Arquivado perante a Securities and Exchange Commission em 28 de abril de 2015
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 2014
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)
Luiz Fernando Leone Vianna
+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 2014:
145.031.080 Ações Ordinárias, sem valor nominal
380.291 Ações Preferenciais Classe A, sem valor nominal
128.244.004 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.
Sim
Não
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 financeiras 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 financeiras 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
Declarações Sobre o Futuro ...........................................................................................................................................2
Item 1.
Identidade dos Conselheiros, da Alta Direção e dos Consultores ...........................................................3
Item 2.
Estatísticas de Oferta e Cronograma 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........................................................................................................... 17
A Companhia......................................................................................................................................... 17
O Setor Elétrico Brasileiro .................................................................................................................... 46
Item 4A.
Comentários em Aberto......................................................................................................................... 61
Item 5.
Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras .............................................................................. 61
Item 6.
Conselheiros, Diretores e Empregados.................................................................................................. 81
Item 7.
Principais Acionistas e Transações com Partes Relacionadas ............................................................... 87
Transações com Partes Relacionadas .................................................................................................... 90
Item 8.
Informações Financeiras........................................................................................................................ 90
Ações Judiciais ...................................................................................................................................... 91
Pagamento de Dividendos ..................................................................................................................... 92
Item 9.
A Oferta e Listagem .............................................................................................................................. 95
Item 10.
Informações Adicionais ......................................................................................................................... 97
Estatuto Social ....................................................................................................................................... 97
Contratos Relevantes ........................................................................................................................... 100
Controles de Câmbio ........................................................................................................................... 100
Tributação ........................................................................................................................................... 101
Dividendos e Agentes Pagadores ........................................................................................................ 107
Documentos à Disposição ................................................................................................................... 107
Item 11.
Revelações Quantitativas e Qualitativas sobre Riscos do Mercado .................................................... 107
Item 12.
Descrição de Outros Títulos Mobiliários............................................................................................. 107
Item 12A.
Títulos de Dívida ................................................................................................................................. 107
Item 12B.
Garantias e Direitos ............................................................................................................................. 107
Item 12C.
Outros Títulos ...................................................................................................................................... 107
Item 12D.
American Depositary Shares ............................................................................................................... 107
Item 13.
Inadimplementos, Atrasos de Dividendos e Infrações Não Aplicáveis ............................................... 108
Item 14.
Modificações Relevantes dos Direitos dos Portadores de Títulos e Uso dos Produtos de Venda ....... 108
Item 15.
Controles e Procedimentos .................................................................................................................. 108
Item 16A.
Especialista financeiro do Comitê de Auditoria .................................................................................. 109
Item 16B.
Código de Ética ................................................................................................................................... 109
Item 16C.
Honorários e Serviços do Auditor Principal – Honorários de Auditoria e Outros .............................. 110
Item 16D.
Dispensa dos Padrões de Listagem para Comitês de Auditoria........................................................... 110
Item 16E.
Compras de Ações pelo Emitente e por Compradores Coligados ....................................................... 110
Item 16F.
Mudanças no Contador Certificador da Companhia ........................................................................... 110
Item 16G.
Governanla Corporativa ...................................................................................................................... 111
Item 17.
Demonstrações Financeiras ................................................................................................................. 112
Item 18.
Demonstrações Financeiras ................................................................................................................. 112
Item 19.
Anexos................................................................................................................................................. 112
Glossário de Termos Técnicos e Outros Termos .......................................................................................................114
Assinaturas ................................................................................................................................................................121
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 financeiras consolidadas da Copel em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012, e para
cada período de três anos encerrado em 31 de dezembro de 2014 foram auditadas, conforme apresentado neste
documento, e estão incluídas neste Relatório Anual. Preparamos nossas demonstrações financeiras 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 ao “American Depositary Shares” ou “ADSs” dizem respeito ao 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 115.
DECLARAÇÕES SOBRE O FUTURO
Este Relatório Anual contém declarações sobre o futuro. Também podemos fazer comentários escritos 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 comentários 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 declarações 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 energia; e
•
outros fatores discutidos abaixo em “Item 3. Informações Principais—Fatores de Risco”.
Todas as declarações 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 financeiras
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 2010, de acordo com o "Item 8. Informações
Financeiras – Pagamento de Dividendos".
Para os exercícios encerrados em 31 de dezembro
2014
Dados da Demonstração de Resultado:
13.919
Receitas operacionais ............................................................................................
Custo de vendas e serviços................................................................ (11.165)
Lucro bruto ................................................................................................ 2.754
Receitas/despesas operacionais................................................................(1.044)
Lucro antes de resultados financeiros e impostos................................ 1.710
148
Resultados financeiros...........................................................................................
1.858
Lucro antes de imposto de renda e contribuição social ................................
2013
2012
(milhões de R$ )
9.180
(7.038)
2.142
(916)
1.226
280
1.506
8.493
(6.540)
1.953
(953)
1.000
(27)
973
2011
7.776
(5.457)
2.319
(961)
1.358
226
1.584
2010(1)
6.901
(4.976)
1.925
(893)
1.032
348
1.380
Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro ................................(522)
1.336
Lucro líquido do exercício ................................................................
(405)
(246)
(407)
(370)
1.101
727
1.177
1.010
Dados do Balanço Patrimonial:
5.218
Ativo circulante................................................................................................
1.344
Conta de Resultados a Compensar (CRC)(2) ................................
8.261
Ativo não circulante...............................................................................................
8.304
Ativo imobilizado (líquido) ................................................................
Ativo total................................................................................................ 25.618
Empréstimos, financiamentos e debêntures (atuais) ................................1.299
4.055
Passivo circulante ................................................................................................
4.680
1.381
7.224
7.984
23.111
1.015
3.348
4.682
1.384
6.297
7.872
21.209
274
2.833
3.700
1.346
5.656
7.209
18.837
116
2.058
4.158
1.341
4.805
6.664
17.859
704
2.537
Empréstimos, financiamentos e debêntures (longo prazo) ................................
4.755
3.517
2.988
2.058
1.281
7880
Passivo não circulante ...........................................................................................
13.683
Patrimônio líquido ................................................................................................
13.331
Atribuível aos acionistas controladores..............................................................
352
Atribuível a participações não controladoras................................
Capital social ................................................................................................6.910
6.835
12.929
12.651
277
6.910
6.014
12.362
12.097
265
6.910
4.701
12.078
11.835
243
6.910
4.027
11.296
11.030
266
6.910
(1)
(2)
Não comparável com o atual GAAP. Os dados referentes a 2010 não foram atualizados na aplicação do IAS 19 – Benefícios aos
Funcionários (conforme revisado em 2011) e IFRS 11 – acordos de empreendimento conjunto. Em particular, os dados referentes a 2010
reflecem os resultados do empreendimento conjunto Dominó Holdings S.A através da consolidação proporcional em 2010, em oposição ao
método de equivalência patrimonial aplicável em 2014, 2013, 2012 e 2011.
Montantes devidos pelo Estado do Paraná que foram incluídos no ativo circulante totalizaram R$ 94,6 milhões em 2014, R$ 85,5 milhões
em 2013, R$ 75,9 milhões em 2012, R$ 65,9 milhões em 2011 e R$ 58,8 milhões em 2010. Montantes devidos pelo Estado do Paraná que
foram incluídos no ativo não circulante totalizaram R$ 1.249,5 milhões em 2014, R$ 1.295,1 milhões em 2013, R$ 1.308,4 milhões em
2012, R$ 1.280,6 milhões em 2011 e R$ 1.282,4 milhões em 2010. Vide Nota 8 das demonstrações financeiras consolidadas. Esse item
inclui tanto os créditos correntes como os de longo prazo da CRC.
4
2014
2013
2012
(R$)
2011
2010
Lucro básico e diluído por ação:
Ações ordinárias....................................................................................................
Ações preferenciais Classe A ...............................................................................
Ações preferenciais Classe B ...............................................................................
4,21
4,63
4,63
3,74
4,49
4,12
2,44
4,17
2,69
4,04
5,33
4,44
3,45
5,20
3,79
Número de ações em circulação ao fim do exercício (em milhares):
Ações ordinárias....................................................................................................
Ações preferenciais Classe A ...............................................................................
Ações preferenciais Classe B ...............................................................................
Total .......................................................................................................................
145.031
380
128.244
273.655
145.031
381
128.243
273.655
145.031
381
128.243
273.655
145.031
384
128.240
273.655
145.031
390
128.234
273.655
Dividendos por ação ao fim do exercício:
Ações ordinárias....................................................................................................
Ações preferenciais Classe A ...............................................................................
Ações preferenciais Classe B ...............................................................................
2,17
2,53
2,39
1,96
2,53
2,15
0,94
2,53
1,03
1,47
2,53
1,62
0,98
2,53
1,08
TAXAS DE CÂMBIO
A tabela seguinte apresenta informações sobre a taxa de câmbio para venda, expressa em reais por dólar
americano (R$ /US$), nos períodos indicados.
Ano
2010 ...................................................................................................................
2011 ...................................................................................................................
2012 ...................................................................................................................
2013 ...................................................................................................................
2014 ...................................................................................................................
Taxa de câmbio da moeda brasileira por US$1,00
Fim do
Mínimo
Máximo
Média(1)
período
1,6554
1,8811
1,7589
1,6662
1,5345
1,9016
1,6709
1,8758
1,7024
2,1121
1,9588
2,0435
1,9528
2,4457
2,1741
2,3426
2,1974
2,7403
2,3599
2,6562
____________
Fonte: Banco Central.
(1) Representa a média das taxas de câmbio no último dia de cada mês do período.
Mês
Dezembro de 2014 ..........................................................................................
Janeiro de 2015.................................................................................................
Fevereiro de 2015 .............................................................................................
Março de 2015 ..................................................................................................
Abril de 2015 (até 14 de abril de 2014) .........................................................
____________
Fonte: Banco Central.
5
Mínimo
2,5607
2,5754
2,6894
2,8655
3,0466
Máximo
2,7403
2,7107
2,8811
3,2683
3,1556
FATORES DE RISCO
Riscos Relativos ao Brasil
As condições políticas e econômicas do Brasil podem afetar nosso negócio, 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, situação
financeira, os resultados operacionais, o preço de mercado das ADSs, e de nossas ações ordinárias podem ser
afetados adversamente por essas políticas econômicas caso sejam restabelecidas.
O governo brasileiro tem exercido, e continua a exercer, uma influência significativa sobre a economia do
país. Intervenções frequentes e significativas alteraram várias vezes as políticas monetária e tributária e as
regulamentações de crédito e de tarifação para interferir no curso da economia. 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 das 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 da moeda 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 energia de Itaipu, uma usina hidrelétrica que é um de
nossos maiores fornecedores e que reajusta os preços da energia com base, parcialmente, em seus custos em dólares
americanos. Sua desvalorização também cria pressões inflacionárias adicionais no Brasil que podem nos afetar
negativamente, limitando o acesso aos mercados internacionais de capital, provocando intervenção governamental,
reduzindo 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 2,4% no trimestre encerrado em 31 de março de 2015, 3,7% em 2014, 5,5% em 2013 e 8,1% em
2012. 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 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 a nossa capacidade de acesso a mercados financeiros estrangeiros e levar a
uma maior intervenção na economia, incluindo a adoção de políticas governamentais que possam afetar
adversamente o desempenho da economia brasileira como um todo.
6
Alegações de corrupção política contra o governo federal brasileiro e o poder legislativo poderiam resultar em
instabilidade econômica e política.
No passado, membros do governo federal e do poder legislativo receberam alegações de corrupção política.
Consequentemente, vários políticos, inclusive o alto escalão e deputados federais renunciaram e/ou foram presos.
Atualmente, vários membros dos poderes executivo e legislativo estão sendo investigados como resultado de
alegações de conduta ilegal e antiética identificada na Operação Lava-Jato, investigação que está sendo conduzida
pelo Ministério Público Federal. O possível resultado dessas investigações é desconhecido, porém já exercem um
efeito adverso sobre a imagem e a reputação das empresas investigadas, além de afetar adversamente a percepção
geral do mercado sobre a economia brasileira, bem como a conclusão desses processos ou outras alegações de
conduta ilícita pode exercer efeitos adversos adicionais sobre a economia brasileira. Não podemos prever se as
referidas alegações resultarão em maior instabilidade ou se novas alegações contra representantes do governo serão
levantadas no futuro. Além disso, não podemos prever os resultados das referidas alegações e seus efeitos sobre a
economia brasileira.
Mudanças em políticas fiscais brasileiras podem ter efeito adverso sobre nós.
O governo brasileiro tem mudado suas políticas fiscais de maneiras que impactam 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.
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 constatações 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.
Riscos Relacionados a Nossa Companhia e 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
reestruturações societárias.
As operações da Companhia têm tido e continuarão a ter um impacto importante sobre o desenvolvimento
comercial e industrial do Estado. No passado, o governo do Paraná utilizou, e pode utilizar no futuro, sua condição
de nosso acionista controlador para decidir se devemos realizar determinadas atividades e fazer determinados
investimentos que visam, principalmente, promover os seus objetivos de políticas públicas e/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 energia 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
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condições econômicas do Paraná. Não podemos assegurar que as condições econômicas no Estado do Paraná nos
serão favoráveis no futuro. O PIB (produto interno bruto) do Estado do Paraná aumentou 0,8% em 2014, enquanto o
PIB do Brasil aumentou 0,1% no mesmo período.
As condições econômicas em deterioração no Estado do Paraná e os maiores preços de energia poderão afetar
tanto a capacidade de pagamento por parte de nossos clientes de distribuição, assim como os valores de nossas
perdas comerciais. Um aumento dessas perdas comerciais ou recebíveis incobráveis poderiam afetar
adversamente nossos negócios, condição financeira e resultado operacional.
O desempenho geral da economia no Brasil e no Estado do Paraná registrou queda recentemente. O preço
da energia pago pelos nossos clientes distribuidores vem aumentando, comprometendo a capacidade de pagamento
por parte de alguns de nossos clientes de distribuição. Em 31 de dezembro de 2014, nossos recebíveis vencidos junto
aos consumidores finais somavam aproximadamente R$ 393,3 milhões no total, ou 9,0% de nossa receita
proveniente de vendas de energia aos consumidores finais no exercício findo em 31 de dezembro de 2014, e nossa
provisão para devedores duvidosos relacionada com esses recebíveis totalizou R$ 158,2 milhões. Vide Nota 7 de
nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas.
Além disso, os preços mais elevados e uma economia em deterioração poderiam resultar em um número
elevado de conexões ilegais em nossa rede, o que reduziria nossa receita proveniente de vendas de energia aos
consumidores finais. Além disso, a energia que perdemos com essas conexões ilegais é considerada uma perda
comercial, e podemos incorrer em penalidades regulatórias caso nossas perdas comerciais excedam os limites
regulatórios estabelecidos.
Estamos envolvidos em diversas ações judiciais que podem ter efeito adverso relevante sobre nosso negócio se seu
desfecho nos for desfavorável.
Somos réus em vários processos judiciais, principalmente relativos a pretensões civis, administrativas,
trabalhistas e tributárias. Os desfechos são incertos e, se nos forem desfavoráveis, podem resultar em obrigações que
podem afetar adversamente nossos resultados operacionais. Em 31 de dezembro de 2014, nossas reservas para
perdas prováveis e razoavelmente estimadas eram de R$ 1.546,6 milhões. Para informações adicionais, ver “Item 8.
Informações Financeiras – Ações Judiciais”.
A construção e a expansão de nossos projetos de transmissão e geração de energia envolvem riscos significativos
que podem exercer um efeito adverso sobre a Companhia.
Para o desenvolvimento de projetos de transmissão e geração, precisamos realizar 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, 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 serão obtidas, que
conseguiremos sócios do setor privado, que 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 iniciado, ou caso a conclusão de um projeto seja adiada, isto poderá reduzir o nosso retorno financeiro esperado
do projeto, o que poderá resultar em perda do valor recuperável (impairment). Caso vivenciemos este ou outros
problemas relacionados com a expansão da transmissão de energia e capacidade de geração, talvez estejamos
expostos a maiores custos, ou talvez não consigamos atingir a receita planejada com relação aos referidos projetos
de expansão, o que poderá exercer um efeito adverso sobre nossa condição financeira e resultado operacional.
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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.
Nosso orçamento atual antecipa dispêndios de capital para expansão, modernização, pesquisa,
infraestrutura e projetos ambientais de aproximadamente R$ 2.476,9 milhões em 2015. Como uma empresa
controlada pelo estado, estamos sujeitos a certas limitações definidas pelo Conselho Monetário Nacional (“CMN”) e
pelo Banco Central do Brasil (“BACEN”) sobre o nível de crédito que as instituições financeiras podem oferecer a
entidades do sector público. Em decorrência dessa regulamentação, talvez tenhamos dificuldade na obtenção de
financiamento de instituições financeiras brasileiras e internacionais, prejudicando a execução do nosso plano de
investimentos.
As violações de segurança da informação poderiam comprometer nossos centros de dados e operações e expornos a arcar com as responsabilidades, o que prejudicaria 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 bancos 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 motivações. Qualquer violação poderia comprometer nossas redes e as informações armazenadas
nelas poderiam ser acessadas, divulgadas publicamente, perdidas ou roubadas, afetando nossas operações e resultar
em queixas ou processos sob as leis brasileiras que protegem a privacidade das informações pessoais (dentre outros)
e afetar a nossa reputação.
Riscos Relacionados com o Setor Elétrico Brasileiro
A renovação de certas concessões é incerta e algumas delas encerram em 2015.
A Lei da Prorrogação de Concessões de 2013, dispõe que 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 da Prorrogação 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 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 nossa principal
concessão de distribuição foi apresentada à ANEEL em 31 de maio de 2012 confirmando o nosso interesse
prorrogação, conforme os termos da Lei. Em de janeiro de 2014, recebemos uma carta-resposta da ANEEL
afirmando que a agência analisou nossa solicitação, porém não emitiu uma determinação final. Se não renovarmos
nossa concessão de distribuição, ou se ela for renovada em condições menos favoráveis, nossa condição financeira e
nosso resultado operacional poderão ser afetados adversamente.
Para mais informações, vide o “Item 4. Informações sobre a Companhia - Concessões.”
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Nossos resultados operacionais dependem das condições hidrológicas atuais, que atualmente vêm se
deteriorando. O impacto da falta de água e as medidas adotadas pelo governo no sentido de preservar energia
podem exercer um efeito adverso sobre nossos negócios, condições financeiras e resultados operacionais.
Dependemos das condições hidrológicas existentes no Brasil e na região geográfica em que operamos. De
acordo com dados da ANEEL, aproximadamente 66% da capacidade instalada brasileira atual é proveniente de
usinas de geração hidrelétrica. As condições hidrológicas são imprevisíveis devido a desvios não-cíclicos da
precipitação média. Nos anos anteriores a 2001, passamos por um período de baixo índice pluviométrico, o que
levou o governo brasileiro a instituir um programa de racionamento obrigatório para reduzir o consumo de energia,
o qual esteve em vigor de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002.
Recentemente o Brasil vem vivenciando um período de baixo índice pluviométrico. Tal como ocorreu em
2001, as atuais condições hidrológicas poderiam levar o governo brasileiro a instituir um programa de racionamento,
o que exigiria do nosso segmento de distribuição fornecer menos energia aos consumidores finais. Seríamos
afetados adversamente por um programa obrigatório de racionamento, pois as receitas se baseiam parcialmente no
volume de energia que fornece através de nossa rede de distribuição aos consumidores finais. Contudo, um
programa obrigatório de racionamento envolve uma redução previsível de energia, o que permitiria nosso segmento
de distribuição melhor estimar a quantidade de energia que deverá comprar para atender a demanda reduzida. Além
disso, no contexto de um programa formal de racionamento, nosso segmento de distribuição seria totalmente
compensado pela quantidade de energia adquirida antes do período de racionamento, além da quantidade de energia
que lhe é permitido distribuir segundo o programa de racionamento, através do ajuste automático em seus contratos
de fornecimento de energia.
Por outro lado, até agora, o governo brasileiro reagiu às fracas condições hidrológicas não pela
implementação de um programa formal de racionamento, porém fazendo com que os consumidores finais reduzam o
consumo de energia de outras formas, por exemplo, através de campanhas gerais de conservação no sentido de
conscientizar o público. O efeito dessas campanhas é menos previsível, tornando difícil ao nosso segmento de
distribuição estimar com precisão o volume de energia necessário para aquisição visando a venda ao consumidor
final. Além disso, na ausência de um programa formal de racionamento, nosso segmento de distribuição não é
compensado pela quantidade de energia que havia contratado anteriormente, que agora excede a demanda do
consumidor final pressionada recentemente. Até mesmo após o encerramento do programa de conservação ou
racionamento, poderá levar vários anos para a demanda por parte do consumidor final se recuperar totalmente, se
absolutamente. As condições hidrológicas em deterioração podem, portanto, exercer um efeito material adverso
sobre nosso segmento de distribuição.
Em 2014, o governo federal forneceu e facilitou várias formas de assistência às concessionárias de
distribuição que vivenciam dificuldades de fluxo de caixa em virtude das fracas condições hidrológicas, que
aumentaram os custos de aquisição de energia, dessa forma, resultando em descasamento do fluxo de caixa no curto
prazo. As referidas formas de assistência abrangem financiamento por parte da Conta CDE, linhas de crédito
contratadas pelo CCEE através da Conta ACR e o novo sistema de Bandeira Tarifária. Não há nenhuma garantia de
que o governo federal continuará com essa assistência, que a prosseguirá em termos favoráveis ou que será
suficiente para cobrir nossas perdas. Vide “Item 4. Informações sobre a Companhia – Cobranças Regulatórias do
Setor de Energia—CDE” e Item 4. Informações sobre a Companhia – Cobranças Regulatórias do Setor de Energia—
Conta do Mercado Regulado – Conta ACR”.
No que diz respeito ao nosso segmento de geração, visando compensar as fracas condições hidrológicas e
manter níveis adequados de água nos reservatórios, a ONS poderá determinar a redução de geração por parte das
usinas hidrelétricas, o que poderia ser parcialmente compensado pela maior geração por parte das usinas
termelétricas. Esse mecanismo de substituir a produção hidrelétrica pela produção termelétrica talvez não forneça
toda a energia que necessitamos para cumprir nossas obrigações segundo os atuais contratos de fornecimento de
energia. Para compensar esse déficit, nosso segmento de geração poderá ser obrigado a comprar energia no mercado
à vista, geralmente a preços mais elevados, e não seríamos capazes de repassar esses preços. Esse mecanismo afeta
todas as empresas de geração no Brasil, independente da região geográfica na qual um gerador específico esteja
localizado esteja vivenciando um baixo índice pluviométrico, o que poderia exercer um efeito material adverso
sobre nosso segmento de geração.
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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.
Nossas receitas operacionais podem ser afetadas adversamente se a ANEEL tomar decisões quanto a nossas
tarifas que nos sejam desfavoráveis.
As tarifas que cobramos por vendas de energia 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 operacionais 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 operacionais.
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 energia pago pelos consumidores finais, o governo brasileiro promulgou a Lei sobre
Prorrogação de Concessões de 2013 que mudou substancialmente as condições sob as quais as concessionárias são
capazes de renovar contratos de concessão. Sob essa Lei, 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 “Item 4. Informações sobre a
Companhia - Concessões.”
Se o governo brasileiro aprovar regulamentações futuras ou novas leis para preços reduzir o preço da
energia, essas novas leis e regulamentações podem afetar adversamente os resultados operacionais. 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.
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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 energia 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 2014, tínhamos 29 Consumidores Livres, que representavam aproximadamente
3,7% da nossa receita operacional consolidada e cerca de 14,2% do nosso volume total de energia vendida a
consumidores finais. De 1º de janeiro de 2015 a 31 de março de 2015, nós tivemos 2 contratos com Clientes Livres
que expiraram e não foram renovados. Nossos contratos com Consumidores Livres normalmente têm duração entre
dois e cinco anos.
Aproximadamente 6,1% dos megawatts vendidos sob contratos a esses clientes estão prestes a expirar em
2015. Além disso, em de 31 de dezembro de 2014, tínhamos 53 clientes que eram elegíveis para adquirir energia
como Consumidores Livres. Esses clientes representavam aproximadamente 4,6% do volume total de energia que
vendemos em 2014 e aproximadamente 7,6% da nossa receita operacional pela venda de energia nesse ano. Não
pode haver garantia de que os Consumidores Livres fecharão contratos ou prorrogarão seus contratos atuais de
compra da nossa energia.
Além disso, é possível que nossos grandes clientes industriais sejam autorizados pela ANEEL a gerarem
energia elétrica para seu consumo próprio ou venda a terceiros, nesse caso poderiam obter autorização ou concessão
para a geração de energia elétrica em um dado local, o que afetaria adversamente nosso resultado operacional.
O quadro regulatório 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 sobre Prorrogação 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 à vista (“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 aos nossos
consumidores finais.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, os distribuidores de energia, incluindo a
Companhia, devem contratar por meio de licitações públicas conduzidas pela ANEEL a compra de 100% de sua
demanda de energia 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, em particular considerando as atuais campanhas de conservação por parte do governo
brasileiro em resposta às fracas condições hidrológicas. Se nossas projeções ficarem aquém da demanda efetiva de
energia, ou se não formos capazes de comprar energia através do mercado regulado devido à falta de energia no
mercado, ou se uma empresa de geração não entregar a energia previamente contratada, poderemos ser obrigados a
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cobrir a diferença com contratos de curto prazo para compra de energia no mercado à vista, 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 real além da margem permitida (105% da demanda real), inclusive se a
demanda está pressionada devido às campanhas do governo em resposta às fracas condições hidrológicas, não
poderemos repassar aos 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 a 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
efeito adverso relevante sobre nossa condição financeira e nossos resultados operacionais. Regulamentos
ambientais e de saúde mais rigorosos também podem nos forçar a alocar capital para cumpri-los e, em consequência,
desviar recursos destinados a investimentos planejados. Tais desvios podem ter efeito adverso relevante sobre nossa
condição financeira e os resultados operacionais.
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 a 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 concessão respectiva. 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. Vide “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 energia 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 energia 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 energia (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
energia em quantidades e condições favoráveis, o que pode afetar adversamente nossa condição financeira e os
resultados operacionais.
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Se não pudermos concluir nosso programa proposto de investimentos no prazo, a operação e o desenvolvimento
de nosso negócio podem ser afetados adversamente.
Em 2015, planejamos investir aproximadamente R$ 1.300,1 milhões em nossas atividades de geração e
transmissão (incluindo a UHE Baixo Iguaçu, a UHE Colíder e SPEs de linha de transmissão), R$ 162,6 milhões em
parques eólicos, R$ 784,7 milhões em nossas atividades de distribuição e R$ 107,7 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 energia. 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
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. As ADSs cujo 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
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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
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.
Os portadores de nossas ADSs talvez não consigam aplicar julgamentos contra nossos conselheiros ou diretores
Todos os nossos conselheiros e diretores mencionados neste relatório anual residem no Brasil.
Substancialmente todos os nossos ativos, assim como os ativos dessas pessoas, estão localizados neste país.
Consequentemente, talvez não seja possível aos portadores de nossas ADSs intimar a Companhia ou seus
conselheiros e diretores dentro dos Estados Unidos ou outras jurisdições fora do Brasil, penhorar seus bens, ou
aplicar julgamentos contra a Companhia, seus conselheiros e diretores obtidos nos Estados Unidos ou outras
jurisdições fora do Brasil. Considerando que os julgamentos dos tribunais norte-americanos para passivos cíveis
com base na lei federal de mercado de capitais americano apenas podem ser executados no Brasil, caso algumas
exigências sejam atendidas, os portadores das ADSs poderão enfrentar dificuldades em proteger seus interesses em
ações contra a Companhia, ou seus conselheiros e diretores do que enfrentariam os acionistas de uma empresa
constituída em um estado ou outra jurisdição dos Estados Unidos.
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 registro perante o 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 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”.
15
Se você tentar obter seu próprio 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 registro do custodiante e qualquer 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 nova imposição 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.
16
Item 4.
Informações sobre a Companhia
A COMPANHIA
Somos uma companhia de energia elétrica envolvida na geração, transmissão, distribuição e venda de
energia 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 2014, gerávamos energia em 18 (dezoito) usinas hidrelétricas, uma usina eólica e
uma termelétrica, com capacidade total instalada de 4.754,4 MW, da qual aproximadamente 99,6% é derivada de
fontes renováveis. Incluindo a capacidade instalada das empresas de geração em que possuímos participação
acionária, nossa capacidade instalada total é de 5.360,4 MW. Nosso negócio de energia elétrica está sujeito a
abrangente regulamentação pela ANEEL.
Detemos concessões para distribuir energia 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 2014, possuíamos e operávamos
2.174 quilômetros de linhas de transmissão e 189.925 quilômetros de linhas de distribuição, constituindo uma das
maiores redes de distribuição do Brasil. Da energia que fornecemos a nossos consumidores finais em 2014, foram
destinados:
•
38,4% a consumidores industriais;
•
25,8% a consumidores residenciais;
•
19,4% a consumidores comerciais; e
•
16,4% 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 energia,
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 mudança na
17
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 Societária
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 societária 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.
Copel possui 14 subsidiárias integrais, as mais importantes são: a Copel Geração e Transmissão, a Copel
Distribuição, a Copel Telecomunicações, a Copel Participações e a Copel Renováveis.
A organização do grupo em 31 de dezembro de 2014 é descrita abaixo:
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 energia
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 energia gerada por Itaipu. Para maiores informações, ver
“Item 4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro”.
18
ORGANOGRAMA - PARTICIPAÇÃO SOCIETÁRIA
POSIÇÃO EM 31/12/2014
ESTADO DO PARANÁ
58,63%
31,07%
Votante
Total
BNDESPAR
26,41%
23,96%
Votante
Total
CUSTÓDIA EM BOLSA
(Free Float)
13,70%
Votante
44,17%
Total
ELETROBRAS
1,06%
0,56%
Votante
Total
OUTROS ACIONISTAS
0,20%
0,24%
Votante
Total
BM&FBOVESPA
13,14%
Votante
27,13%
Total
NYSE
0,56%
17,02%
0,00%
0,02%
Votante
Total
LATIBEX
Votante
Total
COPEL
(1) COPEL
GERAÇÃO E TRANSMISSÃO
S.A.
100,0%
(4) MARUMBI
TRANSMISSORA DE
ENERGIA S.A.
80,0%
Total
(2) UEG ARAUCÁRIA LTDA.
60,0%
Total
(1) COPEL
PARTICIPAÇÕES S.A.
(1) COPEL
DISTRIBUIÇÃO S.A.
(1) COPEL
TELECOMUNICAÇÕES S.A.
(1) COPEL
RENOVÁVEIS S.A.
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
(4) DOMINÓ HOLDINGS S.A.
49,0%
Total
(1) NOVA EURUS IV
ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.
100,0%
(4) COSTA OESTE
TRANSMISSORA DE ENERGIA
S.A.
51,0%
Total
(1) NOVA ASA BRANCA I
ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.
100,0%
(5) CONSÓRCIO ENERGÉTICO
CRUZEIRO DO SUL
51,0%
Total
50,1%
Total
(1) NOVA ASA BRANCA II
ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.
