - UTE Araucária
Foz do Chopim - Autorização - Resolução nº 114/2000 - PCH Foz do Chopim
Com pagás - contrato de concessão de distribuição de gás
27.08.2033
22.12.2029
23.04.2030
06.07.2024
(a) Encaminhado em 31.05.2012 requerimento solicitando prorrogação da concessão, e em 11.10.2012 ratificação ao
requerimento de prorrogação conforme MP nº 579/2012
34.2.6 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.
F - 119
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
34.3
Gerenciamento de capital
A Companhia busca sempre 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 mais 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.
Endividam ento
31.12.2013
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
(-) Caixa e equivalentes de caixa
(-) Títulos e valores mobiliários
3.323.784
1.207.945
1.741.632
389.222
Dívida líquida
Patrimônio líquido
Endividam ento do patrim ônio líquido
Reapresentado
31.12.2012
2.250.878
1.010.677
1.459.217
635.501
2.400.875
1.166.837
12.928.752
12.361.890
0,19
0,09
35 Transações com Partes Relacionadas
As principais transações entre a Controladora e suas coligadas e controladas estão demonstradas na
NE nº 8 - Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná, NE nº 15 - Créditos com Partes
Relacionadas e NE nº 16 - Investimentos.
Os valores decorrentes de atividades operacionais da Copel Distribuição com as partes relacionadas
são faturados de acordo com as tarifas homologadas pela Aneel.
F - 120
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Ativo
Parte Relacionada / Natureza da operação
Controlador
Estado do Paraná
Dividendos a pagar (a)
Programa luz fraterna (b)
Empregados cedidos (c)
CRC (NE nº 8)
ICMS (NE nº 13.3)
.
Entidades com influência significativa
BNDES e BNDESPAR (d)
Financiamentos (NE nº 21.5)
Dividendos a pagar (d)
.
.
Passivo
Reapresentado
Reapresentado
31.12.2013
31.12.2012 31.12.2013
31.12.2012
Resultado
Reapresentado
31.12.2013
31.12.2012
78.987
1.880
1.380.554
115.439
60.259
1.640
1.384.284
110.096
252.771
79.539
209.570
159.348
-
-
-
1.125.109
-
214.855
63.890
(15.647)
-
(2.525)
-
6.499
374
13.504
-
11.894
293
12.666
-
51.502
1.076
43.681
1.208
101.628
23.912
(295.494)
-
95.253
18.494
(247.673)
-
Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda. (h)
-
-
2.283
1.208
-
-
Paineira Participações S.A. (i)
-
-
11.985
1.179
-
-
Petrobras (e)
Aluguel da usina UTE Araucária
Fornecimento e transporte de gás (f)
Aquisição de gás para revenda (f)
Adiantamento a fornecedores da Compagás (g)
Dividendos a pagar pela Compagás
188.688
-
Controladas em conjunto
Costa Oeste Transm issora de Energia (j)
190
357
-
-
2.113
487
Marum bi Transm issora de Energia (k)
184
174
-
-
2.042
510
Caiuá Transm issora de Energia (l)
221
-
-
-
478
345
-
-
6.320
6.045
Coligadas
Dona Francisca Energética S.A. (m )
.
Foz do Chopim Energética Ltda. (n)
Sercom tel S.A. Telecom unicações (o)
.
Pessoal chave da adm inistração
Honorários e encargos sociais (NE nº 31.3)
Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 23)
(71.950)
(67.354)
201
135
-
-
1.725
1.602
192
179
-
-
2.287
2.142
-
-
-
-
(16.829)
(1.089)
(14.559)
(808)
-
-
967.232
701.049
(12.270)
-
(10.694)
-
27.229
18.742
587
303
(5.060)
(5.896)
Outras partes relacionadas
.
Fundação Copel
Aluguel de imóveis administrativos
Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 23)
Lactec (p)
a)
Ao Governo do Estado do Paraná, será proposto a título de dividendos do exercício de 2013, o
montante de R$ 166.321, deste, foi antecipado em dezembro de 2013 o valor de R$ 96.470. A
parcela restante será distribuída após a aprovação da destinação do lucro do exercício, na AGO.
b)
O Programa Luz Fraterna, instituído pela Lei Estadual nº 491, de 11.09.2003, permite ao
Governo do 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 100 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.
F - 121
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
c)
Ressarcimento do valor correspondente à remuneração e encargos sociais de empregados
cedidos ao Governo do Estado do Paraná. Para os saldos de 31.12.2013 foi constituída PCLD no
valor de R$ 1.614 (R$ 1.466 em 31.12.2012).
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). À
BNDESPAR, será proposto a título de dividendos do exercício de 2013, o montante de R$
133.603 (127.166 líquidos de IRRF), deste, foi antecipado em dezembro de 2013 o valor líquido
de R$ 71.055. 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)
O fornecimento e transporte de gás canalizado e a aquisição de gás para revenda pela
Compagás.
g)
O adiantamento a fornecedores da Compagás refere-se ao contrato de aquisição de gás 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. Decorrente do
plano de expansão da Compagás e das perspectivas de aumento de consumo pelo mercado, a
Administração da Compagás entende que a compensação do volume de gás acumulado até
31.12.2013 será efetuada nos próximos exercícios.
h)
A Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda. detém 24,5% do capital social da Compagás. Os saldos
referem-se a dividendos a pagar pela 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, realizado com a Copel Geração e Transmissão,
com vencimento em 30.10.2015;
k)
Contrato de prestação de serviço de engenharia, realizado com a Copel Geração e Transmissão,
com vencimento em 30.09.2015;
l)
Contratos de prestação de serviços específicos de gestão ambiental, realizado com a Copel
Geração e Transmissão, com vencimentos em 14.03.2015;
m) 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.
F - 122
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
n)
Contrato de prestação de serviços de operação e manutenção, realizado entre a Foz do Chopim
Energética Ltda. e a Copel Geração e Transmissão, com vencimento em 24.05.2015.
o)
Contrato de compartilhamento de postes, realizado entre a Sercomtel S.A. Telecomunicações e a
Copel Distribuição.
p)
O Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec foi constituído em 06.02.1997, sob a
forma de associação sem fins lucrativos, e tem por objetivo a promoção do desenvolvimento
econômico, científico, tecnológico, social e sustentável da preservação e conservação do meio
ambiente. Foi qualificado, em 2000, pelo Ministério da Justiça, com base na Lei nº 9.790, como
Organização da Sociedade Civil de Interesse Público - Oscip, que permite, dentre outros
desenvolvimentos, o de parceria com o setor público por meio de dispensa do processo
licitatório. Os associados são: Copel, Universidade Federal do Paraná - UFPR, Instituto de
Engenharia do Paraná - IEP, Federação das Indústrias do Estado do Paraná - Fiep e Associação
Comercial do Paraná - ACP.
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 Programas de Eficiência Energética e Pesquisa e
Desenvolvimento, contabilizados no Circulante, na conta Serviços em curso, na qual devem
permanecer até a conclusão do projeto, conforme determinação da Aneel.
35.1
Avais e garantias concedidos às partes relacionadas
35.1.1 Concedidos pela Controladora
A Controladora concedeu os seguintes avais e garantias:
a)
avais na contratação de empréstimos pelas suas controladas Nova Asa Branca I, Nova Asa
Branca II, Nova Asa Branca III, Nova Eurus, Santa Maria, Santa Helena e Ventos de Santo Uriel,
conforme NE nº 21.7.
b)
garantia fidejussória correspondente à sua participação acionária de 70% na emissão das
debêntures da sua controlada Elejor em 26.09.2013, conforme NE nº 22.
c)
avais correspondentes à sua participação acionária de 23,03% à sua coligada Dona Francisca
Energética S.A., em 2002, em financiamentos tomados junto ao BNDES (aval solidário) e ao
Bradesco (aval solidário), com prazo de liquidação até 2015. Em 31.12.2013, os saldos
devedores atualizados montavam a R$ 9.393 com o BNDES e R$ 5.402 com o Bradesco.
F - 123
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
35.1.2 Concedidos pela Copel Geração e Transmissão
Em preendim entos
controlados em conjunto
Financiam ento
Data da
Vencim ento
em issão
final
Transmissora Sul Brasileira (a) Debêntures
22.09.2014
150.000
Caiuá Transmissora (b)
28.04.2014
42.000
28.04.2014
71.000
20.12.2014
20.12.2014
800.000
400.000
Integração Maranhense (c)
Matrinchã Transmissora (d)
Guaraciaba Transmissora (e)
27.09.2013
30.10.2013
Notas promissórias
05.12.2013
30.10.2013
Notas promissórias
05.12.2013
Debêntures
20.06.2013
Debêntures
20.06.2013
Valor
Total
aprovado em itido
150.000
21.000
12.600
28.400
21.300
540.000
230.000
%
Saldo
aval 31.12.2013
20%
153.202
49%
34.051
49%
50.341
49%
49%
567.126
241.553
Instituição financeira financiadora:
Banco Bradesco BBI S.A.: (a) (b) (c)
HSBC Corretora de Títulos e Valores Mobiliários S.A. e Banco Santander (Brasil) S.A.: (d) (e)
Destinação:
"Empréstimo ponte" para operação de financiamento a ser realizado junto ao BNDES: (a) (b) (c)
Capital de giro: (d) (e)
36 Seguros
A especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros está demonstrada
a seguir.
Consolidado
Apólice
Térm ino
da vigência
Riscos nomeados (36.1)
Incêndio - imóveis próprios e locados (36.2)
Responsabilidade civil - Copel (36.3)
Responsabilidade civil - Compagás (36.3)
Engenharia - Copel (36.4)
Transporte nacional e internacional - exportação e importação (36.5)
Multirrisco - Compagás (36.6)
Multirriscos - Elejor (36.6)
Automóveis (36.7)
Riscos diversos (36.8)
Riscos nomeados - Elejor (36.9)
Riscos operacionais - UEG Araucária (36.10) (a)
Garantia judicial - Compagás (36.11)
Garantia de fiel cumprimento - Copel (36.12)
Garantia de fiel cumprimento - Copel (36.12)
Garantia de fiel cumprimento - Copel (36.12)
Garantia de fiel cumprimento - Copel (36.12)
Riscos operacionais - UHE Mauá - Consórcio Energético Cruzeiro do Sul (36.13)
Responsabilidade civil para diretores e administradores - D&O (36.14) (a)
24.08.2014
24.08.2014
24.08.2014
29.10.2014
24.08.2014
24.08.2014
18.12.2014
25.03.2014
20.08.2014
24.08.2014
06.06.2014
31.05.2015
03.02.2014
14.07.2014
15.01.2014
30.07.2015
27.12.2014
23.11.2014
30.06.2014
Im portância
segurada
1.727.388
521.633
12.000
3.600
apólice por averbação
apólice por averbação
13.300
446.691
valor de mercado
810
500
844.991
56.938
12.500
2.200
44.319
1.850
342.139
58.565
(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 31.12.2013, R$ 2,3426.
36.1
Riscos nomeados
F - 124
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Apólice contratada destaca as subestações e usinas da Copel e suas subsidiárias, nomeando os
principais equipamentos, com respectivos valores segurados. Possui cobertura securitária básica de
incêndio, queda de raios, explosão de qualquer natureza e cobertura adicional contra possíveis danos
elétricos, riscos diversos, riscos para equipamentos eletrônicos e informática.
36.2
Incêndio
Imóveis próprios e locados – cobertura para os imóveis e parte dos conteúdos de propriedade da
Copel e suas subsidiárias. Garante o pagamento de indenização ao segurado ou proprietário do
imóvel, pelos prejuízos em consequência dos riscos básicos de incêndio, queda de raio e explosão de
qualquer natureza, mais a cobertura adicional de vendaval, furacão, ciclone, tornado, granizo e
fumaça.
36.3
Responsabilidade civil
Cobertura às reparações por danos involuntários, corporais e/ou materiais e/ou morais causados a
terceiros, em consequência das operações comerciais e/ou industriais da Copel e suas controladas.
Possui também cobertura adicional para prestação de serviços em locais de terceiros e
responsabilidade civil de empregador.
36.4
Riscos de engenharia
Cobertura dos riscos de instalação, montagem, desmontagem e testes em equipamentos novos,
principalmente em subestações e usinas da Copel e suas subsidiárias. Contratada apólice na
modalidade por averbação, conforme a ocorrência e necessidade para cobertura dos riscos na
execução de serviços de engenharia.
36.5
Seguro de transporte
Garante cobertura para as perdas e danos causados às mercadorias durante o transporte, por
qualquer meio adequado, em operações no mercado interno ou externo, nas modalidades de
transporte nacional e internacional de importação e exportação. Contratada apólice na modalidade
por averbação, sendo basicamente utilizada para o seguro de transporte de equipamentos elétricos,
eletrônicos e de telecomunicações da Copel e suas subsidiárias.
36.6
Multirrisco
Apólice onde são relacionados os bens das Controladas. Visa dar cobertura securitária para possíveis
danos causados por incêndio, raio, explosão, danos elétricos, riscos para equipamentos eletrônicos,
recomposição de registros e documentos, vendaval, fumaça e roubo ou furto qualificado.
F - 125
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
36.7
Seguro de automóveis
Garante as indenizações dos prejuízos sofridos e das despesas incorridas, decorrentes dos riscos
cobertos e relativos à frota de 33 veículos segurados da Compagás. Possui cobertura básica para os
veículos e cobertura adicional de responsabilidade civil facultativa para os danos materiais, corporais
e morais causados a terceiros. As importâncias seguradas para os danos causados a terceiros são de
R$ 150 para danos materiais e R$ 300 para danos pessoais, para cada veículo.
36.8
Riscos diversos
Garante cobertura para as perdas e danos materiais, causados aos bens descritos na apólice de
propriedade da Copel e suas subsidiárias, por quaisquer acidentes decorrentes de causa externa,
incluindo os riscos de transladação.
Nesta modalidade de seguro são incluídos os equipamentos elétricos móveis e/ou estacionários, bem
como os equipamentos de informática e eletrônicos, quando em operação nas unidades das
empresas ou quando arrendados ou cedidos a terceiros.
36.9
Riscos operacionais - Elejor
Garante cobertura para as avarias, perdas e danos materiais de origem súbita, imprevista e acidental
a prédios, mercadorias, matérias-primas, produtos em elaboração e acabados, embalagens,
maquinismos, ferramentas, móveis e utensílios, e demais instalações que constituem o
estabelecimento segurado, além de lucros cessantes.