(1) NOVA ASA BRANCA III
ENERGIAS RENOVÁVEIS S.A.
(1) SANTA MARIA ENERGIAS
RENOVÁVEIS S.A.
(1) SANTA HELENA ENERGIAS
RENOVÁVEIS S.A.
49,0%
Total
(4) CANTAREIRA
TRANSMISSORA DE ENERGIA
S.A.
49,0%
Total
(5) CONSÓRCIO SÃO
JERÔNIMO
41,2%
Total
SÃO BENTO DO NORTE I
S.A.
Total
(3) SERCOMTEL S.A.
TELECOMUNICAÇÕES
45,0%
(1) VENTOS DE SANTO
URIEL S.A.
SÃO BENTO DO NORTE II S.A.
(3) ESCOELECTRIC LTDA.
40,0%
Total
(3) FOZ DO CHOPIM
ENERGÉTICA LTDA.
35,8%
Total
SÃO BENTO DO NORTE III
S.A.
Total
SÃO MIGUEL I S.A.
Total
(3) DOIS SALTOS EMPREEND.
DE GERAÇÃO ENERGIA
ELÉTRICA LTDA.
30,0%
Total
100,0%
GE OLHO D'ÁGUA S.A.
100,0%
(3) DONA FRANCISCA
ENERGÉTICA S.A.
23,0%
Total
100,0%
Total
SÃO MIGUEL III S.A.
Total
(2) UEG ARAUCÁRIA LTDA.
20,0%
Total
(3) COMPANHIA DE
SANEAMENTO DO PARANÁ SANEPAR
7,6%
Total
(4) VOLTALIA SÃO MIGUEL
DO GOSTOSO
PARTICIPAÇÕES S.A.
49,0%
Total
(7) PARANÁ GÁS
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
S.A.
30,0%
Total
(4) TRANSMISSORA SUL
BRASILEIRA DE ENERGIA S.A.
Total
(1) Subsidiária Integral
(2) Controladas
(3) Coligadas
(4) Controladas em conjunto
(5) Consórcios
(6) Consórcios para Investimentos
(7) Sem investimentos realizados
(5) CONSÓRCIO TAPAJÓS
11,1%
Total
(6) CONSÓRCIO BAIXO
IGUAÇU
30,0%
Obs.: A Copel também possui 0,82% do Capital Total da Investco S/A (UHE Lajeado).
Total
19
Total
GE SÃO BENTO DO NORTE
S.A.
Total
(2) COMPANHIA
PARANAENSE DE GÁS COMPAGAS
51,0%
Total
Total
GE FAROL S.A.
100,0%
(4) PARANAÍBA
TRANSMISSORA DE ENERGIA
S.A.
24,5%
Total
20,0%
Total
GE BOA VISTA S.A.
100,0%
SÃO MIGUEL II S.A.
99,9%
(2) ELEJOR - CENTRAIS
ELÉTRICAS DO RIO JORDÃO
S.A.
70,0%
Total
Total
(1) SÃO BENTO ENERGIA
Total
99,9%
100,0%
(4) CAIUÁ TRANSMISSORA DE
ENERGIA S.A.
48,0%
99,9%
100,0%
(4) INTEGRAÇÃO
MARANHENSE TRANS. DE
ENERGIA S.A.
49,0%
Total
(3) COPEL AMEC S/C LTDA.
(Em Liquidação)
99,9%
100,0%
(4) MATRINCHÃ
TRANSMISSORA DE ENERGIA
(TP NORTE) S.A.
49,0%
Total
Total
99,9%
100,0%
(4) GUARACIABA
TRANSMISSORA DE ENERGIA
(TP SUL) S.A.
49,0%
Total
49,0%
99,9%
100,0%
(4) MATA DE SANTA
GENEBRA TRANSMISSÃO S.A.
(1) CUTIA
EMPREENDIMENTOS
EÓLICOS SPE S.A.
100,0%
(3) CARBOCAMPEL S.A.
Total
A tabela seguinte mostra a energia total que geramos e que adquirimos nos últimos cinco anos, revelando
o volume total de energia gerado e adquirido pela Copel Geração e Transmissão e o volume total de energia
adquirido pela Copel Distribuição.
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2014
2013
2012
Copel Geração e Transmissão
2011
2010
(GWh)
Energia gerada ..........................................................
24.605
24.420
18.181
25.789
24.321
Energia adquirida de terceiros(1) ..............................
612
2.505
3.981
952
696
25.217
26.925
22.162
26.741
25.017
Energia adquirida de Itaipu(2)...................................
5.870
5.193
5.256
5.278
5.306
Energia adquirida em leilões – CCEAR - afiliadas
411
832
1.316
1.327
1.230
Energia adquirida em leilões – CCEAR - outras
16.281
14.715
17.457
16.771
15.405
Energia adquirida de terceiros(3) ..............................
6.171
6.149
3.267
3.106
3.090
Total de energia adquirida pela Copel Distribuição
28.733
26.889
27.296
26.482
25.031
Total de energia gerada e adquirida pela Copel Geração e Transmissão e
pela Copel Distribuição
53.950
53.814
49.458
53.223
50.048
Total de energia gerada e adquirida pela Copel Geração e Transmissão
Copel Distribuição
____________
(1)
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.
(3)
Inclui capacidade disponibilizada mas não totalmente entregue (incluindo energia da Elejor e da CCEE).
(2)
A tabela seguinte mostra a energia 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
4.016
4.082
GWh
1.404
7.392
5.233
1.367
2014
Copel Geração e Transmissão
Energia fornecida aos consumidores livres
Energia fornecida mediante contratos bilaterais
Energia fornecida em leilões – CCEAR – afiliadas
Energia fornecida em leilões – CCEAR - outras
2011
2010
919
1.054
1.051
1.455
411
832
1.316
1.327
1.230
4.695
6.389
13.780
14.139
13.405
Energia fornecida ao Sistema Interligado(1)
7.970
9.796
3.856
8.625
7.233
Energia total fornecida pela Copel Geração e Transmissão
24.484
26.332
21.723
26.061
24.377
Energia fornecida aos consumidores cativos
24.208
22.926
23.248
22.454
21.304
Energia fornecida a distribuidores no Paraná
699
620
635
600
568
Mercado à vista (CCEE)
362
43
36
341
61
Total de energia fornecida pela Copel Distribuição
25.269
23.589
23.919
23.395
21.933
Subtotal
49.753
49.921
45.645
49.456
46.310
Perdas da Copel Geração e Transmissão e da Copel Distribuição
4.197
3.893
3.816
3.767
3.738
Energia total fornecida pela Copel Geração e Transmissão e pela
Copel Distribuição, incluindo perdas
53.950
53.814
49.458
53.223
50.048
Copel Distribuição
____________
(1)
Inclui capacidade disponibilizada mas não totalmente entregue.
20
Geração
Em 31 de dezembro de 2014, vendemos energia através de dezoito (18) usinas hidrelétricas, uma usina
eólica e uma termelétrica, com capacidade instalada total de 4.754,4 MW. Em 14 de fevereiro de 2014, no
vencimento do contrato de concessão de uma de nossas usinas hidrelétricas (Rio dos Patos), deixamos de vender a
energia produzida por esta usina, porém continuamos operando e mantendo-a até que o vencedor do próximo
processo de licitação a ser conduzido pela ANEEL assuma a usina. Incluindo a capacidade instalada das empresas
de geração em que possuímos participação acionária, nossa capacidade instalada total em 31 de dezembro somava
5.360,4 MW. Produzimos energia quase exclusivamente através de nossas usinas hidrelétricas. Nossa energia
assegurada totalizou 2.067,6 MW médios em 2014. Nossa geração varia de ano a ano em razão de condições
hidrológicas e outros fatores. Geramos 24.604,8 GWh em 2014, 24.420,4 GWh em 2013, 18.180,9 GWh em 2012,
25.789 GWh em 2011 e 24.321 GWh em 2010.
A geração de energia elétrica em nossas usinas é supervisionada, coordenada e operada por nosso Centro de
Operação da Geração e Transmissão 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.
Instalações de Geração Hidrelétrica
A tabela seguinte apresenta algumas informações relativas às nossas principais usinas hidrelétricas em
operação em 31 de dezembro de 2014.
Usina
Foz do Areia
Capacidade
Instalada
(MW)
1.676
Energia
Assegurada (1)
(GWh/ano)
5.045,8
Entrada em
Operação
Término da
Concessão
1980
2023
Segredo
1.260
5.282,3
1992
2029
Salto Caxias
1.240
5.299,8
1999
2030
Capivari Cachoeira
260
954,8
1970
2015
Mauá
185(2)
876,0
2012
2042
____________
(1)
(2)
Valores usados para determinação de volumes comprometidos para venda.
Corresponde a 51% da capacidade instalada da usina (363 MW), pois operamos essa usina através de um consórcio.
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
21
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
hidrelétrica. 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.
A tabela a seguir apresenta informações sobre as usinas de geração hidrelétrica em que possuíamos
participação em 31 de dezembro de 2014:
Usina
Capacidade
Instalada
(MW)
Energia
Assegurada
(GWh/ano)
Entrada em Operação
1.229,0
Julho de 2005
Junho de 2006
Nosso Percentual de
Participação
(%)
Elejor (Santa Clara e Fundão)
246,4
Dona Francisca
125,0
683,3
Fevereiro de 2001
23,0
2033
Foz do Chopim
29,1
178,7
Outubro de 2001
35,8
2030
902,5
4.613,0
Dezembro de 2001
0,8
2032
Lajeado (Investco S.A.)
70,0
Vencimento da
Concessão
2036
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 2014, 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”).
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 abril de 2019, corrigida anualmente pelo
IGP-M. Em 2014, a receita líquida e lucro líquido da Elejor somavam R$ 241,2 milhões e R$ 19,2 milhões
respectivamente, enquanto em 2013, a receita líquida e lucro líquido eram de R$ 217,4 milhões e R$ 41,9 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 2014, a
DFESA tinha empréstimos e financiamentos no valor total de R$ 5,1 milhões. Os empréstimos estão garantidos por
ações da DFESA. Até março de 2015, tínhamos um contrato de compra de energia com a DFESA, no valor anual
de R$ 81,3 milhões, segundo o qual a Copel Geração e Transmissão adquiriu 100% da energia assegurada da
DFESA. Em abril de 2015, assinamos um novo contrato de compra de energia com duração de 10 anos com a
DFESA, avaliado em R$ 18,9 milhões anualmente, segundo o qual a Copel Geração e Transmissão adquire 23,03%
da energia assegurada da DFESA (proporcional à participação da Copel).
Em 2014, a receita líquida e lucro líquido da DFESA totalizavam R$ 109,9 milhões e R$ 43,8 milhões
respectivamente, enquanto em 2013 a receita líquida e lucro líquido somavam R$ 104,4 milhões e R$ 39,0 milhões
respectivamente.
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
22
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 2014, a
receita líquida e o lucro líquido da usina Foz do Chopim foi de R$ 40,2 milhões e R$ 23,7 milhões, respectivamente,
enquanto que, em 2013, a receita líquida e o lucro líquido foram de R$ 38,8 milhões e R$ 28,8 milhões,
respectivamente.
Instalações de Geração de Energia Eólica
Desde 2013, estamos expandindo nossa capacidade de geração de energia e diversificando nossa matriz de
energia através do desenvolvimento de fontes de energia renovável, tal como a construção de parques eólicos no
estado do Rio Grande do Norte.
A tabela a seguir apresenta informações sobre nossas usinas eólicas operantes em 31 de dezembro de 2014:
Entrada em
operação
Vencimento da
concessão
46,3
6,3
Fevereiro de 2015
-
2046
-
30,0
15,3
-
-
30,0
14,6
-
-
Farol
20,0
10,1
-
-
Palmas
2,5
0,5
Fevereiro de 1999
2029
Usina
Capacidade instalada
Energia assegurada
(MW)
(MW média)
94,0
14,0
Olho d'Água
São Bento do Norte
São Bento Energia(1)
Boa Vista
__________________________
(1)
São Bento iniciou suas operações em 26 de fevereiro de 2015.
São Bento Energia. Em 26 de fevereiro de 2015, os quatro parques eólicos (Boa vista, Olho d’Água, São
Bento do Norte e Farol) inclusive no Complexo do Parque Eólico de São Bento, localizado no estado do Rio Grande
do Norte iniciaram suas operações. Com capacidade instalada de 94 MW e energia assegurada média de 46,3 MW, o
projeto é o primeiro de uma série de cinco complexos a serem construídos pela Companhia no estado do Rio Grande
do Norte até 2019. Em agosto de 2010, uma média de 43,7 MW de energia gerada a um preço médio ponderado de
R$ 134,4 MW/h (reajustado anualmente pelo IPCA) foi vendido para 15 concessionárias de distribuição em leilões
públicos da ANEEL. A energia a ser gerada por esses parques eólicos foi vendida através de contratos a termo de 20
anos.
Instalações de Geração Termelétrica
A tabela a seguir apresenta informações sobre as usinas termelétricas em operação em 31 de dezembro de
2014:
Usina
Araucária
Figueira
Capacidade
instalada
Energia
assegurada
(MW)
(GWh/ano)
484,1
20,0
3.199,2
(1)
90,2
Entrada em operação
Nosso
Percentual de
Participação
Vencimento da
concessão
(%)
Setembro de 2006
80,0
2029
Março de 1969
100,0
2019
(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.
23
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. Atualmente, essa energia
não é vendida em contratos de longo prazo, mas sim distribuída no mercado à vista, conforme estabelecido pela
ONS.
Expansão da Capacidade Geradora
Esperamos investir R$ 929,2 milhões em 2015 para expandir nossa capacidade de geração, incluindo a
participação em novos negócios, dos quais R$ 345,1 milhões serão investidos na Usina Hidrelétrica Colíder, R$
158,5 milhões serão investidos na Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu e R$ 221,4 milhões serão investidos em usinas
eólicas. O valor restante será investido em manutenção de equipamentos, na modernização da Usina Hidrelétrica de
Foz do Areia, entre outros projetos.
Projetos de Usinas Hidrelétricas
Temos participações em vários projetos de geração hidrelétrica. A tabela a seguir apresenta informações a
respeito de nossos principais projetos de geração hidrelétrica planejados e aquisições recentes de usinas de geração
hidrelétrica.
Capacidade
Instalada
Energia
Assegurada
Estimada (1)
Custo de Conclusão
Orçado
(MW)
(GWh/ano)
(R$ milhões)
UHE Colíder
300,0
1.573
1.800
Abril de 2016
100,0
Concessão
outorgada
UHE Baixo Iguaçu
350,2
1.514
1.600
Dezembro de 2017 (2)
30,0
Concessão
outorgada
Usina
Início de Operação
(Previsto)
Nosso
Percentual de
Participação
Situação
(%)
_____________________
(1)
(2)
Valores usados para determinação de volumes comprometidos para venda.
A operação comercial esperada em 2016 foi alterada, pois a licença de instalação ambiental foi suspensa (a unidade de geração 1 está
programada para iniciar sua operação comercial em 31 de dezembro de 2017 e as unidades de geração 2 e 3 em janeiro e fevereiro de 2018,
respectivamente).
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. O projeto encontra-se em seu estágio final de construção, com a
aplicação da cobertura e sistema de drenagem instalados. O equipamento eletromecânico está sendo instalado na
usina geradora. A primeira unidade de geração encontra-se em seu estágio avançado. Devido a caso fortuito ocorrido
no início de 2013, o cronograma original de construção foi prejudicado. A Copel GeT está solicitando à ANEEL o
reconhecimento de uma exclusão de obrigação pelo adiamento no início das operações da usina e vem entregando
energia de acordo com os termos do CCEAR da Colíder desde 1 janeiro de 2015, com energia proveniente de seus
próprios complexos de geração. A geração comercial está prevista para abril de 2016. Da energia assegurada da
usina de 179,6 MW médios, 125,0 MW médios estão comprometidos sob contrato de 30 anos, ao preço de R$
103,40/MWh, a partir de 1º de julho de 2010 (corrigido anualmente pelo IPCA). Os 54,6 MW médios remanescentes
não vendidos sob esse contrato ainda não foram contratados 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. Este 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
24
usina terá energia assegurada de 172,8 MW média, sendo 120,96 MW médios comprometidos em um contrato de
distribuição de 30 anos ao preço de R$ 98,98/MWh, a partir de 1º de julho de 2008 (corrigido anualmente pelo
IPCA), com início de suprimento em dezembro de 2017. Os 51,84 MW médios remanescentes ainda não foram
contratados e estão disponíveis para venda a grandes consumidores no mercado livre.
A construção da usina começou em 2013. A operação comercial estimada em 2016 foi modificada pois a
licença de instalação ambiental foi suspensa desde junho de 2014 devido à disputas judiciais. O 4o Tribunal
Regional Federal determinou a suspensão dos seus trabalhos de construção, pois entendeu que a construção não
obteve aprovação da ICMBio, agência ambiental responsável pelo Parque Nacional do Iguaçu (a reserva natural
situa-se 500 metros da usina). A unidade de geração 1 agora está programada para iniciar sua operação comercial em
31 de dezembro de 2017 e as unidades de geração 2 e 3 em janeiro e fevereiro de 2018, respectivamente.
Projetos de Parques Eólicos
Atualmente, detemos 100% de participação acionária em vinte (20) usinas eólicas em construção,
totalizando 528,1 MW de capacidade instalada e também detemos 49,0% de participação acionária no Complexo do
Parque Eólico São Miguel do Gostoso, composto por quatro (4) usinas eólicas com 108,0 MW de capacidade
instalada. Toda a energia a ser produzida desses parques eólicos foi vendida às concessionárias de energia através de
contratos com duração de 20 anos. A tabela abaixo apresenta as informações sobre nossos projetos de parques
eólicos:
Parque Eólico
Copel Brisa Potiguar
Nova Eurus IV
Nova Asa Branca I
Nova Asa Branca II
Nova Asa Branca III
Santa Maria
Santa Helena
Ventos de Santo Uriel
Cutia
Capacidade
instalada (1)
(MW)
Energia
Assegurada
Estimada
(Average MW)
Custo de Conclusão
Orçado
(R$ milhões)
Início de
Operação
(Previsto)
Nosso
Percentual de
Participação
(%)
196,1
92,9
972,5
2015
100,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
16,1
13,7
13,2
12,8
12,5
15,7
16,0
9,0
-
-
-
332,0
126,2
1.310,7
-
100,0
Dreen Cutia
Dreen Guajiru
Esperança do Nordeste
GE Jangada
GE Maria Helena
Paraíso dos Ventos do Nordeste
Potiguar
São Bento do Norte I
São Bento do Norte II
São Bento do Norte III
São Miguel I
São Miguel II
São Miguel III
25,2
21,6
30,0
30,0
30,0
30,0
28,8
24,2
24,2
22,0
22,0
22,0
22,0
9,6
8,3
9,1
10,3
12,0
10,6
11,5
9,7
10,0
9,6
8,7
8,4
8,4
-
2017
2017
2017
2017
2017
2017
2017
2019
2019
2019
2019
2019
2019
-
Voltália São Miguel do Gostoso I
108,0
57,1
513,9
2015
49,0
27,0
27,0
27,0
27,0
13,1
14,4
15,3
14,3
-
-
-
Carnaúbas
Reduto
Santo Cristo
São João
Situação
Concessão
outorgada
Concessão
outorgada
Concessão
outorgada
-
_______________________________
(1)
A capacidade instalada de nossos projetos de parque eólico pode ser reduzida durante a implementação dos projetos.
Copel Brisa Potiguar: Em agosto de 2013, adquirimos 100% dos ativos de geração da Salus Fundos de
Investimento em Participações, uma companhia dona de sete parques eólicos que são sociedades de propósito
específico localizados no estado do Rio Grande do Norte, com capacidade instalada total de 196,1 MW. Uma média
de 92,9 MW (dos parques eólicos Asa Branca I, Asa Branca II, Asa Branca III e Eurus IV) foi comprometida em
contrato de distribuição 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). Uma media de 40,7 MW (dos parques
25
eólicos Santa Helena, Santa Maria e Santo Uriel) foi comprometida em contrato no leilão de energia reserva em
agosto de 2011, ao preço médio ponderado de 101,98/ MW/h (corrigido anualmente pelo IPCA). A energia a ser
gerada foi vendida através de contratos de 20 anos, com início de suprimento abril de 2015.
Cutia. Em 31 de outubro de 2014, no 6o Leilão de Energia de Reserva (LER), vendemos em média 71,2
MW do complexo de parques eólicos de Cutia (Dreen Cutia, Dreen Guajiru, Esperança do Nordeste, GE Jangada,
GE Maria Helena, Paraíso dos Ventos do Nordeste e Potiguar) por R$ 144,00/MWh (preço máximo do leilão). Os
sete parques eólicos possuem uma capacidade combinada de 195,6 MW, energia assegurada média de 71,4 MW e
serão construídos nas cidades de Pedra Grande e São Bento do Norte, no estado do Rio Grande do Norte.
Além disso, no 20o Leilão de Nova Energia (A-5), realizado em 28 de novembro de 2014, vendemos um
adicional médio de 54,8 MW de energia eólica (por R$ 136,97/MWh), através de Acordos de Disponibilidade com
um prazo de abastecimento de 20 anos. Com uma capacidade total de 136,4 MW e energia assegurada média de 54,8
MW, os seis novos parques eólicos (São Bento do Norte I, São Bento do Norte II, São Bento do Norte III, São
Miguel I, São Miguel II e São Miguel III) que pertencem ao complexo de parques eólicos de Cutia serão construídos
em São Bento do Norte, no estado do Rio Grande do Norte, na mesma região de outros complexos de parques
eólicos que pertencem à Copel.
São Miguel do Gostoso. Em 5 de junho de 2014, negociamos com a Voltalia Energia do Brasil Ltda.
(Voltalia), a aquisição de participação de 49% no complexo de parques eólicos de São Miguel do Gostoso, no estado
do Rio Grande do Norte (Brasil). O complexo do parque eólico de São Miguel do Gostoso, que já está sendo
implementado, compreende quatro parques eólicos, 108 MW de capacidade instalada, cuja energia foi vendida no
Quarto Leilão de Energia de Reserva pelo preço médio de R$ 98,92 MWh, através de contratos com prazo de 20
anos, com o fornecimento iniciando em abril de 2015.
Projetos Propostos
Estamos participando de várias iniciativas para o estudo da viabilidade técnica, econômica e ambiental de
alguns projetos de geração hidrelétrica, eólica e termelétrica. Esses projetos de geração propostos somariam 876,2
MW de capacidade instalada. A tabela a seguir apresenta informações a respeito desses projetos de geração
propostos.
Projetos
Propostos
Capacidade Instalada
Estimada
Energia Assegurada Estimada
Nosso Percentual de
Participação
(MW)
(GWh/ano)
(%)
UHE São Jerônimo
331,0
1.560
41,2
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
29,5
142,2
15
PCH Foz do Curucaca
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
Parque eólico Complexo Alto Oriente
60,0
247,5
100
Parque eólico Complexo Jandaia
99,0
428,2
100
UTE Norte Pioneiro
180,0
1.190,2
100
TOTAL
876,2
4.458,3
-
26
Em 2015, 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 e eólicos que deverão ser listados nos Leilões A-5 em 2015. 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, energia a partir de óleo vegetal bruto e produção de biogás por microalgas.
Transmissão e Distribuição
Geral
A energia é transferida das usinas para os clientes através de sistemas de transmissão e distribuição.
Transmissão é a transferência de grandes volumes de energia 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 energia aos consumidores finais, em tensões iguais ou inferiores a 138 kV.
A tabela seguinte apresenta informações relativas às nossas redes de transmissão e distribuição nas datas
indicadas.
Em 31 de dezembro
2014
2013
2012
2011
2010
Linhas de transmissão (km):
230 kV e 500 kV..................................................................................
2.197,3
2.160,9
2.010,7
2.016,3
1.900,4
138 kV ..................................................................................................
7,2
7,2
7,2
7,2
7,2
-
5,4
5,4
5,4
5,4
(1)
69 kV .................................................................................................
Linhas de distribuição (km):
230 kV ..................................................................................................
123,5
63,3
68,3
66,1
66,1
138 kV ..................................................................................................
5.153,5
5.054,7
4.880,1
4.705,3
4.586,3
69 kV ....................................................................................................
727,2
932,5
968,5
1.003,5
981,5
34,5 kV .................................................................................................
82.232,5
81.546,1
81.253,3
80.662,2
79.496,2
13,8 kV .................................................................................................
Capacidade de transformação (MVA):
101.688,7
100.279,8
99.195,1
97.981,0
96.863,6
Subestações de transmissão e distribuição (69 kV – 500 kV)(2) .......
21.649,7
20.576,5
19.454,8
19.415,3
18.398,6
Subestações elevadoras de geração ...................................................
6.312,4
5.006,8
5.006,8
5.006,8
5.006,8
Subestações de distribuição (34,5 kV) ...............................................
1.545,0
1.480,2
1.504,8
1.539,6
1.533,7
Transformadores de distribuição ........................................................
11.278,2
10.882,2
10.325,3
9.961,6
9.312,4
Perdas totais de energia .......................................................................
7,0%
7,2%
7,7%
7,1%
7,5%
________________
(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.
27
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 energia 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
em troca de pagamento em nível estabelecido pela ANEEL.
Atualmente, realizamos a operação e a manutenção de 2.204 km de linhas de transmissão, trinta e duas (32)
subestações no Estado do Paraná e uma subestação no estado de São Paulo. Além disso, realizamos parcerias com
outras empresas para operar 1.442 km de linhas de transmissão e quatro subestações através de sociedades com
propósito específico (SPEs).
A tabela abaixo apresenta informações sobre nossos ativos de transmissão em operação:
Subsidiária/SPE
Linhas de Transmissão
Extensão TL
(km)
No. de
Subestações
Data de Término da
Concessão
COPEL GeT
Principal Concessão de
Transmissão(1)
1.919
32
Dez-42
COPEL GeT
TL Bateias - Jaguariaiva
137
-
Jul-31
COPEL GeT
TL Bateias - Pilarzinho
32
-
Mar-38
COPEL GeT
TL Foz - Cascavel Oeste
116
-
Nov-39
COPEL GeT
Subestação Cerquilho III
-
1
Out-40
2.204
33
-
Subtotal Copel GeT
Costa Oeste
Copel GeT - 51%
Eletrosul - 49%
LT Cascavel Oeste Umuarama Sul
SE Umuarama Sul
143
1
Jan-42
Transmissora Sul
Brasileira
Copel GeT - 20%
Eletrosul - 80%
Nova Sta Rita - Camaquã
798
1
Mai-42
TL Guaíra - Umuarama Sul
TL Cascavel Norte - Cascavel
Oeste
Subestação Santa Quitéria /
Subestação Cascavel Norte
136
2
Mai-42
Subtotal SPEs
1.442
4
Total
3.616
37
Caiuá Transmissora
Copel GeT - 49%
Elecnor - 51%
(1)
Nossas principais concessões de transmissão abrangem várias linhas de transmissão.
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.
28
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 é a linha de transmissão Araraquara II – Taubaté que é uma linha de
transmissão a 500 kV e 356 km. Esperamos concluir as obras de construção dessas instalações até março de 2016.
Em dezembro de 2011, Sociedade de Propósito Específico Marumbi Transmissora, um acordo estratégico
entre a Copel (80%) e a Eletrosul (20%), ganhou um leilão da ANEEL 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 abril de
2015.
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 julho 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 - Figueira (88km), localizadas no norte do Paraná, e as usinas Foz do Chopim e Salto Osório
(10 km), ambas localizadas no sudoeste do Paraná. Essas linhas começaram a ser construídas em 2013. A linha Foz
do Chopim - Salto Osório (10 km) entrou em operação comercial em 26 de março de 2015, enquanto que a linha
Londrina - Figueira (88km) deve entrar em operação em maio de 2015.
Em dezembro de 2012, um acordo estratégico 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. O
correspondente contrato de concessão foi assinado em maio de 2013 e as linhas de transmissão deverão entrar em
operação em maio de 2016.
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 correspondente contrato de concessão foi
assinado em fevereiro de 2013 e as linhas de transmissão deverão entrar em operação em setembro de 2015.
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. O correspondente contrato de concessão foi
assinado em janeiro de 2014 e as linhas de transmissão deverão entrar em operação em janeiro de 2016.
No mesmo leilão, a Sociedade de Propósito Específico Mata de Santa Genebra Transmissora, um acordo
estratégico 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. O correspondente contrato de concessão foi
assinado em maio de 2014 e as linhas de transmissão deverão entrar em operação em outubro de 2017.
Em maio de 2014, a Copel venceu o leilão público da ANEEL para a construção e operação de dois lotes de
linhas de transmissão, o primeiro lote composto por 53 km de linhas de transmissão e uma subestação no Estado do
Paraná e o segundo lote composto por 120 km de linhas de transmissão nos estados do Paraná e São Paulo. Os
correspondentes contratos de concessão foram assinados em setembro de 2014 e suas instalações deverão entrar em
operação em março e setembro de 2017, respectivamente.
No mesmo leilão público, o acordo estratégico entre a Copel (49%) e Elecnor (51%) ganhou o direito de
construir e operar 328 km de linhas de transmissão nos estados de São Paulo e Minas Gerais. Os correspondentes
contratos de concessão foram assinados em setembro de 2014 e as linhas de transmissão deverão entrar em operação
em março de 2018.
A tabela abaixo resume as informações relacionadas com nossos ativos de transmissão atualmente em
construção:
29
Subsidiária/
SPE
Linhas de Transmissão
TL Araraquara II —
Taubaté
TL Londrina - Figueira
COPEL GeT
COPEL GeT
Participação
da Companhia
Início das
operações
(esperado)
Estado
km
Número de
subestações
SP
356
-
100%
Mar/2016
PR
88
-
100%
Mai/2015
COPEL GeT
TL Assis — Paraguaçu
Paulista II
Subestação Paraguaçu
Paulista II
SP
37
1
100%
Set/2015
COPEL GeT
TL Bateias - Curitiba Norte
PR
33
1
100%
Jan/2016
COPEL GeT
TL Foz do Chopim Realeza
PR
53
1
100%
Mar/2017
COPEL GeT
TL Assis – Londrina
SP / PR
120
-
100%
Set/2017
697
3
PR
28
1
80%
Abr/2015
MT
1.005
3
49%
Jul/2015
MT / GO / MG
600
1
49%
Jul/2015
BA / MG / GO
967
-
24,5%
Mai/2016
Subtotal Copel Get
Marumbi
Matrinchã
Guaraciaba
TL Curitiba - Curitiba Leste
TL Paranaíta Ribeirãozinho
TL Ribeirãozinho Marimbondo
Paranaíba
TL Barreiras II - Pirapora II
Mata de Santa
Genebra
TL Araraquara II - Bateias
SP / PR
847
3
50,1%
Out/2017
TL Estreito - Fernão Dias
SP / MG
328
-
49%
Mar/2018
Subtotal SPC
3.775
8
Total
4.472
11
Cantareira
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. Energia em tensão mais alta é fornecida a consumidores
industriais e comerciais maiores, e energia em tensão mais baixa é fornecida a consumidores residenciais, pequenos
consumidores industriais, consumidores comerciais e outros. Em 31 de dezembro de 2014, fornecíamos energia a
uma área geográfica que abrangia 98% do Paraná e atendíamos a mais de 4,3 milhões de consumidores.