36.10 Riscos operacionais - UEG Araucária
Apólice contratada tipo “all risks” (cobertura de todos os riscos legalmente seguráveis), inclusive
quebra de máquinas, para todo o complexo da Usina Termelétrica de Araucária.
36.11 Garantia judicial - Compagás
Garante a liquidação de sentença transitada em julgado de processos judiciais. Possui o
mesmo respaldo que a caução em processos judiciais, substituindo os depósitos judiciais
em dinheiro, a penhora de bens e a fiança bancária..
36.12 Garantia de fiel cumprimento
Garante as obrigações assumidas pela Copel e suas subsidiárias nos contratos de concessões
firmados com a Aneel.
Esta modalidade de seguro tem como objetivo garantir o fiel cumprimento de um contrato. O segurogarantia não cobre danos e sim responsabilidades, pelo não cumprimento do contrato, sendo uma
opção de garantia contratual prevista na legislação brasileira e que substitui a carta de fiança
bancária, caução em dinheiro ou títulos da dívida pública.
F - 126
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
36.13 Riscos operacionais - UHE Mauá - Consórcio Energético Cruzeiro do Sul
Caracteriza-se pela cobertura do tipo “all risks”, abrangendo todas as perdas ou danos materiais
causados aos bens segurados de propriedade do Consórcio Cruzeiro do Sul, exceto os formalmente
considerados excluídos em suas condições.
Estão cobertos pela apólice as unidades geradoras, subestação, casa de força, barragem, vertedouro
e túnel.
Além das coberturas para danos materiais, destacam-se as coberturas adicionais para salvamento e
contenção de sinistros, inundação e alagamento, remoção de entulhos, pequenas obras de
engenharia, roubo, greves e tumulto, honorários de peritos e despesas extraordinárias. Não inclui
cobertura para lucros cessantes.
36.14 Responsabilidade civil para Diretores e Administradores - D&O
Seguro de responsabilidade civil de sociedades comerciais para conselheiros, diretores e
administradores D&O - Directors & Officers, com abrangência em todo território nacional e no exterior,
contratado pela Copel e suas subsidiárias.
A finalidade do seguro é a cobertura de pagamento dos prejuízos financeiros, honorários advocatícios
e despesas processuais decorrentes de reclamação feita contra os segurados em virtude de atos
danosos pelos quais sejam responsabilizados dentro dos seus atos regulares de gestão.
Estão cobertos pelo seguro conselheiros, diretores, administradores da Copel e pessoas indicadas
pela Copel para ocupar cargos equivalentes nas empresas subsidiárias e controladas.
37 Conta de Compensação da “Parcela A”
Em função da adoção das normas internacionais de contabilidade a Companhia deixou de
contabilizar ativos e passivos regulatórios e reverteu os saldos existentes.
Estes ativos e passivos continuam sendo registrados na contabilidade regulatória, instituída pela
Resolução Normativa nº 396 da Aneel.
Na Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” - CVA são
acompanhadas as variações ocorridas entre os valores homologados, por ocasião dos reajustes
tarifários, e os valores efetivamente desembolsados ao longo do período tarifário, dos seguintes
componentes de custo da “Parcela A”: Compra de Energia Elétrica (Contratos Bilaterais, Itaipu e
CCEAR), Custo com Transporte de Energia Elétrica (Transporte de Itaipu e Rede Básica) e Encargos
Setoriais (Conta de Desenvolvimento Energético - CDE; Encargos de Serviços do Sistema - ESS e
Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia - Proinfa - Pesquisa e Desenvolvimento e
Eficiência Energética, entre outros).
F - 127
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
A Aneel autorizou a Copel Distribuição, por meio da Resolução Homologatória n° 1.541, de
20.06.2013, a aplicar em suas tarifas de fornecimento, a partir de 24.06.2013, reajuste médio de
13,08%, sendo 11,40% relativos ao reajuste das tarifas e 1,68% relativos aos componentes
financeiros pertinentes, dentre os quais, a CVA, representando o total de R$ 21.967, sendo composta
por duas parcelas: a CVA em processamento, relativa ao ano tarifário 2012-2013, no valor de R$
15.780, e o saldo a compensar da CVA de períodos anteriores no valor de R$ 6.187. Após a retirada
do ativo regulatório (CVA) concedido no ano anterior e do diferimento parcial do reajuste, o efeito
desse reajuste foi um aumento médio de 9,55% nas tarifas dos consumidores, conforme Resolução
Homologatória n° 1.565, de 09.07.2013.
Caso os ativos e passivos regulatórios fossem contabilizados, a Companhia teria em suas
demonstrações financeiras os seguintes saldos:
Composição dos saldos da CVA
Ativo circulante
31.12.2012
31.12.2013
31.12.2012
-
14.181
5.856
5.565
1.356
17.312
44.270
-
-
3.779
917
5
5.534
4.614
45.146
59.995
1.626
22.047
35.860
3.261
1.037
1.297
35.249
100.377
-
1.626
22.047
35.860
3.261
1.037
1.297
35.250
100.378
18.587
154
71.335
137.728
227.804
-
18.587
154
71.335
137.728
227.804
-
287.799
144.647
227.804
100.378
CVA recuperável reajuste tarifário 2012
Encargos uso sist. transmissão (rede básica)
CDE
Proinfa
Transporte de energia comprada (Itaipu)
Outros componentes financeiros
CVA recuperável reajuste tarifário 2013
CCC
Encargos uso sist. transmissão (rede básica)
Energia elétrica comprada p/revenda (Itaipu)
ESS
CDE
Proinfa
Energia elétrica comprada p/revenda (CVA Energ)
Transporte de energia comprada (Itaipu)
Outros componentes financeiros
CVA recuperável reajuste tarifário 2014
Encargos uso sist. transmissão (rede básica)
Proinfa
Energia elétrica comprada p/revenda (CVA Energ)
Outros componentes financeiros
Ativo não circulante
31.12.2013
F - 128
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Passivo circulante
31.12.2013
31.12.2012
Passivo não circulante
31.12.2013
31.12.2012
CVA com pensável reajuste tarifário 2012
CCC
-
363
-
-
Energia elétrica comprada p/revenda (Itaipu)
-
17.871
-
-
ESS
-
18.982
-
-
Energia elétrica comprada p/revenda (CVA Energ)
-
9.679
-
-
Outros componentes f inanceiros
-
24.465
-
-
-
71.360
-
-
CVA com pensável reajuste tarifário 2013
Energia elétrica comprada p/revenda (Itaipu)
ESS
CDE
-
10.062
-
10.062
684
2.851
-
-
41.828
Energia elétrica comprada p/revenda (CVA Energ)
Transporte de energia comprada (Itaipu)
Outros componentes f inanceiros
-
41.828
-
661
-
-
-
2.616
22.902
-
22.902
6.812
74.792
-
74.792
CVA com pensável reajuste tarifário 2014
Energia elétrica comprada p/revenda (Itaipu)
ESS
CDE
3.753
-
3.753
-
39.610
87
-
39.610
87
-
Transporte de energia comprada (Itaipu)
Outros componentes f inanceiros
20
-
20
-
1.804
-
1.804
-
45.274
-
45.274
-
52.086
146.152
45.274
74.792
F - 129
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Mutação da CVA
.
Saldo em
Saldo em
1º.01.2013 Diferim ento Am ortização Atualização Transferência 31.12.2013
Ativo
CCC
Encargos uso sist. transm. (rede básica)
Energia elétrica comp. p/ revenda (Itaipu)
ESS
CDE
Proinfa
Energia elétrica comp. p/ rev. (CVA Energ)
Transporte de energia comprada (Itaipu)
Outros componentes financeiros
3.252
58.275
71.720
12.378
7.639
3.950
87.811
4.130
(3.828)
11
(71.165)
(6.267)
9.083
147.229
(2.539)
289.650
245.025
366.304
(105.916)
10.190
Circulante
Não Circulante
144.647
100.378
22.489
343.815
(105.913)
(3)
3.761
6.429
Passivo
CCC
363
-
(3.948)
(15.791)
(6)
(6.109)
(11.575)
(4.614)
(1.415)
(62.458)
345
(565)
(555)
(2)
695
4.669
4
5.599
222.815
(222.815)
3.779
38.091
5
5.842
147.284
320.602
515.603
287.799
227.804
(376)
13
-
-
Energia elétrica comp. p/ revenda (Itaipu)
37.995
(12.970)
(18.643)
1.124
-
7.506
ESS
CDE
Energia elétrica comp. p/ rev. (CVA Energ)
Transporte de energia comprada (Itaipu)
Outros componentes financeiros
18.982
93.335
70.269
83.075
6.059
(83.475)
1.336
(36.222)
(20.484)
(2.983)
(10.105)
(692)
(27.082)
(1.669)
(51)
245
57
(741)
-
79.904
3.025
701
6.224
220.944
(42.197)
(80.365)
(1.022)
Circulante
Não Circulante
146.152
74.792
(101.466)
59.269
(80.365)
-
34
(1.056)
87.731
(87.731)
97.360
52.086
45.274
38 Medida Provisória nº 627/13
A Administração efetuou uma avaliação inicial das disposições contidas na Medida Provisória 627 MP 627, de 11.11.2013 e Instrução Normativa 1397, de 16.09.2013, alterada pela IN 1422 de
19.12.2013 - IN 1397.
Embora a MP 627 entre em vigor a partir de 1º.01.2015, há a possibilidade de opção (de forma
irretratável) pela sua aplicação a partir de 1º.01.2014. A Administração não tem a intenção de efetuar
a opção pela adoção antecipada, contudo aguardará a conversão em Lei da MP 627 e o
disciplinamento de diversas matérias pela Receita Federal do Brasil,
para uma análise mais
aprofundada e conclusiva, pois a medida provisória possui um número relevante de emendas
propostas, com possibilidade de que algumas das suas disposições sejam alteradas e/ou
esclarecidas.
De acordo com as análises preliminares da Administração, não foram identificados impactos
relevantes decorrentes da distribuição de lucros nos últimos cinco anos, do limite de dedução de juros
sobre capital próprio e do excedente ao limite de isenção de tributação do resultado do método de
equivalência patrimonial nas demonstrações financeiras do exercício findo em 31.12.2013.
F - 130
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
As conclusões da Administração consideram a melhor interpretação do texto corrente da MP 627,
sendo que em sua conversão em Lei, há a possibilidade de seu texto sofrer alterações e, isto
ocorrendo, a interpretação da Administração deverá ser revista, em função do novo texto.
F - 131
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
39
Informações financeiras não consolidadas condensadas da
Companhia Paranaense de Energia - COPEL
Como as informações financeiras não consolidadas condensadas requeridas pela Norma 12-04 do
Regulamento S-X não é requerida para fins das normas internacionais de relatórios financeiros
(IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB, tal informação não foi
incluída nas demonstrações financeiras originais arquivadas na Comissão de Valores Mobiliários
(CVM) no Brasil em 17.03.2014. Afim de atender às exigências específicas da Securities and
Exchange Comission (a “SEC”), a administração incorporou as informações financeiras não
consolidadas condensadas nestas demonstrações financeiras como parte do Form 20-F. As
informações financeiras não consolidadas condensadas da Companhia Paranaense de Energia –
COPEL de 31 de dezembro de 2013 e 2012 e para cada um dos dois anos do período encerrado
em 31.12.2013, apresentadas a seguir foram preparadas considerando as mesmas políticas
contábeis descritas na Notas 2 e 3 às demonstrações financeiras consolidadas da Companhia,
exceto pelo fato de que a rubrica Investimentos apresentada no balanço patrimonial não
consolidado condensado foi mensurado pelo método da equivalência patrimonial, ao invés de ser
mensurado ao valor justo ou a custo, conforme requerido pelas normas internacionais de relatórios
financeiros (IFRS) emitidas pelo IASB.
F - 132
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
(a) Balanço Patrimonial:
F - 133
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Ativo
31.12.2013
Circulante
Caixa e equivalentes de caixa
Títulos e valores mobiliários
Dividendos a receber
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná
Outros créditos
Imposto de renda e contribuição social
Outros tributos a recuperar
Não Circulante
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná
Depósitos judiciais
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Partes relacionadas
Investimentos
Imobilizado
Total do Ativo
F - 134
Reapresentado
31.12.2012
10.410
186
381.371
85.448
3.869
42.494
523.778
29.464
176
1.038.664
3
150.483
11
1.218.801
1.295.106
272.115
169.717
91.205
64.815
1.892.958
271.858
117.194
1.151.888
1.540.940
12.055.619
29
12.055.648
10.869.359
10.869.359
14.472.384
13.629.100
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Passivo
31.12.2013
Circulante
Obrigações sociais e trabalhistas
Partes relacionadas
Fornecedores
Imposto de renda e contribuição social
Outras obrigações fiscais
Empréstimos e financiamentos
Dividendos a pagar
Outras contas a pagar
Não Circulante
Obrigações fiscais
Empréstimos e financiamentos
Benefícios pós-emprego
Provisões para litígios
Patrimônio líquido
Capital social
Ajustes de avaliação patrimonial
Reserva legal
Reserva de retenção de lucros
Dividendo adicional proposto
Total do Passivo
F - 135
Reapresentado
31.12.2012
4.946
468.317
3.211
25.481
562.801
3.047
16.434
1.084.237
645
1.616
3.251
22.072
28.106
201.186
824
257.700
40
456.752
2.169
277.847
736.808
971.721
302.295
1.274.016
6.910.000
983.159
624.849
3.897.833
235.498
12.651.339
6.910.000
1.214.394
571.221
3.337.295
64.474
12.097.384
14.472.384
13.629.100
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
(b) Demonstração do Resultado:
OPERAÇÕES CONTINUADAS
Receitas (Despesas) Operacionais
Despesas gerais e administrativas
Outras receitas (despesas), líquidas
Resultado da equivalência patrimonial
Resultado Operacional antes do Resultado Financeiro
Resultado financeiro
Receitas financeiras
Despesas financeiras
31.12.2013
31.12.2012
31.12.2011
(47.772)
28.333
1.116.830
1.097.391
(23.235)
(13.927)
732.313
695.151
(23.675)
2.100
1.249.114
1.227.539
1.097.391
695.151
1.227.539
114.524
(112.524)
2.000
Lucro Operacional
1.099.391
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
(26.831)
(26.831)
Lucro líquido do exercício
Lucro líquido básico e diluído por ação atribuído
aos acionistas da empresa controladora - em reais
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
Ações ordinárias
F - 136
110.317
(109.266)
1.051
696.202
(4.467)
8.953
4.486
121.459
(177.193)
(55.734)
1.171.805
(4.955)
(9.160)
(14.115)
1.072.560
700.688
1.157.690
4,4900
4,1174
3,7428
4,1742
2,6879
2,4435
4,4435
4,0392
5,3315
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
(c) Fluxo de Caixa:
31.12.2013
Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais
954.960
31.12.2012
116.845
31.12.2011
298.735
Fluxo de caixa das atividades de investimento
Aplicações financeiras
(10)
Empréstimos concedidos a partes relacionadas
-
Recebimento de empréstimos concedidos a partes relacionadas
Resgate do investimento na Ceolpar - incorporada pela Copel GeT
Adições em investimentos
213.847
(600.170)
Adições no imobilizado
(29)
Caixa líquido gerado pelas atividades de investimento
(386.362)
(11)
10
(808.972)
920.836
29.906
910
-
(9.273)
(664)
103.490
29.252
Fluxos de caixa das atividades de financiamento
Ingresso de empréstimos e financiamentos obtidos com terceiros
-
-
600.000
Amortização de principal de debêntures
-
-
(600.000)
Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos
(587.652)
(218.628)
(390.052)
Caixa líquido utilizado pelas atividades de financiamento
(587.652)
(218.628)
(390.052)
Aumento (decréscimo) líquido do caixa
(19.054)
1.707
(62.065)
Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa
29.464
27.757
89.822
Saldo final de caixa e equivalentes de caixa
10.410
29.464
27.757
Variação em caixa e equivalentes de caixa
(19.054)
1.707
(62.065)
Durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012, recebemos R$ 1.067.400 e
R$ 378.115, respectivamente, dos dividendos e juros sobre capital próprio pagos pelas nossas
Investidas.