Nossa rede de distribuição inclui 189.925,4 km de linhas de distribuição, 388.883 transformadores de
distribuição e 230 subestações de distribuição de 34,5 kV, 35 subestações de 69 kV e 96 subestações de 138 kV. Em
2014, foram feitas 145.477 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 28 consumidores diretamente supridos em alta tensão (69 kV e acima) mediante conexões com
nossas linhas de distribuição. Esses consumidores responderam por aproximadamente 2,9% do volume total de
energia vendido pela Copel Distribuição ou 1,5% de nosso volume total de energia vendida em 2014.
Somos responsáveis por expandir a rede de distribuição de 138 kV e 69 kV em nossa área de concessão.
30
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 nossa rede de distribuição são calculadas pela diferença entre a energia
alocada ao sistema e a energia fornecida aos consumidores.
Nossas perdas de distribuição de energia (inclusive perdas técnicas e comerciais) totalizaram 12,1% de
nossa energia disponível em 2014 e incluíram a participação do segmento de distribuição das perdas da rede básica
de transmissão (que estão alocadas entre nossas operações de distribuição e transmissão).
Informações sobre a duração e frequência de interrupções para nossos clientes nos anos indicados são
apresentadas na tabela seguinte:
Qualidade do indicador de fornecimento
DEC - Duração de interrupções por consumidor - por ano (em
horas) .......................................................................................
2014
2013
2012
2011
2010
14h06min
11h37min
10h15min
10h38min
11h28min
9,08
8,06
7,84
8,26
9,46
FEC - Frequência de interrupções por consumidor por ano (número
de interrupções)......................................................................
Superamos o indicador de meta de qualidade estabelecidos pela ANEEL para 2014, o qual penaliza as
interrupções no fornecimento de energia que ultrapassem uma frequência média de interrupções e tivemos um
desempenho abaixo do esperado no indicador de meta de qualidade estabelecido pela ANEEL em 2014 que penaliza
a falta de energia além do número médio de horas por cliente, 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".
Compras
A tabela a seguir contém informações sobre os volumes, os custos e as tarifas médias das principais fontes
de energia que adquirimos nos últimos três anos.
31
Fonte
2014
2013
2012
Itaipu
Volume (GWh) .............................................................
5.870
5.193
5.256
Custo (milhões de R$ ) ................................................
756,1
610,4
503,3
Tarifa média (R$ /MWh) .............................................
128,81
117,54
95,76
1.046
1.050
-
Angra
(1)
Volume (GWh) .............................................................
Custo (milhões de R$ ) ................................................
156,2
142,5
-
Tarifa média (R$ /MWh) .............................................
149,31
135,67
-
Volume (GWh) .............................................................
1.315
1.272
-
Custo (milhões de R$ ) ................................................
42,5
40,8
-
Tarifa média (R$ /MWh) .............................................
32,34
32,07
-
CCGF
Leilões no mercado regulado
Volume (GWh) .............................................................
16.692
15.645
19.003
Custo (milhões de R$ ) ................................................
3.394,2
2.305,8
1.927,9
Tarifa média (R$ /MWh) .............................................
203,34
147,38
_______________
(1)
Antes de 2013, as aquisições da Angra foram realizadas através de leilões no mercado regulado.
(2)
Esses números não incluem energia de curto prazo adquirida na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
101,45
Itaipu
Adquirimos 5.870 GWh de energia de Itaipu em 2014, o que constituiu 20,4% de nossa disponibilidade
total de energia em 2014 e 10,9% da disponibilidade de energia da Copel Distribuição em 2014. Nossas compras
representaram aproximadamente 9,1% 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 energia 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$ 38,07 por kW em 2015.
Em 2014, pagamos uma tarifa média de R$ 125,49 por MWh pela energia adquirida de Itaipu, contra R$
117,5 por MWh durante 2013. 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 da
Renovação das Concessões de 2013, a energia gerada pela 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
da Renovação das Concessões de 2013, de tal forma que a Copel Distribuição foi obrigada a comprar 1.046 GWh da
Angra em 2014 e 1.050 GWh em 2013.
Contrato de Cotas de Garantia Física – CCGF
De acordo com a Lei da Renovação das 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 da Renovação das Concessões de 2013. Para mais informações, vide “item 4.
32
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 1.315 GWh em contratos de CCGF em 2014 e 1.272 GWh em 2013.
Leilões no Mercado Regulado
Em 2014, adquirimos 16.692 GWh de energia termelétrica e hidrelétrica por meio de leilões no mercado
regulado. Essa energia representa 67,0% da energia 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 2014, fornecemos aproximadamente 97% da energia distribuída diretamente a consumidores cativos no
Paraná. Nossa área de concessão inclui 4,3 milhões de clientes localizados no Paraná e em um município do Estado
de Santa Catarina, localizado ao sul do Paraná. Também vendemos energia a 29 consumidores livres, quatro dos
quais localizados fora de nossa área de concessão. Em 2014, o consumo total de energia de nossos consumidores
cativos e nossos consumidores livres foi de 28.224 GWh, um aumento de 4,5% contra os 27.008 GWh em 2013. 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
2014
2013
2012
2011
2010
(GWh)
Consumidores Industriais ..............................................................
10.841
10.675
8.799
8.377
8.146
Residencial .....................................................................................
7.267
6.888
6.559
6.224
5.925
Comercial .......................................................................................
5.482
5.086
5.058
4.778
4.466
Rural ...............................................................................................
2.252
2.081
2.025
1.872
1.774
Outros(1) ..........................................................................................
2.382
2.279
2.211
2.122
2.048
28.224
27.008
24.652
23.373
22.359
(2)
Total ............................................................................................
____________
(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 consumidores finais da Copel em cada categoria em 31 de
dezembro de 2014.
Categoria de consumidores
Número de Consumidores Finais
Industrial .................................................................................................................................................
91.096
Residencial..............................................................................................................................................
3.437.030
Comercial ................................................................................................................................................
369.206
Rural ........................................................................................................................................................
372.464
Outras ...................................................................................................................................................
57.203
Total........................................................................................................................................................
4.326.999
(1)
____________
(1)
Inclui iluminação pública, fornecimento a municípios e outros órgãos governamentais, serviços públicos e nosso consumo próprio.
Consumidores industriais e comerciais responderam por aproximadamente 31% e 21%, respectivamente, de
nossas receitas totais de vendas a consumidores finais em 2014. Em 2014, 35% das nossas receitas totais de vendas
de energia provieram de vendas a consumidores residenciais.
33
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 (excluídos 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 energia 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, vide “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 2014, 2013 e
2012.
Tarifas
2014
2013
2012
(R$ /MWh)
Industrial ................................................................................................................
236,35
202,68
220,00
Residencial.............................................................................................................
292,99
257,92
293,62
Comercial...............................................................................................................
269,00
234,05
265,67
Rural.......................................................................................................................
178,48
157,28
178,04
Outros consumidores ............................................................................................
208,73
180,89
206,89
Todos os consumidores finais ..............................................................................
252,63
219,94
245,80
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 2014, atendemos cerca de 408.251 Consumidores Residenciais de Baixa Renda. Para atender esses
consumidores, em 2014, recebemos do Governo Federal subsídio de R$ 69,5milhões, aprovado pela ANEEL.
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%
34
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 nossa rede 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 onze contratos de concessão de transmissão, cinco dos
quais estão em fase operacional e seis em construção, sendo que o modelo de receita não é igual para todos. 9,1% de
nossas receitas de transmissão são corrigidas anualmente pelo IGP-M e os outros 90,9% estão sujeitos ao processo
de revisão tarifária.
De todas nossas concessões de transmissão em estágio operacional, nossa principal concessão de
transmissão (que envolve nossas principais instalações de transmissão) representaram cerca de 82,6% de nossas
receitas brutas de transmissão em 2014.
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 para 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 de concessão de
transmissão (que corresponde a 87% das linhas de transmissão da Companhia em operação), que venceria em 2015,
de acordo com as novas normas da Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013. Em dezembro de 2012, a Copel
executou o Terceiro Aditamento do Contrato de Concessões 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 da Renovação das Concessões de 2013, a ANEEL reduziu as tarifas de transmissão cobradas
em 38,0%.
Além deste, temos outros quatro contratos de concessão para linhas e subestações de transmissão em
operação, que correspondem juntos a 17,4% 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. Outras três
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
que estavam vigentes em 2013, 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 (redução de 8,9%). Consequentemente, as receitas anuais
permitidas para o ciclo de 2013/2014 dos nossos ativos de transmissão tiveram um aumento líquido de 8,4% sobre
as nossas receitas anuais permitidas, seguindo a renovação da nossa principal concessão de transmissão em 2012.
Em 2014, (i) dois de nossos contratos de concessão de transmissão (inclusive nosso principal contrato de
concessão de transmissão, foram ajustados pelo IPCA e benfeitorias no sistema foram aprovados pela ANEEL
(aumento médio de 18,2%), (ii) um deles foi ajustado pelo IPCA (6,4%), (iii) e o outro pelo IGP-M (7,8%) e (iv) um
tornou-se operacional em 28 de julho de 2014, adicionando R$4,2 milhões à nossa receita anual permitida. Como
35
resultado, a receita anual permitida referente o ciclo de 2014/2015 de nossos ativos de transmissão reflete um
aumento de 19,9% em relação à receita anual permitida do ciclo 2013/2014.
A tabela abaixo demonstra nossa RAP (R$ milhões) referente os últimos quatro ciclos das linhas de
transmissão sobre as quais detemos 100%:
Contrato
Linha de Transmissão /
Subestação
Jul.2014
Jun.2015
Jul.2013
Jun.2014
Jan.2013
Jun.2013
Jul.2012
Dez.2012
Receita Anual Permitida (R$ milhões)
075/2001
Principal Concessão de
Transmissão(1)
Bateias – Jaguariaiva
16,5
15,3
14,4
14,4
006/2008
Bateias – Pilarzinho
0,9
0,8
0,9
0,9
027/2009
Foz do Iguaçu - Cascavel
Oeste
10,1
9,1
8,5
8,5
015/2010
Cerquilho III
-
-
-
181,8
151,6
139,9
328,6
060/2001
Total
150,1
126,4
116,1
304,8
____________
(1)
Nossas principais concessões de transmissão abrangem várias linhas de transmissão.
Outros Negócios
Telecomunicações
Copel Telecomunicações S.A. Conforme autorização da Agência Nacional de Telecomunicações –
ANATEL (a “ANATEL”), oferece serviços de telecomunicações nos Estados do Paraná e Santa Catarina.
Oferecemos esses serviços desde agosto de 1998 por meio do uso de nossa rede de fibra óptica (que totalizava
25.425 mil quilômetros de cabos de fibra óptica ao fim de 2014). Em 2014, atendemos os 399 municípios do Estado
do Paraná e mais dois municípios no Estado de Santa Catarina (atendendo um número total de 21.761 clientes) e
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 21.761 clientes (4.227 clientes pessoa jurídica, incluindo supermercados, universidades,
bancos, provedores de internet e redes de televisão e 17.534 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 Empresa
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 com sua própria rede em onze (11) cidades do
Estado do Paraná. Por meio de uma aliança conosco, em vigor desde março de 2012, a Sercomtel presta serviços
telefônicos a outras 63 cidades do Estado do Paraná, inclusive Curitiba. 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 2014, a Sercomtel , em sua área de concessão de telefonia fixa, tinha um total de
202.423 linhas telefônicas instaladas, 166.358 das quais estavam em operação. Em 31 de dezembro de 2014, a
Sercomtel tinha capacidade instalada de 85.000 terminais em seu sistema Global System for Mobile
Communications - GSM, dos quais 32.585 estavam em operação. Em dezembro de 2009, a Sercomtel começou a
fornecer serviços 3G com capacidade de 20.000 linhas, das quais 19.937 estão atualmente instaladas. As receitas
líquidas da Sercomtel em 2014 foram de R$ 145,4 milhões, com lucro líquido de R$ 7,1 milhões.
36
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.
Em Março de 2014, concluímos a reestruturação societária de nossa participação acionária na Dominó
Holdings e sua subsidiária Companhia de Saneamento do Paraná – Sanepar (“Sanepar”), uma concessionária que
fornece água a aproximadamente 10,4 milhões de pessoas e saneamento a 6,7 milhões de pessoas em 345
localidades urbanas e rurais no Estado do Paraná.
Na conclusão da reestruturação, a Daleth Participações S.A. não mais detém qualquer participação na
Dominó Holdings e atualmente detemos diretamente (i)14,86% das ações preferenciais da Sanepar ou 7,63% de seu
capital total e (ii) 49,0% do capital social total em circulação da Dominó Holdings, enquanto a Andrade Gutierrez
Concessões detém os 51% restantes. A Dominó Holdings detém 24,7% das ações com direito a voto ou 12,2% do
capital total da Sanepar. Considerando a participação detida através da Dominó Holdings, a participação direta e
indireta da COPEL na Sanepar representa 13,58% de seu capital social. O Estado do Paraná detém 75,0% do capital
com direito a voto em circulação ou 51,4% do capital total da Sanepar.
O lucro líquido da Dominó Holdings em 2014 foi de R$ 83,1 milhões.
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 726 km de extensão em 2014, um aumento
de 12,8% em comparação com 646 km em 2013. Em 2014, a receita líquida da Compagas foi de R$ 1.664,6
milhões, um aumento de 336% comparado com 2013, e o lucro líquido foi de R$ 60,4 milhões, um aumento de
226% comparado com 2013. Os clientes da Compagas incluem usinas termelétricas, usinas de cogeração, 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 24%, de 21.018 em 2013 para 26.052 em 2014.
A Compagas registrou aumento de 2% no volume médio diário de gás natural distribuído a consumidores
finais para 1.058.697 m3/dia em 2014 (excluindo o volume de gás fornecido à termelétrica UEG Araucária de
1.042.124 m3/dia em 2013. Além disso, a Compagas disponibiliza sua rede de distribuição para o transporte de gás
natural para a UEG Araucária. Em 2014, a Petrobras S.A. entregou 636,7 milhões de metros cúbicos de gás para a
UEG Araucária, contra 477,6 milhões em 2013.
Em 31 de dezembro de 2014, 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, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis anunciou
que o consórcio composto pela Copel (30%), Tucumann Engenharia (10%), Bayar Participações (30%) e Petra
Energia (30%) ganhou o direito de 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 km², equivalente a 7% da área total
leiloada. O consórcio ofereceu um bônus de assinatura no valor de R$ 12,5 milhões para esses quatro blocos; e um
programa exploratório mínimo que prevê investimentos de R$ 78,1 milhões. Essa concessão tem a duração de
quarto anos a partir da celebração do contrato e poderá ser prorrogado por dois anos, totalizando seis anos. A
operadora do consórcio será a Petra Energia. A aquisição desses blocos está em linha com as estratégias da Copel e
37
permite o acesso à produção de gás, que pode ser usado em usinas de geração térmica a serem construídas junto aos
poços de gás. Em 28 de abril de 2015, nosso consórcio apenas celebrou contratos de concessão para dois desses
blocos e nenhum programa exploratório foi iniciado.
Serviços
Possuímos 40,0% do capital social da Escoelectric Ltda. (“ESCO”), uma companhia que auxilia os clientes
no uso da energia 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. 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 sobre Prorrogação 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 sobre Prorrogação 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
sobre Prorrogação de 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 era reduzir significativamente o custo da energia paga pelos consumidores
finais e estimular o crescimento econômico. De acordo com a Lei sobre Prorrogação 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 sobre Prorrogação 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. Por outro lado, as concessões
renovadas de acordo com a Lei sobre Prorrogação 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
somente 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 sobre Prorrogação 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 a Lei sobre Prorrogação de
Concessões de 2013 exige a aprovação prévia da ANEEL para investimentos feitos pelas concessionárias de geração
38
a fim de receber compensação, a nova lei que 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 sobre Prorrogação
de Concessões de 2013. Não sabemos quais serão as consequências dessas regulamentações.
A Lei sobre Prorrogação 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 sobre Prorrogação
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 sobre Prorrogação 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 sobre Prorrogação de Concessões de 2013, para renovar esses
contratos, teríamos que aceitar a aplicação das condições impostas pela Lei sobre Prorrogação 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.
Concessões de Geração
De nossas 18 concessões de geração, temos três concessões de geração (Capivari Cachoeira, Mourão e
Chopim I, com capacidades instaladas de 260,0 MW, 8,2 MW e 1,8MW, respectivamente, que estão programadas
para expirarem em 2015 e nós decidimos não renovar). Além disso, não renovamos o contrato de concessão de uma
de nossas usinas hidrelétricas (Rio dos Patos, com capacidade instalada de 1,8 MW) que expirou em 14 de fevereiro
2014. Embora a Companhia não venda mais a energia produzida por essa usina, ela continua operando e mantendo
a usina até que o vencedor de um novo processo licitatório a ser conduzido pela ANEEL assuma a usina. Nossa
administração determinou que a renovação dessas concessões de geração, sob os termos da Lei sobre Prorrogação 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. Entretanto, continuamos sendo
responsáveis pela operação e manutenção dessas usinas até que o vencedor do processo licitatório assuma a usina.
Até então, a Copel receberá uma tarifa previamente estabelecida para operar e manter a usina, conforme definido
pela resolução MME 170/2014.
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 sobre Prorrogação 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 sobre Prorrogação de Concessões de 2013 não impacta as concessões de geração outorgadas após
2003.
39
As tabelas a seguir apresentam informações sobre os prazos e as prorrogações de nossas principais
concessões de geração hidrelétrica, termelétrica e eólica (das quais detemos participação acionária direta):
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
Maio de 1973
Maio de 2003
Janeiro de 2001
Maio de 2023
Dezembro de 1974
Dezembro de 2004
Abril de 2003
Dezembro de 2024
Apucaraninha
Outubro de 1975
Outubro de 2005
Abril de 2003
Outubro de 2025
Guaricana
Agosto de 1976
Agosto de 2006
Agosto de 2005
Agosto de 2026
Chaminé
Agosto de 1976
Agosto de 2006
Agosto de 2005
Agosto de 2026
Segredo
Novembro de 1979
Novembro de 2009
Setembro de 2009
Novembro de 2029
Derivação do Rio Jordão
Novembro de 1979
Novembro de 2009
Setembro de 2009
Novembro de 2029
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
Indefinido
-
-
Pitangui
Maio de 2002
Indefinido
-
-
Salto do Vau
Maio de 2002
Indefinido
-
-
(2)
Junho de 2007
Julho de 2042
Não prorrogável
Julho de 2042
Janeiro de 2011
Janeiro de 2046
Não prorrogável
Janeiro de 2046
Fevereiro de 2011
Fevereiro de 2046
Não prorrogável
Fevereiro de 2046
Agosto de 2012
Agosto de 2047
Não prorrogável
Agosto de 2047
Usina Hidrelétrica
Rio dos Patos(1)
Capivari Cachoeira
São Jorge
Salto Caxias
Mauá
Colíder
(3)
Cavernoso II
Baixo Iguaçu
(4)
____________
(1)
Nossas 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 sobre Prorrogação 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
49,0% os restantes.
(3)
Início de operações agendado para abril de 2016.
(4)
Em construção pelo Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu, no qual a Copel detém 30% e a Geração Céu Azul detém os 70% restantes.
Estima-se que as operações iniciem em 2017.
Usinas Termelétricas
Figueira
Data inicial da
concessão
Março de 1969
Primeiro vencimento
Março de 1999
40
Data de prorrogação
Junho de 1999
Data final de
vencimento
Junho de 2019
Usinas Eólicas
Data inicial da concessão
Data do primeiro vencimento
26 de abril de 2011
25 de abril de 2046
Asa Branca II
1 de junho de 2011
31 de maio de 2046
Asa Branca III(1)
1 de junho de 2011
31 de maio de 2046
Nova Eurus IV(1)
28 de abril de 2011
27 de abril de 2046
Santa Maria(1)
9 de maio de 2012
8 de maio de 2047
10 de abril de 2012
9 de abril de 2047
Ventos de Santo Uriel
10 de abril de 2012
9 de abril de 2047
Boa Vista
28 de abril de 2011
27 de abril de 2046
Farol
20 de abril de 2011
19 de abril de 2046
Olho D'Água
1 de junho de 2011
31 de maio de 2046
São Bento do Norte
19 de maio de 2011
18 de maio de 2046
São João(2)
26 de março de 2012
25 de março de 2047
9 de abril de 2012
8 de abril de 2047
16 de abril de 2012
15 de abril de 2047
Asa Branca I(1)
(1)
Santa Helena
(1)
(1)
(2)
Carnaúbas
(2)
Reduto
(2)
Santo Cristo
18 de abril de 2012
17 de abril de 2047
(4)
Aguardando publicação da autorização
35 anos(5)
Guariju(3)
Aguardando publicação da autorização(4)
35 anos(5)
Jangada(3)
Aguardando publicação da autorização(4)
35 anos(5)
Maria Helena(3)
Aguardando publicação da autorização(4)
35 anos(5)
Potiguar(3)
Aguardando publicação da autorização(4)
35 anos(5)
Esperança do Nordeste(3)
Aguardando publicação da autorização(4)
35 anos(5)
Paraíso dos Ventos do Nordeste(3)
Aguardando publicação da autorização(4)
35 anos(5)
São Bento do Norte I(3)
Aguardando publicação da autorização(4)
35 anos(5)
São Bento do Norte II(3)
Aguardando publicação da autorização(4)
35 anos(5)
São Bento do Norte III(3)
Aguardando publicação da autorização(4)
35 anos(5)
São Miguel I(3)
Aguardando publicação da autorização(4)
35 anos(5)
São Miguel II(3)
Aguardando publicação da autorização(4)
35 anos(5)
São Miguel III(3)
Aguardando publicação da autorização(4)
35 anos(5)
Cutia
(3)
(1)
Usinas eólicas situadas no parque eólico Brisa Potiguar da Copel em construção.
Em construção pela Voltália Energia do Brasil S.A. A Copel detém participação de 49%. Início das operações estimado para
abril de 2015.
(3)
Usinas eólicas situadas no parque eólico Cutia da Copel em construção.
(4)
Leiloado no leilão da ANEEL no. 08/2014 em 31 de outubro de 2014. A autorização deverá ser emitida dentro de 180 dias a
partir da data do leilão.
(5)
A autorização concedida expira 35 anos após a publicação da autorização.
(6)
Leiloado no leilão da ANEEL no. 06/2014 em 28 de novembro de 2014. A concessão deverá ser emitida dentro de 180 dias a
partir da data do leilão.
(2)
41
Também 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 tal participação
parcial em 31 de dezembro de 2014:
Usina de Geração
Companhia
Data inicial da concessão
Vencimento
Prorrogação
UHE Dona Francisca
Dona Francisca Energética SA ‒
DFESA
Julho de 1979
Agosto de 2033
Possível
UHE Santa Clara e Fundão
Centrais Elétricas do Rio Jordão
S.A. - ELEJOR
Outubro de 2001
Outubro de 2036
Possível
UEG Araucária Ltda.
Dezembro de 1999
Dezembro de 2029
Possível
Foz do Chopim Energética
Abril de 2000
Abril de 2030
Possível
Carnaúbas
São Miguel do Gostoso I
Abril de 2012
Abril de 2047
Não é possível
Reduto
São Miguel do Gostoso I
Abril de 2012
Abril de 2047
Não é possível
Santo Cristo
São Miguel do Gostoso I
Abril de 2012
Abril de 2047
Não é possível
São João
São Miguel do Gostoso I
Março de 2012
Março de 2047
Não é possível
UTE Araucária
UHE Foz do Chopim
Complexo Eólico São
Miguel do Gostoso
Concessões de Transmissão
De acordo com a Lei sobre Prorrogação 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 36 meses da data vencimento de cada contrato. Nossa concessão principal de
transmissão, que correspondia a 82,6% de nossas receitas de transmissão em 2014, foi renovada de acordo com a Lei
sobre Prorrogação de Concessões de 2013 e, portanto, irá expirar em dezembro de 2042.
Além disso, temos outros quatro contratos de concessão para linhas de transmissão e subestação atualmente
operacionais e que expiram em julho de 2031, março de 2038, novembro de 2039 e outubro de 2040,
respectivamente, que correspondem juntos a 17,4% de nossas receitas de transmissão em 2014. De acordo com a Lei
sobre Prorrogação 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.
A tabela a seguir apresenta informações sobre os prazos e a prorrogação de nossas concessões de
transmissão(nas quais detemos participação acionária direta):
42
Data inicial da
concessão
Primeiro
vencimento
Possibilidade de
prorrogação
Data de
vencimento
esperada (ou
final)
Julho de 2001
Julho de 2015
Prorrogado
Dezembro de 2042
Bateias – Jaguariaíva
Agosto de 2001
Agosto de 2031
Possível
Agosto de 2061
Bateias – Pilarzinho
Março de 2008
Março de 2038
Possível
Março de 2068
Novembro de 2009
Novembro de 2039
Possível
Novembro de 2069
Subestação Cerquilho III
Outubro de 2010
Outubro de 2040
Possível
Outubro de 2070
Araraquara 2 – Taubaté (1)
Outubro de 2010
Outubro de 2040
Possível
Outubro de 2070
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
Instalação
de transmissão
Principal concessão de transmissão
Foz do Iguaçu – Cascavel Oeste
Foz do Chopim - Salto Osorio (1)
(1)
Assis – Paraguaçu Paulista II
Bateias – Curitiba Norte(1)
Estreito – Fernão Dias
(1)
Assis - Londrina(1)
_________________________
(1)
Setembro de 2014
Setembro de 2044
Possível
Setembro de 2074
Setembro de 2014
Setembro de 2044
Possível
Setembro de 2074
Instalação em construção.
Possuímos participações acionárias em outros 10 projetos de transmissão por meio de sociedades de
propósito específico. A tabela a seguir apresenta informações relacionadas aos prazos das concessões das instalações
de transmissão em que detemos as referidas participações acionárias a partir de 31 de dezembro de 2014.
Instalação de Transmissão
Sociedade de
Propósito Específico
Possibilidade
de
prorrogação
Data de
vencimento
esperada (ou
final)
Data inicial
da concessão
Primeiro
vencimento
Janeiro de
2012
Janeiro de
2042
Possível
Janeiro de 2072
Cascavel Oeste – Umuarama
Costa Oeste Transmissora de Energia
S.A
Nova Santa Rita Camaquã 3
Transmissora Sul Brasileira de Energia
S.A
Maio de 2012
Maio de 2042
Possível
Maio de 2072
Umuarama Guaira
Caiuá Transmissora de Energia S.A
Maio de 2012
Maio de 2042
Possível
Maio de 2072
Açailândia
Miranda II
Integração Maranhense Transmissora
de Energia S.A.
Maio de 2012
Maio de 2042
Possível
Maio de 2072
Curitiba Curitiba Leste(1)
Marumbi Transmissora de Energia S.A.
Maio de 2012
Maio de 2042
Possível
Maio de 2072
Paranaíta –
Ribeirãozinho(1)
Matrinchã Transmissora de Energia
S.A.
Maio de 2012
Maio de 2042
Possível
Maio de 2072
Ribeirãozinho – Marimbondo
II(1)
Guaraciaba Transmissora de Energia
S.A
Maio de 2012
Maio de 2042
Possível
Maio de 2072
Barreiras II – Pirapora II(1)
Paranaíba Transmissora de Energia S.A
Maio de 2013
Maio de 2043
Possível
Maio de 2073
Itatiba – Bateias(1)
Mata de Santa Genebra Transmissora
S.A
Maio de 2014
Maio de 2044
Possível
Maio de 2074
Estreito – Fernão Dias(1)
Cantareira Transmissora de Energia
S.A.
Setembro de
2014
Setembro de
2044
Possível
Setembro de
2074
________________________
Instalação em construção.
(1)
43
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 sobre Prorrogação 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 sobre Prorrogação de Concessões de 2013, concluímos que a renovação
da nossa concessão de distribuição de acordo com a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 não afetaria
materialmente os resultados das nossas operações. Do mesmo modo, após uma avaliação cuidadosa das condições
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 sobre Prorrogação de Concessões de
2013.
Concorrência
Recebemos concessões para distribuir energia em praticamente todo o Estado do Paraná e não enfrentamos
concorrência das cinco empresas de energia que detêm concessões para o restante do Estado. Como resultado de
legislação aprovada em 2004, porém, outros fornecedores podem oferecer energia 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 nossa rede 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 nossa rede 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 energia 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 2014, possuíamos 29 consumidores livres, que representam aproximadamente 3,7% de
nossa receita operacional consolidada e aproximadamente 8,1% do total de energia que vendemos. Em 31 de março
44
de 2015, tivemos 2 contratos com clientes livres que expiraram e não foram renovados. Os nossos contratos com
Clientes Livres normalmente são por períodos de mais de dois e menos de cinco anos.
Aproximadamente 6,1% dos megawatts totais vendidos sob contratos a esses consumidores vencem em
2015. Adicionalmente, em 31 de dezembro de 2014, tínhamos 53 consumidores que se qualificavam para adquirir
energia como consumidores livres. Esses consumidores representavam aproximadamente 4,6% do volume total de
energia vendido em 2014 e aproximadamente 7,6% de nossa receita operacional de venda de energia nesse ano.
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 seguem nossa Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial, que integra
planejamento corporativo e gestão da sustentabilidade para otimizar nosso desempenho financeiro, social e
ambiental.
Solicitamos e renovamos nossas licenças ambientais de acordo com o regulamento ambiental emitido pelas
autoridades federais, estaduais e municipais. 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.
Visando cumprir o licenciamento ambiental das unidades de transmissão anteriores aos requisitos de
licenciamento ambiental de 1986, a Copel e o ambiente regulador para o Estado do Paraná ("Instituto Ambiental do
Paraná - IAP") assinaram, em 2010, o termo de ajuste de conduta – TAC, um contrato em que nos comprometíamos
a concluir o processo de licenciamento ambiental dessas instalações até 2012. Concluímos esse processo para todas
as nossas instalações de transmissão em 2012.
Em 2014, quatro auditorias ambientais compulsórias (AACs) foram realizadas, três (3) das quais em
subestações e uma (1) linha de transmissão. Com início em 2012, essas inspeções ambientais compulsórias são
exigidas por lei como condição para a renovação das licenças ambientais, contudo, desde agosto de 2014 não somos
mais obrigados a realizar as referidas inspeções como condição para renovação de nossas licenças ambientais.
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 2014, 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. O Programa de Gestão Socioambiental
45
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 em 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 2014
(incluindo obras em curso), as instalações da Copel Geração e Transmissão representavam 72,6%, as usinas eólicas
representavam 11,6%, as da Copel Telecomunicações 5,3%, as da Elejor 5,4%, e as da Usina Termelétrica de
Araucária 5,1%. 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 localizam. 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 solucionado por meio
de acordo as contendas relativas a desapropriações. Em 31 de dezembro de 2014, estimamos nosso passivo em
relação à resolução dessas disputas em aproximadamente R$ 52,8 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 2014, o MME aprovou um plano decenal de expansão que projeta um aumento da
capacidade instalada do Brasil para 195,9 GW em 2023, prevendo-se que, desse total, 59,7% será de fonte
hidrelétrica, 14,5% de termelétrica, 1,7% de nuclear e 24,1% de fontes alternativas de energia tais como eólica,
biomassa e pequenas centrais hidrelétricas.
Aproximadamente 34% 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 55% 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 energia, 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.
46
Conselho Nacional da Política Energética - CNPE
O Conselho Nacional da Política Energética ( "CNPE" ), criado em agosto de 1997, presta serviços de
consultoria ao Presidente da República em relação ao desenvolvimento e à criação de uma política energética
nacional. O CNPE é presidido pelo MME e é composto por seis ministros do Governo Federal e três membros
escolhidos pelo Presidente da República. 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
energia, incluindo a aprovação das tarifas elétricas; (ii) baixar normas para o setor elétrico; (iii) implementar e
regular o uso de fontes de energia, 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 energia; 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 Elétrico) é uma entidade privada sem fins lucrativos composta de
concessionárias de energia elétrica atuantes na geração, transmissão e distribuição de energia, 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 Nacional (“SIN”), 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 SIN 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 SIN 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 energia contratada 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 por quatro membros indicados por esses agentes e por 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.
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.
47
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 energia elétrica 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”), banco de
desenvolvimento controlado 100% pelo Governo Federal, 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
país. 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 energia 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
Nº 579, de 11 de setembro de 2012 (convertida na Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013). A
Medida Provisória Nº 577 estabeleceu a obrigação do poder concedente de prestar serviços de energia
caso uma concessão termine, bem como as novas regras de intervenção pelo poder concedente em
concessões de energia para garantir um desempenho adequado dos serviços de utilidade pública. A Lei
sobre Prorrogação 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
48
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 energia 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 energia 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
sobre Prorrogação 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 sobre Prorrogação 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 energia, 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 a seguir:
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 da 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
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
49
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 energia 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 energia 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, a multas podem ser de até 2% da receita da
concessionária (líquida de ICMS e encargos) 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
energia; (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 agência 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 leilões
de energia. 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.
•
Restrições a determinadas atividades de distribuição, incluindo a exigência de que os distribuidores se
concentrem em seu core business 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
energia pelos menores preços disponíveis em vez da compra de energia 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.
50
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
alterou 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. Por outro lado, 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 energia 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 energia por entidades não reguladas (como consumidores livres e comercializadores de energia).
No entanto, a energia proveniente das seguintes fontes está sujeita a regras específicas, diferentes das
aplicáveis para os mercados livre e regulado: (i) de projetos de geração de baixa capacidade localizados próximos
aos pontos de consumo (como certas usinas de cogeração e pequenas centrais hidrelétricas), (ii) de usinas registradas
no Proinfa, programa do governo federal para incentivar o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais
como eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, (iii) de Itaipu, (iv) de Angra 1 e 2 a partir de 2013 e (v) os
contratos de concessão de geração prorrogados ou sujeitos a nova licitação de acordo com a Lei sobre Prorrogação
de Concessões de 2013.
A energia gerada por Itaipu continuará a ser vendida pela Eletrobras às concessionárias de distribuição que
operam nas áreas Sul-Sudeste-Centro-Oeste do Sistema Interligado Nacional. As tarifas de comercialização da
energia 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 a seguir 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 afetou contratos bilaterais celebrados antes de 2004.
O Mercado Regulado
No mercado regulado, as concessionárias de distribuição devem comprar a demanda projetada de energia
para seus consumidores cativos por meio de leilões no mercado regulado. Os leilões são administrados pela ANEEL,
diretamente ou por meio da CCEE, sob certas diretrizes emitidas pelo MME.
As compras de energia são realizadas mediante dois tipos de contratos bilaterais: Contratos de Quantidade
de Energia e Contratos de Disponibilidade de Energia. No Contrato de Quantidade de Energia, o gerador
compromete-se a suprir determinado montante de energia e assume o risco de o suprimento de energia ser afetado
adversamente por condições hidrológicas e níveis baixos em reservatórios, entre outras condições que possam
interromper o suprimento de energia. Nesse caso em que o gerador deverá adquirir a energia de outras fontes para
cumprir suas obrigações de suprimento. No 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.
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A estimativa de demanda dos distribuidores é o principal fator da determinação do volume de energia que
o sistema como um todo contratará. Os distribuidores são obrigados a adquirir 100% de suas necessidades de
energia 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 de curto prazo.
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 à vista. Se o preço contratual for mais baixo que o preço atual no mercado à vista, os
distribuidores vendem seu excesso de energia com lucro. Por outro lado, se o preço contratual for mais alto que o
preço no mercado à vista, 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 energia 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 energia 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 energia
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 energia diretamente a consumidores livres, mas são obrigados a fazê-lo somente por meio de 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 energia no mercado regulado e no
mercado livre, assim como a outorga de autorizações e concessões para projetos de geração de energia. 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 energia devem contratar
sua demanda de energia. Os agentes que comercializam energia 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
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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 energia participantes da fase inicial do Proinfa,
(iii) Itaipu e (iv) cotas dos contratos de concessão de geração prorrogados ou sujeitos a nova licitação, de acordo
com a Lei sobre Prorrogação 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 energia, todos os produtores
independentes de energia e os consumidores livres são obrigados a notificar ao MME, até 1º de agosto de cada ano,
quanto a sua demanda ou geração estimada de energia, conforme o caso, para cada um dos cinco anos subsequentes.
Antes de cada leilão de energia, as companhias de distribuição são também obrigadas a notificar ao MME quanto
aos volumes de energia 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 energia para projetos novos de geração são realizados (i) no quinto ano antes da data de
fornecimento inicial (“Leilões A-5”) e (ii) no terceiro ano antes da entrada em operação comercial (“Leilões A-3”).
Os leilões de energia existente são realizados (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 energia de reserva 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 energia com cada companhia de distribuição, na proporção
da demanda estimada de energia de cada companhia de distribuição, exceto nos leilões de ajuste e de energia de
reserva.
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
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 energia); e (iii) ajustes no volume de energia 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
nossa rede de distribuição (deixando, portanto, de pagar nossa tarifa de distribuição) se optarem por se conectar
diretamente à Rede Básica ou se gerarem energia para consumo próprio e a transportarem sem usar nossa rede de
distribuição. Como os consumidores livres que se conectam diretamente à Rede Básica deixam de nos pagar a tarifa
de distribuição, podemos não ser capazes de recuperar totalmente essa perda de receita.
Desde 2004, a CCEE realizou 20 leilões de energia de nova, 14 leilões de energia existente, seis leilões de
energia de reservas para aumentar a segurança do fornecimento e 18 leilões de ajuste. No máximo até 1º de agosto
de cada ano, os geradores e distribuidores apresentam sua geração ou demanda de energia estimada para os cinco
anos subsequentes. Com base nessas informações, o MME estabelece o volume total de energia a ser negociado no
leilão e determina as companhias de geração que dele participarão. O leilão é realizado eletronicamente em duas
fases.
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Ao final 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 energia nos leilões A-5 e A-3 (exceto leilões de fontes alternativas), 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 energia em Leilão A-3, se o volume da
energia adquirida exceder 2% do volume de energia contratada 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 existente. 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.
Atividades Restritas dos Distribuidores
Não é permitido às concessionárias de distribuição na Rede Básica (i) desenvolver atividades relacionadas
à geração e à transmissão de energia elétrica, (ii) vender energia 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 acordo estratégico, 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 energia 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% de sua demanda de
energia elétrica por meio de autoprodução ou de companhias afiliadas) não é mais permitido.
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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.
Desafios da Constitucionalidade da Lei sobre a Prorrogação de Concessões - 2013
A Lei sobre a Prorrogação de Concessões de 2013 atualmente está sendo questionada com relação à sua
constitucionalidade perante o Supremo Tribunal Federal pela CNTI (Confederação Nacional dos Trabalhadores na
Indústria). Não é possível prever se a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 continuará válida no futuro.
Enquanto o supremo tribunal estiver revendo a lei, seus dispositivos permanecem em pleno efeito e vigor.
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 a Rede
Básica e suas instalações auxiliares (“TUST”).
TUSD
Os usuários das redes 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
da rede 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.
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 da Rede Básica (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 na Rede Básica, coordena o
pagamento das tarifas de transmissão a essas concessionárias. Os usuários da Rede Básica 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
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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 energia comprada pela concessionária para suprir consumidores cativos, de acordo com o
modelo regulatório vigente;
•
encargos de conexão e uso das redes 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 energia 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 medido 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;
•
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 energia 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; (iv) em janeiro de 2013, devido à promulgação da Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013; e
(v) em março de 2015, para compensar custos com a quota da CDE e com a aquisição de energia.
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 da rede
de distribuição e para a venda de energia a seus consumidores potencialmente livres.
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Bandeiras Tarifárias
Em vigor a partir de 1 de janeiro de 2015, um novo sistema foi introduzido pela ANEEL de modo a
permitir que as concessionárias de distribuição repassem ao consumidor final determinados aumentos de custo
variável atribuíveis às alterações nas condições hidrológicas no Brasil, antes das revisões periódicas formais das
tarifas realizadas pela ANEEL.
Segundo este modelo, uma bandeira verde, amarela ou vermelha, conforme seja determinado pela ANEEL,
é incluída nas contas enviadas aos consumidores finais, refletindo as condições hidrológicas nacionais (exceto
estados do Amazonas, Amapá e Roraima). Caso a bandeira verde seja adicionada à conta do consumidor final
devido às condições hidrológicas satisfatórias, nenhuma cobrança adicional ocorrerá. Por outro lado, caso as contas
de energia contenham a bandeira amarela ou vermelha, isso indicará que as concessionárias de distribuição estão
enfrentando maiores custos variáveis decorrentes da aquisição de energia e tiveram que repassá-los ao consumidor
final.
Incentivos
Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termoenergia (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 energia 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 Nacional, 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 energia, 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 e que são depositados na Conta de Energia de Reserva –
CONER). Essas reserves energéticas, que são obrigatórias, foram criadas para tentar garantir fornecimento de
energia suficiente ao SIN. O EER deve ser cobrado de todos os consumidores finais do Sistema Interligado
Nacional. A partir de 2010, esse encargo tem sido cobrado mensalmente.
Fundo RGR
Em certas circunstâncias, as companhias de energia 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
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taxa exigindo que as companhias de energia 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 RGR fossem transferidos à CDE.
De acordo com a Lei sobre Prorrogação 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.
UBP
Alguns empreendimentos de geração hidrelétrica (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.
Vide Nota 27 de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.
ESS
Os custos decorrentes da manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema no atendimento à
demanda por energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) são denominados Encargos de Serviço do Sistema
(ESS). Estes valores são pagos por todos agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção de
seu consumo.
Os ESS são expressos em R$/MWh e são pagos apenas aos agentes geradores térmicos que atendem a
solicitação de despacho do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para realizar geração fora da ordem de
mérito de custo.
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 das redes de distribuição e transmissão e (iv) créditos detidos
pelo governo federal contra Itaipu. A CDE foi originalmente 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 é
regulamentada pelo Poder Executivo e administrada pela Eletrobras. Essa cobrança foi significativamente reduzida
pela Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013 (em aproximadamente 75% em relação a 31 de dezembro de
2011), em uma tentativa de reduzir o custo da energia pago pelos consumidores finais, entre outros. A Lei sobre a
Prorrogação de Concessões de 2013 também permitiu que os fundos provenientes do Fundo RGR fossem
transferidos para a Conta CDE e permitiu que os fundos depositados na Conta CDE sejam utilizados no suporte do
programa de geração de energia em sistemas elétricos isolados) (a Conta de Consumo de Combustíveis).
Em 7 de março de 2014, o governo brasileiro autorizou a transferência às concessionárias de distribuição
de fundos depositados na Conta CDE para cobrir seus respectivos custos decorrentes da exposição involuntária ao
mercado à vista em janeiro de 2014, como resultado das fracas condições hidrológicas em 2013 e 2014, que
determinaram a aquisição de energia termelétrica a preços mais elevados no mercado à vista, custos que as
concessionárias de distribuição não eram capazes de repassar aos consumidores finais através das Tarifas regulares
de Varejo anterior à revisão periódica formal das tarifas conduzida pela ANEEL. Em 31 de dezembro de 2014, a
Eletrobras nos liberou R$ 114,6 milhões provenientes da Conta CDE para este fim específico.
As concessionárias de distribuição poderão repassar ao consumidor final um encargo da Conta CDE à
medida necessária para quitar suas obrigações de financiamento contratadas pelo CCEE através da Conta ACR.
Vide “Conta do Mercado Regulado – Conta ACR.”
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Conta no Ambiente de Contratação Regulada – Conta ACR
Em abril de 2014, o governo brasileiro criou a Conta no Ambiente de Contratação Regulada – Conta-ACR
(“Conta ACR”), para auxiliar as concessionárias de distribuição a cobrirem seus respectivos custos pela aquisição de
energia termelétrica referente o período entre fevereiro de 2014 e dezembro de 2014, incorrido como resultado das
fracas condições hidrológicas, que determinaram a aquisição de energia termelétrica a preços mais elevados no
mercado à vista, custos que as concessionárias de distribuição não eram capazes de repassar aos consumidores finais
através das Tarifas regulares de Varejo anterior à revisão periódica formal das tarifas conduzida pela ANEEL. Até
31 de março de 2015, o governo federal autorizou o CCEE a contratar linhas de crédito junto às instituições
financeiras brasileiras, cujos recursos (totalizando R$ 21,2 bilhões) foram desembolsados em três tranches separadas
e depositados na Conta ACR para imediatamente financiar as despesas das concessionárias de distribuição
incorridas com relação à aquisição de energia termelétrica. As concessionárias de distribuição quitarão este
financiamento contratado pelo CCEE através da aplicação de encargos adicionais mensais da Conta CDE aos
consumidores finais, por um período de 54 meses, após a conclusão dos respectivos procedimentos de ajuste de
tarifa em 2015. O processo de contratar financiamento junto às instituições financeiras brasileiras e o processo de
utilização dos fundos depositados na Conta ACR são administrados pelo CCEE. Em 31 de dezembro de 2014, o
CCEE nos liberou R$ 1.137,5 milhões da Conta ACR.
Tarifa de Transmissão de Itaipu
A Usina Hidrelétrica de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva que não faz parte do Sistema
Interligado Nacional. As concessionárias que fazem jus ao recebimento de energia de Itaipu pagam uma tarifa de
transmissão em valor igual à sua cota proporcional da energia 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, calculado com base em tarifa fixada pela ANEEL. A partir de 1º de
janeiro de 2015, a ANEEL fixou essa tarifa em R$ 85,26/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
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 (MRE)
O Mecanismo de Realocação de Energia 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
59
gerador conforme previsto no contrato de concessão, independentemente do volume de energia 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 energia gerado por elas. Em outras palavras, o MRE efetivamente
realoca a energia, 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 Nacional, é
determinada pelo ONS, levando em conta a demanda nacional de energia e as condições hidrológicas,
independentemente do contrato de compra de energia de cada gerador individual. O volume de energia 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 sobre
Prorrogação 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 energia são obrigadas a investir
pelo menos 0,50% de suas receitas operacionais líquidas anuais em pesquisa e desenvolvimento e 0,50% 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 energia são obrigadas a
investir pelo menos 1% de suas receitas operacionais líquidas anuais em pesquisa e desenvolvimento. As
companhias que geram energia exclusivamente por meio de pequenas centrais hidrelétricas, de cogeração 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% para os projetos de pesquisa e desenvolvimento da companhia, sob a supervisão da ANEEL;
•
40% para o 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 regras 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.
60
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 reclusão.
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) e
manter a excelência na implementação de programas ambientais.
Item 4A. Comentários em Aberto
Nenhum.
Item 5.
Revisão e Perspectivas Operacionais e Financeiras
As informações derivadas de nossas demonstrações financeiras consolidadas para os exercícios encerrados
em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012 foram preparadas de acordo com as normas do IFRSs emitidas pelo IASB.
Para maiores informações, ver “Apresentação de Informações Financeiras e Outras Informações" e a Nota 2 de
nossas demonstrações financeiras consolidadas referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2014.
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 energia e a inflação afeta nossos
custos e margens. O ambiente econômico brasileiro caracteriza-se por variações significativas nas suas taxas de
crescimento, sendo baixo entre 2001 e 2003 e uma recuperação econômica que levou a um aumento entre 2004 e
2009. Desde então, o crescimento do PIB tem variado de 0,9% em 2012 para 2,3% em 2013 e 0,1% em 2014.
A tabela a seguir apresenta dados econômicos selecionados para os períodos indicados:
61
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2014
2013
2012
Inflação (IGP-DI) ...............................................................................................
3,78%
5,52%
8,10%
Valorização (desvalorização) do real vs. U.S. dólar ........................................
(11,81)%
(12,77)%
(8,21)%
Taxa de câmbio no fim do período – US$ 1,00(1).............................................
2,6562
2,3426
2,0435
Taxa de câmbio média – US$ 1,00 ...................................................................
2,3599
2,1741
1,9588
Variação do PIB real ..........................................................................................
0,1%
2,3%
0,9%
Taxa de juros interbancária média (2) .................................................................
10,83%
8,18%
8,30%
______________
(1)
A taxa de câmbio do real em relação ao dólar americano em 14 de abril de 2015 era de R$ 3,0880 por US$ 1,00.
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.
(2)
Tarifas e Preços
Nossos resultados operacionais são significativamente afetados por variações nos preços de geração e
venda de energia, como também nos preços adquiridos pela distribuição no mercado regulado e revende-a aos
consumidores finais por tarifas reguladas.
Nosso negócio de geração vende energia a preços não regulados no mercado regulado, 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 tencionamos 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.
O nosso negócio de distribuição compra energia suficiente para satisfazer todas as demandas previstas para
os consumidores finais em leilões a preços não regulados no mercado regulado. Essa energia é revendida a tarifas
reguladas que consideram o preço em que foi comprada. Se nossas previsões forem inferiores à demanda real dos
consumidores finais, podemos ser forçados a compensar o déficit por meio da assinatura de contratos de curto prazo
para a compra de energia 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 sobre Prorrogação de Concessões de 2013, as margens do nosso negócio
de distribuição tendem a ser relativamente estáveis devido à natureza regulada 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 aos 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 52,3% do volume de energia que disponibilizamos em 2014 e respondeu por 50,0% 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:
62
• 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 de contas regulatórias diferidas (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 de contas regulatórias diferidas (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 tarifária periódica e o impacto médio dessa
revisão foi uma redução de 0,65%.
•
Em janeiro de 2013, devido à promulgação da Lei sobre Prorrogação 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 quitada com verba federal.
•
Em junho de 2013, a ANEEL aprovou o reajuste anual de nossas Tarifas, com uma elevação média de
13,08%, dos quais 11,40% referem-se ao aumento da tarifa e 1,68% ao aumento na recuperação de
contas regulatórias diferidas (CVA). Após a efetivação da recuperação dos custos da Parcela A, o
efeito médio desse ajuste tarifário em nossos clientes cativos foi equivalente a um incremento 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%.
•
Em junho de 2014, a ANEEL aprovou o reajuste anual de nossas Tarifas, com um aumento médio de
35,38%, dos quais 25,05% estava relacionado com o aumento de tarifas e 10,34% se referiam a um
aumento na recuperação de contas regulatórias diferidas (CVA). Após fazer cumprir a recuperação
dos custos da Parcela A, o efeito médio do reajuste da tarifa sobre nossos clientes cativos foi um
aumento de 39,71%. Contudo, a Copel Distribuição solicitou o diferimento parcial desse ajuste, que
foi autorizado pela ANEEL e aprovado em 22 de julho de 2014. O valor de R$ 898,3 milhões foi
portanto diferido e será incluído como componente financeiro no reajuste anual de 2015. Este
diferimento reduziu o efeito médio do reajuste da tarifa para 24,86%.
•
Em março de 2015, a ANEEL aprovou uma revisão extraordinária devido a uma série de eventos que
impactaram de forma significativa os custos das concessionárias de distribuição, não originalmente
previstos no aumento da Tarifa de 2014, tais como o aumento das tarifas de Itaipu (46,14%) e preços
elevados para aquisição de energia nos últimos leilões de energia. A revisão de tarifa média da Copel
Distribuição aprovada pela ANEEL foi de 36,79% iniciando em 2 de março de 2015. Desse total,
22,14% está relacionado com os encargos da Conta CDE que foram repassados aos consumidores e
14,65% se refere (i) ao aumento da tarifa da Itaipu e (ii) os preços elevados pagos pela Companhia
para aquisição de energia nos últimos leilões de energia que foram repassados aos consumidores.
63
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 2014, nossas compras de
energia de Itaipu totalizaram R$ 756,1 milhões.
•
Nossa unidade de distribuição é obrigada a adquirir uma grande parte de sua demanda de energia no
mercado regulado. Para maiores informações, vide “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 nossa rede 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 energia a consumidores finais. Em vez disso, nosso negócio de distribuição gera lucro operacional principalmente
pela cobrança de tarifas pelo uso de nossa rede de distribuição.
Impacto da CRC
Um de nossos ativos mais significativo 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 2014, o saldo total remanescente sob o Acordo da CRC era de R$ 1.344,1 milhões.
O saldo é ajustado conforme o IGP-DI, mais juros de 6,65%, e devido 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 conforme o Acordo da CRC. Para informações adicionais, leia a Nota 8
de nossas demonstrações financeiras consolidadas.
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 nossas demonstrações financeiras 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 2014 foi de R$ 224,0 milhões como redução de ativos
intangíveis e R$ 2.269,0 milhões como redução de ativos financeiros.
Políticas Contábeis Críticas
Ao preparar nossas demonstrações financeiras, fazemos estimativas com relação a uma série de matérias,
como mencionado na Nota 2.4. Algumas dessas matérias são altamente incertas e nossas estimativas envolvem
julgamentos que fazemos com base nas informações que nos estão disponíveis. No item “Visão Geral”,
anteriormente, 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.
64
A discussão a seguir aborda apenas as estimativas que consideramos relevantes, baseadas no grau de
incerteza e possíveis impactos para diferentes cenários. Há muitas outras áreas em que utilizamos expectativas sobre
matérias incertas, mas o efeito provável de estimativas alteradas ou diferentes não é relevante para nossaa
demonstrações financeiras. Por favor, leia a Nota 2.4 de nossas demonstrações financeiras 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 o 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 abaixo, 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.
Calculamos o valor dos ativos financeiros relacionados ao nosso negócio de distribuição com base em
acordos de concessão de distribuição. Eles representam o modo de entender o direito incondicional de receber do
concedente pagamentos em dinheiro após a expiração da concessão, conforme estipulado em nossos acordos de
concessão. Esses pagamentos destinam-se a nos indenizar pelos investimentos realizados em infraestruturas e que
não foram 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
65
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) 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, reconhecemos esses ativos financeiros juntamente com as concessões de
transmissão. Entretanto, renovamos o Contrato de Concessão 060/2001 de acordo com a Lei sobre Prorrogação de
Concessões de 2013, que exigiu que aceitássemos as alterações relativas a esse contrato de concessão. Vide “Item 4.
Informações sobre a Companhia – Concessões.” Um dos efeitos dessas alterações é que deixamos de reconhecer
ativos financeiros para concessões renovadas de acordo com a Lei sobre Prorrogação 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 sobre Prorrogação de Concessões de 2013 foram convertidos em recebíveis, já que o governo é
obrigado a pagar esses valores. Em 31 de 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 acordados relacionados aos ativos financeiros constituídos após maio de 2000. Em 31 de
dezembro de 2014, o valor contabilizado em “Contas a Receber Vinculadas à Prorrogação da Concessão” totalizou
R$ 461,3 milhões, representando uma redução de R$ 256,5 milhões em relação a 31 de dezembro de 2013 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 o 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 o IFRS, reconhecemos os custos e as receitas de construção em
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 2014 e 2013, 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 3.12 de nossas demonstrações financeiras
consolidadas.
66
Reconhecimento de Receitas
O faturamento de consumidores residenciais, industriais e comerciais é efetuado mensalmente. As receitas
não faturadas 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.
Ativos e Passivos Financeiros Setoriais Líquidos
Até 2009, as normas contábeis brasileiras permitiam que as concessionárias de distribuição contabilizassem
a diferença, se houvesse, entre os valores que as concessionárias teriam o direito de cobrar segundo seus respectivos
contratos de concessão e os valores realmente cobrados, referidos como ativos e passivos setoriais. As variações
positivas ou negativas desses valores seriam incluídos nas tarifas no próximo ajuste anual de tarifas. Com a adoção
do IFRS em 2010, esses ativos e passivos não foram mais contabilizados nas demonstrações financeiras das
concessionárias de distribuição.
Como resultado de um termo aditivo ao nosso contrato de concessão de distribuição, foi adicionada a
garantia que, se a concessão for extinta por qualquer razão, os valores residuais dos itens dos custos da Parcela A e
outros componentes financeiros que não foram recuperados nem devolvidos via tarifa serão incorporados no cálculo
da indenização pelo poder concedente. Em 31 de dezembro 2014, registramos R$ 1.041,1 milhões, que representa
nosso saldo líquido de ativos e passivos financeiros setoriais. Para mais informações, vide Nota 9 das demonstrações
financeiras consolidadas.
Deterioração de Ativos de Longo Prazo
Os ativos de longo prazo, 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 tocante 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 contabilização, registramos custos e receitas relativos a compras e vendas de energia no
mercado à vista 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 à vista. 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 2014 tínhamos provisão de R$ 41,9
milhões para cobrir prejuízos prováveis relativos a essas outras ações.
67
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.
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 financeiras, 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 2014 era de R$ 1.546,6 milhões, dos quais
R$ 291,8 milhões eram relativos a ações tributárias, R$ 755,1 milhões a ações civis, R$ 326,2 milhões a ações
trabalhistas, R$ 114,5 milhões a benefícios aos empregados e R$ 58,5 milhões a ações regulatórias e R$ 0,5 milhão
a ações ambientais.
Em 31 de dezembro de 2014, 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$ 2.738,8 milhões, dos quais R$ 558,9
milhões correspondem a processos trabalhistas; R$ 107,1 milhões a benefícios a empregados; R$ 18,5 milhões a
processos regulamentares; R$ 698,1 milhões a ações cíveis; e R$ 1.356,2 milhão a processos tributários. Para mais
informações, vide Nota 29 das demonstrações financeiras 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.
Em 2014, registramos despesas de R$ 201,5 milhões relativas aos planos previdenciário e assistencial.
Estimamos ter despesas no valor de R$ 143,2 milhões em 2015 (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 financeiras 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.
68
Análise da Venda de Energia e do Custo com Compra de Energia
A tabela a seguir apresenta o volume e os componentes tarifários médios das compras e vendas de energia
para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012:
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2014
2013
2012
Venda de Energia
Fornecimento 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$ ) .......
Suprimento de Energia (Vendas a distribuidores) (4)
Preço médio (R$ /MWh)(1) .........................................................................
Volume (GWh)(5).........................................................................................
Receitas totais (milhões de R$ ) .................................................................
Compra de Energia
Energia de Itaipu
Custo Médio (R$ /MWh)(6) .........................................................................
Volume (GWh) ............................................................................................
Porcentagem do total da produção de Itaipu adquirida .............................
Custo total (milhões de R$ )(7) ....................................................................
Energia de Angra
Custo Médio (R$ /MWh) ............................................................................
Volume (GWh) ............................................................................................
Custo total (milhões de R$ )(7) ....................................................................
Energia da CCGF
Custo Médio (R$ /MWh) ............................................................................
Volume (GWh) ............................................................................................
Custo total (milhões de R$ )(7) ....................................................................
Energia de outros fornecedores (4)
Custo Médio (R$ /MWh) .............................................................................
Volume (GWh) .............................................................................................
Custo total (milhões de R$ )(7)......................................................................
180,95
305,85
245,25
164,33
187,03
224,79
151,77
260,52
210,80
145,06
161,34
190,91
170,81
245,86
225,01
155,29
172,84
200,81
10.841
7.267
5.482
2.252
2.382
28.224
6.344
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
292,96
14,920
4.370,8
135,65
14.242
1.932,0
102,07
15.910
1.624,0
128,81
5.870
7,6
756,1
117,54
5.193
5,8
610,4
95,76
5.256
5,9
503,3
149,31
1.046
156,2
135,67
1.050
142,5
-
32,34
1.315
42,5
32,07
1.272
40,8
-
203,34
16,692
3.394,2
147,38
15.645
2.305,8
131,46
17.529
2.304,4
___________
(1)
Os preços ou custos médios foram calculados dividindo-se (i) as receitas ou despesas correspondentes sem dedução de ICMS pelo (ii) volume
em MWh de energia 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 energia gerada por Itaipu são expressas em 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)
Vide “Item 4. Informações sobre a Companhia - Negócio - Geração” e “Item 4. Informações sobre a Companhia - –Negócio - Compras” para
uma explicação dos custos da Copel relacionados a compras de energia.
69
Resultados das Operações dos Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012
A tabela a seguir resume os resultados operacionais para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de
2014, 2013 e 2012.
As demonstrações financeiras a seguir apresentam nossos custos operacionais de vendas e serviços por
classe. Entretanto, de acordo com os IFRSs, a Nota 32 das demonstrações financeiras 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.
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2014
2013
2012
(milhões de R$ )
Receitas operacionais:
Fornecimento de Energia (Venda a Consumidores Finais):
Residencial ..........................................................................................
Industrial..............................................................................................
Comercial, serviços e outras atividades.............................................
Rural ....................................................................................................
Outras classes ......................................................................................
Suprimento de Energia ...............................................................................
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 ..................................................................
Resultado dos ativos e passivos financeiros setoriais .............................
Outras receitas operacionais ......................................................................
Custos operacionais:
Energia comprada para revenda ................................................................
Uso da rede de Distribuição e Transmissão..............................................
Pessoal e administradores ..........................................................................
Planos previdenciário e assistencial ..........................................................
Material .......................................................................................................
Materiais e insumos para geração de 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.........
70
4.371.2
1.429,6
1.563,1
838,3
260,8
279,4
4.370,8
2.237,5
793,0
398,6
506,2
109,3
166,2
264,2
1.279,0
165,5
391,3
1.033,9
69,3
13.918,5
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
5.097,7
(384,9)
(1.052,8)
(201,6)
(74,4)
(150,9)
(1.469,8)
(424,5)
(629,9)
(1.203,7)
(1.285,9)
(392,5)
(12.368,6)
160,0
147,7
1.857,6
(522,0)
1.335,6
1.206,0
129,6
90,0
1.425,6
1.297,2
128,4
(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
Resultados das Operações de 2014 em comparação com 2013
Receitas Operacionais
Nossas receitas operacionais cresceram 51,6%, ou R$ 4.738,3 milhões, em 2014 comparado a 2013. Desse
incremento, R$ 2.438,5 milhões corresponderam ao aumento nas vendas de energia a distribuidores; R$ 1.033,9
milhões foram provenientes do reconhecimento de ativos e passivos financeiros setoriais; R$ 1.026,6 milhões
decorrentes de um aumento nas vendas de energia aos consumidores finais; R$ 208,5 milhões decorrentes de um
aumento na receita anual permitida de nosso principal contrato de transmissão; R$ 202,9 milhões proveniente de um
aumento na receita de construção; e R$ 46,9 milhões decorrente de um aumento na receita de telecomunicações e
distribuição de gás canalizado. Esses aumentos foram parcialmente compensados pela redução de R$ 218,9 milhões
em outras receitas operacionais.