Divulgações adicionais relativas à Companhia Paranaense de Energia – Copel referentes a
informações financeiras condensadas e consolidadas apresentadas acima são as seguintes:
Impostos a recuperar: Em 31 de dezembro de 2013 e 2012, a Companhia Paranaense de
Energia - COPEL contabilizou parte dos créditos fiscais oriundos do transporte de prejuízos fiscais,
com base em projeções de geração futura de renda sujeita a imposto de renda e contribuição
social, em período de até 10 anos.
F - 137
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Partes Relacionadas: A Companhia apresenta os seguintes saldos com partes relacionadas:
31.12.2013
31.12.2012
64.815
-
919.234
232.654
64.815
1.151.888
Ativos
Copel Distribuição
Elejor
Total
Investimentos: Em 31 de dezembro de 2013 e 2012, os investimentos em subsidiárias dividiam-se
da seguinte forma:
Copel Geração e Transmissão
31.12.2013
6.796.817
Copel Distribuição
Reapresentado
31.12.2012
6.167.382
3.366.685
3.535.388
Dominó Holdings
456.703
358.114
Copel Telecomunicações
352.939
328.145
Outros investimentos
747.025
327.487
11.720.169
10.716.516
Dividendos a receber - Os dividendos a receber são detalhados a seguir:
F - 138
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
31.12.2013
Controladas e subsidiárias
Copel Geração e Transmissão
31.12.2012
321.902
Copel Distribuição
635.489
-
Copel Telecomunicações
7.982
2.239
2.514
6.311
17.986
28.718
2.752
Compagas
Dominó Holdings
Elejor
371.863
21.585
Ventos de Santo Uriel
5
-
Coligadas
Dona Francisca Energética
85
78
Outros investimentos
Outros investimentos
526
381.371
1.038.664
Provisões para contingências: Companhia Paranaense de Energia - Copel registrou reservas
para contingências relativas à COFINS e ao PIS/PASEP.
As provisões para contingências são apresentadas abaixo:
Regulamentares
Cível
Fiscais
31.12.2013
12.310
31.12.2012
11.667
390
17.694
265.147
272.934
277.847
302.295
Restrição à transferência de fundos de subsidiárias - As subsidiárias indicadas abaixo qualificamse como concessionárias de serviço público ou como produtores independentes de energia. Assim,
todas as transferências de fundos à respectiva controladora, na forma de empréstimos ou
adiantamentos, precisam de autorização da ANEEL. Essa restrição regulamentar não se aplica a
dividendos em dinheiro fixados conforme a Lei das Sociedades Anônimas.
F - 139
Companhia Paranaense de Energia - Copel
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra
forma
Adicionalmente, a Copel Geração e Transmissão tem certas convenções de financiamento com o
Banco Nacional de Desenvolvimento ("BNDES") em que a aprovação do BNDES é necessário para
Copel Geração e Transmissão pagar dividendos em valores superiores a 30% de seu lucro líquido.
Uma vez que o BNDES sempre aprovou os pedidos da Copel Geração e Transmissão para pagar
dividendos em excedentes a 30% de seu lucro líquido, esta restrição não afetou a capacidade
Copel Geração e Transmissão para pagar dividendos em dinheiro ou a capacidade da empresa
controladora de cumprir suas obrigações de caixa, a gestão considera ser uma cláusula superficial.
Em 31 de dezembro de 2013, os ativos líquidos restritos totais das subsidiárias totalizavam
R$ 11.003.627, divididos conforme apresentado abaixo:
31.12.2013
6.796.817
3.366.685
701.754
72.019
66.352
11.003.627
Copel Geração e Transmissão S.A.
Copel Distribuição S.A.
UEG Araucária Ltda.
Centrais Elétricas Rio Jordão - Elejor
Usinas Eólicas
Total
F - 140
Anexo
A
1.1
ESTA
ATUTO SO
OCIAL
NOC 000100
Aprovado e consolidado pela 187ª Asse
embleia
d Acionistaas, de 10.10.2013.
Geral Extrraordinária de
CNPJ: 76.483.817
7/0001-20
E
10.146
6.326-50
Inscr. Est.:
NIRE: 413000365 35
Registro CVM: 143
31-1
Registro SEC ON:: 20441B308
8
Registro SEC PNB
B: 20441B40
07
Registro LATIBEX
X PNB: 2992
22
Rua Coronel Dulc ídio, 800
Curitib
ba - Paraná - Brasil
CEP: 80420-170
8
e-mail:: copel@cop
pel.com
Web site: http://ww
ww.copel.co
om
3535
Fone: (41) 3322-3
45
Fax: (4
41) 3331-414
i.e
Anexo 1.1
SUMÁRIO
O
CAPÍT
TULO I
D DENOMIINAÇÃO, SE
DA
EDE, FINS E DURAÇÃO
O .................................... 03
CAPÍT
TULO II
D CAPITAL
DO
L E DAS AÇ
ÇÕES .................................................................... 03
CAPÍT
TULO III
D ADMINIS
DA
STRAÇÃO ............................................................................... 05
S
Seção
I
................................................................................................ 05
S
Seção
II
DO
D CONSE
ELHO DE AD
DMINISTRAÇÃO ............................... 05
S
Seção
III
DA
D DIRETO
ORIA ..................................................................... 06
S
Seção
IV
DAS
D
NORM
MAS COMUN
NS AOS ME
EMBROS DO
O
CONSELHO
C
O DE ADMIN
NISTRAÇÃO
OE
AOS
A
MEMB
BROS DA DIIRETORIA ........................................ 10
CAPÍT
TULO IV
D CONSEL
DO
LHO FISCA L .......................................................................... 11
CAPÍT
TULO V
D ASSEMB
DA
BLEIA GERA
AL ........................................................................ 11
CAPÍT
TULO VI
D EXERCÍCIO SOCIA
DO
AL .......................................................................... 12
CAPÍT
TULO VII DISPOSIÇÕ
D
ES GERAIS
S E TRANSITÓRIAS ........................................... 12
ANEX
XOS:
I.
ALTERAÇÕ
ÕES ESTAT
TUTÁRIAS
II.
EVOLUÇÃO
O DO CAPIT
TAL
III.
LEGISLAÇÃO ESTAD UAL (LEIS 1.384/53, 7.227/79 e 111.740/97)
IV.
LEGISLAÇÃO ESTAD UAL (DECR
RETO Nº 14.947/54)
V.
LEGISLAÇÃO FEDER
RAL (DECRE
ETO Nº 37.3
399/55)
ENÇÕES:
CONVE
AG: AS
SSEMBLEIA
A GERAL
AGE: ASSEMBLE
A
IA GERAL E
EXTRAORD
DINÁRIA
JUCEP
PAR: JUNTA
A COMERC IAL DO EST
TADO DO PARANÁ
P
DOE PR: DIÁRIO OFICIAL DO
O ESTADO DO PARAN
NÁ
DOU: DIÁRIO
D
OFICIAL DA UN
NIÃO
exto original arquivado n
na Jucepar, sob o nº 17.340 (atuall 413000365
535), em
Obserrvação: O te
16.0
06.1955, e publicado no
o DOE PR de
e 25.06.1955.
2
CAPÍTULO I - DA DENOM
MINAÇÃO, SE
EDE, FINS E DURAÇÃO
Art. 1ºº
A Com
mpanhia Pa
aranaense d
de Energia, abreviadam
mente "Copeel", é uma so
ociedade
de ecconomia mista por açõess, de capitall aberto, des
stinada a:
a)
dos pontos de vista té
écnico e ecconômico, quaisquer
pesquisar e estudar, d
provendo soluções
s
para
p
o dessenvolvimen
nto com
fontes de energia p
sustentabilidade;
b)
ução, a
pesquisar, estudar, planejar, construir e explorarr a produ
ção, o transsporte, o armazenamen
nto, a distribbuição e o comércio
c
transformaç
de energia
a, em qualq
quer de su
uas formas, principalm
mente a elétrica, de
combustíve
eis e de mattérias-primas
s energética
as;
c)
estudar, pla
anejar, proje
etar, constru
uir e operar barragens e seus reserrvatórios,
bem como outros emp
preendimento
os, visando ao aproveittamento múltiplo das
águas;
d)
s e assistê
ência técnicca, quanto ao uso
prestar serviços de informações
a energia, a iniciativas empresaria
ais que viseem à implan
ntação e
racional da
desenvolvim
mento de atividades
s econômicas de interesse para o
desenvolvim
mento do Esstado; e
e)
desenvolve
er atividadess na área de transmiss
são de inforrmações ele
etrônicas,
comunicaçõ
ões e con
ntroles elettrônicos, de
e telefonia celular, e outras
atividades de interessse para a Copel
C
e para
a o Estado do Paraná, ficando
ara os previstos nas aalíneas “b” e “c”, a
autorizada para estess fins e pa
ariamente, de consórccios ou com
mpanhias
participar, majoritária ou minorita
esas privada
as.
com empre
§ 1º A Compan
nhia reger-sse-á pelo presente Esttatuto Sociaal e pela le
egislação
aplicável;
§ 2º Para execu
ução das ati vidades refe
eridas neste
e artigo e daas demais atividades
necessárias à consecu
ução dos fin
ns sociais, a Companhhia poderá participar
p
s
observada a legislação
o aplicável; e
de outras sociedades,
§ 3º com a admissão da Companhia
a no segmento especcial de lista
agem da
VESPA – Bolsa de
d
Valores
s, Mercaddorias e Futuros
BM&FBOV
(“BM&FBOVESPA”), denominado
o Nível 1 de Goverrnança Corrporativa,
sujeitam-se
e a Compan
nhia, seus acionistas,
a
Administrado
A
ores e mem
mbros do
Conselho Fiscal,
F
às d
disposições do Regulam
mento de LListagem do
o Nível 1
(“Regulame
ento do Níve
el 1”).
Art. 2ºº
A Companhia tem
m sede e fo
oro na cidade de Curitiba, à Rua Coronel Du
ulcídio nº
p
en
ntretanto, a critério da Diretoria, crriar ou extinnguir filiais, agências
a
800, podendo,
ou esscritórios, nesta
n
mesm
ma cidade ou
o em qua
alquer outraa parte do território
nacional ou estra
angeiro.
Art. 3ºº
É inde
eterminado o prazo de d
duração da Companhia.
CAPÍTU
ULO II - DO C APITAL E DA
AS AÇÕES
Art. 4ºº
O cap
pital social in
ntegralizado
o é de R$ 6.9
910.000.000
0,00 (seis biilhões, nove
ecentos e
dez milhões
m
de reais),
r
repre
esentado po
or 273.655.3
375 (duzenttos e setenta e três
milhões, seiscenttos e cinque
enta e cinco
o mil e treze
entas e seteenta e cinco
o) ações,
v
nomina
al, sendo 14
45.031.080 (cento e qu
uarenta e cinnco milhões
s, trinta e
sem valor
um mil
m e oitenta) ações ord
dinárias e 128.624.295 (cento e vvinte e oito milhões,
seisce
entos e vinte
e e quatro m
mil, duzentas e noventa
a e cinco) açções prefere
enciais e,
destas, 381.509 (trezentas e oitenta e uma mil, quinhentos
q
e nove) sã
ão ações
e “A” e 128.242.786 (ce
ento e vinte e oito milhõ
ões, duzentoos e quarenta e dois
classe
mil, se
etecentos e oitenta e se
eis) são ações classe “B
B”.
3
§1º
O capital social
s
poderrá ser aume
entado, med
diante delibeeração do Conselho
C
de Adminis
stração e in
ndependente
emente de reforma
r
estaatutária, até
é o limite
de 500.000
0.000 (quinh entos milhõ
ões) de açõe
es.
o ser efetua
ados com a emissão de
d ações
§ 2º Os aumenttos de capiital poderão
preferencia
ais classe “B
B”, sem gua
ardar proporrção com ass classes ex
xistentes
ou com as ações ordi nárias, resp
peitando o limite estabeelecido no parágrafo
p
o 15 da Lei n
nº 6.404/76.
2º do artigo
§ 3º As emissõe
es de açõe
es, bônus de
e subscrição, debênturres ou outro
os títulos
mobiliários, até o limitte do capita
al autorizado
o, poderão ser aprovadas com
d direito d
de preferênc
cia, nos terrmos do arrtigo 172 da Lei nº
exclusão do
6.404/76.
§ 4º As debêntu
ures poderão
o ser simple
es ou conversíveis em aações nos te
ermos do
artigo 57 da
a Lei nº 6.40
04/76.