Fornecimento de Energia (Vendas a Consumidores Finais). Nossas receitas de vendas de energia a
Consumidores Finais aumentaram 30,7%, ou R$ 1.026,6 milhões em 2014, devido a um aumento de 24,9% na tarifa
média paga pelos consumidores finais e um aumento de 5,6% no volume de energia vendida para a maioria das
classes de Consumidores Finais.
O crescimento no volume de energia vendida a Consumidores Finais em 2014 em comparação com 2013
refletiu o aumento no número de Consumidores Finais em cada classe.
•
•
•
•
O volume de energia vendida a clientes residenciais cresceu 5,5% em 2014 em comparação com
2013. Deste aumento, 3,5% foi devido a um aumento do número de clientes e 1,5% deveu-se ao
incremento no consumo médio por consumidor residencial. Esse aumento no consumo, decorre
principalmente do resultado da manutenção de condições econômicas favoráveis e altas
temperaturas em 2014.
O volume de energia vendida a clientes industriais, incluindo clientes cativos e clientes livres,
aumentou 1,6% em 2014 em comparação com 2013, principalmente devido ao crescimento da
produção industrial nos setores de bebidas, madeira, papel e celulose no Estado do Paraná.
O volume de energia vendida aos clientes comerciais aumentou 7,8% em 2014 em comparação
com 2013. Esse aumento deveu-se principalmente a um crescimento de 9,1% no número de
clientes comerciais, além das temperaturas elevadas em 2014.
O volume de energia vendida aos clientes rurais aumentou 8,2% em 2014 em comparação com
2013. Este aumento foi devido principalmente ao sólido desempenho do agronegócio no Estado do
Paraná e um aumento de 1,1% no número de clientes rurais durante o período.
Suprimento de Energia (Vendas a Distribuidores). Nossas receitas de vendas de energia a distribuidores
aumentaram 126,2%, ou R$ 2.438,5 milhões, totalizando R$ 4.370,8 milhões em 2014, em comparação a R$ 1.932,3
milhões em 2013. Esse aumento deveu-se principalmente a elevação em nossas receitas de suprimento no mercado
de curto prazo (CCEE), que cresceu R$ 2.439,0 milhões, ou 445,0%, de R$ 548,1 milhões para R$ 2.987,1 milhões,
devido principalmente a (i) a venda de energia gerada pela usina termelétrica UEG Araucária que estava alugada
para a Petrobras até 31 de janeiro de 2014 (portanto, não reconhecemos receita pela venda dessa energia em 2013) e
(ii) preços mais elevados de energia vendida no mercado de curto prazo (CCEE) em 2014 em comparação com
2013.
Disponibilidade da Rede Elétrica. Nossas receitas de uso da rede de distribuição e transmissão aumentaram
10,3%, ou R$ 208,5 milhões, para R$ 2.237,5 milhões em 2014, comparado a R$ 2.029,0 milhões em 2013. Esse
aumento deveu-se principalmente: (i) aos aumentos de tarifas aplicados pela Copel Distribuição, (ii) crescimento de
5,3% no mercado fio da Copel Distribuição, e (iii) ajuste da Receita Anual Permitida de nossos ativos de
transmissão para refletir a inflação e entrada em operação de novos ativos de transmissão.
Receita de construção. Nossas receitas de construções cresceram 18,9%, ou R$ 202,9 milhões, para
R$ 1.279,0 milhões em 2014, comparado a R$ 1.076,1 milhões em 2013. Este aumento foi devido principalmente à
expansão nas melhorias que realizamos em nossa infraestrutura de distribuição e transmissão em 2014 comparado a
2013.
71
Receita de Telecomunicações. As receitas de nosso segmento de telecomunicações aumentaram 17,1%, ou
R$ 24,2 milhões, em 2014 em comparação a 2013, devido principalmente a um aumento no número de clientes. Em
2014, a base de clientes expandiu 173%, passando de 8.270 em dezembro de 2013 para 21.761 em dezembro de
2014.
Distribuição de Gás Canalizado. As receitas de distribuição de gás canalizado aumentaram 6,2%, ou
R$ 22,7 milhões, em 2014 comparado a 2013, principalmente devido ao ajuste de tarifa de 7,0% em março de 2014.
Ativos e Passivos Financeiros Setoriais. Em 2014, reconhecemos a receita líquida de R$ 1.033,9 milhões
relacionada com nossos ativos e passivos financeiros setoriais devido a um termo aditivo em 2014 em nosso contrato
de concessão de distribuição, que esclareceu que se a concessão for extinta por qualquer motivo, nossos custos da
Parcela A e determinados componentes financeiros que não recuperamos deverão ser indenizados pelo pode
concedente. A resolução subsequente da CVM tornou o reconhecimento das receitas relativas a esses ativos e
passivos financeiros obrigatório.
Outras receitas operacionais. Outras receitas operacionais diminuíram 75,9%, ou R$ 219,09 milhões,
totalizando R$ 69,3 milhões em 2014, contra R$ 288,3 milhões em 2013, devido principalmente à menor receita
com aluguel devido à rescisão em 31 de janeiro de 2014 do contrato de arrendamento com a Petrobras referente à
usina termelétrica UEG Araucária.
Custos operacionais
Nossos custos operacionais totais de vendas e serviços prestados aumentaram 53,3%, ou R$ 4.301,0
milhões, passando de R$ 8.067,6 milhões em 2013 para R$ 12.368,6 milhões em 2014, incluindo os valores
reconhecidos 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 aumentaram 52,8%, ou R$ 1.761,3 milhões,
para R$ 5.097,7 milhões em 2014, comparado a R$ 3.336,4 milhões em 2013. Esse aumento foi mais
significativamente afetado em decorrência dos custos elevados na aquisição de energia de leilões no
mercado regulado decorrente (a) dos maiores preços para novos contratos, (b) do maior despacho
termelétrico dos novos e atuais contratos e (c) da correção monetária dos contratos existentes. Esse
aumento também refletiu: (i) maiores custos de aquisição de energia no mercado de curto prazo pelo
nosso segmento de distribuição devido à exposição involuntária, que foi parcialmente compensado
por recursos obtidos junto à Conta CDE e Conta ACR, que somaram R$ 1.253,4 milhões em 2014; e
(ii) maiores custos de aquisição para energia adquirida pelo nosso segmento de geração devido à
reduções na energia assegurada, refletindo as fracas condições hidrológicas em 2014 em comparação
com 2013.
•
Encargos de Uso da Rede Elétrica. As despesas incorridas para o uso da rede de distribuição e
transmissão diminuíram 5,5%, ou R$ 22,4 milhões, para R$ 384,9 milhões em 2014, comparado a
R$ 407,3 milhões em 2013, devido principalmente aos recursos EER de R$232,7 milhões
provenientes da Conta CONER (Conta de Reserva de Energia) que nos foram reembolsados,
parcialmente compensado (i) pelos maiores custos decorrentes de novos ativos de transmissão que
iniciaram suas operações em 2014 e (ii) reajuste anual de 17,1% na tarifa de transmissão.
•
Provisões e Reversões. As despesas com provisões e reversões aumentaram 503,4%, ou R$ 1.004,2
milhões em 2014, passando de R$ 199,5 milhões em 2013 para R$ 1.203,7 milhões em 2014. Esse
aumento decorre do reconhecimento de R$ 807,3 milhões de perda do valor recuperável de ativos de
geração (em particular, UHE Colíder), refletindo uma redução no fluxo de caixa futuro esperado
desses ativos principalmente devido (a) aos atrasos na construção de projetos, devido principalmente
às restrições ambientais e (b) maior exposição potencial ao mercado de curto prazo devido às fracas
condições hidrológicas. Esse aumento também refletiu R$ 323,8 milhões em novas provisões para
contingências em 2014, principalmente relacionadas com reclamações trabalhistas.
72
•
Gás Natural e Insumos para a Operação de Gás. Despesas com compra de gás natural aumentaram
397,1%, ou R$ 1.174,1 milhões, para R$ 1,469.8 milhões em 2014 comparado a R$ 295,7 milhões
em 2013. Esse aumento resultou da aquisição de gás natural pela Compagas, principalmente para
abastecer a usina termelétrica de Araucária e atender o crescimento de mercado.
•
Pessoal e Administradores. Despesas com pessoal e gestão caíram 4,0%, ou R$ 43,5 milhões, para
R$ 1.052,8 milhões em 2014, em comparação a R$ 1.096,3 milhões em 2013, devido principalmente
a (i) uma redução na provisão para indenização trabalhista relacionada com nosso programa de
incentivo à aposentadoria e (ii) uma redução de 0,6% nas provisões trabalhistas, parcialmente
compensado (a) por um aumento na participação dos lucros e (b) por aumentos salariais de 7,0% a
partir de outubro de 2013 e 7,5% a partir de 2014.
•
Materiais e Insumos para Energia. Essas despesas aumentaram 454,8%, ou R$ 123,7 milhões, para
R$ 150,9 milhões em 2014, comparado a R$ 27,2 milhões em 2013, refletindo custos de aquisição
de carvão para a usina termelétrica de Figueira e gás natural para a usina termelétrica de Araucária.
•
Custos de Construção. Os custos de construção cresceram 18,2%, ou R$ 197,6 milhões, totalizando
R$ 1.285,9 milhões em 2014, contra R$ 1.088,3 milhões em 2013. Esse aumento reflete os custos
incorridos com melhorias realizadas em nossa infraestrutura de distribuição e de transmissão em
2014.
•
Planos Previdenciário e Assistencial. Despesas com planos de saúde e de pensão aumentaram
14,4%, ou R$ 25,4 milhões, para R$ 201,6 milhões em 2014, comparado a R$ 176,2 milhões em
2013.
•
Material. Despesas com materiais aumentaram 5,7%, ou R$ 4,0 milhões, totalizando R$ 74,4
milhões em 2014, contra R$ 70,4 milhões em 2013.
•
Serviços de Terceiros. As despesas com serviços de terceiros aumentaram 0,2%, ou R$ 1,0 milhão,
totalizando R$ 424,5 milhões em 2014, comparado a R$ 423,5 milhões em 2013, devido
principalmente a menores despesas relacionadas com o sistema elétrico e serviços de consultoria e
auditoria, parcialmente compensado pelos custos mais elevados em manutenção de instalações.
•
Outros custos e despesas. Outros custos e despesas aumentaram 14,2%, ou R$ 48,9 milhões, de R$
343,6 milhões em 2013, para R$ 392,5 milhões em 2014. Esse aumento deveu-se principalmente às
maiores despesas com impostos relacionados com o REFIS (Programa de Refinanciamento de
Dívida Fiscal) e indenizações fiscais.
Resultado de equivalência patrimonial
O resultado de equivalência patrimonial totalizou R$ 160,0 milhões em 2014, em comparação com R$ 113,6
milhões em 2013. Em 2014, esse resultado positivo líquido deveu-se: (i) ao lucro de R$ 60,8 milhões proveniente da
Dominó Holdings; (ii) receita de R$ 30,6 milhões da Matrinchã; (iii) receita de R$ 15,9 milhões da Sanepar; (iv)
receita de R$ 15,8 milhões da Guaraciaba; (v) receita de R$ 10,1 milhões da Dona Francisca Energética; (vi) receita
de R$ 8,5 milhões da Foz do Chopim; (vii) receita de R$ 3,5 milhões da Integração Maranhense e (iii) receita de R$
3,2 milhões da Paranaíba. Essa receita foi parcialmente compensada por um prejuízo de R$ 3,8 milhões proveniente
da Sercomtel Telecomunicações.
Resultado Financeiro
Reconhecemos uma receita financeira líquida de R$ 147,7 milhões em 2014, comparada a uma receita
financeira líquida de R$ 280,3 milhões em 2013. A receita financeira aumentou 6,5%, ou R$ 42,1 milhões, em 2014
comparado a 2013, devido principalmente a (i) maior correção monetária sobre contas a receber relacionadas com
73
nossa concessão de distribuição e (ii) maior receita proveniente de investimentos financeiros, refletindo maiores
taxas de juros e inflação no período.
As despesas financeiras aumentaram 46,9%, ou R$ 174,7 milhões, de R$ 372,1 milhões em 2013, para R$
546,8 milhões em 2014, devido principalmente aos maiores encargos da dívida relacionados com a nova emissão de
debêntures em 2014, assim como correção monetária e taxas de juros.
Imposto de Renda e Contribuição Social
Em 2014, registramos despesa com imposto de renda e contribuição social de R$ 522,0 milhões, refletindo
uma alíquota efetiva de 28,1% em nosso lucro antes dos impostos. 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.
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
incremento, 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 telecomunicações, distribuição de gás canalizado e outras receitas
operacionais. Todos esses incrementos foram parcialmente compensados pela redução de R$ 801,6 milhões no uso
de nossa principal rede de transmissão.
Fornecimento de Energia (Vendas a Consumidores Finais). Nossas receitas de vendas de energia a
Consumidores Finais 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 vendas de energia elétrica, em comparação com a percentagem que
contabilizamos como encargos do uso da rede de distribuição. Além disso, 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. Deste aumento, 3,9% foi devido a um aumento do número de clientes e de 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 para 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.
74
• O volume de energia vendida a consumidores rurais aumentou 2,8% em 2013 em comparação com
2012. Este 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 (Vendas Distribuidores). Nossas receitas de vendas de energia a distribuidores
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 venda de energia
a distribuidores 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 acordos 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 uso da principal rede de distribuição e transmissão
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 encargos do uso da rede de distribuição, em relação ao percentual da
receita que contabilizamos como vendas de energia a consumidores finais; (ii) a renovação da nossa principal
concessão de transmissão sob a Lei da Renovação das Concessões de 2013, cujo resultado foi uma redução de
aproximadamente R$ 188,7 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 consumidores finais.
Receita de construção. Nossas receitas de construções cresceram 43,5%, ou R$ 326,3 milhões, em 2013 em
comparação com 2012. Este aumento foi devido principalmente à expansão nas melhorias que realizamos em nossa
infraestrutura de distribuição e transmissão em 2013 comparado a 2012.
Receita 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 um 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$ 75,0 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, dependendo quanta de energia a
UEG Araucária produz, e a produção aumentou em 2013 em comparação a 2012; (ii) As receitas provenientes da
compensação financeira pela indisponibilidade de energia por certas empresas de geração do aumento do custo da
energia adquirida pela Copel Distribuição no mercado à vista, depois destas empresas de geração não forneceram
energia de acordo com os contratos de vendas.
Custos Operacionais
Nossos custos de vendas e serviços prestados aumentou 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 operacionais
de vendas e serviços prestados:
75
•
Energia comprada para revenda. Nossos custos de energia adquirida 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 de leilões no mercado regulado, de
Itaipu (refletindo parcialmente a valorização do dólar), e em acordos bilaterais, impulsionados pelo
(i) aumento dos custos de contratos de energia térmica, e (ii ) ajustes de inflação em contratos de
fornecimento 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 elétrica. As despesas incorridas para o uso da rede de distribuição e
transmissão principal 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 sobre Prorrogação de 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 gestão 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 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.
•
Planos 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.
•
Materiais. Despesas com materiais e suprimentos aumentaram 1,0%, ou R$ 0,7 milhão, totalizando
R$ 70,4 milhões em 2013, contra R$ 69,7 milhões em 2012.
•
Materiais e Insumos para geração 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 deveuse principalmente a um 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.
•
Custo 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. Outros custos e despesas 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)
76
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 somou 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 coligadas
joint ventures. Em 2013, este resultado positivo líquido refletiu principalmente: (i) a receita de R$ 96,6 milhões da
Sanepar; (ii) a receita de R$ 10,3 milhões da Foz do Chopim; e (iii) a receita de R$ 9,0 milhões da Dona Francisca
Energética; que foi parcialmente compensada pela perda de R$ 13,6 milhões da Sercomtel Telecomunicações.
Resultado Financeiro
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
aumento 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 da 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.
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$
2.464,5 milhões em 2014 e R$ 1.955,4 milhões em 2013. A tabela seguinte apresenta nossas aplicações de capital
para os períodos indicados.
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2014
2013
2012
Geração e transmissão.................................................................................
Distribuição .................................................................................................
Telecomunicações .......................................................................................
Resultado de Equivalência Patrimonial .....................................................
Usina Termelétrica de Araucária................................................................
Compagas ....................................................................................................
Elejor ............................................................................................................
758,4
857,7
107,5
628,6
32,7
79,1
0,1
(milhões de R$ )
478,7
816,5
74,1
519,3
19,4
42,1
5,3
988,2
809,0
79,9
57,3
1,7
31,1
2,3
Total.............................................................................................................
2.464,5
1.955,4
1.969,5
77
Nossos investimentos totais de capital orçados para nossas subsidiárias integrais em 2015 são de
R$ 2.476,9 milhões, dos quais:
•
R$ 1.042,2 milhões são para investimentos em geração e transmissão, incluindo R$ 345,1 milhões
para a construção da UHE Colíder e R$ 158,5 milhões para a construção da Usina Hidrelétrica Baixo
Iguaçu;
•
R$ 784,7 milhões são para investimentos em distribuição;
•
R$ 107,7 milhões são para investimentos em telecomunicações;
•
R$ 536,8 milhões são destinados aos novos negócios.
Os investimentos de capital orçados por nossas companhias controladas em 2015 são apresentados abaixo:
•
Compagas: R$ 80,9 milhões;
•
Araucária: R$ 26,0 milhões; e
•
Elejor: R$ 12,3 milhões.
Historicamente, temos financiado nossa liquidez e necessidades de capital principalmente com recursos
propiciados por nossas operações e mediante financiamento externo. Nossas atividades operacionais foram nossa
principal fonte de recursos em 2014. Os recursos líquidos proporcionados por nossas atividades operacionais foram
de R$ 1.091,4 milhões em 2014, contra R$ 1.337,6 milhões em 2013. Em 2015, esperamos financiar nossa liquidez
e nossos requisitos de capital principalmente com dinheiro fornecido por nossas operações e através de
financiamento do BNDES e do mercado de capital brasileiro.
Como nos anos anteriores, pretendemos 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 nossos investimentos previstos 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 insuficiente para satisfazer esses gastos de capital planejados, e
que possamos precisar de um financiamento suplementar proveniente de fontes como o BNDES e o mercado de
capitais brasileiro.
As regulamentações da ANEEL exigem aprovação prévia da ANEEL para qualquer transferência de fundos
entre nossas subsidiárias sob a forma de empréstimos ou adiantamentos. A aprovação da ANEEL não é necessária
para dividendos, 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 dividendos é
estabelecido pelo Direito Societário Brasileiro.
Os dividendos que recebemos de nossas subsidiárias têm sido historicamente suficientes para satisfazer as
nossas necessidades de fluxo de caixa sem exceder o Limiar de dividendos. Como resultado, não procuramos obter
a aprovação da ANEEL para receber empréstimos ou adiantamentos de nossas subsidiárias ou dividendos de nossas
subsidiárias que excedam o Limiar de dividendos. Não esperamos que essas restrições sobre empréstimos e
adiantamentos e sobre dividendos superiores ao Limiar de dividendos tenham impacto sobre nossa capacidade de
cumprir as nossas obrigações pecuniárias, uma vez que esperamos que os dividendos abaixo do Limiar de
dividendos seja suficiente no futuro.
78
Como outras companhias estatais, estamos sujeitos a certas restrições do CMN quanto à nossa capacidade
de obter financiamentos de instituições financeiras nacionais e internacionais. As restrições do CMN podem limitar
nossa capacidade de ter acesso a financiamentos bancários, mas não afetam a nossa capacidade de acessar os
mercados de capitais brasileiro e internacional, e não restringem nosso acesso aos financiamentos bancários com o
objetivo de rolar ou refinanciar a dívida.
Nossos empréstimos e financiamentos totais (incluindo debêntures) em 31 de dezembro de 2014 eram de
R$ 6.054,4 milhões. Aproximadamente R$ 71,2 milhões do endividamento total em 31 de dezembro de 2014 eram
expressos em dólares americanos. Para mais informações sobre os termos e as condições desses empréstimos e
financiamentos, indicando a suas datas de vencimento e taxa de juros, ver Notas 22 e 23 de nossas demonstrações
financeiras consolidadas. Nossos principais contratos de empréstimos e financiamentos são:
Banco do Brasil
•
Devemos R$ 1.558,5 milhões ao Banco do Brasil (não incluindo as debêntures listadas acima), que
foram emprestados para pagar debêntures emitidas em 2002, 2005 e 2006 e por meio de linha de
crédito fixa assinada em setembro de 2010.
Debêntures
•
Em 30 de outubro de 2012, a Copel Distribuição emitiu R$ 1.000,0 milhão 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. Em 31 de
dezembro de 2014, registramos um saldo total de R$1.019,0 milhões de dívida relacionada com essa
emissão.
•
Em maio de 2014, a Copel Holding emitiu R$1.000,0 milhão de debêntures não conversíveis, com
uma taxa de juros de 115,5% do CDI a.a., vencimento de cinco anos e pagamento de juros
semestrais. Em 31 de dezembro de 2014, registramos um saldo total em aberto de R$1.010,5
milhões.
•
Em 10 de junho de 2014, os parques eólicos da Copel Brisa Potiguar emitiu R$330,0 milhões em
debêntures não conversíveis, garantidas pela Copel Holding, com uma taxa de juros do índice CDI
mais 0,9% a.a., com vencimento de 12 meses. Desse total, R$150,0 milhões foram utilizados para
quitar notas promissórias emitidas relacionadas com esse projeto. Em 31 de dezembro de 2014,
registramos um saldo total de R$350,3 milhões de dívida em aberto relacionada com essas
debêntures.
BNDES
•
Em dezembro de 2013, recebemos a aprovação de financiamento do BNDES para a UHE Colíder no
valor total de R$ 1.041,2 milhões. Em 31 de dezembro de 2013 havíamos recebido R$ 840,1
milhões deste valor, com o restante a ser desembolsado de acordo com o cronograma de construção.
Além disso, o BNDES aprovou um financiamento para a subestação de transmissão Cerquilho III no
valor de R$ 17,0 milhões, que foi liberado em uma única parcela. Em 31 de dezembro de 2014, o
saldo total em aberto dos dois contratos totalizava R$ 868,1 milhões.
•
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 2014, o total agregado era de R$ 298,4 milhões em dívidas em
aberto para com o BNDES e o Banco do Brasil relativas a esse projeto.
79
•
Registramos R$130,8 milhões de dívida em aberto com a Eletrobras (i) referente a usina de Salto
Caxias e (ii) programas do governo para financiar projetos de distribuição.
•
Em setembro de 2014, o BNDES aprovou o financiamento de benfeitorias no sistema de distribuição
da região metropolitana de Curitiba. Levantamos um financiamento de R$100,0 milhões em
dezembro de 2014 e em 31 de dezembro de 2014, registramos uma saldo total em aberto de R$100,1
milhões.
•
Em setembro de 2012, celebramos um contrato de financiamento com o BNDES no valor total de R$
73,1 milhões para a construção da PCH Cavernoso II. Em 31 de dezembro de 2014, registramos uma
saldo total de R$67,7 milhões de dívida em aberto relacionada com este contrato.
•
Em dezembro de 2011, obtivemos um financiamento junto ao BNDES, no montante de R$ 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 2014, o total agregado era de R$ 36,3 milhões em dívida
em aberto.
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 2014, tínhamos um saldo remanescente de R$ 33,2 milhões.
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 a 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 energia entre março e novembro de 1986 seriam
ilegais, e diversas ações 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.
Obrigações Contratuais
Na tabela abaixo apresentamos algumas obrigações contratuais em 31 de dezembro de 2014 e o período em
que elas vencem.
Total
Obrigações contratuais:
Empréstimos e financiamentos .............
Debêntures
Fornecedores(1) ......................................
Obrigações de compra(2)........................
Encargos de concessão(3).......................
Eletrobras - Itaipu
Pagamentos devidos por período
Menos de
um ano
1 a 3 anos
3 a 5 anos
(milhões de R$ )
Mais de 5 anos
Benefícios pós-emprego(4) ....................
5.329,9
3.388,6
1.507,7
117.586,2
2.319,6
10.327,0
7.947,4
1.092,3
708,3
1.475,6
4.565,4
55,9
1.163,8
459,9
1.281,1
1.884,3
32,1
9.412,9
122,7
1.931,2
923,1
904,6
796,0
10.511,3
134,9
2.221,6
874,3
2.051,9
93.096,6
2.006,1
5.010,4
5.690,1
Total ...............................................
148.406,4
9.521,2
15.587,4
15.442,7
107.855,1
___________
(1)
Consiste principalmente em gás fornecido pela Petrobras para a Usina Termelétrica de Araucária.
Consiste em compromissos vinculantes de compra de energia.
(3)
Pagamentos ao governo federal em razão do contrato de concessão das instalações da Elejor, Mauá, Colíder, Cavernoso, Apucaraninha,
Chopim I, Chaminé, Rio Jordão e Baixo Iguaçu.
(4)
Para maiores detalhes, vide Nota 24 das demonstrações financeiras consolidadas.
(2)
80
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$ 1.546,6 milhões em 31 de
dezembro de 2014. Para maiores informações, vide “Item 8. Informações Financeiras - Ações Judiciais” e as Notas
15 e 29 de nossas demonstrações financeiras consolidadas.
Ajustes fora do balanço patrimonial
Não fizemos nenhum ajuste fora do balanço patrimonial que tenham ou razoavelmente possam ter efeito
presente ou futuro sobre nossa condição financeira, nossas receitas ou despesas, os resultados operacionais, nossa
liquidez e nossos investimentos ou recursos de capital e que sejam relevantes para os investidores.
Item 6. Conselheiros, Diretores e Empregados
Somos dirigidos por:
•
Um Conselho de Administração, que pode ser composto por sete a nove membros, atualmente
composto por 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
81
•
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 Abril de 2017. Os atuais
membros do Conselho de Administração são os seguintes:
Nome
Cargo
Desde
Presidente
2015
Luiz Fernando Leone Vianna ................................................................
Membro do Conselho de Administração
2015
Marlos Gaio ................................................................................................
Membro do Conselho de Administração
2015
Mauro Ricardo Machado Costa ................................................................
Fernando Xavier Ferreira ................................................................................................
Membro do Conselho de Administração
2015
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
Hélio Marques da Silva ................................................................................................
Membro do Conselho de Administração
2015
Vaga em aberto ................................................................................................ Membro do Conselho de Administração
-
Abaixo são apresentados breves currículos de cada um dos membros do Conselho de Administração:
Fernando Xavier Ferreira. O Sr. Ferreira tem 66 anos de idade e é formado em engenharia elétrica –
opção telecomunicações, pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro - PUC/RJ (1971). Cursou o
Management Training Course da Business School da Western Ontario University(Canadá) (1982). O Sr. Ferreira é
Presidente do nosso Conselho de Administração desde 10 de fevereiro de 2015. O Sr. Ferreira é Secretário da
Educação do Estado do Paraná e atua, também, como membro do Conselho Superior Estratégico da Federação das
Indústrias do Estado de São Paulo - Fiesp; membro do Conselho de Administração do Centro Educacional João
Paulo II; e membro do Conselho da Associação Amigos do Hospital das Clínicas. Foi diretor presidente da
Telecomunicações Brasileiras - Telebras e da Telecomunicações do Paraná - Telepar. Atuou também como Diretor
Geral Brasileiro da Itaipu Binacional S.A. e como Presidente da Northern Telecom do Brasil. Sr. Ferreira também
foi membro do Comitê Latino-Americano da Bolsa de Valores de Nova York - NYSE (EUA) e Presidente do
Conselho Superior de Infraestrutura da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo – Fiesp.
Luiz Fernando Leone Vianna. O Sr. Vianna tem 63 anos de idade e é formado em administração de
empresas (1974) e em engenharia elétrica (1978) pela Universidade Federal do Paraná e possui Especialização em
Geração Hidrelétrica; Pós-graduação em Materiais para Equipamentos Elétricos, pela Universidade Federal do
Paraná - UFPR (1992); Especialização em Gerência de Manutenção (Eletrobras) (1984); Especialização em
Manutenção de Usinas Hidrelétricas (Eletrobras) (1982). Atualmente, Sr. Vianna é membro do nosso Conselho de
Administração e nosso Diretor Presidente desde 1 de janeiro de 2015. Anteriormente, atuou como consultor no
Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico - FMASE; Membro Fundador do Fórum das Associações do Setor
Elétrico Brasileiro e foi vice presidente do Conselho Consultivo da Empresa de Pesquisa Energética - EPE/Concepe.
Sr. Vianna também foi Presidente do Conselho de Administração da Associação dos Produtores Independentes de
Energia Elétrica - Apine (2004-2014); conselheiro da Associação dos Produtores Independentes de Energia Elétrica
- Apine (entre 2001 e 2003); membro do Conselho Temático de Meio Ambiente da Confederação Nacional das
Indústrias - CNI; consultor da Vianna Consultoria Ltda., diretor de Relações Institucionais da Copel Holding
(jan./2002 - dez./2002) e Diretor Presidente da Copel Geração S.A. (1999 - 2002). Sr. Vianna também foi membro
do Conselho Paranaense de Recursos Hídricos, do Mercado Atacadista de Energia - MAE e da Administradora do
Mercado Atacadista de Energia – Asma e Diretor Presidente da Duke do Brasil.
Marlos Gaio. O Sr. Gaio tem 41 anos de idade e é formado em Direito, pela Pontifícia Universidade
Católica do Paraná (2001) e possui Especialização em Planejamento Tributário, pelo Instituto Internacional de
82
Educação e Gerência - Iege (2004); Especialização em Direito Empresarial, pela Pontifícia Universidade Católica do
Paraná (2002). O Sr. Gaio é membro de nosso Conselho de Administração desde abril de 2015. Anteriormente,
exerceu importantes cargos ao longo de sua carreira profissional: foi membro da Comissão de Governança nas
Empresas de Controle Estatal, do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC (2008-2009); Conselheiro
de Administração da Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. - Elejor (2007-2008); Presidente do Conselho
Deliberativo da Fundação Copel de Previdência e Assistência Social (2006-2010); Superintendente da Secretaria da
Administração Societária da Copel (2005-2011); além de exercer atividades jurídicas em diversas áreas da Copel.
Atualmente é, também, advogado, sócio fundador e diretor da Gaio & Flor Junior Advogados Associados (2001atual) e sócio fundador e administrador da empresa FBG Participações e Administração de Imóveis Ltda. (2010atual).
Mauro Ricardo Machado Costa. O Sr. Costa tem 53 anos de idade e é formado em administração de
empresas e em administração pública pela Fundação Getúlio Vargas – FGV. Atualmente, Sr. Costa é membro do
nosso conselho de administração e Secretário de Estado da Fazenda do Paraná. Anteriormente, Sr. Costa foi
Secretário da Fazenda da Prefeitura de Salvador; auditor fiscal da Receita Federal; Secretário de Estado da Fazenda
de São Paulo (2007-2010); Secretário de Finanças de São Paulo (2005-2006 e 2011-2012); diretor presidente da
Fundação Nacional de Saúde - Funasa; diretor presidente da Companhia de Saneamento de Minas Gerais - Copasa; e
dirigente da Zona Franca de Manaus – Suframa.
José Richa Filho. O Sr. Richa Filho tem 52 anos. É graduado em engenharia civil pela Universidade
Católica do Paraná e em gestão pública pela Sociedade Paranaense de Ensino e Informática. Exerce atualmente o
cargo de Secretário de Estado de Transporte, Infraestrutura e Logística do Paraná. O Sr. Richa Filho serviu
anteriormente como Membro do Conselho de Administração da Companhia de Informática do Paraná - Celepar
(2011-2013); Secretário Municipal de Administração da Prefeitura de Curitiba (2005-2010); Diretor Administrativo
e Financeiro da Agência de Fomento do Paraná S.A. (2003-2004); e Diretor Administrativo e Financeiro do
Departamento de Estradas de Rodagem do Paraná - DER-PR (2000-2002). O Sr. Richa Filho foi indicado pelo
Governo do Paraná.
Maurício Borges Lemos. O Sr. Lemos tem 65 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 Diretor do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e
Social - BNDES, nas áreas: social (2004-2006); planejamento (2003-2004); e industrial (2003); Membro do
Conselho de Administração da Companhia Paranaense de Energia - Copel (2003); Secretário Municipal de
Coordenação de Política Social de Belo Horizonte - MG (2001-2002) e Secretário Municipal de Planejamento de
Belo Horizonte - MG (1993 - 2000). Foi indicado pelo BNDES Participações S.A. – BNDESPAR.
Carlos Homero Giacomini. O Sr. Giacomini tem 61 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. Anteriormente, o Sr.
Giacomini foi Diretor do Hospital Oswaldo Cruz (1985-1986); Diretor de Planejamento e Superintendente do
Instituto Municipal de Administração Pública - Imap (1997-1998); Presidente do Instituto de Previdência dos
Servidores do Município de Curitiba - IPMC (1999); Secretário Municipal de Recursos Humanos da Prefeitura de
Curitiba (1999-2002); Presidente do Imap de Curitiba (2005-2012); e Secretário Municipal de Planejamento e
Gestão da Prefeitura de Curitiba (2009-2012). O Sr. Giacomini foi nomeado pelo Estado do Paraná.
Hélio Marques da Silva. O Sr. Marques da Silva tem 53 anos de idade e é bacharel em direito pelas
Faculdades Maringá, de Maringá - PR (2010) e possui Especialização em Direito Aplicado pela Escola da
Magistratura do Paraná - Núcleo Maringá (2011). É Membro do Conselho de Administração da Companhia
Paranaense de Energia - Copel, eleito na 60ª Assembleia Geral Ordinária, de 23.04.2015, para o mandato 20152017, como representante dos empregados. Atualmente, exerce a função de Técnico Industrial de Eletrotécnica da
Companhia Paranaense de Energia - Copel. Anteriormente, atuou como Técnico de manutenção (1993-2005);
Mecânico de manutenção (1993); Mecânico aprendiz (1991-1993); e Guarda de segurança (1987-1991) da Copel.
83
Diretoria
A Diretoria da Copel se reúne quinzenalmente 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 2017. Os atuais membros da Diretoria são:
Nome
Cargo
Desde
Luiz Fernando Leone Vianna ..............................................
Diretor Presidente
2015
Marcos Domakoski ..............................................................
Diretor de Gestão Empresarial
2013
Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani ......................................
Diretor de Finanças e de Relações com Investidores
2015
Jonel Nazareno Iurk .............................................................
Diretor de Desenvolvimento de Negócios
2013
Cristiano Hotz.................................…..............................
Diretor de Relações Institucionais
2015
Abaixo são apresentadas breves descrições biográficas de cada um de nossos atuais diretores.
Luiz Fernando Leone Vianna. O Sr. Vianna é nosso Diretor Presidente desde 1º de janeiro de 2015. Para
informações biográficas sobre o Sr. Vianna, vide “— Conselho de Administração”.
Marcos Domakoski. O Sr. Domakoski tem 62 anos. Engenheiro Civil, o Sr. Domakoski é Mestre em
Administração. Ele atua como Diretor de Gestão Corporativa da Copel e Presidente do Conselho de Administração
da Copel Geração e Transmissão S.A. desde 2013; Vice-presidente do Movimento Pró-Paraná desde 2012; Membro
permanente do Conselho Superior da Associação Comercial do Paraná - ACP desde 2004; Signatário do Pacto
Global da ONU desde 2003; Membro do Conselho de Administração do Instituto de Tecnologia para o
Desenvolvimento - Lactec desde 1998. Anteriormente, ele exerceu funções como Diretor de Gestão Empresarial da
Companhia Paranaense de Energia - Copel; Membro do Conselho de Administração do Banco Regional de
Desenvolvimento do Extremo Sul - BRDE (2003-2004); Presidente da Associação Comercial do Paraná (20002004); Membro do Conselho de Administração do Instituto Brasileiro de Qualidade e Produtividade - IBQP (20002004); Diretor Administrativo Financeiro da Cia. Melhoramentos de São Paulo - Indústria de Papel (1986-1987) e
Diretor Financeiro da Santa Maria Cia. de Papel e Celulose (1984-1986); Vice-presidente da Rio Branco Cia. de
Seguros (1982-1983); e Professor na Universidade Federal do Paraná (1981-2009).
Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani. O Sr. Sebastiani tem 53 anos, é formado em economia pela
Universidade Federal do Paraná - UFPR (1984) e possui Pós-Graduação em Teoria Econômica pela Universidade
Estadual de Campinas - UNICAMP (1988). O Sr. Sebastiani é Diretor de Finanças e de Relações com Investidores
da Copel. Anteriormente , ele atuou como Secretário de Estado da Fazenda do Estado do Paraná (2014); Membro do
Conselho de Administração da Companhia Paranaense de Energia - Copel (2014); Diretor de Finanças e de Relações
com Investidores da Companhia Paranaense de Energia - Copel (2013-2014); Secretário Chefe da Casa Civil do
Governo do Paraná (2012); Membro do Conselho Fiscal da Companhia Paranaense de Energia - Copel (2011-2012);
Presidente do Conselho Fiscal da Companhia de Saneamento do Paraná - Sanepar (2011-2012); Secretário de Estado
da Administração e da Previdência do Paraná - Seap (2011-2012); Secretário Municipal de Finanças de Curitiba
(2005-2010); Membro do Conselho de Administração da Companhia de Habitação de Curitiba - Cohab - CT (20052010); Diretor de Transporte e Presidente do Conselho de Administração da Urbanização de Curitiba S.A. - Urbs
(2005); Conselheiro Titular e Representante do Paraná no Conselho Federal de Economia - Cofecon, onde presidiu a
Comissão de Orçamento e Tomada de Contas (2001-2002); e Presidente do Conselho Regional de Economia do
Paraná - Corecon-PR (1998-2000).
Jonel Nazareno Iurk. O Sr. Iurk tem 61 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
84
Universidade Estadual de Ponta Grossa. Atualmente tem a relevante posição de Diretor de Desenvolvimento de
Negócios da Copel e de Presidente do Conselho de Administração da Copel Renováveis S.A., eleito (por escritura
de constituição) para o mandato 2013-2015. Anteriormente, o Sr. Iurk exerceu funções como Diretor de Meio
Ambiente e Cidadania Empresarial da Companhia Paranaense de Energia - Copel (2012-2013); Secretário de Estado
do Meio Ambiente e Recursos Hídricos do Paraná (2011-2013); Diretor Técnico da empresa ECOBR - Engenharia e
Consultoria Ambiental (2002-2010); Superintendente do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos
Naturais Renováveis - Ibama no Paraná (1995-1999); Coordenador de Saneamento Ambiental na Coordenação da
Região Metropolitana de Curitiba - Comec (1994); e Engenheiro de Desenvolvimento Operacional e Coordenador
do Saneamento Rural e de Estudos Ambientais na Companhia de Saneamento do Paraná - Sanepar (1992-2002).
Cristiano Hotz. O Sr. Hotz tem 42 anos de idade e é formado em Direito pela Pontifícia Universidade
Católica do Paraná - PUC/PR, com especialização em Direito Constitucional pela ABDConst - Curitiba - PR,
Atualmente, Sr. Hotz é Diretor de Relações Institucionais da Companhia Paranaense de Energia - Copel.
Anteriormente, ele atuou como membro do Conselho de Administração da Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão
S.A. (2014); Suplente do Conselho de Administração da Dominó Holdings S.A. (2014); Assessor do Governador do
Estado do Paraná (2011-2014); Membro da Comissão de Direito Eleitoral da OAB Paraná (2011-2014); Suplente do
Conselho Fiscal da Fomentos Paraná - Agência de Fomento do Paraná (2011); Professor de Direito Eleitoral na
Escola Superior de Advocacia - ESA - OAB/PR (2006-2008); Procurador Geral do Município de Pontal do Paraná
(2005); Assessor Especial da Secretaria de Finanças da Prefeitura Municipal de Curitiba (2002-2004); Chefe de
Gabinete da Secretaria de Governo da Prefeitura Municipal de Curitiba (2000-2002); Membro fundador do Instituto
Paranaense de Direito Eleitoral - Iprade; Presidente da 6ª Turma de Julgamento do Tribunal de Ética e Disciplina da
OAB Paraná; Membro da Câmara Especial de Julgamento do Tribunal de Ética e Disciplina da OAB Paraná; e
Membro do Grupo de Pesquisa para Mestrado em Direito Empresarial e Cidadania da Unicuritiba: Responsabilidade
Civil e Ambiental sob a Perspectiva Civil-Constitucional.
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 financeiras 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 60ª Assembleia
Geral Ordinária em 23 de abril de 2015 e cujos mandatos vencem em abril de 2016:
Nome
Desde
Joaquim Antonio Guimarães de Oliveira Portes – Presidente ...........................................................
2011
George Hermann Rodolfo Tormin .......................................................................................................
2015
Nelson Leal Junior ................................................................................................................................
2015
Massao Fabio Oya .................................................................................................................................
2015
João Carlos Flor Junior .........................................................................................................................
2015
Suplentes
Desde
Osni Ristow ...........................................................................................................................................
2011
Roberto Brunner ...................................................................................................................................
2011
85
Gilmar Mendes Lourenço .....................................................................................................................
2013
Jorge Michel Lepeltier ..........................................................................................................................
2015
Vinícius Flor ..........................................................................................................................................
2015
Comitê de Auditoria
De acordo com a Norma 10A-3 do Securities 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 no Comitê de Auditoria. 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 financeiras,
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 Securities 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.
Remuneração dos Conselheiros e Diretores
Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2014, 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$ 8,5 milhões, dos quais 81,4% foram pagos a nossa Diretoria, 12,5% a nosso Conselho de Administração, e 6,1%
a nosso Conselho Fiscal, conforme aprovado pela 59ª Assembleia Geral Ordinária da Copel realizada em 24 de
Abril de 2014.
Não possuímos contratos de prestação de serviço com nossos diretores prevendo benefícios ao término do
emprego.
Empregados
Em 31 de dezembro de 2014, tínhamos 8.592 empregados, contra 8.647 empregados em 31 de dezembro
de 2013 e 9.468 empregados em 31 de dezembro de 2012. Incluindo os empregados da Compagas, da Elejor e da
UEG Araucária (companhias em que possuímos participação majoritária), tínhamos 8.772 empregados no fim de
2014.
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
Área
2014
2013
2012
Geração e transmissão ...........................................................................................
1.554
1.448
1.188
Distribuição ............................................................................................................
6.071
6.069
6.241
Telecomunicações. ................................................................................................
601
360
340
Staff corporativo e pesquisa e desenvolvimento ..................................................
329
755
1.668
Outros empregados ................................................................................................
37
15
31
86
Total de empregados das subsidiárias integrais da Copel...................................
8.592
8.647
9.468
Compagas ...............................................................................................................
160
152
143
Elejor ......................................................................................................................
7
8
8
Araucária ................................................................................................................
13
10
10
Total .......................................................................................................................
8.772
8.817
9.629
Todos os nossos empregados são cobertos por acordos coletivos de trabalho que renegociamos anualmente
com os sindicatos representativos das várias categorias profissionais. Em 2014, negociamos e assinamos acordos
trabalhistas com os sindicatos que representam nossos empregados, com vigência a partir de outubro, por um
período de um ano. Concordamos em reajustar os salários em 7,5% em 2014 em relação aos salários de 2013.
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 2014, 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
distribuições de participação nos lucros provisionado e aprovado para o exercício fiscal de 2014 foi de R$ 93,2
milhões. O montante de distribuições de participação nos lucros provisionado e aprovado para o exercício fiscal de
2013 (incluindo a Compagas) foi de R$ 80,0 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 55 anos de idade poderia participar. O
prazo para a adesão a esse programa (ainda vigente) 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, e o prazo de optar por sair é até 60 dias após a data de adesão. Até
2014, 265 pessoas optaram por sair a um custo total de R$ 35,2 milhões.
Participação Acionária
Em 31 de março de 2015, 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 2014, o Estado do Paraná detinha diretamente 58,6% das ações ordinárias, e o BNDESPAR
detinha diretamente 26,4% das ações ordinárias. O Estado do Paraná não tem nenhum direito de voto diferenciado,
mas vomo detém a maioria das ações ordinárias, ele possui o direito de eleger a maioria dos nossos conselheiros. A
tabela seguinte apresenta informações relativas à propriedade das ações ordinárias da Copel em 31 de dezembro de
2014.
87
Acionista
Ações ordinárias
(milhares)
Estado do Paraná ...................................................................................................
85.029
(% do total)
58,6
BNDESPAR ..........................................................................................................
38.299
26,4
Eletrobras ...............................................................................................................
1.531
1,1
Em circulação - ADSs ...........................................................................................
815
0,6
Em circulação - BM&FBovespa ..........................................................................
19.060
13,1
Outros.....................................................................................................................
297
0,2
(1)
.............
-
–
Total .................................................................................................................
145,031
100,0
Membros do Conselho de Administração e Diretores, em conjunto
____________
(1)
Nossos conselheiros e diretores detêm um total de 9 ações ordinárias.
A tabela seguinte apresenta informações relativas à propriedade de nossas ações classe B em 31 de
dezembro de 2014.
Acionista
Ações Classe B
(% do total)
(milhares)
Estado do Paraná ........................................................................................................................
BNDESPAR ................................................................................................................................
Eletrobras ....................................................................................................................................
Negociadas como ADSs ............................................................................................................
Negociadas na BM&FBOVESPA .............................................................................................
Outros ..........................................................................................................................................
Membros do Conselho de Administração e Diretores, em conjunto.......................................
Total.......................................................................................................................................
27.282
–
45.768
55.065
129
128.244
–
21,3
–
35,6
42,9
0,1
–
100,0
Em 31 de março de 2015, 3,0% das ações ordinárias e 19,3% das ações classe B pertenciam a 274
portadores registrados na Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia – CBLC (a “CBLC”) como residentes nos
Estados Unidos. Na mesma data, as ADSs representavam 0,1% das ações ordinárias e 36,1% das ações preferenciais
classe B; juntas, representavam aproximadamente 17,3% de nosso capital social total. Até março de 2015, nossos
acionistas aprovaram a conversão de 1.411 ações classe A em ações classe B. Durante os últimos três anos fiscais,
não tivemos nenhuma alteração no montante de nosso capital social emitido, conforme o número de nossas ações ou
quaisquer mudanças nos direitos de voto de nossas ações.
Acordo de Acionistas
Sob o Acordo de Acionistas, o Estado do Paraná não poderá aprovar, sem autorização prévia do
BNDESPAR, as seguintes matérias:
88
•
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;
•
constituição de reservas, fundos ou provisões contábeis que afetem os direitos e interesses dos
acionistas minoritários;
•
liquidações ou reestruturações societárias 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.
89
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$ 1.344,1 milhões em 31 de dezembro de
2014. 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$ 157,4 milhões em 2014. 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$ 85,7 milhões
em 31 de dezembro de 2014. Despesas com ICMS totalizaram R$ 2,6 bilhões em 2014.
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 tem nos concedido empréstimos
para financiar a construção de empreendimentos de geração e transmissão de energia. Em 31 de dezembro de 2014,
o total de R$ 1.526,1 milhões era devido ao BNDES e sob esses instrumentos.
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 2014, a Copel fez pagamentos à Fundação
Copel a título de: (i) aluguel, no valor de R$ 11,1 milhões, e (ii) despesas com os planos previdenciário e
assistencial, no valor de R$ 201,5 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$ 6,5 milhões em 31 de dezembro de 2014. 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$ 1,2 milhões em 31 de dezembro de
2014.
Temos um contrato de compra de energia com a Dona Francisca no valor anual de R$ 72,0 milhões, com
vigência até março de 2015, que obriga a Copel Geração e Transmissão a adquirir 100,0% da energia gerada em
Dona Francisca.
Item 8. Informações Financeiras
Vide páginas F-1 a F-122.
90
AÇÕES JUDICIAIS
Estamos atualmente sujeitos a diversos processos de natureza civil, administrativa, trabalhista e tributária.
Nossas demonstrações financeiras 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 2014,
as provisões para tais riscos eram de R$ 1.546,6 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 2014, 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$ 2.738,8 milhões, dos quais R$ 558,9 milhões correspondem a ações trabalhistas,
R$ 107,1 milhões como benefícios ao empregado, R$ 18,5 milhões como ações regulatórias, R$ 698,1 milhões para
ações civil e R$ 1.356,2 milhões para ações tributárias. Para mais informações, vide Nota 29 das demonstrações
financeiras consolidadas.
Determinações da ANEEL
Estamos questionando uma determinação da ANEEL que nos obrigaria a reconhecer, em nosso passivo
circulante em 31 de dezembro de 2014, aproximadamente R$ 1.737 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 2014 tínhamos provisão de
R$ 41,9 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 2014, havíamos provisionado R$ 61,0 milhões e R$ 193,4 milhões para cada período, respectivamente,
totalizando provisão de R$ 254,4 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$ 39,3 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
2014, tínhamos uma provisão de R$ 326,3 milhões para cobrir perdas prováveis relativas a essas ações.
Ações Regulatórias
Estamos questionando certas medidas regulatórias e legais relativas às alegações da ANEEL de que
violamos os padrões regulatórios. Estabelecemos uma provisão de R$ 58,4 milhões em 31 de dezembro de 2014
para cobrir perdas prováveis relativa a essas ações.
91
Outras Ações
Somos parte em várias ações judiciais relativas a acidentes envolvendo equipamentos usados em nossas
redes de transmissão e distribuição de energia, acidentes com veículos e ações judiciais para a recuperação de
comissões pela Tradener (para mais informações, vide a Nota 29.1(b) das demonstrações financeiras consolidadas).
Em 31 de dezembro de 2014, tínhamos uma provisão de R$ 256,2 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. A Copel apresentou perante os tribunais
uma carta de garantia visando garantir eventuais pagamentos devidos a Rio Pedrinho e Salto Natal. As chances de
perdas nesse processo continuam sendo classificadas como prováveis, já que os autores da ação ainda estão
pleiteando a execução de R$28,3 milhões contra a Companhia. Em 31 de dezembro de 2014, registramos provisões
de R$60,7 milhões para cobrir perdas prováveis relativas a essa ação.
Em razão de ação impetrada em novembro de 2004 pela Ivaí Engenharia de Obras S.A. (a "Ivaí"), a Copel
foi obrigada a pagar R$ 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$ 349,1 milhões em 31 de dezembro de 2014 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 2014, tínhamos uma provisão de R$ 25,4
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” a seguir. 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.
92
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 2014, nossa reserva legal era de R$ 685,1 milhões, ou aproximadamente 9,9% 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 financeiras
legais preparadas utilizando-se o método exigido pela Lei das S.A. brasileira, que difere de nossas demonstrações
financeiras 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:
93
•
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 financeiras 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 financeiras 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.
94
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
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 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$)
Pagamento por ação (R$)
Ordinárias
Preferencial A
Preferencial B
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
2013
Maio de 2014
560.537
1,95572
2,52507
2,15165
Junho de 2015
622.523
2,17236
2,52507
2,39000
2014
(1)
____________
(1)
Antecipação de parte dos dividendos e juros sobre o capital próprio– JCP em novembro de 2014 (R$ 350,8 milhões em dividendos e
R$ 30,0 milhões em juros sobre o 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$)
Pagamento por lote de mil ações (US$)
Preferencial A
Preferencial B
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
2013
Maio de 2014
239.280
0,83485
1,07789
0,91849
0,81785
0,95063
0,89978
2014
(1)
Junho de 2015
234.366
Ordinárias
(1)
Antecipação de parte dos dividendos e juros sobre o capital próprio– JCP em novembro de 2014 (R$ 132,1 milhões em dividendos e R$
11,3 milhões em juros sobre o capital próprio).
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 2015, aproximadamente 2.530 acionistas detinham 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.
95
2010 ..............................................................................................................................................
2011 ..............................................................................................................................................
2012 ..............................................................................................................................................
2013 ..............................................................................................................................................
1o Trimestre ...................................................................................................................
2o Trimestre ...................................................................................................................
3o Trimestre ...................................................................................................................
4o Trimestre ...................................................................................................................
2014 ..............................................................................................................................................
1o Trimestre ...................................................................................................................
2o Trimestre ...................................................................................................................
3o Trimestre ...................................................................................................................
4o Trimestre ...................................................................................................................
2015, até 14 de abril de 2015
1o Trimestre ...................................................................................................................
Janeiro........................................................................................................................
Fevereiro....................................................................................................................
Março.........................................................................................................................
2o Trimestre ...................................................................................................................
Abril ...........................................................................................................................
Preço por Ações Classe B
Máximo
Mínimo
(R$)
44,60
33,00
46,50
31,93
48,29
26,40
37,01
26,21
33,22
27,97
37,01
26,21
31,50
27,49
33,40
29,85
40,40
23,64
31,05
23,64
34,99
29,30
40,40
27,96
38,00
30,30
34,77
34,72
34,50
34,77
30,75
31,20
30,75
31,65
36,75
34,20
Nos Estados Unidos, as ações classe B são negociadas na forma de ADSs, cada uma representando uma
ação classe B (em razão do grupamento), emitidas pelo The Bank of New York Mellon, como depositário
(“Depositário”), conforme contrato de depósito (“Contrato de Depósito”) entre a Copel, o Depositário e os
portadores registrados e usufrutuários ocasionais de ADSs. As ADSs são negociadas sob os símbolos ELP e
ELPVY. A tabela seguinte apresenta os preços máximos e mínimos de fechamento para as ADSs na Bolsa de Nova
Iorque, para os períodos indicados.
96
Em dólares americanos por ADS
Máximo
Mínimo
(US$)
2010 ..................................................................................................................................................................
26,28
18,07
2011 ..................................................................................................................................................................
29,41
17,80
2012 ..................................................................................................................................................................
26,03
17,25
2013 ..................................................................................................................................................................
1o Trimestre ......................................................................................................................................
18,05
11,77
16,77
14,05
2o Trimestre.......................................................................................................................................
18,05
11,77
3o Trimestre ......................................................................................................................................
4o Trimestre ......................................................................................................................................
14,09
14,64
11,84
12,72
2014 ..................................................................................................................................................................
1o Trimestre ......................................................................................................................................
18,12
13,23
9,97
9,97
2o Trimestre.......................................................................................................................................
15,95
13,07
3o Trimestre ......................................................................................................................................
4o Trimestre ......................................................................................................................................
18,12
15,91
12,46
12,08
2015, até 14 de abril de 2015 ........................................................................................................................
1o Trimestre .......................................................................................................................................
13,00
9,88
Janeiro ...........................................................................................................................................
Fevereiro .......................................................................................................................................
13,00
12,23
11,60
10,91
Março ............................................................................................................................................
11,71
9,88
11,72
11,03
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.
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, estamos autorizados a buscar, diretamente ou através de consórcios em ou parceria
com empresas privadas, os seguintes objetivos e propósitos:
•
pesquisar e estudar, técnica e economicamente, todas as fontes de energia, fornecendo soluções
para o desenvolvimento sustentável;
•
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.
97
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 dois 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
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.
98
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 4.373 de 29 de setembro
de 2014, do Conselho Monetário Nacional (“Resolução 4.373”) 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
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
4.373 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 II da Resolução nº 4.373 do CMN (o “Regulamento do Anexo II”) 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
99
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, vide “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
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 4.373/2014, 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.
registrar-se como investidor estrangeiro perante a CVM;
3.
registrar o investimento estrangeiro perante o Banco Central; e
4.
constituir pelo menos uma instituição custodiante autorizada pela CVM.
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 II 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
pelo Banco Central e pela CVM segundo o Anexo V da Resolução CMN 2.689, que autorizava as empresas
brasileiras a emitirem recibos depositários nos mercados de câmbio e ficou vigente durante o período em que as
ADSs foram emitidas. Os recibos depositários atualmente são regidos pela Resolução 4.373. As receitas de vendas
100
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, tal portador deve procurar obter seu próprio registro eletrônico no Banco Central.
De acordo com a Resolução nº 4.373/2014 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 mais informações, ver “Tributação Considerações sobre a Tributação Brasileira”.
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 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, trustes 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
101
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.
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 taxados no Brasil, com base na teoria
102
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 4.373 do CMN (“Portador conforme a Resolução no 4.373”) 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 4.373, ou
(ii) seja um Portador conforme a Resolução no 4.373 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 4.373
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 4.373 (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
103
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
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.
104
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
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 financeiras 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 2014. Além disso, com base em nossas demonstrações financeiras
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 2015. 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
105
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.
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 Withholding25” 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.
25
N. do T.: uma forma de retenção de imposto na fonte.
106
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
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 35.2 de nossas demonstrações financeiras consolidadas sobre abertura do risco de mercado.
Item 12. Descrição de Outros Títulos Mobiliários
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 The Bank of New York 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 ou outras
distribuições em dinheiro.
107
Os portadores de ADSs também devem pagar encargos adicionais por certos serviços prestados pelo Depositário,
conforme a tabela abaixo:
Taxa devida pelos Portadores de
Serviço do Depositário
ADSs
US$ 5,00 ou menos por 100 ADSs (ou
Emissão de ADSs, incluindo emissões resultantes de distribuição de ações ou direitos ou outros ativos ............
frações de 100)
US$ 5,00 ou menos por 100 ADSs (ou
Cancelamento de ADSs para fins de retirada, incluindo vencimento do contrato de depósito ..............................
frações de 100)
Distribuição de dividendos ................................................................................................................................ US$ 0,02 ou menos por ADS
Taxa equivalente àquela que seria
devida caso os títulos distribuídos ao
Distribuição de títulos distribuídos aos portadores dos títulos depositados que são distribuídos pelo
portador fossem ações e essas ações
Depositário aos portadores registrados de ADSs ................................................................................................fossem depositadas para emissão de
ADSs
US$ 0,02 (ou menos) por ADS por
Serviços de Depositário ..............................................................................................................................................
ano cronológico
Transferência e registro de ações no registro de ações do Depositário de e para o nome do Depositário Taxas de registro ou transferência
ou de seu agente quando o portador deposita ou retira ações...................................................................................
Às custas do Depositário
Transmissões por cabo, telex e facsimile (quando expressamente previstas no contrato de depósito) .................
Às custas do Depositário
Conversão de moeda estrangeira em dólares americanos.........................................................................................
Impostos e outros encargos governamentais que o Depositário ou custodiante sejam obrigados a pagar
Conforme necessário
em relação a qualquer ADS ou ação subjacente (p.ex., impostos de transferência de ações, imposto do
selo ou impostos retidos na fonte) .............................................................................................................................
Conforme necessário
Quaisquer encargos incorridos pelo Depositário ou seus agentes pelo serviço dos títulos 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 2014, esse montante foi de US$ 450,3 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
Nenhum.
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 2014. 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 2014 foram eficazes para fornecer garantia
razoável de que as informações que somos obrigados a revelar nos relatórios que arquivamos e apresentamos de
108
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.
(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 financeiras para fins externos de acordo com princípios contábeis geralmente aceitos.
Todos os controles internos, por mais bem concebidos que sejam, têm limitações inerentes, inclusive a
possibilidade de erro humano e violação ou intervenção dos controles e procedimentos. 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 2014. Ao conduzir tal avaliação, ela usou os critérios estabelecidos no Controle Interno - Quadro
Integrado (1992) publicado pelo Comitê de Organizações Patrocinadoras da Comissão Treadway - 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 2014.
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 2014.
Atualmente, estamos no processo de implementar estrutura adequada de controles internos para avaliar a
eficácia de nossos controles internos sobre a divulgação financeira referente o exercício findo em 31 de dezembro de
2015 com base nos critérios estabelecidos em Controle Interno – Estrutura Integrada (2013) emitidos pela COSO.
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 2014 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 e satisfaz os requisitos da Regra 10A-3 do Securities Exchange Act.. 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 site 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.
109
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 2014, 2013 e 2012.
A tabela abaixo mostra o montante total pago à KPMG Auditores Independentes pelos serviços realizados
em 2014, 2013 e 2012, e discrimina os montantes por categoria de serviço:
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2014
2013
2012
(milhões de R$)
Honorários de Auditoria ............................................................................................
1,5
1,4
1,3
Honorários Relacionados a Auditoria.......................................................................
–
–
–
Honorários de Consultoria Fiscal..............................................................................
–
–
–
Todos os Demais Honorários ....................................................................................
–
–
–
Total ...........................................................................................................................
1,5
1,4
1,3
Honorários de Auditoria
Os honorários de auditoria são honorários cobrados pela auditoria de nossas demonstrações financeiras
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
Segundo as normas da NYSE e da SEC com relação ao comitê de auditoria de uma empresa de capital
aberto, devemos cumprir a Norma 10A-3 do Exchange Act, que exige que nós estabeleçamos um comitê de auditoria
composto por membros do conselho de administração que atenda às exigências específicas. Com base na isenção da
Norma 10A-3(b)(iv)(E), designamos dois membros do nosso Comitê de Auditoria, Srs. José Richa Filho e Carlos
Homero Giacomini, pessoas designadas pelo Estado do Paraná, que é nosso acionista controlador, portanto, uma de
nossas afiliadas. Em nossa avaliação, cada um desses membros atua de forma independente na execução de
responsabilidades de um comitê de auditoria segundo a lei Sarbanes-Oxley e atende as outras exigências da Norma
10A-3 do Exchange Act.
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
110
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 Conselho Fiscal.
Item 16G. Governança Corporativa
Seção
303A.01
303A.03
303A.04
303A.05
303A.06
303A.07
Regra de Governança Corporativa da Bolsa de
Nova Iorque para emissores americanos
Prática da Copel
Independência dos Membros do Conselho de Administração
Companhias listadas na Bolsa de Valores de Nova
A Copel é uma empresa controlada, pois a maior parte das ações
Iorque ("companhias listadas”) devem ter maioria com direito a voto pertence ao Estado do Paraná. Como uma
de membros independentes em seu Conselho de empresa controlada, a Copel não seria obrigada a cumprir a
Administração. As “companhias controladas” não exigência de que a maioria dos conselheiros sejam independentes
estão obrigadas a cumprir essa exigência.
se fosse uma emissora americana. Não existe qualquer
disposição legal ou política que exija que tenhamos conselheiros
independentes.