Art. 5ºº
As açções serão nominativas.
n
.
Art. 6ºº
As açções preferenciais não te
erão direito a voto e serrão de classses “A” e “B””.
§ 1º As ações preferencia
ais classe “A” terão prioridade na distribu
uição de
de 10% (de
ez por cen
nto) ao anoo, a ser en
ntre elas
dividendos mínimos d
gualmente, ccalculados com
c
base no
o capital próóprio a esta
a espécie
rateados ig
e classe de
e ações, inte
egralizado até 31 de dez
zembro do aano findo.
§ 2º As ações preferencia
ais classe “B” terão prioridade na distribu
uição de
em entre elas rateeados igu
ualmente,
dividendos mínimos,, a sere
dentes à parrcela do vallor equivalente a, no m
mínimo, 25%
% (vinte e
correspond
cinco por cento) do luccro líquido, ajustado
a
de acordo com
m o artigo 20
02 e seus
parágrafos da Lei nºº 6.404/76, calculada proporcionnalmente ao
o capital
e
espécie
e e classe de ações, inttegralizado aaté 31 de dezembro
próprio a esta
do ano find
do.
§ 3º Os dividendos assegu
urados pelo parágrafo anterior às ações prefe
erenciais
classe “B” serão prio
oritários ape
enas em relação às ações ordinárias e
erão pagos à conta dos
s lucros remanescentes depois de pagos
p
os
somente se
dividendos prioritários das ações preferenciais
p
s classe “A” .
§ 4º O dividendo a ser pago
o por ação preferencial, independeente de classe, será,
no mínimo, 10% (dez por cento) superior ao
o que for atrribuído a ca
ada ação
c
od
disposto no inciso II do parágrafo 1 º do artigo 17
1 da Lei
ordinária, conforme
nº 6.404/76
6, com a red
dação determ
minada pela Lei nº 10.3003, de 31.10
0.2001.
§ 5º As ações preferenciais
p
s adquirirão o direito de
e voto se, peelo prazo de
e 3 (três)
exercícios consecutivo
os, não lhes forem pago
os os dividenndos mínimos a que
dos parágra
afos 1º, 2º e 3º deste artigo, obse
ervado o
fazem jus na forma d
m seu parág
grafo 4º.
disposto em
Art. 7ºº
A Co
ompanhia poderá em
mitir títulos múltiplos de açõess e cautelas que
provissoriamente os
o represen
ntem. É facu
ultada ao ac
cionista a suubstituição de
d títulos
simple
es de suas ações por títulos múlttiplos, bem como conveerter, a todo
o tempo,
estes naqueles, correndo
c
porr conta do in
nteressado as
a despesass de convers
são.
ais classe “A” poderã
ão ser connvertidas em
m ações
§ 1º As ações preferencia
preferencia
B”, vedada a conversã
ais classe “B
ão destas aações naquelas e a
conversão de quaisqu
uer ações preferenciais
p
s em açõess ordinárias
s e viceversa.
§ 2º Fica a Co
ompanhia a utorizada a,
a mediante deliberaçãão do Cons
selho de
Administraç
ção, implanttar o sistem
ma de ações
s escrituraiss, a serem mantidas
m
em contas de depósito
o, em instituição financeira autorizadda.
4
§ 3º A Companhia poderá, mediante autorização
a
do Conselh o de Admin
nistração,
adquirir su
uas própriass ações, ob
bservadas as
a normas estabelecid
das pela
Comissão de
d Valores M
Mobiliários.
Art. 8ºº
Nas Assembleias
A
s Gerais, cad
da ação ordinária dará direito
d
a um
m voto.
CAPÍTULO III - DA ADMINIS
STRAÇÃO
SEÇÃO I
Art. 9ºº
A Com
mpanhia serrá administra
ada pelo Co
onselho de Administraçã
A
ão e pela Diretoria.
Art. 10
0
A representação da Compan
nhia é privatiiva da Direto
oria.
SEÇÃO II
DO CONSELHO
O
DE ADMINISTRA
AÇÃO
1
Art. 11
O Conselho de Administraçã
A
ão será com
mposto de 07
7 (sete) ou 009 (nove) membros,
m
entes no País, eleitos pela Assembbleia Geral, podendo
brasileiros, acionistas, reside
e 02 (dois) Secretários de Estad
do e o Dirretor Presid
dente da
dele fazer parte
panhia.
Comp
§ 1º Integrará obrigatoriame
o
dministraçãoo um empre
egado da
ente o Conselho de Ad
Companhia
a, escolhido
o e indicad
do pelos de
emais na fo
forma da le
egislação
estadual pe
ertinente.
os do Consselho de Adm
ministração terão manddato unificad
do de 02
§ 2º Os membro
(dois) anos
s, podendo sser reeleitos
s.
§ 3º No mínimo três membrros do Cons
selho de Administração comporão o Comitê
a da Copel, o qual será
á regulado po
or regimentoo interno específico.
de Auditoria
Art. 12
2
O Prresidente do
d Conselh
ho de Adm
ministração será indicaado pelo acionista
contro
olador, sen
ndo substit uído, em suas ausê
ências e i mpedimento
os, pelo
Conse
elheiro esco
olhido por se
eus pares.
Art. 13
3
No ca
aso de ren
núncia, ou vaga, no Conselho
C
de
e Administrração, os membros
m
reman
nescentes designarão
d
um substitu
uto até que se realize a Assemble
eia Geral
para preencher
p
a vaga.
Art. 14
4
O Conselho de Administraçã
A
ão reunir-se-á ordinariamente de trrês em três meses e
ordinariamente sempre
e que necessário, obedecida a co
convocação por seu
extrao
Presid
dente, por carta,
c
telegrrama, fax ou
u e-mail, co
om antecedêência mínim
ma de 72
horass, funcionand
do com a prresença de maioria
m
simp
ples de seuss membros.
Art. 15
5
Comp
pete ao Conselho de Ad
dministração
o:
I.
ntação gera l dos negócios da Comp
panhia;
fixar a orien
II.
eleger, des
stituir, aceita
ar renúncia, substituir Diretores
D
daa Companhia
a e fixarlhes as atribuições, na forma do presente Esta
atuto Social ;
III.
dos Diretore
es, examina
ar livros, ddocumentos
s e atos
fiscalizar a gestão d
obrigaciona
ais da Comp
panhia, como facultado em Lei;
IV.
convocar, por
p seu Pressidente ou Secretário
S
Ex
xecutivo, a A
Assembleia Geral;
V.
dirigir, apro
ovar e revisa
ar o plano anual dos tra
abalhos de aauditoria inte
erna, dos
processos de negócio e da gestão
o da Compan
nhia;
VI.
ção e as conntas da Direttoria;
manifestar--se sobre o relatório da administraç
VII.
autorizar o lançamento
o e aprovar a subscriçã
ão de novas ações, na forma
f
do
este Estatuto
o Social, fixando todaas as condiições de
§ 2º do artigo 4º de
emissão;
5
VIII. estabelecer critérios pa
ara a aliena
ação e/ou ce
essão em coomodato de bens do
ativo perma
anente, a cconstituição de ônus rea
ais e a presstação de garantias,
g
quando o valor
v
da ope
eração ultrap
passar a 2%
% (dois por ccento) do pa
atrimônio
líquido e re
eceber relató
ório da Direttoria sempre
e que o valoor acumulado
o dessas
operações atingir 5% (cinco por cento), na forma do aartigo 20, in
nciso IX,
deste Estattuto Social;
IX.
escolher e destituir aud
ditores indep
pendentes;
X.
decidir sob
bre outros casos que lhe forem submetidoss pela Dire
etoria ou
determinad
dos pela Asssembleia Ge
eral;
XI.
estabelecer critérios para a participação
p
o da Com panhia em
m outras
sociedades
s, recomend
dando a apro
ovação dess
sa participaçção pela Ass
sembleia
de acionis
stas quando
o for o ca
aso, bem como fiscaalizar as attividades
pertinentes
s a tais particcipações;
XII.
deliberar sobre
s
a org
ganização das
d
socieda
ades das qquais a Co
ompanhia
participe;
XIII. deliberar sobre
s
a ce
essação da participaçã
ão da Com
mpanhia em
m outras
sociedades
s; e
XIV. organizar os
o serviços d
de secretaria necessários ao apoioo de suas atividades,
que também
m colaborarrão com a atuação do Conselho
C
Fisscal, a critérrio deste,
e por seu Presidente,
P
requisitar
em
mpregados
da Compan
nhia para
designar e
exercê-los.
Parág
grafo único
o: Serão arq uivadas no Registro do Comércio e publicadas
s as atas
das reuniões do
d Conselh o de Adm
ministração que contivverem delib
berações
nadas a prod
duzir efeitoss perante terrceiros.
destin
Art. 16
6
Comp
pete ao Pre
esidente do Conselho de
d Administração conceeder licença
a a seus
memb
bros, presidiir as reuniõe
es, dirigir os
s trabalhos e proferir, aléém do voto pessoal,
o de qualidade.
q
As
A licenças d
do Presidente serão con
ncedidas peelo Conselho
o.
SEÇÃO III
DA DIRETORIA
I
Art. 17
7
A Companhia terá uma Dire
etoria comp
posta de 05 (cinco) Dire
retores com funções
execu
utivas, acion
nistas ou nã
ão, todos res
sidentes no País, brasi leiros ou maioria de
brasileiros, eleito
os pelo Con
nselho de Administraçã
A
ão, com maandato de 03 (três)
er reeleitos, sendo: 01 (um) Diretorr Presidentee; 01 (um) Diretor
D
de
anos, podendo se
ão Empresarial; 01 (um)) Diretor de Finanças e de Relaçõees com Inve
estidores;
Gestã
01 (um) Diretor de
d Relaçõess Institucionais; e 01 (um) Diretor dde Desenvo
olvimento
egócios. A Companhia
C
p
poderá ter, ainda,
a
01 (um) Diretor A
Adjunto.
de Ne
Art. 18
8
Nos casos de impedimentto temporário ou licença de quualquer mem
mbro da
oria, o Direto
or Presidentte poderá de
esignar, para
a substituí-loo, outro Dire
etor.
Direto
Art. 19
9
Em ca
aso de falec
cimento, ren
núncia ou im
mpedimento definitivo dde qualquer membro
da Diretoria, caberá ao Con
nselho de Administração, dentro dee 30 (trinta)) dias da
ência da vag
ga, eleger o substituto, que comple
etará o manndato do sub
bstituído.
ocorrê
Até qu
ue se realize
e a eleição, poderá a Diretoria designar um subbstituto prov
visório. A
eleiçã
ão, contudo,, poderá serr dispensad
da, se a vag
ga ocorrer nno ano em que
q deva
termin
nar o manda
ato da Direto
oria então em exercício.
Art. 20
0
São atribuições
a
e deveres da
a Diretoria:
I.
gerir todo
os os neg
gócios da Companhia
a, a fim de se buscar o
desenvolvim
mento com sustentabilidade, para o que ficaráá investida de todos
os podere
es que a legislação e este Estatuto
E
Soocial lhe conferem,
6
considerando-se a Co
ompanhia obrigada
o
pe
ela assinatuura conjunta
a de 02
o um deles o Presidente
e;
(dois) Direttores, sendo
II.
organizar o regulamen to dos serviços internos
s da Compaanhia;
III.
determinar a orientaçã
ão dos traba
alhos e negó
ócios da Coompanhia, ouvindo
o
o
d Administrração, quand
do couber;
Conselho de
IV.
decidir sobre a criação
o e extinção
o de cargo ou
o função, fixxar remunerações e
organizar o Regulamen
nto do Pess
soal da Companhia;
V.
distribuir e aplicar o lucro apura
ado na form
ma estabeleecida neste Estatuto
Social;
VI.
E
So
ocial da Com
mpanhia e as
a deliberaçções da Ass
sembleia
cumprir o Estatuto
Geral e do Conselho d e Administra
ação;
VII.
o casos e
extraordináriios, inclusiv
ve questõees de confflitos de
resolver os
interesses entre Direto
orias;
gócios da Companhia que
q
não fore
rem da com
mpetência
VIII. resolver todos os neg
a Assemblei a Geral ou do
d Conselho
o de Adminisstração;
privativa da
IX.
recomenda
ar ao Conse
elho de Adm
ministração a aquisiçãão de bens imóveis,
assim com
mo a alienaçção, cessão
o em comod
dato ou oneeração de quaisquer
bens pertencentes ao patrimônio da Companhia e a presstação de garantias,
es forem de
e valor supe
erior a 2% (dois por cento)
c
do
quando tais operaçõe
líquido
e
d
deliberar
qua
ando
forem
nferior
a
ess
se
limite,
de valor in
patrimônio
e
r relatório a todos os membross do Cons
selho de
além de encaminhar
Administraç
ção e do Co
onselho Fiscal sempre que o valorr acumulado
o dessas
operações atingir 5% ((cinco por ce
ento);
X.
avés de seu Presidente ou Diretor ppor ele designado, à
fazer-se presente, atra
a Geral Ordiinária;
Assembleia
XI.
conceder licença a seu
us membros
s;
XII.
negociar e firmar instr umentos de
e gestão com
m as socieddades referid
das no §
6º deste arttigo;
os dos cons
selhos de aadministraçã
ão e dos
XIII. indicar os diretores e os membro
e todas
conselhos fiscais das ssociedades previstas no § 6º destee artigo, e em
m que a Co
ompanhia ou
o suas Subsidiárias I ntegrais ten
nham ou
aquelas em
venham a ter
t participaçção societárria;
XIV. deliberar sobre a partticipação da
a Companhia
a em novoss empreend
dimentos,
ões e explo
oração de quaisquer
q
foontes de energia e
participações em leilõ
as ao Conse
elho de Adm
ministração,, quando foor o caso, conforme
c
submetê-la
competênc
cia estabeleccida no incis
so XI do artig
go 15 deste Estatuto So
ocial; e
XV.
promover a adoção d e medidas que visem integração e sinergia entre as
diversas árreas da Com
mpanhia e de
e suas Subs
sidiárias Inteegrais.
§ 1º As atribuiçõ
ões decorre
entes das co
ompetências constantess dos artigos
s 21 a 26
deste Estattuto Social p
poderão serr definidas ou
o detalhadaas pelo Con
nselho de
Administraç
ção, pelo Presidente da Comp
panhia ou ainda por normas
aprovadas pela Diretorria em coleg
giado.
§ 2º Poderá qua
alquer dos D
Diretores rep
presentar individualmennte a Compa
anhia, na
celebração de convêniios e em op
perações de comodato, locação e aquisição
a
de bens e serviços, o
observadas normas inte
ernas aprovvadas pela Diretoria,
D
gados da
facultando--se-lhes, parra tanto, constituir mandatários denntre empreg
Companhia
a.
7
§ 3º A Compan
nhia poderá
á constituir procuradorres com pooderes esp
peciais e
expressos para atos e operações
s especificad
dos, e bem assim procuradores
eres "ad n
negotia" pa
ara assinar quaisqueer documentos de
com pode
responsabilidade da C
Companhia, especificada no instrum
mento a durração do
mandato.
posto no arrt. 21, inciso III, destee Estatuto Social,
S
a
§ 4º Sem prejuízo do disp
ção da Com
mpanhia em
m juízo, em
m depoimennto pessoal, poderá
representaç
também se
er exercida p
por advogad
do ou por ou
utro empreggado designado pelo
Diretor Presidente.
§ 5º As deliberações da D
Diretoria se
erão tomadas por maaioria de vo
otos dos
Diretores com
c
funçõe
es executiv
vas. Se, po
orém, da ddeliberação tomada
divergir o Diretor Pre
esidente, po
oderá este, sustando oos efeitos daquela,
dias, para o Conselho de Administraação.
apelar, em 05 (cinco) d
§ 6º As atividades relativass à geração de produtos
s e serviços,, inerentes ao
a objeto
e de compe
social da Companhia
C
etência da Diretoria,
D
seerão executa
adas por
sociedades
s nas quaiss a Companhia partic
cipe, que tterão as seguintes
s
atribuições:
a)
ar, organiza
ar, coorden
nar, comand
dar e contrrolar o neg
gócio da
planeja
Compa
anhia sob su
ua responsa
abilidade;
b)
obter os resulta
ados técnic
cos, mercad
dológicos e de renta
abilidade
ados com a Diretoria po
or intermédio
o dos instrum
mentos de gestão;
g
e
acorda
c)
atende
er às diretrizzes da Com
mpanhia, especialmentee as adminis
strativas,
técnica
as, financeirras e contáb
beis, bem co
omo às conddições defin
nidas nos
respec
ctivos instrum
mentos de gestão.
g
§ 7º O Conselho
o de Admin
nistração das
s Subsidiárias Integraiss será comp
posto por
03 (três) membros,
m
co ntendo, no mínimo, o Diretor
D
Presiidente da re
espectiva
Subsidiária
a Integral e 0
01 (um) Dire
etor da Companhia.
§ 8º Compete ao Diretor de Finanças e de Relações
R
coom Investid
dores da
a exercer a função de
d Diretor de
d Finançaas das Sub
bsidiárias
Companhia
Integrais.
Art. 21
1
Comp
pete ao Dire
etor Preside
ente:
I.
dirigir e coo
ordenar os ttrabalhos da
a Diretoria;
II.
superintend
der e dirigir o
os negócios
s da Companhia;
III.
representar a Compan
nhia, ativa e passivamen
nte, em Juízzo ou fora de
ele, e, de
modo gera
al, em suass relações com
c
terceiro
os, podendoo para tal constituir
c
procuradores, bem com
mo designarr e autorizarr prepostos;
IV.
assinar os documento
os de respo
onsabilidade
e da Comp anhia, obse
ervado o
o artigo 20, iinciso I, e § 2º;
disposto no
V.
apresentar à Assembl eia Geral Ordinária
O
o relatório
r
anuual dos negócios da
a, ouvido o C
Conselho de
e Administra
ação;
Companhia
VI.
exercer as funções de Secretário Executivo
E
do
o Conselho de Administração;
VII.
dirigir e coo
ordenar os a
assuntos relacionados:
a)
ao pla
anejamento empresariial integrad
do e à geestão integrada do
desem
mpenho emp
presarial;
b)
à audittoria interna
a; e
8
c)
à Go
overnança Corporativa
a abrangendo registtros societtários e
comun
nicação ofici al dos Direttores da Com
mpanhia e dde suas Sub
bsidiárias
Integra
ais.
VIII. definir polítticas, diretrizzes e coordenar as ativ
vidades refeerentes ao marketing
m
e comunic
cação corp
porativos da
a Companh
hia e das suas Sub
bsidiárias
Integrais.
Art. 22
2
Comp
pete ao Dire
etor de Gesttão Empres
sarial:
I.
II.
Art. 23
3
Art. 24
4
definir polítticas e direttrizes, prom
movendo a aplicação
a
naa Companh
hia e nas
Subsidiária
as Integrais, referentes:
a)
à gestão de pessoas, abrangendo, provimeento de pessoal,
e recursos humanos, plano de ccargos e carreiras,
c
adminiistração de
remuneração e benefícios,, medicina ocupacionnal, segura
ança do
trabalh
ho, serviço social, treiinamento e desenvolvvimento profissional,
relaçõe
es trabalhisttas e sindica
ais.
b)
à logís
stica de servviços e de su
uprimentos;
c)
à segu
urança emprresarial;
d)
à tecno
ologia da infformação; e
e)
ao des
senvolvimen
nto organizacional.
coordenar e promoverr as relaçõe
es entre a Companhia
C
e suas Sub
bsidiárias
om
a
Funda
ção
Copel.
Integrais co
Comp
pete ao Dire
etor de Fina
anças e de Relações
R
co
om Investid
dores:
I.
dirigir e coo
ordenar os a
assuntos relativos a ges
stão e planej
ejamento eco
onômico,
financeiro, tributário, ccontábil, orç
çamentário, de seguross patrimoniais e de
entos no me
ercado finan
nceiro da Coompanhia e de suas
aplicações e investime
as Integrais;
Subsidiária
II.
representar a Compan
nhia em su
uas relações
s com a Coomissão de Valores
ecurities and
d Exchange Commissioon - SEC, ac
cionistas,
Mobiliários - CVM e Se
e Valores, Banco
B
Central do Brasil e demais órgãos ou
investidores, Bolsas de
a
no mercado de
e capitais na
acional e inteernacional;
entidades atuantes
III.
definir as diretrizes e
econômico-financeiras que
q
norteiem
dades de
m as ativid
ão da Comp
panhia e de suas Subsiidiárias Integrais em
aquisição e participaçã
negócios de seu intere
esse;
IV.
s à operaçã
ção e expansão da
prover os recursos fiinanceiros necessários
a e de suas Subsidiárias
s Integrais;
Companhia
V.
dirigir e coo
ordenar as a
atividades de
d controladoria econôm
mica nos ne
egócios e
nas participações da Companhia
a e de sua
as Subsidiáárias Integra
ais e de
r
corpo
orativos; e
gestão de riscos
VI.
propor à Diretoria
D
os aportes de
e capital na
as Subsidiárrias Integrais e nas
sociedades
s e nos c onsórcios de
d que pa
articipe a C
Companhia e suas
Subsidiária
as Integrais.
Comp
pete ao Dire
etor de Rela
ações Instittucionais:
I.
dirigir e co
oordenar ass relações político-instiitucionais dda Companh
hia e de
suas Subsidiárias Integ
grais com orrganismos governamen
g
ntais e privad
dos;
9
Art. 25
5
II.
definir e co
oordenar ass políticas e diretrizes, no âmbito dda Compan
nhia e de
suas Subs
sidiárias Inttegrais e participaçõe
p
es societáriaas, relacion
nadas à
aplicação e ao desen
nvolvimento
o de estraté
égias refereentes aos Assuntos
A
os Corporattivos, bem como realizar o conjjunto de attividades
Regulatório
decorrentes
s;
III.
coordenar as
a atividade
es de ouvido
oria;
IV.
definir e co
oordenar as políticas e diretrizes
d
referentes à aassistência jurídica e
à defesa do
os interesse
es da Compa
anhia e de suas
s
Subsidiiárias Integrrais;
V.
prover a as
ssistência ju
urídica e a defesa
d
dos interesses dda Compan
nhia e de
suas Subs
sidiárias Inte
egrais, no âmbito
â
dos direitos soocietário, tra
abalhista,
tributário e administra
ativo, sendo
o que, quan
nto a este úúltimo, somente em
matérias a serem ssubmetidas a exame
e ou proceesso decis
sório de
competênc
cia da Admin
nistração da Companhia
a;
VI.
definir e coordenar
c
a
as políticas
s e diretrize
es relacionaadas aos assuntos
a
socioambie
entais e de
e cidadania empresaria
al para a C
Companhia e suas
Subsidiária
as Integrais; e
VII.
dirigir e coordenar os assuntos relacio
onados à sustentabilidade e
al na Compa
anhia e nas suas Subsiddiárias Integ
grais.
responsabilidade socia
Comp
pete ao Dire
etor de Dese
envolvimen
nto de Negó
ócios:
I.
dirigir e coo
ordenar a p rospecção de
d negócios
s em atividaddes relacion
nadas ao
objeto socia
al da Compa
anhia e alinhados ao se
eu planejam ento estraté
égico;
II.
dirigir e coordenar
c
a realizaçã
ão das aná
álises de viabilidade técnica,
econômico-financeira, jurídica, re
egulatória, fundiária
f
e socioambie
ental dos
eferidos no iinciso anteriior;
negócios re
III.
dirigir e coo
ordenar as n
negociações
s e a estrutu
uração de paarcerias nec
cessárias
ao desenvo
olvimento d
dos negócios, bem com
mo a respecctiva negociação de
contratos e documento
os societário
os;
IV.
coordenar a participaçã
ão da Comp
panhia em le
eilões de neegócios;
V.
dirigir os es
studos relatiivos ao plan
nejamento da expansãoo do setor de
e energia
nas áreas de
d geração e de transm
missão;
VI.
propor à Diretoria a
as matérias
s referentes
s ao exerccício de diireito de
a nas socied
dades e nos
s consórcios
s de que pa rticipe a Co
ompanhia
preferência
e suas Sub
bsidiárias Inttegrais;
VII.
definir polítticas e direttrizes refere
entes à pesquisa, ao ddesenvolvimento e à
inovação (P&D+I) em
m todos os
o negócios
s da Comppanhia e de
d suas
as Integraiss em estrrita conson
nância com
m o plane
ejamento
Subsidiária
estratégico;
VIII. coordenar as análisess e propor à Diretoria os processsos de alien
nação de
participações detidas pela Com
mpanhia e suas Subbsidiárias Integrais,
observado o disposto n
na legislação e regulam
mentação viggentes;
IX.
anhia e de suas
s
Subsiddiárias Integ
grais, as
coordenar, no âmbito da Compa
es que envvolvam a constituição,
c
, a alteraçãão e a ge
estão de
negociaçõe
documento
os societári os das co
ontroladas e coligadass, bem co
omo nos
consórcios de que partticipe a Com
mpanhia e su
uas Subsidiáárias Integra
ais;
X.
ar e superviisionar a ge
estão e o de
esenvolvimeento das con
ntroladas
acompanha
e coligadas
s da Compa
anhia e suas
s Subsidiária
as Integrais,, dentro dos
s critérios
10
de boa gov
vernança co
orporativa e zelar pelo cumprimento
c
o de seus planos
p
de
negócios, observado
o
o disposto ne
este Estatuto Social; e
XI.
Art. 26
6
coordenar as análisess e propor à Diretoria
a as declarrações de voto
v
nas
as Gerais da
des e nos consórcios ddos quais pa
articipe a
Assembleia
as sociedad
Companhia
a e suas Sub
bsidiárias In
ntegrais.
Comp
pete ao Dire
etor Adjunto
o exercer as
s atribuições
s que lhe forrem especifiicamente
estabelecidas nos
s termos de
este Estatuto
o Social.
SEÇÃO IV
DAS NORMAS COM
MUNS AOS M EMBROS DO CONSELHO
O DE ADMINIS
STRAÇÃO E AOS
MEMB
BROS DA DIR
RETORIA
Art. 27
7
Os ad
dministradorres apresenttarão, no iníício e no fim
m da gestão, declaração
o de bens
na forrma da Lei.
Art. 28
8
A rem
muneração dos Admin
nistradores será fixada anualmentte pela Ass
sembleia
Geral Ordinária,, podendo ser altera
ada por decisão da Assembleia Geral
ordinária.
Extrao
Art. 29
9
Os ca
argos de Prresidente do
o Conselho de Adminis
stração e dee Diretor Prresidente
não poderão
p
ser acumuladoss pela mesm
ma pessoa.
Art. 30
0
Os membros
m
do Conselho d
de Administtração e da
a Diretoria sserão investtidos em
seus respectivos
s cargos m
mediante assinatura de
e “Termo d e Posse”, em livro
própriio, e de “T
Anuência dos
Termo de A
d
Adminis
stradores” a que se refere o
“Regu
ulamento do
o Nível 1” da
a BM&FBOV
VESPA.
CAP
PÍTULO IV - D O CONSELHO FISCAL
Art. 31
1
A Com
mpanhia terá um Conse
elho Fiscal composto
c
de
e 05 (cinco) membros efetivos
e
e
05 (cinco) suplentes, acionisttas ou não, eleitos anua
almente pelaa Assembleia Geral.
Art. 32
2
O Co
onselho Fisc
cal funciona rá permane
entemente e se reunirá quando co
onvocado
por se
eu Presidente.
Parág
grafo único
o: O Preside nte do Cons
selho Fiscal será eleito por seus pa
ares.
Art. 33
3
a remuneeração fixa
Os membros
m
do
d Conselh
ho Fiscal perceberão
p
ada pela
Assem
mbleia que os
o eleger, ob
bservado o mínimo lega
al.
Art. 34
4
O Co
onselho Fiscal funciona
ará com as
s atribuiçõe
es e compeetências, de
everes e
respo
onsabilidades estabeleciidos em Lei.
CAPÍÍTULO V - DA ASSEMBLEIIA GERAL
Art. 35
5
A Asssembleia Geral constit uir-se-á pelos acionista
as regularm
mente convo
ocados e
forma
ando númerro legal, os quais assiinarão Livro
o de Presennça, observ
vadas as
dema
ais disposiçõ
ões legais.
Art. 36
6
A Asssembleia Geral reunir-sse-á ordinariamente de
entro dos 044 (quatro) primeiros
p
meses de cada ano,
a
em dia
a, lugar e ho
ora previam
mente marcaados, nos te
ermos da
ariamente, q
quando conv
vocada.