.
Os conselheiros não-executivos de uma companhia Os conselheiros não-executivos da Copel não participam de
listada devem participar de sessões executivas sessões executivas regularmente agendadas sem a diretoria.
regularmente agendadas sem a diretoria.
Comitê de Governança Corporativa e de Nomeação
Uma companhia listada deve possuir um Comitê de A Copel não apresenta um Comitê de Governança Corporativa e
Governança Corporativa e de Nomeação composto, de Nomeação. Como uma companhia controlada, a Copel não
em sua totalidade, por diretores independentes, com precisaria cumprir a exigência de ter Comitê de Governança
um estatuto escrito que aborda certas obrigações Corporativa e de Nomeação se fosse uma companhia americana.
específicas mínimas. As “companhias controladas”
não estão obrigadas a cumprir essa exigência.
Comitê de Compensação
Uma companhia listada deve possuir um comitê de A Copel não possui um comitê de compensação. Como uma
compensação composto, em sua totalidade, por companhia controlada, a Copel não precisaria cumprir a
diretores independentes, com um estatuto escrito exigência de ter comitê de compensação se fosse uma companhia
que aborda certas obrigações específicas mínimas. americana.
As “companhias controladas” não estão obrigadas a
cumprir essa exigência.
Comitê de Auditoria
Uma companhia listada deve possuir um comitê de Nossos acionistas alteraram nosso estatuto para estabelecer um
auditoria com um mínimo de 3 (três) diretores Comitê de Auditoria composto de pelo menos três conselheiros
independentes que satisfaçam os requisitos de (todos eles deverão atender as exigências estabelecidas na
independência da Lei 10A-3 sob o Securities Norma 10A-3 segundo o Securities Exchange Act), com mandato
Exchange Act, com um estatuto escrito que aborda de dois anos, podendo ser reeleitos. De acordo com o Estatuto do
certas obrigações específicas mínimas.
Comitê de Auditoria, os membros do Comitê de Auditoria são
indicados pelo Conselho de Administração e podem por ele ser
substituídos. Todos os membros do Comitê de Auditoria são
membros
de
nosso
Conselho
de
Administração.
O Comitê de Auditoria é responsável por nossas demonstrações
financeiras, 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 riscos.
Planos de Ações para Funcionários
111
Deve-se dar a oportunidade aos acionistas de votar
em todos os planos de ações para funcionários e em
todas as suas revisões relevantes, com exceções
limitadas determinadas nas regras da Bolsa de
Nova Iorque.
303A.08
Sob a Lei das S.A., a pré-aprovação dos acionistas é requerida
para a adoção de qualquer plano de ações para funcionários e
quaisquer revisões substanciais de tais planos.
Diretrizes de Governança Corporativa
Uma companhia listada deve adotar e divulgar A Copel não possui diretrizes formais de governança corporativa
diretrizes de governança corporativa que abordem que abordem todos os tópicos especificados nas regras da Bolsa
certas matérias específicas mínimas.
de Nova Iorque. Entretanto, a Copel adotou as diretrizes de
governança corporativa que seguem o modelo proposto pelo
Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC.
303A.09
Código de Conduta e Ética para seus Conselheiros, Diretores e Empregados
Uma companhia listada deve adotar e divulgar seu A Copel adotou um código de conduta que se aplica ao conselho
código de conduta e ética para seus conselheiros, de administração, ao conselho fiscal, à diretoria e aos
diretores e empregados e deve também apresentar empregados. A Copel publicará qualquer abdicação das
prontamente qualquer abdicação do código para exigências do código para conselheiros ou diretores no seu
seus conselheiros ou diretores.
relatório anual em formulário 20-F.
303A.10
Exigências de Certificação
O presidente de uma empresa listada deve O presidente da Copel notificará prontamente a Bolsa de Nova
prontamente notificar a Bolsa de Nova Iorque, por Iorque, por escrito, caso algum de seus diretores tome
escrito, caso algum de seus diretores tome conhecimento de qualquer descumprimento relevante de
conhecimento de qualquer descumprimento qualquer um dos termos aplicáveis das normas de governança
relevante de qualquer um dos termos aplicáveis da corporativa da Bolsa e também certificará que ele não tem
Seção 303A e certificar que ele não tem conhecimento de nenhuma violação pela empresa listada dos
conhecimento de nenhuma violação pela empresa padrões de listagem e governança corporativa da Bolsa de
listada dos padrões de listagem e governança Valores de Nova Iorque.
corporativa da Bolsa de Valores de Nova Iorque,
qualificando a certificação conforme necessário. A Copel apresenta anualmente uma Declaração por Escrito
Cada empresa listada deve apresentar uma Anual à Bolsa de Valores de Nova Iorque e submeterá uma
Declaração por Escrito assinada anualmente à Declaração por Escrito provisória quando 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.
303A.12
Item 17. Demonstrações Financeiras
Não Aplicável.
Item 18. Demonstrações financeiras
Referência é feita às páginas F-1 até F-122.
Item 19. Anexos
1.1
Estatuto da Companhia Paranaense de Energia – Copel, com alterações, aprovado e consolidado pela 187ª AGO de 10 de outubro
de 2013, e alterado pela 190ª AGE de 23 de abril de 2015, 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.
112
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.
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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.
Ajustes de mercado: Denominação dos leilões de energia conduzidos por geradores de energia no ambiente
regulado brasileiro em até quatro meses antes da data de entrega.
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.
Garantia Física: 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: O Código de Receita Interna dos EUA de 1986, conforme alterado.
114
Código: U.S. Internal Revenue Code of 1986, o código de arrecadação de impostos dos Estados Unidos,
conforme alterado.
Compagas: Companhia Paranaense de Gás.
Componente “Demanda”: encargo nas vendas de energia 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 energia 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 energia para suas próprias necessidades.
Consumidores do Grupo A: consumidores que usam energia 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 energia 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 à rede 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 à rede 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,
dentre outros, promover a disponibilidade de serviços de energia elétrica para todo o Brasil e para a competitividade
da energia produzida por fontes alternativas. Essa conta é regulamentada pelo Poder Executivo e administrada pela
Eletrobrás.
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.
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Contrato de Quantidade de Energia: Contrato em que o gerador se compromete a suprir determinado
montante de energia e assume o risco de o suprimento de energia 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.
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., como custodiante das Ações Classe B Shares representadas por ADSs.
Custos da Parcela A: Os custos definidos pela ANEEL como fora do controle da distribuidora. Tais custos
são considerados em ajustes e revisão de tarifas de distribuição a Consumidores Finais.
Custos da Parcela B: Os custos definidos pela ANEEL como sob o controle da distribuidora. Tais custos
são considerados em ajustes 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: The Bank of New York Mellon, na qualidade de depositário.
Distribuição: a transferência de energia 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 norte-americanos.
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
energia efetivamente gerado pela usina.
EPE: Empresa de Pesquisa Energética.
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.
116
Fundo RGR: Um fundo de reserva criado para fornecer pagamentos compensatórios a companhias de
energia para certos ativos utilizados juntamente com uma concessão caso a concessão seja revogada ou não seja
renovada.
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
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 da data inicial de entrega.
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.
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.
117
Megawatt-hora (MWh): um megawatt de potência suprido ou demandado por uma hora, ou um milhão de
watts-horas.
Mercado Livre: Segmento do mercado que permite certo grau de competição. O mercado livre abrange
especificamente compra de energia 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
energia 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 energia.
Mercado de curto prazo: Segmento de mercado não regulado em que a energia é comprada ou vendida para
entrega imediata. Em geral, o preço de compra de energia no mercado à vista 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.
Paraíso Fiscal: Um acionista situado em paraísos fiscais (isto é, um país ou local que não cobre imposto de
renda ou onde a alíquota máxima seja inferior a 20% ou onde a legislação local imponha restrições à divulgação da
composição acionária ou a titularidade do investimento ou o beneficiário efetivo dos rendimentos provenientes de
transações realizadas e atribuíveis a um Detentor Não Brasileiro).
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
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.
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.
118
Securities Exchange Act: Lei de Negociação de Valores Mobiliários (the United States Securities Exchange
Act) de 1934, conforme alterada.
Securities Exchange Act: Lei de Valores Mobiliários (U.S. Securities Exchange Act) de 1934, conforme
alterada.
Sercomtel Telecomunicações: Sercomtel Telecomunicações S.A.
Sistema Interligado Nacional: sistemas ou redes para a transmissão de energia interligados por meio de
uma ou mais linhas e/ou transformadores.
Subestação: um conjunto de equipamentos que comuta e/ou altera ou regula a tensão da energia 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, energia não faturada, ou energia 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 energia 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-Norte-americanos: Detentores de Ações Classe B ou ADSs que são entidades estrangeiras ou
indivíduos estrangeiros não residentes 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 grosso de energia de instalações de geração à rede 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.
119
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: 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 energia
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.
120
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/ Luiz Fernando Leone Vianna
Nome: Luiz Fernando Leone Vianna
Cargo: Diretor Presidente
Por: /s/ Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani
Nome: Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani
Cargo: Diretor Financeiro e de
Relações com Investidores
Data: 28 de abril de 2015.
121
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 suas controladas (“Companhia”) em 31 de dezembro de 2014 e 2013, e as
respectivas demonstrações consolidadas do resultado, do resultado abrangente, da
mutação do patrimônio liquido, e dos fluxos de caixa para cada um dos exercícios no
período de três exercícios findos em 31 de dezembro de 2014. Também examinamos os
controles internos sobre relatórios financeiros da Companhia em 31 de dezembro de
2014, baseados no critério estabelecido no Internal Control - Integrated Framework
(1992) emitido pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway
Commission (COSO). A Administração da Companhia é responsável por essas
demonstrações financeiras consolidadas, por manter controles internos efetivos sobre
relatórios financeiros, e pela avaliação da efetividade destes controles internos sobre
relatórios financeiros, incluindo o relatório da gerência dos controles internos sobre
relatórios. Nossa responsabilidade é de expressar uma opinião sobre estas
demonstrações financeiras consolidadas e uma opinião sobre os controles internos sobre
relatórios financeiros da Companhia baseados em nossas auditorias.
Nossas auditorias foram conduzidas de acordo com as normas do Public Company
Accounting Oversight Board - PCAOB (Estados Unidos da América). Essas normas
requerem que uma auditoria seja planejada e executada para obter segurança razoável
sobre o quanto as demonstrações financeiras estão livres de erro material e o quanto
controles internos efetivos sobre relatórios financeiros são mantidos em todos os
aspectos relevantes. Nossas auditorias das demonstrações financeiras consolidadas
incluíram o exame, com base em testes, de evidências suportes dos saldos e divulgações
nas demonstrações financeiras, avaliação dos princípios contábeis utilizados e as
estimativas significativas feitas pela Administração, e avaliação da apresentação geral
das demonstrações financeiras. Nossa auditoria dos controles internos sobre relatório
financeiro incluiu obtenção de entendimento dos controles internos sobre relatório
financeiro, avaliação do risco de que fraquezas materiais existam, e teste e avaliação do
desenho e da efetividade operacional dos controles internos baseado no risco avaliado.
Nossas auditorias também incluíram a execução de outros procedimentos conforme
considerado necessário nas circunstâncias. Nós acreditamos que nossas auditorias
proporcionam uma base razoável para as 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.
O controle interno sobre relatório financeiro de uma companhia é um processo
desenhado para fornecer segurança razoável quanto à confiabilidade do relatório
financeiro e a preparação das demonstrações financeiras para fins externos, de acordo
com os princípios contábeis geralmente aceitos. Os controles internos sobre relatórios
financeiros de uma companhia incluem aquelas políticas e procedimentos que (1) se
referem à manutenção de registros que, com detalhe razoável, refletem com exatidão e
adequadamente as transações e vendas dos ativos da companhia; (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 de acordo com autorizações da administração e diretoria da companhia; e
(3) forneçam segurança razoável relativa à prevenção ou à detecção em tempo hábil de
aquisição, uso ou venda não autorizados de ativos da companhia, que possam ter um
efeito material sobre as demonstrações financeiras.
Devido às suas limitações inerentes, os controles internos sobre relatório financeiro
podem não prevenir ou detectar erros. Além disso, projeções de qualquer avaliação de
efetividade para períodos futuros 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 ou procedimentos pode se deteriorar.
Em nossa opinião, as demonstrações financeiras consolidadas referidas acima
apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição financeira da
Companhia e suas controladas em 31 de dezembro de 2014 e 2013, e o resultado de suas
operações e dos fluxos de caixa para cada um dos exercícios no período de três
exercícios findos em 31 de dezembro de 2014, em conformidade com International
Financial Reporting Standards (IFRS) como emitido pelo International Accounting
Standards Board (IASB). Também em nossa opinião, a Companhia manteve, em todos
os aspectos relevantes, controles internos efetivos sobre relatórios financeiros em 31 de
dezembro de 2014, com base no critério estabelecido no Internal Control – Integrated
Framework (1992) emitido pelo Committee of Sponsoring Organizations of the
Treadway Commission (COSO).
Curitiba, Brasil
28 de abril de 2015
(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 Financeira Consolidadas de 31 de dezembro de 2014,
2013 e 2012 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
31.12.2014
31.12.2013
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
Ativos financeiros setoriais líquidos
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
16.1
8
9
10
11
12
13
14.1
14.3
-
740.131
459.115
13.497
2.178.816
26.332
94.579
609.298
7.430
301.046
415.818
150.622
105.074
96.285
20.133
5.218.176
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
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
Ativos financeiros setoriais líquidos
Contas a receber vinculadas à concessão
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão
Outros créditos
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Outros tributos a recuperar
Despesas antecipadas
Partes relacionadas
5
6
7
8
15
9
10
11
12
14.1
14.2
14.3
16.1
132.210
56.956
75.696
1.249.529
736.253
431.846
4.417.987
160.217
85.324
128.615
526.046
123.481
175
137.137
8.261.472
120.536
45.371
132.686
1.295.106
675.225
3.484.268
365.645
29.435
197.659
753.413
124.498
399
7.224.241
17
18
19
1.660.150
8.304.188
2.174.156
1.187.927
7.983.632
2.035.361
20.399.966
18.431.161
25.618.142
23.111.445
Investimentos
Imobilizado
Intangível
TOTAL DO ATIVO
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstraçõs 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
31.12.2014
31.12.2013
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
20
21
14.1
14.3
22
23
24
25
26
27
28
252.618
1.587.205
309.881
137.329
867.626
431.491
19.691
37.404
23.233
175.972
54.955
157.988
4.055.393
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
NÃO CIRCULANTE
Fornecedores
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Outras obrigações fiscais
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
21
14.2
14.3
22
23
24
26
27
28
29
17.625
15.218
87.129
2.601.324
2.153.957
861.214
159.792
436.772
306
1.546.632
7.879.969
50.121
420.501
68.402
2.366.678
1.150.483
937.249
154.721
420.293
233
1.266.127
6.834.808
6.910.000
976.964
685.147
4.516.825
241.753
13.330.689
6.910.000
983.159
624.849
3.897.833
235.498
12.651.339
352.091
277.413
13.682.780
12.928.752
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Atribuível aos acionistas da empresa controladora
Capital social
Ajustes de avaliação patrimonial
Reserva legal
Reserva de retenção de lucros
Dividendo adicional proposto
30.1
Atribuível aos acionistas não controladores
30.2
TOTAL DO PASSIVO
25.618.142
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstraçõs financeiras.
F-2
23.111.445
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
31.12.2014
31.12.2013
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
31
13.918.517
9.180.214
8.493.252
Custos Operacionais
32
(11.165.077)
(7.037.998)
(6.540.636)
2.753.440
2.142.216
1.952.616
LUCRO OPERACIONAL BRUTO
Outras Receitas (Despesas) Operacionais
Despesas com vendas
Despesas gerais e administrativas
Outras receitas (despesas), líquidas
Resultado da equivalência patrimonial
32
32
32
17.2
LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS
Resultado Financeiro
Receitas financeiras
Despesas financeiras
(120.987)
(552.116)
(530.378)
159.955
(1.043.526)
1.709.914
33
33
LUCRO OPERACIONAL
694.523
(546.806)
147.717
1.857.631
IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
14.4
14.4
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
Atribuído aos acionistas da empresa controladora
Atribuído aos acionistas não controladores
LUCRO LÍQUIDO BÁSICO E DILUÍDO POR AÇÃO ATRIBUÍDO AOS
ACIONISTAS DA EMPRESA CONTROLADORA - em reais
Ações ordinárias
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
(747.869)
225.853
(522.016)
(95.615)
(530.104)
(403.910)
113.606
(916.023)
1.226.193
652.363
(372.052)
280.311
1.506.504
(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)
30.2
1.335.615
1.205.950
129.665
1.101.435
1.072.560
28.875
726.520
700.688
25.832
30.1
30.1
30.1
4,20899
4,62953
4,62989
3,74278
4,49001
4,11741
2,44350
4,17424
2,68795
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstraçõs financeiras.
F-3
31.12.2012
COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL
Demonstrações Consolidadas de Resultados Abrangentes
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de
outra forma
NE nº
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
Outros resultados abrangentes
31.12.2014
31.12.2013
31.12.2012
1.335.615
1.101.435
726.520
Itens que nunca serão reclassificados para o resultado
Ganhos (perdas) com passivos atuariais
benefícios pós-emprego
benefícios pós-emprego - equivalência patrimonial
Tributos sobre outros resultados abrangentes
30.1.2
30.1.2
140.383
(582)
(48.584)
(216.967)
18.881
73.769
(207.947)
63.374
1.070
(190)
(2.777)
647
89.967
(6.929)
(306)
2.460
(129.092)
2.261
(13.116)
406
3.164
2.476
(149.382)
1.425.582
972.343
577.138
1.297.225
128.357
943.468
28.875
550.680
26.458
Itens que são ou talvez sejam reclassificados para o resultado
Ganhos (perdas) com ativos financeiros disponíveis para venda
aplicações financeiras
contas a receber vinculadas à concessão
investimentos
Outros ajustes - controlada
Tributos sobre outros resultados abrangentes
Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos
RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO
Atribuível aos acionistas da empresa Controladora
Atribuível aos acionistas não controladores
30.1.2
30.1.2
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstraçõs financeiras.
F-4
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 aos acionistas da empresa controladora
Reservas de lucros
Atribuível
Reserva
Dividendo
acionistas
Reserva
de retenção
adicional
Lucros
legal
de lucros
proposto
acumulados
Ajustes de avaliação
patrimonial
NE nº
aos
Custo
Outros
Capital
atribuído do
resultados
social
imobilizado
abrangentes
6.910.000
30.1.2
-
-
(5.435)
-
-
-
-
(5.435)
626
(4.809)
-
-
(144.573)
-
-
-
-
(144.573)
-
(144.573)
Resultado abrangente total do excercício
Realização - custo atribuído do imobilizado
30.1.2
-
-
700.688
101.644
Destinação proposta à A.G.O.:
Reserva legal
Juros sobre o capital próprio
Dividendos
Reserva de retenção de lucros
30.1.3
30.1.3
2.838.551
-
84.875
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
35.034
-
498.744
64.474
-
6.910.000
-
1.341.098
-
(126.704) 571.221
-
3.337.295
-
64.474
-
(84.875)
700.688
(35.034)
(138.072)
(130.482)
(498.744)
550.680
(84.875)
(138.072)
(66.008)
-
26.458
(4.786)
-
577.138
(84.875)
(138.072)
(70.794)
-
30.1.2
-
-
(4.775)
-
-
-
-
(4.775)
-
(4.775)
30.1.2
-
-
(124.317)
-
-
-
-
(124.317)
-
(124.317)
Resultado abrangente total do excercício
Realização - custo atribuído do imobilizado
30.1.2
-
-
1.072.560
102.143
-
-
-
-
-
-
Destinação proposta à A.G.O.:
Reserva legal
Juros sobre o capital próprio
Dividendos
Reserva de retenção de lucros
-
-
-
53.628
-
560.538
235.498
-
6.910.000
-
1.238.955
-
(255.796) 624.849
-
3.897.833
-
235.498
-
30.1.3
30.1.3
(102.143)
Saldo em 31 de dezembro de 2013
Lucro líquido do exercício
Outros resultados abrangentes
Perdas com ativos financeiros, líquidas de tributos
30.1.2
-
-
Ganhos (perdas) atuariais, líquidos de tributos
30.1.2
-
-
Resultado abrangente total do excercício
Realização - custo atribuído do imobilizado
Realização - perdas atuariais
30.1.2
30.1.2
-
Deliberação do dividendo adicional proposto
Destinação proposta à A.G.O.:
Reserva legal
Juros sobre o capital próprio
Dividendos
Reserva de retenção de lucros
Saldo em 31 de Dezembro de 2014
30.1.3
30.1.3
6.910.000
(101.851)
1.137.104
(129.092)
-
(700)
(64.474)
(53.628)
(180.000)
(380.537)
(560.538)
1.205.950
-
-
-
-
91.975
-
-
-
-
91.275
4.381
-
-
60.298
(160.140) 685.147
850
(4.381)
622.523
4.516.825
(235.498)
241.753
241.753
As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstraçõs financeiras.
F-5
1.205.950
99.394
(60.298)
(30.000)
(592.523)
(622.523)
-
943.468
(64.474)
(180.000)
(145.039)
12.651.339
1.205.950
(700)
91.975
264.506
28.875
12.078.493
726.520
Perdas atuariais, líquidas de tributos
-
12.097.384
1.072.560
242.834
25.832
Saldo em 31 de dezembro de 2013
Lucro líquido do exercício
Outros resultados abrangentes
Perdas com ativos financeiros, líquidas de tributos
Deliberação do dividendo adicional proposto
1.072.560
11.835.659
700.688
Total
Consolidado
30.1.2
(150.008)
-
536.187
-
ladores
Perdas atuariais, líquidas de tributos
(101.644)
23.304
-
Total
Saldo em 1º de janeiro de 2012
Lucro líquido do exercício
Outros resultados abrangentes
Perdas com ativos financeiros, líquidas de tributos
Deliberação do dividendo adicional proposto
1.442.742
-
não contro-
28.875
(15.968)
277.413
129.665
12.361.890
1.101.435
972.343
(64.474)
(180.000)
(161.007)
12.928.752
1.335.615
(550)
(1.250)
(758)
91.217
1.297.225
(1.607)
(235.498)
128.357
-
1.425.582
(1.607)
(235.498)
(30.000)
(350.770)
13.330.689
(53.679)
352.091
(30.000)
(404.449)
13.682.780
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
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 de ativos e passivos financeiros setoriais
Resultado da equivalência patrimonial
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Reversão de provisão para perdas com desvalorização de investimentos
Provisão para créditos de liquidação duvidosa
Provisão para perdas em consórcios
Provisão para perdas com créditos tributários
Provisão para redução ao valor recuperável de ativos
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 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
Partes relacionadas
Despesas antecipadas
18.3
19.1
10.1
31
17.2
14.4
14.2.1
17.2
32.5
32.5
32.5
32.5
29.1
24.4
26.2
10.1
18.3
19.1
8.1
11.1
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
22.9
23.1
24.4
26.2
27.2
29.1
CAIXA LÍQUIDO GERADO PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS
(continua)
F-6
31.12.2014
31.12.2013
31.12.2012
1.335.615
1.101.435
726.520
374.157
255.786
322.768
(58.782)
(1.033.866)
(159.955)
747.869
(225.853)
(6.981)
53.193
13.003
6.394
807.281
323.811
220.500
115.368
23.884
5.670
10.479
366.016
237.186
27.600
(33.974)
(113.606)
554.520
(149.451)
(7.887)
47.458
274
154.178
195.673
79.961
45.795
9.794
18.004
331.330
218.525
(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
(789.176)
43.860
172.078
306.814
(61.028)
(90.184)
(11.344)
97.512
(17.879)
(137.137)
80
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)
12.792
94.244
(736.613)
(144.932)
(259.388)
(197.715)
(148.731)
(14.761)
(85.584)
(51.716)
33.182
(53.343)
(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)
1.091.372
1.337.611
1.419.363
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
FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO
Aplicações financeiras
Aquisições de controladas - efeito líquido do caixa adquirido
Aquisições de investimentos
Aquisições de imobilizado
Aquisições de intangível
Participação financeira do consumidor
Alienação de intangíveis
17.2
18.3
19.1
19.1
CAIXA LÍQUIDO UTILIZADO PELAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO
FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO
Ingressos de empréstimos e financiamentos obtidos com terceiros
Ingressos de debêntures emitidas
Amortizações de principal de empréstimos e financiamentos
Amortizações de principal de debêntures
Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos
22.9
23.1
22.9
23.1
CAIXA LÍQUIDO GERADO (UTILIZADO) PELAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO
TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
31.12.2014
31.12.2013
31.12.2012
(103.603)
149.760
(628.621)
(894.575)
(1.254.570)
168.933
-
279.406
(65.519)
(519.315)
(420.227)
(1.299.073)
160.614
-
(151.287)
(57.328)
(875.509)
(851.804)
107.995
191
(2.562.676)
(1.864.114)
(1.827.742)
221.556
1.383.378
(425.554)
(40.608)
(668.969)
1.239.126
203.000
(31.508)
(10.152)
(591.548)
81.723
1.000.000
(37.868)
(224.705)
469.803
808.918
819.150
282.415
410.771
1.459.217
1.741.632
1.048.446
1.459.217
282.415
410.771
-
119.590
(1.001.501)
4
4
Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa
Saldo final de caixa e equivalentes de caixa
VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
1.741.632
740.131
(1.001.501)
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 (NE nº 18.3)
F-7
120.134
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.
2
2.1
Base de Preparação
Declaração de conformidade
As demonstrações financeiras consolidadas foram preparadas de acordo com as Normas
Internacionais de Contabilidade (International Financial Reporting Standards - IFRS), emitidas
pelo International Accounting Standards Board - IASB e também de acordo com as práticas
contábeis adotadas no Brasil (BR GAAP).
A emissão das demonstrações financeiras foi autorizada pelo Conselho de Administração em
18.03.2015.
2.2
Moeda funcional e moeda de apresentação
As demonstrações financeiras são apresentadas em real, que é a moeda funcional da
Companhia. As informações financeiras foram arredondadas para o milhar mais próximo,
exceto quando indicado de outra forma.
2.3
Base de mensuração
As demonstrações financeiras foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos
seguintes itens materiais reconhecidos nos balanços patrimoniais:
•
os instrumentos financeiros não-derivativos designados pelo valor justo por meio do
resultado, são mensurados pelo valor justo;
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
•
os ativos financeiros disponíveis para venda são mensurados pelo valor justo;
•
os investimentos em controladas, em empreendimentos controlados em conjunto e em
coligadas são avaliados pelo método de equivalência patrimonial; e
•
o valor do passivo assistencial líquido é reconhecido pela dedução do valor justo dos
ativos do plano do valor presente da obrigação atuarial calculada por atuário
contratado.
2.4
Uso de estimativas e julgamentos
Na preparação destas demonstrações financeiras, a Administração utilizou julgamentos,
estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis da Copel e de suas
controladas e os valores reportados dos ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados
reais podem divergir dessas estimativas.
As estimativas e premissas são revisadas de forma contínua. As revisões das estimativas são
reconhecidas prospectivamente.
2.4.1
Julgamentos
As informações sobre julgamentos realizados na aplicação das políticas contábeis que têm
efeitos significativos sobre os valores reconhecidos
nas demonstrações financeiras
consolidadas estão incluídas nas seguintes notas explicativas:
•
NE nº 3.2 – Base de consolidação;
•
NE nº 3.7 - Contas a receber vinculadas à concessão;
•
NE nº 3.8 - Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão;
•
NE nº 3.12 - Intangível;
•
NE nº 3.29 - Arrendamentos; e
•
NEs nº 3.13 e 18.11 - Redução ao valor recuperável de ativos - impairment.
s
2.4.2
Incertezas sobre premissas e estimativas
As informações sobre as incertezas relacionadas a premissas e estimativas que possuem um
risco significativo de resultar em um ajuste material no próximo exercício financeiro, estão
incluídas nas seguintes notas explicativas:
•
NEs nº 3.3 e 35 - Instrumentos financeiros;
•
NE nº 3.5 - Clientes (PCLD e CCEE);
•
NEs nº 3.6 e 9 - Ativos e passivos financeiros setoriais;
•
NEs nº 3.10 e 14.2 - Imposto de renda e contribuição social diferidos;
•
NEs nº 3.11 e 18 - Imobilizado;
•
NEs nº 3.12 e 19 - Intangível;
•
NEs nº 3.13 e 18.11 - Redução ao valor recuperável de ativos;
s
s
s
s
s
s
F-9
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de
outra forma
•
NEs nº 3.15 e 24 - Benefícios pós-emprego; e
•
NEs nº 3.19 e 29 - Provisões para litígios e passivo contingente.
s
s
3
Principais Políticas Contábeis
3.1
Mudanças nas políticas contábeis
Durante o exercício de 2014, o IASB emitiu revisões de pronunciamentos as quais não
produziram efeitos nas principais políticas contábeis e nas demonstrações financeiras da
Companhia.
3.2
Base de consolidação
As distribuições de resultados reduzem o valor contábil dos investimentos.
Quando necessário, para cálculo das equivalências patrimoniais, as demonstrações financeiras
das investidas são ajustadas para adequar suas políticas contábeis às da Controladora.
As operações em conjunto (consórcios) são contabilizadas na proporção de quota-parte de
ativos, passivos e resultado, na empresa que possui a participação.
3.2.1
Controladas
As demonstrações financeiras das controladas são incluídas nas demonstrações financeiras
consolidadas a partir da data em que o controle se inicia até a data em que deixa de existir.
Os saldos de ativos, passivos e resultados das controladas são consolidados linha a linha. Os
saldos das contas patrimoniais e de resultado referentes às transações entre as empresas
consolidadas são eliminados.
A participação de acionistas não controladores é apresentada no patrimônio líquido,
separadamente do patrimônio líquido atribuível aos acionistas da Controladora. Os lucros, os
prejuízos e os outros resultados abrangentes também são atribuídos separadamente dos
atribuídos aos acionistas da Controladora, ainda que isto resulte em que as participações de
acionistas não controladores tenham saldo deficitário.
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.
F-10
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de
outra forma
Quando a participação nos prejuízos de um empreendimento controlado em conjunto ou de
uma coligada se igualar ou exceder o saldo contábil de sua participação na investida, a
investidora deve descontinuar o reconhecimento de sua participação em perdas futuras. Perdas
adicionais serão consideradas, e um passivo reconhecido, somente se a investidora incorrer
em obrigações legais ou construtivas (não formalizadas) ou efetuar pagamentos em nome da
investida. Se a investida subsequentemente apurar lucros, a investidora deve retomar o
reconhecimento de sua participação nesses lucros somente após o ponto em que a parte que
lhe cabe nesses lucros posteriores se igualar à sua participação nas perdas não reconhecidas.
3.2.3
Combinação de negócios
A análise da aquisição é feita caso a caso para determinar se a transação representa uma
combinação de negócios ou uma compra de ativos. Transações entre empresas sob controle
comum não configuram uma combinação de negócios.