Lei, e extraordina
grafo único
o: A Assemb
bleia Geral será
s
instalad
da pelo Pressidente do Conselho
C
Parág
de Ad
dministração
o ou, na su
ua ausência
a e impedim
mento, por ooutro Conse
elheiro, e
dirigid
da pelo Dire
etor Preside
ente ou por um acionistta escolhidoo, na ocasiã
ão, pelos
acionistas presen
ntes. Para ccompor a me
esa diretora dos trabalhhos, o Presidente da
11
Assem
mbleia conv
vidará, dentrre os presentes, um ou
u dois acionnistas para servirem
como Secretários
s.
Art. 37
7
Os accionistas po
oderão fazerr-se represe
entar por prrocuradores que preencham os
requissitos legais.
Art. 38
8
A con
nvocação se
erá feita com
m observân
ncia da ante
ecedência m
mínima de 30
3 (trinta)
dias da
d data da re
ealização da
a Assembleia Geral e, à falta de quuórum de ins
stalação,
far-se
e-á segunda
a convocaçção com antecedênci
a
a mínima de 08 (oitto) dias,
anuncciadas as co
onvocações pela impren
nsa, e os do
ocumentos reelativos à re
espectiva
pauta
a serão dispo
onibilizados aos Acionis
stas na mesma data da convocação
o.
Art. 39
9
O quó
órum de ins
stalação de Assembleia
as Gerais, bem
b
como o das delib
berações,
serão
o aqueles de
eterminados na legislaçã
ão vigente.
CAP
PÍTULO VI - D O EXERCÍCIO
O SOCIAL
Art. 40
0
Em 31 de dezem
mbro de cad a ano, a Co
ompanhia encerrará o sseu exercício social,
ão em que
e serão levvantados o Balanço Geral e dem
mais demon
nstrações
ocasiã
financceiras exigid
das em Lei,, observando-se, quantto aos resulltados, as seguintes
s
regrass:
I.
do do exerccício serão deduzidos,
d
antes
a
de quualquer participação,
do resultad
os prejuízos acumulad os e a proviisão para o imposto de renda;
II.
do lucro do
o exercício, 5% (cinco por cento) serão
s
aplicaados na con
nstituição
da Reserva
a Legal, que
e não excede
erá 20% (vin
nte por centoo) do capita
al social;
III.
a Companhia poderá registrar co
omo reserva
a os juros ssobre investtimentos,
ão de cap
pital próprioo, nas ob
bras em
realizados mediante a utilizaçã
o; e
andamento
IV.
outras rese
ervas poderã
ão ser consttituídas pela
a Companhiaa, na forma e limites
legais.
§ 1º Os acionistas têm dire
eito de rece
eber como dividendo oobrigatório, em
e cada
n mínimo 2
25% (vinte e cinco por cento)
c
do luccro líquido, ajustado
exercício, no
de acordo com o art. 202 e seus
s parágrafos
s da Lei nº 6.404/76, calculado
c
e
o no art. 6º e seus parág
grafos destee Estatuto So
ocial.
conforme estabelecido
§ 2º O dividendo
o não será o
obrigatório no
n exercício
o social em qque a Admin
nistração
informar à Assembleia
a Geral Ordinária, com parecer
p
do C
Conselho Fiiscal, ser
ele incompatível com a situação financeira da Companhiaa.
§ 3º Os lucros que deixarrem de serr distribuído
os nos term
mos do § 2º
2 serão
s como rese
erva especia
al e, se não absorvidoos por preju
uízos em
registrados
exercícios subsequen tes, deverã
ão ser distrribuídos tãoo logo o permita a
nanceira da Companhia.
situação fin
§ 4º Na forma da
d lei, serão
o submetido
os ao Tribun
nal de Contaas do Estad
do, até o
dia 30 de abril
a
de cad
da ano, os documentos
s da adminiistração rela
ativos ao
exercício so
ocial imedia
atamente anterior.
Art. 41
1
A Co
ompanhia po
oderá levan
ntar balanço
os semestrais e a Addministração
o poderá
anteccipar a dis
stribuição d
de dividend
dos interme
ediários, "aad referend
dum" da
Assem
mbleia Gera
al.
CAPÍTUL
LO VII - DISPO
OSIÇÕES GER
RAIS E TRAN
NSITÓRIAS
Art. 42
2
A disssolução e a liquidação d
da Companh
hia far-se-ão
o de acordo com o que dispuser
a Asssembleia Ge
eral, obedeciidas as pres
scrições lega
ais a respeitto.
Art. 43
3
Na hipótese de retirada
r
de a
acionistas ou
o de fecham
mento de caapital, o mo
ontante a
ser pago
p
pela Companhia
C
a título de reembols
so pelas açções detida
as pelos
acionistas que te
enham exerccido direito de retirada, nos casos autorizados
s por lei,
12
deverrá correspon
nder ao valo
or econômic
co de tais ações, a serr apurado de
e acordo
com o procedime
ento de aval iação aceito
o pela Lei nºº 6.404/76, ssempre que
e tal valor
for infferior ao valo
or patrimoniial.
Art. 44
4
As co
ompetências
s da Direto
oria de Des
senvolvimento de Negóócios, referiidas nos
inciso
os IX, X e XI
X do artigo 25 deste Estatuto
E
Soc
cial serão at
atribuídas a eventual
Subsiidiária Integ
gral que ve
enha a serr constituída
a com o oobjetivo de deter a
particcipação em sociedades
s
controladas
s, coligadas e consórcioss.
13
ALTERAÇÕES ESTATUTÁRIAS
O texto originário do Estatuto da COPEL (arquivado na JUCEPAR, sob o nº 17.340, em
16.06.1955, e publicado no DOE PR, de 25.06.1955) foi objeto de modificações cujas referências
são citadas a seguir:
Ata da
AG de
09.09.1969
21.08.1970
22.10.1970
28.04.1972
30.04.1973
06.05.1974
27.12.1974
30.04.1975
26.03.1976
15.02.1978
14.08.1979
26.02.1980
30.10.1981
02.05.1983
23.05.1984
17.12.1984
11.06.1985
12.01.1987
18.03.1987
19.06.1987
22.02.1994
22.08.1994
15.02.1996
18.10.1996
10.07.1997
12.03.1998
30.04.1998
25.05.1998
26.01.1999
25.03.1999
27.03.2000
07.08.2001
26.12.2002
19.02.2004
17.06.2005
11.01.2006
24.08.2006
02.07.2007
18.04.2008
13.03.2009
08.07.2010
28.04.2011
26.04.2012
JUCEPAR
Nº arq.
Data
83.759
01.10.1969
88.256
04.09.1970
88.878
05.11.1970
95.513
24.05.1972
101.449
15.08.1973
104.755
21.05.1974
108.364
07.02.1975
110.111
03.06.1975
114.535
29.04.1976
123.530
28.02.1978
130.981
09.11.1979
132.253
25.03.1980
139.832
01.12.1981
146.251
31.05.1983
150.596
26.07.1984
160.881
17.01.1985
162.212
01.07.1985
166.674
13.02.1987
166.903
07.04.1987
167.914
02.07.1987
18444,7
28.02.1994
309,0
20.09.1994
960275860
27.02.1996
961839597
29.10.1996
971614148
18.07.1997
980428793
01.04.1998
981597050
06.05.1998
981780954
28.05.1998
990171175
05.02.1999
990646483
14.04.1999
000633666
30.03.2000
20011994770
14.08.2001
20030096413
29.01.2003
20040836223
08.03.2004
20052144879
23.06.2005
20060050632
20.01.2006
20063253062
30.08.2006
20072743441
04.07.2007
20081683790
25.04.2008
20091201500
13.03.2009
20106612077
20.07.2010
20111122929
10.05.2011
20123192609
09.05.2012
Publicada no
DOE PR de
08.10.1969
14.09.1970
16.11.1970
30.05.1972
28.08.1973
05.06.1974
21.02.1975
18.06.1975
10.05.1976
08.03.1978
20.11.1979
16.04.1980
18.12.1981
14.06.1983
28.08.1984
11.02.1985
18.07.1985
26.02.1987
08.05.1987
14.07.1987
17.03.1994
06.10.1994
06.03.1996
06.11.1996
22.07.1997
07.04.1998
12.05.1998
02.06.1998
11.02.1999
23.04.1999
07.04.2000
27.08.2001
10.02.2003
19.03.2004
05.07.2005
25.01.2006
11.09.2006
27.07.2007
27.05.2008
31.03.2009
04.08.2010
07.06.2011
15.05.2012
Evolução do Capital (Art. 4º)
Capital Inicial, em 28.03.1955: Cr$ 800.000.000,00
AG
de
01.10.1960
16.04.1962
11.11.1963
13.10.1964
24.09.1965
29.10.1965
20.09.1966
31.10.1967
17.06.1968
27.11.1968
06.06.1969
13.10.1969
03.12.1969
06.04.1970
24.11.1970
18.12.1970
31.07.1972
30.04.19734
31.08.1973
30.10.19735
30.05.1974
27.12.1974
30.04.1975
22.12.1975
26.03.1976
17.12.1976
29.08.1977
16.11.1977
28.04.1978
14.12.1978
05.03.1979
30.04.1979
24.09.1979
NOVO CAPITAL
APROVADO - Cr$
1.400.000.000,00
4.200.000.000,00
8.000.000.000,00
16.000.000.000,00
20.829.538.000,00
40.000.000.000,00
70.000.000.000,00
JUCEPAR
Nº ARQ. DATA
26.350 - 13.10.1960
31.036 - 03.05.1962
37.291 - 28.11.1963
50.478 - 23.10.1964
65.280 - 15.10.1965
65.528 - 12.11.1965
70.003 - 11.10.1966
ATA NO
DOE PR de
14.10.1960
26.05.1962
02.12.1963
31.10.1964
18.10.1965
18.11.1965
18.10.19663
NCr$
125.000.000,00
138.660.523,00
180.000.000,00
210.000.000,00
300.000.000,00
300.005.632,00
332.111.886,00
74.817 - 01.12.1967
77.455 - 27.06.1968
79.509 - 10.12.1968
82.397 - 11.07.1969
84.131 - 30.10.1969
84.552 - 16.12.1969
86.263 - 14.05.1970
07.12.1967
13.07.1968
20.12.1968
05.08.1969
03.11.1969
30.12.1969
09.06.1970
Cr$
425.000.000,00
500.178.028,00
866.000.000,00
867.934.700,00
877.000.000,00
1.023.000.000,00
1.023.000.010,00
1.300.000.000,00
1.302.795.500,00
1.600.000.000,00
1.609.502.248,00
2.100.000.000,00
3.000.000.000,00
3.330.000.000,00
3.371.203.080,00
4.500.000.000,00
5.656.487.659,00
5.701.671.254,00
8.000.000.000,00
89.182 - 11.12.1970
89.606 - 04.02.1971
97.374 - 21.09.1972
101.449 -15.08.1973
102.508 -09.11.1973
103.387 -25.01.1974
105.402 -21.06.1974
108.364 -07.02.1975
110.111 -13.06.1975
113.204 -15.01.1976
114.535 -29.04.1976
118.441 -14.01.1977
122.059 -14.10.1977
122.721 -13.12.1977
125.237 -06.07.1978
127.671 -19.01.1979
128.568 -04.05.1979
129.780 -24.07.1979
130.933 -05.11.1979
18.12.1970
17.02.1971
04.10.1972
28.08.1973
21.11.1973
11.02.1974
27.06.1974
21.02.1975
18.06.1975
13.02.1976
10.05.1976
04.02.1977
25.10.1977
12.01.1978
20.07.1978
06.03.1979
17.05.1979
14.08.1979
23.11.1979
3 Retificada no DOE PR de 05.06.1967.
4 Ratificada na AGE de 07.08.1973, publicada no DOE PR de 23.08.1973.
5 Ratificada na AGE de 21.12.1973, publicada no DOE PR de 01.02.1974.
Evolução do Capital (Art. 4º)
27.03.1980
29.04.1980
16.10.1980
30.04.1981
30.10.1981
30.04.1982
29.10.1982
14.03.1983
02.05.1983
01.09.1983
10.04.1984
10.04.1984
05.10.1984
25.03.1985
25.03.1985
18.09.1985
NOVO CAPITAL
APROVADO - Cr$
10.660.296.621,00
10.729.574.412,00
11.600.000.000,00
20.000.000.000,00
20.032.016.471,00
37.073.740.000,00
39.342.000.000,00
75.516.075.768,00
80.867.000.000,00
83.198.000.000,00
205.139.191.167,00
215.182.000.000,00
220.467.480.000
672.870.475.837
698.633.200.000
719.093.107.000
JUCEPAR
Nº ARQ. DATA
133.273 - 17.06.1980
133.451 - 27.06.1980
135.337 - 02.12.1980
137.187 - 19.05.1981
139.832 - 01.12.1981
141.852 - 01.06.1982
144.227 - 14.12.1982
145.422 - 12.04.1983
146.251 - 31.05.1983
148.265 - 25.10.1983
150.217 - 15.06.1984
150.217 - 15.06.1984
160.412 - 08.11.1984
161.756 - 21.05.1985
161.756 - 21.05.1985
163.280 - 14.11.1985
ATA NO
DOE PR de
27.06.1980
16.07.1980
20.01.1981
29.05.1981
18.12.1981
17.06.1982
29.12.1982
10.05.1983
14.06.1983
09.12.1983
17.07.1984
17.07.1984
27.11.1984
11.06.1985
11.06.1985
27.11.1985
25.04.1986
23.10.1986
18.03.1987
18.03.1987
18.09.1987
14.04.1988
14.04.1988
14.06.1988
25.04.1989
Cz$
2.421.432.629,00
2.472.080.064,00
4.038.049.401,49
4.516.311.449,87
4.682.539.091,91
18.772.211.552,10
19.335.359.578,00
19.646.159.544,00
174.443.702.532,00
164.815 - 11.06.1986
166.138 - 06.11.1986
166.903 - 07.04.1987
166.903 - 07.04.1987
168.598 - 06.10.1987
170.034 - 06.05.1988
170.034 - 06.05.1988
170.727 - 11.07.1988
172.902 - 26.05.1989
30.06.1986
14.11.1986
08.05.1987
08.05.1987
16.10.1987
25.05.19886
25.05.1988
20.07.1988
06.07.1989
25.04.1989
26.06.1989
NCz$
182.848.503,53
184.240.565,60
172.902 - 26.05.1989
17.337,4 - 12.07.1989
06.07.1989
21.07.1989
30.03.1990
30.03.1990
25.05.1990
25.03.1991
25.03.1991
23.05.1991
28.04.1992
28.04.1992
25.06.1992
01.04.1993
01.04.1993
15.06.1993
Cr$
2.902.464.247,10
3.113.825.643,60
3.126.790.072,52
28.224.866.486,42
30.490.956.176,38
30.710.162.747,26
337.561.908.212,47
367.257.139.084,96
369.418.108.461,33
4.523.333.257.454,10
4.814.158.615.553,95
4.928.475.489.940,957
175.349 - 02.05.1990
175.349 - 02.05.1990
176.016 - 10.07.1990
17.780,9 - 26.04.1991
17.780,9 - 26.04.1991
17.833,7 - 18.06.1991
18.061,7 - 08.06.1992
18.061,7 - 08.06.1992
18.089,9 - 09.07.1992
18.255,3 - 29.04.1993
18.255,3 - 29.04.1993
18.313,9 - 13.07.1993
09.05.1990
09.05.1990
09.08.1990
23.05.1991
23.05.1991
27.06.1991
06.07.1992
06.07.1992
17.07.1992
20.05.1993
20.05.1993
24.08.1993
AG
de
6 Retificação no DOE nº 2780, de 27.05.88.
7 Em função da Medida Provisória nº 336, de 28.07.93, que altera a moeda nacional, o capital da Empresa
passou, a partir de 01.08.93, a ser registrado em "cruzeiros reais" (CR$ 4.928.475.475,41, nesta última data).
Evolução do Capital (Art. 4º)
AG
de
26.04.1994
25.04.1995
23.04.1996
29.07.1997
07.08.1997
12.03.1998
25.03.1999
26.12.2002
29.04.2004
27.04.2006
27.04.2007
27.04.2010
NOVO CAPITAL
APROVADO - CR$
122.158.200.809,22
R$
446.545.229,15
546.847.990,88
1.087.959.086,89
1.169.125.740,57
1.225.351.436,59
1.620.246.833,38
2.900.000.000,00
3.480.000.000,00
3.875.000.000,00
4.460.000.000.00
6.910.000.000,00
JUCEPAR
Nº ARQ.
DATA
ATA NO DOE
PR de
18.478,10
10.05.1994
08.06.1994
9,5069647,1
960710000
971614130
971761671
980428793
990646483
20030096413
20041866290
20061227897
20071761462
20105343960
18.05.1995
07.05.1996
30.07.1997
12.08.1997
01.04.1998
14.04.1999
29.01.2003
7.06.2004
9.05.2006
5.05.2007
06.05.2010
19.06.1995
15.05.1996
01.08.1997
15.08.1997
07.04.1998
23.04.1999
10.02.2003
18.06.2004
24.05.2006
29.05.2007
13.05.2010
LEI Nº 1.384/53
SÚMULA:
Institui o Fundo de Eletrificação e dá outras providências
(...)
Art. 9º - Fica o Poder Executivo autorizado a organizar no Estado, sociedades de economia mista
para construção e exploração de centrais geradoras de energia elétrica, e delas participar.
Parágrafo único* - A sociedade constituída na conformidade do presente artigo poderá, ainda,
por si, por concessionária do serviço público da qual já seja acionista, ou por sociedade de que
vier a participar, na qual o Poder Público detenha a maioria do Capital:
a)
pesquisar e estudar, dos pontos de vista técnico e econômico, quaisquer fontes de energia;
b) pesquisar, estudar, planejar, construir e explorar a produção, a transformação, o
transporte, o armazenamento, a distribuição e o comércio de energia, em qualquer de suas
formas, principalmente a elétrica, de combustíveis e de matérias-primas energéticas;
c)
estudar, planejar, projetar, construir e operar barragens e seus reservatórios, bem como
outros empreendimentos, visando ao aproveitamento múltiplo das águas;
d) prestar serviços de informações e assistência técnica, quanto ao uso racional da energia, a
iniciativas empresariais que visem à implantação e desenvolvimento de atividades
econômicas de interesse para o desenvolvimento do Estado.
e)** desenvolver atividades na área de transmissão de informações eletrônicas, comunicações
e controles eletrônicos, de telefonia celular, e outras atividades de interesse para a COPEL
e para o Estado do Paraná, ficando autorizada, para estes fins e para os previstos nas
alíneas “b” e “c”, a participar, majoritária ou minoritariamente, de consórcios ou
companhias com empresas privadas.
(...)
Curitiba, 10 de Novembro de 1953
BENTO MUNHOZ DA ROCHA NETO
EUGÊNIO JOSÉ DE SOUZA
RIVADÁVIA B. VARGAS
*
Parágrafo único (e alíneas a a d) acrescentado pela Lei 7.227, de 22 de outubro de 1979, publicada no
DOE nº 661, de 24.10.1979, p. inicial.
** Alínea e, acrescentada pela Lei 11.740, de 19 de junho de 1997, publicada no DOE nº 5.027, de
19.06.1997, p. inicial.
DECRETO Nº 14.947/54*
Dispõe sobre a organização de sociedade de economia mista
sob a denominação de Companhia Paranaense de Energia
Elétrica - COPEL e dá outras providências.
O Governador do Estado do Paraná, no uso das suas atribuições e na conformidade da
autorização constante da Lei nº 1.384, de 10 de novembro de 1953,
D E C R E T A:
Art. 1º - Fica denominada para fins de constituição "Companhia Paranaense de Energia Elétrica",
a sociedade destinada a planejar, construir e explorar sistemas de produção, transmissão,
transformação, distribuição e comércio de energia elétrica e serviços correlatos, por si ou por
sociedades que organizar ou de que vier a participar.
Art. 2º - O capital da Companhia será de Cr$ 800.000.000,00 (oitocentos milhões de cruzeiros),
do qual até 40% poderão ser representados por ações preferenciais sem direito a voto. (Revogado
conforme Decreto nº 3309 de 25 de julho de 1997, publicado no DOE PR nº 5053 de 25.07.1997.)
Art. 3º - O Estado subscreverá no mínimo 60% (sessenta por cento) do capital social.
Art. 4º - Na integralização do capital da sociedade, o Estado utilizar-se-á dos recursos
provenientes do Fundo de Eletrificação, criado pela Lei Estadual nº 1.384, de 10 de novembro de
1953, podendo também incorporar ao patrimônio da sociedade, no todo ou em parte, os bens
móveis e imóveis integrantes das instalações destinadas à produção, transmissão e distribuição
de energia elétrica de propriedade do Estado.
Art. 5º - A sociedade reger-se-á pelos estatutos que forem aprovados no ato de sua constituição.
Art. 6º - O Governador nomeará representante seu para, em nome do Estado, praticar todos os
atos relativos à constituição da sociedade.
Art. 7º - Este decreto entrará em vigor na data e sua publicação, revogadas as disposições em
contrário.
Curitiba, 26 de outubro de 1954, 133º da Independência e 66º da República
(a)
BENTO MUNHOZ DA ROCHA NETO
(a)
ANTÔNIO JOAQUIM DE OLIVEIRA PORTES
*Publicado no DOE PR, de 27.10.1954.
DECRETO Nº 37.399/55*
Concede autorização para funcionar como empresa de
energia elétrica à Companhia Paranaense de Energia
Elétrica - COPEL.
O Presidente da República, usando da atribuição que lhe confere o Art. 87, inciso I, da
Constituição, e tendo em vista o disposto no Art. 1º do Decreto-Lei nº 938, de 8 de dezembro de
1938, e o que requereu a Companhia Paranaense de Energia Elétrica - COPEL, decreta:
Art. 1º - É concedida à Companhia Paranaense de Energia Elétrica - COPEL, com sede em
Curitiba, Estado do Paraná, autorização para funcionar como empresa de energia elétrica, de
acordo com o Decreto-Lei nº 938, de 8 de dezembro de 1938, combinado com o Decreto-Lei nº
2.627, de 26 de setembro de 1940, ficando a mesma obrigada, para os seus objetivos, a satisfazer
integralmente as exigências do Código de Águas (Decreto nº 24.643, de 10 de julho de 1934), leis
subseqüentes e seus regulamentos, sob pena de revogação do presente ato.
Art. 2º - O presente Decreto entra em vigor na data de sua publicação.
Art. 3º - Revogam-se as disposições em contrário.
Rio de Janeiro, 27 de maio de 1955, 134º da Independência e 67º da República
(a)
JOÃO CAFÉ FILHO
(a)
MUNHOZ DA ROCHA
*Publicado no DOU, Seção I, ANO XCIV, nº 128, de 04.06.1955.
LEI Nº 7.227/79
Acrescenta parágrafo ao art. 9º da Lei nº 1.384, de 10 de
novembro de 1953.
A Assembleia Legislativa do Estado do Paraná decretou e eu sanciono a seguinte lei
Art. 1º - Fica acrescentado no artigo 9º da Lei n° 1.384, de 10 de novembro de 1953 um parágrafo
com a seguinte redação:
Parágrafo único – A sociedade constituída na conformidade do presente artigo poderá, ainda, por
si, por concessionária do serviço público da qual já seja acionista ou por sociedade de que vier a
participar, na qual o Poder Público detenha a maioria do Capital:
a)
pesquisar e estudar, dos pontos de vista técnico e econômico, quaisquer fontes de energia;
b) pesquisar, estudar, planejar, construir e explorar a produção, a transformação, o
transporte, o armazenamento, a distribuição e o comércio de energia, em qualquer de suas
formas, principalmente a elétrica, de combustíveis e de matérias-primas energéticas;
c)
estudar, planejar, projetar, construir e operar barragens e seus reservatórios, bem como
outros empreendimentos, visando ao aproveitamento múltiplo das águas;
d) prestar serviços de informações e assistência técnica, quanto ao uso racional da energia, a
iniciativas empresariais que visem à implantação e desenvolvimento de atividades
econômicas de interesse para o desenvolvimento do Estado.
Art. 2º - Esta Lei entrará em vigor na data de sua publicação, revogadas as disposições em
contrário.
Palácio do Governo em Curitiba, 22 de outubro de 1979.
(a) NEY BRAGA
Governador do Estado
(a) EDSON NEVES GUIMARÃES
Secretário de Estado das Finanças
LEI Nº 11.740 - 19/06/1997*
.
Acresce alínea ao parágrafo único do art. 9º, da Lei
nº 1.384/53, dispondo sobre o desenvolvimento de atividades
da Copel, nas áreas que áreas que especifica.
A Assembleia do Estado do Paraná decretou e eu sanciono a seguinte lei:
Art. 1º. Fica acrescentada a alínea "e", ao parágrafo único do art. 9º, da Lei nº 1.384, de 10 de
novembro de 1953, com a seguinte redação:
"e) desenvolver atividades na área de transmissão de informações eletrônicas, comunicações
e controles eletrônicos, de telefonia celular, e outras atividades de interesse para a COPEL
e para o Estado do Paraná, ficando autorizada, para estes fins e para os previstos nas
alíneas "b" e "c", a participar, majoritária ou minoritariamente, de consórcios ou
companhias com empresas privadas."
Art. 2º. Esta Lei entrará em vigor na data de sua publicação, revogadas as disposições em
contrário. PALÁCIO DO GOVERNO EM CURITIBA, em 19 de junho de 1997.
(a) JAIME LERNER
Governador do Estado
(a) RAFAEL GRECA DE MACEDO
Chefe da Casa Civil.
* Publicada no Diário Oficial nº 5027, de 19.06.1997
Anexo 1.1
LEI Nº
N 14.286
6 - 09/02/2004*
.
..
Alterra os dispositivos que especifica, da Lei nº 1.384,
1
de
10 d
de novembrro de 1953 e adota outr
tras providências.
A Asssembleia Le
egislativa do
o Estado do
o Paraná de
ecretou e eu
u sanciono a seguinte lei:
l
Art. 1º. Altera a redação
r
da alínea "e", do parágra
afo único, do
o artigo 9º, da Lei nº 1.384,
1
de
10 de
e novembro de 1953, acrescida
a
p
pelo artigo 1º, da Lei nº
n 11.740, de 19 de junho
j
de
1997, e acresce
enta-lhe no
ovos parágrrafos, reno
omeando o atual paráágrafo únic
co como
parágrafo primeirro conforme
e segue:
"Art. 9
9º. ..........
Parág
grafo único. ..........
e)) desenvolvver atividad
des na árrea de tra
ansmissão de inform
mações eletrônicas,
comunica
ações e con
ntroles eletrrônicos, de telefonia celular,
c
e ouutras ativid
dades de
interesse para a Cop
pel e para o Estado do
d Paraná, ficando
f
auto
torizada, pa
ara estes
fins e parra os previistos nas a
alíneas "b" e "c", a pa
articipar, m
majoritariame
ente, de
consórcio
os ou compa
anhias com
m empresas
s privadas, após autorirização destte Poder
Legislativo
o, específic
ca para essse e na qu
ual tenham sido conssideradas além das
caracteríssticas gerais
s dos projettos, os resp
pectivos imp
pactos sociaais e ambientais.
§ 2º. P
Para viabilizzar a condiç
ção de sócia
a majoritáriia da Copel nas parcerrias já forma
alizadas,
fica essta empressa autorizad
da a adquiriir cotas ou ações dos sócios majjoritários, pe
elo valor
subsccrito no con
ntrato socia
al registrado
o na Junta
a Comercial do Estaddo até o dia 27 de
fevere
eiro de 2003
3.
§ 3º. Ante a co
omprovada valorizaçã
ão no merc
cado financ
ceiro das aações referridas no
parágrafo anterio
or, a aquisiç
ção das messmas fica condicionada
c
a à prévia aautorização em lei.
§ 4º. N
Nos contrattos de parce
eria para fo rmação de empresas de
d geraçãoo de energia
a elétrica
é veda
ada a inclussão de cláu
usula de com
mpra anteciipada de en
nergia pela Copel.
§ 5º. P
Para os con
ntratos em vigência pa
ara formaçã
ão de eventual parceriria, que este
ejam em
fase d
de estudos ou de impla
antação, de
everá a Cop
pel providenciar, no prrazo máxim
mo de 90
(noven
nta) dias, a revogação
o de eventu
ual cláusula
a que assegure a com
mpra anteciipada de
energiia.
§ 6ºº. A Copel encamiinhará, an
nualmente, à Assem
mbleia Leegislativa, relatório
circun
nstanciado de
d resultado
os econômiico e financ
ceiro.
Art. 2
2º. Esta Lei entrará em
m vigor na d
data de sua
a publicação, revoganddo a Lei nºº 11.740,
de 19 de junho de
d 1997. PA
ALÁCIO DO
O GOVERN
NO EM CUR
RITIBA, em
m 09 de feve
ereiro de
2004.
(a) RO
OBERTO REQUIÃO
Goverrnador do Estado
E
(a) CA
AÍTO QUINT
TANA
Chefe
e da Casa Civil
C
23
*Publicada no Diário Oficial nº 6668, de 13.02.2004
Lei 16652 - 08 de Dezembro de 2010*
Altera dispositivos da Lei nº 1.384, de 11 de novembro
de 1953, conforme especifica.
A Assembléia Legislativa do Estado do Paraná decretou e eu sanciono a seguinte lei:
Art. 1°. A alínea “e” do § 1º do art. 9º, da Lei nº 1.384, de 11 de novembro de 1953, passa
a ter a seguinte redação:
“e) desenvolver atividades na área de geração de energia, transmissão de
informações eletrônicas, comunicações e controles eletrônicos, de telefonia celular, e
outras atividades de interesse para a COPEL e para o Estado do Paraná, ficando
autorizada para estes fins e para os previstos nas alíneas “b” e “c”, a participar, de
preferência, majoritariamente ou presente no grupo de controle de consórcios ou
companhias com empresas privadas e fundos de pensão e outros entes privados, em
licitações de novas concessões e/ou em sociedades de propósito específico já constituídas
para a exploração de concessões já existentes, que tenham sido consideradas além das
características gerais dos projetos, os respectivos impactos sociais e ambientais.”
Art. 2º. Fica incluída a alínea “f” no § 1º do art. 9º, da Lei nº 1.384, de 11 de novembro de
1953, com a seguinte redação:
“f) a participação no grupo de controle exigida na alínea “e” deverá estar
obrigatoriamente assegurada nos documentos de formação de consórcios ou nos
estatutos sociais das sociedades de propósito específico, conforme o caso.”
Art. 3°. Fica incluído o § 2º-A no art. 9º, da Lei nº 1.384, de 11 de novembro de 1953, com
a seguinte redação:
“§ 2º-A. Nos casos de consórcios ou companhias, previstos no § 1º, “e” deste artigo
e já firmados anteriormente à data da publicação desta alteração, fica vedado à COPEL
efetuar a venda de suas participações caso tal ato ocasione a perda de sua condição
majoritária.”
Art. 4°. O § 2º do art. 9º, da Lei nº 1.384, de 11 de novembro de 1953, passa a ter a
seguinte redação:
“§ 2º. Para viabilizar a condição de sócia, preferencialmente, majoritária da COPEL
nas parcerias já formalizadas, fica esta empresa autorizada a adquirir cotas ou ações dos
sócios majoritários, pelo voto subscrito no contrato social registrado na Junta Comercial do
Estado até o dia 20 de fevereiro de 2003.”
Art. 5°. Esta lei entrará em vigor na data de sua publicação. PALÁCIO DO GOVERNO EM
CURITIBA, em 08 de dezembro de 2010.
(a) NELSON JUSTUS
Governador do Estado, em exercício
(a) NEY CALDAS
Chefe da Casa Civil
*Publicado noDiário Oficial nº 8359, de 08.12.2010.
Anexo 8.1
Lista de Subsidiárias
Companhia Paranaense de Energia - COPEL - Subsidiárias e Controladas em 31 de dezembro de 2012.
Jurisdição da
Organização
Nomes sob os quais o Negócio é conduzido
COPEL Geração e Transmissão S.A.
Brasil
COPEL Geração e Transmissão
COPEL Distribuição S.A.
Brasil
COPEL Distribuição
COPEL Telecomunicações S.A.
Brasil
COPEL Telecomunicações
Copel Renováveis S.A
Brasil
COPEL Renováveis
COPEL Participações S.A
Brasil
COPEL Participações
Companhia Paranaense de Gás – Compagas
Brasil
Compagas
Centrais Eletricas do Rio Jordao S.A. – Elejor
Brasil
Elejor
UEG Araucária Ltda.
Brasil
UEG Araucária
Dominó Holdings S.A.
Brasil
Dominó Holdings
Cutia Empreendimentos Eólicos SPE S.A
Brasil
Cutia Empreendimentos
Costa Oeste Transmissora de Energia S.A
Brasil
Costa Oeste Transmissora
Marumbi Transmissora de Energia S.A
Brasil
Marumbi Transmissora
Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A
Brasil
Transmissora Sul Brasileira
Caiuá Transmissora de Energia S.A.
Brasil
Caiuá Transmissora
Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A.
Brasil
Integração Maranhense
Matrinchã Transmissora de Energia (TPNORTE) S.A.
Brasil
Matrinchã Transmissora
Guaraciaba Transmissora de Energia (TPSUL) S.A.
Brasil
Guaraciaba Transmissora
Paranaíba Transmissora de Energia S.A.
Brasil
Paranaíba Transmissora
Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A.
Brazil
Nova Asa Branca I
Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A.
Brazil
Nova Asa Branca II
Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A.
Brazil
Nova Asa Branca III
Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A.
Brazil
Nova Eurus IV
Santa Maria Energias Renováveis S.A.
Brazil
Santa Maria
Santa Helena Energias Renováveis S.A.
Brazil
Santa Helena
Ventos de Santo Uriel S.A.
Brazil
Ventos de Santo Uriel
Subsidiárias
Anexo 12.1
CERTIFICAÇÃO CONFORME AS REGRAS 13a-14(a) E 15d-14(a) DA SEÇÃO
302 DA LEI SARBANES-OXLEY
Eu, Lindolfo Zimmer, certifico que:
1. Revisei este relatório anual em Formulário 20-F da Companhia Paranaense de Energia – Copel
(“Companhia”);
2. Baseado em meu conhecimento, este relatório não contém qualquer afirmação inverídica de fato
relevante ou deixa de mencionar fato relevante necessário para tornar as afirmações feitas, à luz das
circunstâncias sob as quais essas afirmações foram feitas, não enganosas em relação ao período
coberto por este relatório;
3. Baseado em meu conhecimento, as demonstrações contábeis e outras informações financeiras
incluídas neste relatório representam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a condição
financeira, os resultados das operações e os fluxos de caixa da Companhia para os períodos
apresentados neste relatório;
4. O outro diretor certificador da Companhia e eu somos responsáveis por estabelecer e manter
controles e procedimentos de revelação (definidos nas normas 13a-15(e) e 15d-15(e) do “Exchange Act”)
e controle interno de informações financeiras (definido nas normas 13a-15(f) e 15d-15(f) do “Exchange
Act”) para a Companhia e:
(a) Estabelecemos tais controles e procedimentos de revelação, ou fizemos com que esses
controles e procedimentos de revelação fossem estabelecidos sob nossa supervisão, para
garantir que as informações relevantes relativas à Companhia, incluindo suas subsidiárias
consolidadas, sejam trazidas a nosso conhecimento por outros naquelas entidades, em particular
durante o período em que este relatório é preparado;
(b) Estabelecemos tal controle interno de informações financeiras, ou fizemos com que esse
controle interno de informações financeiras fosse estabelecido sob nossa supervisão, para
fornecer garantia razoável quanto à confiabilidade das informações financeiras e à preparação
de demonstrações contábeis para fins externos de acordo com princípios contábeis geralmente
aceitos;
(c) Avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de revelação da Companhia e
apresentamos neste relatório nossas conclusões quanto à eficácia dos controles e
procedimentos de revelação, no fim do período coberto por este relatório com base em nossa
avaliação; e
(d) Revelamos neste relatório todas as mudanças no controle interno de informações financeiras
da Companhia que ocorreram durante o período coberto pelo relatório anual e que afetaram
relevantemente, ou que poderiam razoavelmente afetar relevantemente, o controle interno de
informações financeiras da Companhia; e
5. O outro diretor certificador da Companhia e eu revelamos, com base em nossa mais recente avaliação
do controle interno de informações financeiras, aos auditores da Companhia e ao comitê de auditoria do
conselho de administração da Companhia (ou às pessoas que exercem as funções equivalentes):
(a) Todas as deficiências significativas e limitações relevantes na concepção ou operação do controle
interno de informações financeiras que poderiam razoavelmente afetar adversamente a capacidade da
Companhia de registrar, processar, resumir e divulgar informações financeiras; e
(b) Qualquer fraude, relevante ou não, que envolva a administração ou outros empregados que tenham
papel significativo no controle interno de informações financeiras da Companhia.
Data: 29 de abril de 2014.
/s/ Lindolfo Zimmer
Nome: Lindolfo Zimmer
Cargo: Diretor Presidente
Anexo 12.2
CERTIFICAÇÃO CONFORME AS REGRAS 13a-14(a) E 15d-14(a) DA SEÇÃO
302 DA LEI SARBANES-OXLEY
Eu, Antonio Sergio de Souza Guetter, certifico que:
1. Revisei este relatório anual em Formulário 20-F da Companhia Paranaense de Energia – Copel
(“Companhia”);
2. Baseado em meu conhecimento, este relatório não contém qualquer afirmação inverídica de fato
relevante ou deixa de mencionar fato relevante necessário para tornar as afirmações feitas, à luz das
circunstâncias sob as quais essas afirmações foram feitas, não enganosas em relação ao período
coberto por este relatório;
3. Baseado em meu conhecimento, as demonstrações contábeis e outras informações financeiras
incluídas neste relatório representam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a condição
financeira, os resultados das operações e os fluxos de caixa da Companhia para os períodos
apresentados neste relatório;
4. O outro diretor certificador da Companhia e eu somos responsáveis por estabelecer e manter
controles e procedimentos de revelação (definidos nas normas 13a-15(e) e 15d-15(e) do “Exchange Act”)
e controle interno de informações financeiras (definido nas normas 13a-15(f) e 15d-15(f) do “Exchange
Act”) para a Companhia e:
(a) Estabelecemos tais controles e procedimentos de revelação, ou fizemos com que esses
controles e procedimentos de revelação fossem estabelecidos sob nossa supervisão, para
garantir que as informações relevantes relativas à Companhia, incluindo suas subsidiárias
consolidadas, sejam trazidas a nosso conhecimento por outros naquelas entidades, em particular
durante o período em que este relatório é preparado;
(b) Estabelecemos tal controle interno de informações financeiras, ou fizemos com que esse
controle interno de informações financeiras fosse estabelecido sob nossa supervisão, para
fornecer garantia razoável quanto à confiabilidade das informações financeiras e à preparação
de demonstrações contábeis para fins externos de acordo com princípios contábeis geralmente
aceitos;
(c) Avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de revelação da Companhia e
apresentamos neste relatório nossas conclusões quanto à eficácia dos controles e
procedimentos de revelação, no fim do período coberto por este relatório com base em nossa
avaliação; e
(d) Revelamos neste relatório todas as mudanças no controle interno de informações financeiras
da Companhia que ocorreram durante o período coberto pelo relatório anual e que afetaram
relevantemente, ou que poderiam razoavelmente afetar relevantemente, o controle interno de
informações financeiras da Companhia; e
5. O outro diretor certificador da Companhia e eu revelamos, com base em nossa mais recente avaliação
do controle interno de informações financeiras, aos auditores da Companhia e ao comitê de auditoria do
conselho de administração da Companhia (ou às pessoas que exercem as funções equivalentes):
(a) Todas as deficiências significativas e limitações relevantes na concepção ou operação do
controle interno de informações financeiras que poderiam razoavelmente afetar adversamente a
capacidade da Companhia de registrar, processar, resumir e divulgar informações financeiras; e
(b) Qualquer fraude, relevante ou não, que envolva a administração ou outros empregados que
tenham papel significativo no controle interno de informações financeiras da Companhia.
Data: 29 de abril de 2014.
/s/ Antonio Sergio de Souza Guetter
Nome: Antonio Sergio de Souza Guetter
Cargo: Diretor de Finanças e de Relações com Investidores
Anexo 13.1
CERTIFICAÇÃO
CONFORME A SEÇÃO 906 DA LEI “SARBANES-OXLEY” DE 2002
(SUBSEÇÕES (A) E (B) DA SEÇÃO 1350, CAPÍTULO 63 DO TÍTULO 18 DO “UNITED STATES
CODE”)
Conforme a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2005 (Subseções (a) e (b) da Seção 1350, Capítulo 63
do Título 18 do “United States Code”), o diretor signatário da Companhia Paranaense de Energia –
COPEL (“Companhia") certifica por meio desta, de acordo com seu conhecimento, que:
O relatório anual em Formulário 20-F da Companhia para o exercício encerrado em 31 de dezembro de
2013 está em plena consonância com as exigências da Seção 13(a) ou 15 (d) do “Securities Exchange
Act” de 1934 e que as informações contidas no Formulário 20-F representam adequadamente, em todos
os aspectos relevantes, a condição financeira e os resultados das operações da Companhia.
Data: 29 de abril de 2014.
/s/ Lindolfo Zimmer
Nome: Lindolfo Zimmer
Cargo: Diretor Presidente
Anexo 13.2
CERTIFICAÇÃO
CONFORME A SEÇÃO 906 DA LEI “SARBANES-OXLEY” DE 2002
(SUBSEÇÕES (A) E (B) DA SEÇÃO 1350, CAPÍTULO 63 DO TÍTULO 18 DO “UNITED STATES
CODE”)
Conforme a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2005 (Subseções (a) e (b) da Seção 1350, Capítulo 63
do Título 18 do “United States Code”), o diretor signatário da Companhia Paranaense de Energia –
COPEL (“Companhia") certifica por meio desta, de acordo com seu conhecimento, que:
O relatório anual em Formulário 20-F da Companhia para o exercício encerrado em 31 de dezembro de
2013 está em plena consonância com as exigências da Seção 13(a) ou 15 (d) do “Securities Exchange
Act” de 1934 e que as informações contidas no Formulário 20-F representam adequadamente, em todos
os aspectos relevantes, a condição financeira e os resultados das operações da Companhia.
Data: 29 de abril de 2014.
/s/ Antonio Sergio de Souza Guetter
Nome: Antonio Sergio de Souza Guetter
Cargo: Diretor de Finanças e de Relações
com Investidores