Os ativos e passivos adquiridos em uma combinação de negócios são contabilizados utilizando
o método de aquisição e são reconhecidos pelos seus respectivos valores justo na data de
aquisição.
O excesso do custo de aquisição sobre o valor justo dos ativos líquidos adquiridos (ativos
identificáveis adquiridos, líquidos dos passivos assumidos) é reconhecido como ágio (goodwill),
no ativo intangível. Quando o valor gera um montante negativo, o ganho com compra vantajosa
é reconhecido diretamente no resultado do exercício.
Nas aquisições de participação em coligadas e em empreendimentos controlados em conjunto,
apesar de não configurarem uma combinação de negócios, os ativos líquidos adquiridos
também são reconhecidos pelo valor justo. O ágio é apresentado no investimento.
3.3
Instrumentos financeiros
A Companhia mantem 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:
F-11
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de
outra forma
Ativos financeiros
3.3.1
Instrumentos financeiros ao valor justo por meio do resultado
Um instrumento financeiro é assim classificado se for designado como mantido para
negociação no seu reconhecimento inicial e se a Companhia gerencia esses investimentos e
toma as decisões de compra e venda com base em seu valor justo, de acordo com a estratégia
de investimento e gerenciamento de risco. Após o reconhecimento inicial, os custos de
transação e os juros atribuíveis, quando incorridos, são reconhecidos no resultado.
3.3.2
Empréstimos e recebíveis
Ativos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não estão cotados em um
mercado ativo, reconhecidos pelo método do custo amortizado com base na taxa de juros
efetiva.
3.3.3
Instrumentos financeiros disponíveis para venda
São instrumentos financeiros cujo reconhecimento inicial é efetuado com base no valor justo e
sua variação, proveniente da diferença entre a taxa de juros de mercado e a taxa de juros
efetiva, é registrada diretamente no patrimônio líquido, líquido dos efeitos tributários. A parcela
dos juros definidos no início do contrato, calculada com base no método de juros efetivos,
assim como quaisquer mudanças na expectativa de fluxo de caixa, é registrada no resultado do
exercício. No momento da liquidação, as perdas ou os ganhos acumulados no patrimônio
líquido são reclassificados no resultado do exercício.
3.3.4
Instrumentos financeiros mantidos até o vencimento
Os instrumentos financeiros são classificados nesta categoria se a Companhia tem 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.
F-12
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de
outra forma
Passivos financeiros e instrumentos de patrimônio
3.3.5
Passivos financeiros ao valor justo por meio do resultado
São os passivos financeiros designados dessa forma no reconhecimento inicial e os
classificados como mantidos para negociação. São demonstrados ao valor justo e os
respectivos ganhos ou perdas são reconhecidos no resultado. Os ganhos ou as perdas líquidos
reconhecidos no resultado incorporam os juros pagos pelo passivo financeiro.
3.3.6
Outros passivos financeiros
Os outros passivos financeiros (incluindo empréstimos) são mensurados pelo valor de custo
amortizado utilizando o método de juros efetivos. Esse método também é utilizado para alocar
a despesa de juros desses passivos pelo respectivo período. A taxa de juros efetiva é a taxa
que desconta exatamente os fluxos de caixa futuros estimados (inclusive honorários pagos ou
recebidos que constituem parte integrante da taxa de juros efetiva, custos da transação e
outros prêmios ou descontos), ao longo da vida estimada do passivo financeiro ou, quando
apropriado, por um período menor, para o reconhecimento inicial do valor contábil líquido.
3.3.7
Baixas de passivos financeiros
Os passivos financeiros somente são baixados quando as obrigações são extintas, canceladas
ou liquidadas. A diferença entre o valor contábil do passivo financeiro baixado e a contrapartida
paga e a pagar é reconhecida no resultado.
3.4
Caixa e equivalentes de caixa
Compreendem numerários em espécie, depósitos bancários à vista e aplicações financeiras de
curto prazo com alta liquidez, que possam ser resgatadas no prazo de 90 dias da data de
contratação em caixa. Essas aplicações financeiras estão demonstradas ao custo, acrescido
dos rendimentos auferidos até a data de encerramento do exercício e com risco insignificante
de mudança de valor.
3.5
Clientes
São considerados ativos financeiros classificados como empréstimos e recebíveis.
Os saldos de parcelamento de débitos de clientes são trazidos a valor presente, considerando
o montante a ser descontado, as datas de realização, as datas de liquidação e a taxa de
desconto.
O saldo de clientes é apresentado líquido da provisão para créditos de liquidação duvidosa PCLD, reconhecida em valor considerado suficiente pela Administração para cobrir as perdas
na realização de contas a receber de consumidores e de títulos a receber, cuja recuperação é
considerada improvável.
F-13
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de
outra forma
A PCLD dos consumidores é constituída considerando os parâmetros recomendados pela
Aneel, com base nos valores a receber da classe residencial vencidos há mais de 90 dias, da
classe comercial vencidos há mais de 180 dias e das classes industrial, rural, poderes públicos,
iluminação pública e serviços públicos vencidos há mais de 360 dias, além da experiência em
relação ao histórico das perdas efetivas.
3.6
Ativos e passivos financeiros setoriais líquidos
As normas contábeis vigentes no Brasil até 2009 permitiam o reconhecimento das variações
entre os valores previstos nas tarifas e os valores efetivamente desembolsados pelas
concessionárias de distribuição de energia elétrica - denominados ativos e passivos
regulatórios, sendo as variações positivas ou negativas consideradas nas tarifas no próximo
reajuste anual. A partir da adoção das IFRS em 2010, estes ativos e passivos deixaram de ser
registrados nas demonstrações financeiras societárias das concessionárias de distribuição,
sendo assim totalmente apropriados no resultado.
Com o advento do termo aditivo ao contrato de concessão das concessionárias de distribuição,
aprovado pelo Despacho Aneel nº 4.621 de 25.11.2014, o qual prevê que, no caso de extinção
da concessão por qualquer motivo, os valores residuais de itens da Parcela A e outros
componentes financeiros não recuperados ou devolvidos via tarifa sejam incorporados no
cálculo da indenização ou descontados dos valores da indenização de ativos não amortizados,
fica resguardado o direito ou a obrigação do concessionário junto ao Poder Concedente quanto
a esses ativos e passivos.
Desta forma, os ativos e passivos financeiros setoriais passam a atender os critérios
estabelecidos pela estrutura conceitual para demonstrações financeiras, emitidas pelo IASB,
tornando obrigatório o reconhecimento de determinados ativos ou passivos financeiros setoriais
nas distribuidoras de energia elétrica a partir do exercício de 2014. Assim, a Copel Distribuição
reconheceu os correspondentes ativos e passivos financeiros setoriais em suas demonstrações
financeiras societárias em dezembro de 2014.
Os efeitos do aditamento dos contratos de concessão e permissão não caracterizam mudança
de política contábil, mas sim de uma nova situação, consequentemente, a sua aplicação foi
prospectiva ao evento e o reconhecimento inicial adotado baseou-se na composição dos
valores dos ativos e passivos financeiros setoriais levantados até a data da assinatura dos
aditivos dos contratos de concessão, ocorrida em 10.12.2014. Portanto, o seu reconhecimento
inicial foi registrado como um componente da receita líquida.
F-14
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
3.7
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 Companhia pelos investimentos efetuados em infraestrutura e
que não foram recuperados, por meio da tarifa, até o vencimento da concessão, por possuírem
vida útil superior ao prazo da concessão.
Esses ativos financeiros, por não possuírem fluxos de caixa fixos determináveis, uma vez que a
premissa da indenização terá como base o custo de reposição dos ativos da concessão, e por
não possuírem as características necessárias para serem classificados nas demais categorias
de ativos financeiros, são classificados como “disponíveis para venda”. Os fluxos de caixa
atrelados a esses ativos são determinados considerando o valor da base tarifária denominada
Base de Remuneração Regulatória - BRR, definida pelo Poder Concedente, cuja metodologia
utilizada é o custo de reposição dos bens integrantes da infraestrutura de distribuição vinculada
à concessão. Essa base tarifária (BRR) é revisada a cada quatro anos considerando diversos
fatores e tem como objetivo refletir a variação de preços dos ativos físicos, incluindo as baixas,
depreciações e adições dos bens integrantes desta infraestrutura (ativo físico).
A remuneração deste ativo financeiro é baseada no Custo Médio Ponderado de Capital WACC regulatório homologado pela Aneel no processo de revisão tarifária periódica a cada
quatro anos e seu montante está incluído na composição da receita de tarifa faturada aos
consumidores e recebida mensalmente.
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.
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
Esses ativos financeiros não possuem um mercado ativo, apresentam fluxos de caixa fixos e
determináveis, e, portanto, são classificados como “empréstimos e recebíveis”, sendo
inicialmente estimados com base nos respectivos valores justos e posteriormente mensurados
pelo custo amortizado calculado pelo método da taxa de juros efetiva.
Especificamente ao Contrato de Concessão 060/2001, adições subsequentes à renovação que
representem ampliação, melhoria ou reforço da infraestrutura são reconhecidas como ativo
financeiro, em virtude de representar futura geração de caixa operacional adicional, conforme
regulamentação específica do poder concedente.
3.8
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão
Referem-se a valores a receber previstos na Medida Provisória 579/12 - MP 579, convertida na
Lei nº 12.783/13, em virtude da opção da Companhia pela prorrogação do contrato de
concessão de transmissão nº 060/2001.
Para os ativos que entraram em operação após maio de 2000, conforme Nota Técnica 396/12 SRE/ANEEL, o recebimento da indenização foi parcelado em 31 prestações mensais com
vencimento a partir de janeiro de 2013, calculadas pelo Sistema de Amortização Constante SAC, atualizadas pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA e remunerada
pelo WACC de 5,59% real ao ano.
Para os ativos não depreciados, existentes em 31.05.2000, o artigo 1º da resolução normativa
Aneel nº 589 de 13.12.2013 define metodologia a ser aplicada na mensuração do valor da
indenização. Esta resolução limitou-se apenas a reconhecer o direito das concessionárias à
indenização definindo a forma da sua valoração. A Administração realizou avaliação dos ativos
passíveis de indenização, aplicando a metodologia proposta e concluiu que a expectativa de
indenização suporta os montantes registrados em 31.12.2014. A Administração contratou
empresa especializada para a elaboração do laudo conforme previsto em resolução, o qual
está em elaboração, que deverá ser protocolado na Aneel até 31.03.2015.
3.9
Estoque
Os materiais no almoxarifado classificados no ativo circulante e aqueles destinados a
investimentos, classificados no ativo imobilizado, estão registrados pelo custo médio de
aquisição. Os valores contabilizados não excedem seus valores de realização.
3.10
Tributos
As receitas de vendas e de serviços estão sujeitas à tributação pelo Imposto sobre Circulação
de Mercadorias e Serviços - ICMS e Imposto sobre Serviços - ISS às alíquotas vigentes, assim
como à tributação pelo Programa de Integração Social - PIS e pela Contribuição para
Financiamento da Seguridade Social - Cofins.
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
As receitas de ativos financeiros setoriais reconhecidas na demonstração do resultado,
consistente com o procedimento adotado em exercícios anteriores, estão sendo tributadas no
momento de seu faturamento ao consumidor final.
Os créditos decorrentes da não cumulatividade do PIS e da Cofins são apresentados
deduzindo os custos operacionais na demonstração do resultado.
Os créditos decorrentes da não cumulatividade do ICMS, PIS e da Cofins relacionados às
aquisições de bens são apresentados deduzindo o custo de aquisição dos respectivos ativos.
As antecipações ou valores passíveis de compensação são demonstrados no ativo circulante
ou não circulante, de acordo com a previsão de sua realização.
A tributação sobre o lucro compreende o imposto de renda e a contribuição social calculados
com base nos resultados tributáveis (lucro ajustado) de cada entidade tributável e às alíquotas
aplicáveis segundo a legislação vigente, sendo 15%, acrescido de 10% sobre o que exceder a
R$ 240 anuais, para o imposto de renda, e 9% para a contribuição social.
Para fins de apuração dos resultados tributáveis foi adotado o Regime Tributário de Transição RTT, conforme previsto na Lei 11.941/09, ou seja, considerou-se os critérios contábeis da Lei
6.404/76, antes das alterações da Lei 11.638/07. A Companhia e suas subsidiarias integrais
não optaram em 2014 pela adoção inicial da Lei 12.973 de 13.05.2014.
O prejuízo fiscal e a base negativa de contribuição social são compensáveis com lucros
tributáveis futuros, observado o limite de 30% do lucro tributável no período, não estando
sujeitos a prazo prescricional.
O imposto de renda e a contribuição social diferidos são reconhecidos sobre as diferenças
entre os ativos e passivos reconhecidos para fins fiscais e os correspondentes valores
reconhecidos nas demonstrações financeiras.
O imposto de renda e a contribuição social diferidos ativos são reconhecidos somente na
extensão em que seja provável que existirá base tributável positiva, para a qual as diferenças
temporárias possam ser utilizadas e os prejuízos fiscais possam ser compensados.
Os ativos e passivos fiscais diferidos são divulgados por seu valor líquido caso haja um direito
legal de compensar passivos e ativos fiscais correntes, e eles se relacionam a tributos lançados
pela mesma autoridade tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação.
3.11
Imobilizado
Os bens do ativo imobilizado vinculados aos contratos de concessão de serviço público estão
depreciados pelo método linear com base nas taxas anuais estabelecidas e revisadas
periodicamente pela Aneel, as quais são praticadas e aceitas pelo mercado como
representativas da vida útil econômica dos bens vinculados à infraestrutura da concessão. No
F-17
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de
outra forma
entanto, os bens vinculados aos contratos de uso de bem público sob o regime de produtor
independente de energia elétrica estão sendo depreciados com base nas taxas anuais
estabelecidas pela Aneel limitados ao prazo da concessão. Os demais bens do ativo
imobilizado são depreciados pelo método linear com base na estimativa de vida útil. A vida útil
estimada, os valores residuais e a depreciação são revisados no final da data do balanço
patrimonial
e
o
efeito
de
quaisquer
mudanças
nas
estimativas
é
contabilizado
prospectivamente.
Os custos diretamente atribuídos às obras, bem como os juros e encargos financeiros
referentes a empréstimos tomados com terceiros, durante o período de construção, são
registrados no ativo imobilizado em curso.
3.12
Intangível
3.12.1 Contrato de concessão - distribuição de energia elétrica
Compreende o direito ao acesso e de exploração da infraestrutura, construída ou adquirida
pelo operador ou fornecida para ser utilizada pelo operador como parte do contrato de
concessão do serviço público de energia elétrica (direito de cobrar dos usuários do serviço
público por ela prestado), em consonância com o 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.
3.12.2 Contrato de concessão - distribuição de gás
Ativo intangível relativo à construção de infraestrutura e à aquisição de bens necessários para
a prestação dos serviços de distribuição de gás que corresponde ao direito de cobrar dos
usuários pelo fornecimento de gás. Para fins de divulgação, os valores relativos à construção
de infraestrutura e aquisição de bens são considerados como prestação de serviços do Poder
Concedente, o Estado do Paraná.
F-18
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Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de
outra forma
Este ativo intangível é avaliado inicialmente pelo custo de aquisição, formação ou construção,
inclusive juros e demais encargos financeiros capitalizados. A controlada Compagás utiliza o
método de amortização linear definida com base na avaliação da vida útil estimada de cada
ativo ou considerando o período remanescente da concessão, dos dois o menor.
Também integram este ativo intangível os valores de ativos representados por softwares,
adquiridos de terceiros e os gerados internamente, que são mensurados pelo custo total de
aquisição menos as despesas de amortização pelo prazo de cinco anos.
3.12.3 Ativos intangíveis adquiridos separadamente
Ativos intangíveis com vida útil definida, adquiridos separadamente, são registrados ao custo,
deduzido da amortização e das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas. A
amortização é reconhecida linearmente com base na vida útil estimada dos ativos. A vida útil
estimada e o método de amortização são revisados no fim de cada exercício e o efeito de
quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado prospectivamente.
3.12.4 Baixa de ativos intangíveis
Um ativo intangível é baixado na alienação ou quando não há benefícios econômicos futuros
resultantes do uso ou da alienação. Os ganhos ou as perdas resultantes da baixa de um ativo
intangível, mensurados como a diferença entre as receitas líquidas da alienação e o valor
contábil do ativo, são reconhecidos no resultado quando o ativo é baixado.
3.13
Redução ao valor recuperável de ativos
Os ativos são avaliados anualmente para identificar evidências de perdas não recuperáveis ou,
ainda, sempre que eventos ou alterações significativas nas circunstâncias indiquem que o valor
contábil pode não ser recuperável. Quando houver perda, decorrente das situações em que o
valor contábil do ativo ultrapasse seu valor recuperável, definido pelo maior valor entre o valor
em uso do ativo e o valor de preço líquido de venda do ativo, esta é reconhecida no resultado
do exercício.
3.14
Dividendos
Conforme as disposições legais e estatutárias vigentes, a base de cálculo dos dividendos
mínimos obrigatórios é obtida a partir do lucro líquido, diminuído da quota destinada à reserva
legal. Contudo, a Administração deliberou acrescentar na citada base de cálculo a realização
dos ajustes de avaliação patrimonial, de forma a anular o efeito causado ao resultado pelo
aumento da despesa com depreciação, decorrente da adoção das normas contábeis
estabelecidas 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.
F-19
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 distribuição dos dividendos mínimos obrigatórios é reconhecida como um passivo nas
demonstrações financeiras da Companhia ao final do exercício.
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 patrocina planos de benefícios a empregados. Os valores destes compromissos
atuariais (contribuições, custos, passivos e/ou ativos) são calculados anualmente por atuário
independente, com data base que coincide com o encerramento do exercício.
A adoção do método da unidade de crédito projetada agrega cada ano de serviço como fato
gerador de uma unidade adicional de benefício, somando-se até o cálculo da obrigação final.
Os ativos do plano de benefícios são avaliados pelos valores de mercado (marcação a
mercado).
São utilizadas outras premissas atuariais que levam em conta tabelas biométricas e
econômicas, além de dados históricos dos planos de benefícios, obtidos da Fundação Copel de
Previdência e Assistência, entidade que administra estes planos.
Ganhos ou perdas atuariais, motivados por alterações de premissas e/ou ajustes atuariais, são
reconhecidos em outros resultados abrangentes.
3.16
Programa de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Programa de Eficiência
Energética - PEE
As concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição, geração e
transmissão de energia elétrica estão obrigadas a destinar anualmente o percentual de 1% de
sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e em
programas de eficiência energética, conforme Lei nº 9.991/00 e Resoluções Normativas Aneel
nº 504/12 e 556/13.
F-20
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
3.17
Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público
Correspondem aos valores estabelecidos no contrato de concessão relacionado 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 trazidas a valor presente (valor
presente do fluxo de caixa dos pagamentos futuros).
Posteriormente, é atualizado pelo método da taxa de juros efetiva e reduzido pelos pagamentos
contratados.
3.18
Provisão de custos socioambientais ou obrigações socioambientais
É registrada à medida que a Companhia assume obrigações formais com reguladores ou tenha
conhecimento de potencial risco relacionado às questões socioambientais, cujos desembolsos
de caixa sejam considerados prováveis e seus valores possam ser estimados. Durante a fase
de implantação do empreendimento, os valores provisionados são registrados em contrapartida
ao ativo imobilizado ou intangível em curso. Após a entrada em operação comercial do
empreendimento, todos os custos ou despesas incorridos com programas socioambientais
relacionados com as licenças de operação e manutenção do empreendimento são registrados
diretamente no resultado do exercício.
3.19
Provisões
As provisões são reconhecidas para obrigações presentes (legal ou constituída) resultantes de
eventos passados, em que seja possível estimar os valores de forma confiável e cuja
liquidação seja mais provável que sim do que não ocorrer.
As estimativas de desfechos e de efeitos financeiros são determinadas pelo julgamento da
Administração da Companhia, complementados pela experiência de transações semelhantes e,
em alguns casos, por relatórios de peritos independentes.
Quando alguns ou todos os benefícios econômicos requeridos para a liquidação de uma
provisão são esperados que sejam recuperados de um terceiro, um ativo é reconhecido se, e
somente se, o reembolso for virtualmente certo e o valor puder ser mensurado de forma
confiável.
3.20
Capital social
O capital social está representado por ações ordinárias e preferenciais. Nas Assembleias
Gerais, cada ação ordinária tem direito a um voto. As ações preferenciais não têm direito a voto
e são de classes “A” e “B”.
F-21
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 ações preferenciais classe “A” têm prioridade no reembolso do capital e na distribuição de
dividendos mínimos de 10% a.a., não cumulativos, calculados com base no capital próprio a
esta espécie e classe de ações.
As ações preferenciais classe “B” têm prioridade no reembolso do capital e direito ao
recebimento de dividendos, correspondentes à parcela do valor equivalente a 25% do lucro
líquido ajustado, de acordo com a legislação societária e o estatuto da Companhia, calculados
com base no capital próprio a esta espécie e classe de ações. Os dividendos assegurados à
classe “B” são prioritários apenas em relação às ações ordinárias e somente são pagos à conta
dos lucros remanescentes, depois de pagos os dividendos prioritários das ações preferenciais
classe “A”.
De acordo com o artigo 17 e seus parágrafos, da Lei Federal nº 6.404/76, os dividendos
atribuídos às ações preferenciais são, no mínimo, 10% maiores do que os atribuídos às ações
ordinárias.
3.21
Ajustes de avaliação patrimonial
Na adoção inicial das IFRS, foram reconhecidos os valores justos do ativo imobilizado - custo
atribuído. A contrapartida desse ajuste, líquido do imposto de renda e contribuição social
diferidos, foi reconhecida na conta ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido,
inclusive por equivalência patrimonial. A realização de tais ajustes é contabilizada na conta de
lucros acumulados, na medida em que ocorra a depreciação ou eventual baixa dos itens
avaliados.
Nessa conta também são registrados os ajustes decorrentes das variações de valor justo
envolvendo os ativos financeiros disponíveis para venda, bem como os ajustes dos passivos
atuariais.
3.22
Reserva legal e reserva de retenção de lucros
A reserva legal é constituída com base em 5% do lucro líquido do exercício, antes de qualquer
destinação, limitada a 20% do capital social.
A reserva de retenção de lucros visa à cobertura do programa de investimento da Companhia,
conforme o artigo 196 da Lei nº 6.404/1976. Sua constituição ocorre mediante retenção do
remanescente do lucro líquido do exercício, após a reserva legal, os juros sobre o capital
próprio e os dividendos.
3.23
Lucro por ação
O lucro ou prejuízo líquido por ação é calculado com base na média ponderada do número de
ações em circulação durante o período de divulgação. Para todos os períodos apresentados, a
Companhia não tem nenhum instrumento potencial equivalente a ações ordinárias que pudesse
ter efeito dilutivo, desta forma, o lucro básico por ações é equivalente ao lucro por ação diluído.
F-22
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-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
3.26
Receita de construção e custo de construção
As controladas da Companhia contabilizam as receitas de construção relativas a serviços de
construção da infraestrutura utilizada na prestação de serviços de distribuição e transmissão de
energia elétrica conforme estágio de execução.
Os respectivos custos são reconhecidos, quando incorridos, na demonstração do resultado do
exercício como custo de construção.
Considerando que a Copel Distribuição terceiriza a construção de infraestrutura de distribuição
com partes não relacionadas e o grande volume de obras é realizado em curto prazo de tempo,
e por não ser uma atividade fim, a margem de construção para a atividade de distribuição
resulta em valores não significativos.
A margem de construção adotada para a atividade transmissão referente ao exercício de 2014
e de 2013 é de 1,65%, e deriva de metodologia de cálculo que considera o risco do negócio.
Na construção da infraestrutura de distribuição de gás, semelhante a Copel Distribuição, a
receita é reconhecida por um montante igual ao seu custo, uma vez que a construção da
infraestrutura é realizada por partes não relacionadas, durante curto prazo de tempo.
3.27
Operações de compra e venda de energia elétrica na Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
Os registros das operações de compra e venda de energia na CCEE são reconhecidos pelo
regime de competência de acordo com informações divulgadas por aquela entidade ou por
estimativa preparada pela Administração das empresas quando essas informações não estão
disponíveis tempestivamente.
3.28
Segmentos operacionais
Segmentos operacionais são definidos como atividades de negócios das quais pode se obter
receitas e incorrer em despesas, cujos resultados operacionais são regularmente revistos pelo
principal gestor das operações da Companhia para a tomada de decisões sobre recursos a
serem alocados ao segmento e para a avaliação do seu desempenho e para o qual haja
informação financeira individualizada disponível.
3.29
Arrendamentos
Os arrendamentos são classificados como financeiros sempre que os termos do contrato de
arrendamento transferirem substancialmente todos os riscos e benefícios da propriedade do
bem para o arrendatário. Os outros arrendamentos que não se enquadram nas características
acima são classificados como operacionais.
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
3.30
Novas normas, alterações e interpretações que ainda não estão em vigor
Uma série de novas normas, alterações e interpretações serão efetivas para exercícios
iniciados após 1º.01.2015 e não foram adotadas na preparação destas demonstrações
financeiras.
Aquelas que podem ser relevantes para a Companhia e suas controladas estão mencionadas a
seguir. A Companhia não planeja adotar estas normas de forma antecipada.
IFRS 9 - Instrumentos financeiros
Inclui orientação revista sobre a classificação e mensuração de instrumentos financeiros,
incluindo um novo modelo de perda esperada de crédito para o cálculo da redução ao valor
recuperável de ativos financeiros e novos requisitos sobre a contabilização de hedge. A norma
mantém as orientações existentes sobre o reconhecimento e desreconhecimento de
instrumentos financeiros da IAS 39.
A IFRS 9 é efetiva para exercícios iniciados em ou após 1º.01.2018, com adoção antecipada
permitida.
IFRS 15 - Receita de contratos com clientes
Exige uma entidade a reconhecer o montante da receita refletindo a contraprestação que elas
esperam receber em troca do controle desses bens ou serviços. A nova norma vai substituir a
maior parte da orientação detalhada sobre o reconhecimento da receita que existe atualmente ,
quando for adotada e é aplicável a partir de ou após 1º.01.2017, com adoção antecipada
permitida pela IFRS. A norma poderá ser adotada de forma retrospectiva, utilizando uma
abordagem de efeitos cumulativos. A Companhia e suas controladas estão avaliando os efeitos
que a IFRS 15 vai ter nas demonstrações financeiras e nas suas divulgações e ainda não
escolheram o método de transição para a norma nem determinaram os efeitos nos relatórios
financeiros atuais.
4
Caixa e Equivalentes de Caixa
31.12.2014
152.373
587.758
740.131
Caixa e bancos conta movimento
Aplicações financeiras de liquidez imediata
31.12.2013
130.311
1.611.321
1.741.632
As aplicações financeiras referem-se a Certificados de Depósitos Bancários - CDBs e a
operações compromissadas, que se caracterizam pela venda de título com o compromisso, por
parte do vendedor (Banco), de recomprá-lo, e do comprador, de revendê-lo no futuro. As
aplicações são remuneradas, em média, à taxa da variação do Certificado de Depósito
Interbancário - CDI.
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
5
Títulos e Valores Mobiliários
Categoria
Títulos disponíveis para venda
Operação Compromissada
Letras Financeiras do Tesouro - LFT
Certificados de Depósitos Bancários - CDB
Letras do Tesouro Nacional - LTN
LF Caixa
Notas do Tesouro Nacional - Série F - NTN-F
Cotas de fundos de investimentos
Títulos para negociação
Cotas de fundos de investimentos
LTN
Fundo Multimercado
Letras Financeiras
Depósito a Prazo com Garantia Especial do FGC - DPGE
Certificado de Recebimentos Imobiliários - CRI
Operação Compromissada
Loan - Operação de Crédito (Mútuo)
Debêntures
CDB
Tesouraria
LFT
Nível
NE 35.1
Indexador
2
1
2
1
2
1
1
Pré-Fixada
Selic
CDI
Pré-Fixada
CDI
CDI
CDI
93.558
87.979
36.718
17.153
12.450
2.001
99
249.958
26.995
130.369
36.983
63.663
11.141
1.990
90
271.231
2
1
2
2
2
2
2
2
2
2
1
1
CDI
Selic
CDI
CDI
CDI
IGPDI
Pré-Fixada
IPCA
CDI
CDI
Selic
164.281
52.798
43.021
32.041
14.224
12.230
10.320
8.357
2.961
1.128
6
341.367
591.325
459.115
132.210
93.529
60.800
13.375
38.433
24.164
3.215
5.011
238.527
509.758
389.222
120.536
Circulante
Não circulante
31.12.2014 31.12.2013
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-26
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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 - Banco do Brasil
Copel Distribuição - Banco do Brasil
UEG Araucária - BNY Mellon Serviços Financeiros DTVM S.A.
UEG Araucária - Banco do Brasil
UEG Araucária - Caixa Econômica Federal
UEG Araucária - Bradesco
Garantias
Leilões da Aneel
Contratos de Comercialização de Energia (Garantia CCEE )
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
65.391
3
167.629
90.521
21.704
61.370
406.618
99.843
3
124.946
113.546
338.338
3.753
81.926
62.049
374
118.647
16.452
36.662
184.390
33.849
169.322
Cauções e Depósitos Vinculados
Caução STN (6.1)
Outros
Circulante
Não circulante
6.1
31.12.2014
31.12.2014
56.956
13.497
70.453
13.497
56.956
31.12.2013
45.371
1.976
47.347
1.976
45.371
Caução - Secretaria do Tesouro Nacional - STN
Constituição de garantias, sob a forma de caução em dinheiro, destinadas a amortizar os
valores de principal correspondentes aos Par Bond e Discount Bond, quando da exigência de
tais pagamentos, em 11.04.2024 (NE nº 22.1). Os valores são atualizados mediante aplicação
da média ponderada das variações percentuais dos preços do Bônus de Zero Cupom do
Tesouro dos Estados Unidos da América, pela participação de cada série do instrumento na
composição da carteira de garantias de principal, constituídas no contexto do Plano Brasileiro
de Financiamento - 1992.
F-27
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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 mais de 90 dias
Consumidores
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder público
Iluminação pública
Serviço público
Receita de fornecimento não faturada
Parcelamento de débitos
Subsídio baixa renda - Eletrobras
Governo do Paraná - luz fraterna (NE nº 16.1.1)
Outros créditos
Concessionárias e permissionárias
Suprimento de energia elétrica
CCEAR - leilão
Contratos bilaterais
CCEE (7.1)
Regime de Cotas
Ressarcimento de geradores
Encargos de uso da rede elétrica
Rede elétrica
Rede básica e de conexão
.
Telecomunicações
.
Distribuição de gás
.
PCLD (7.2)
Circulante
Não circulante
7.1
Saldo
31.12.2014
Saldo
31.12.2013
188.300
172.436
147.786
28.049
26.214
20.581
21.042
414.774
116.463
13.368
2.680
43.206
1.194.899
109.802
30.312
34.624
9.717
19.382
113
466
5.916
11.076
221.408
45.809
17.821
20.230
2.216
10.911
126
439
25.486
48.813
171.851
343.911
220.569
202.640
39.982
56.507
20.820
21.947
414.774
147.865
13.368
2.680
103.095
1.588.158
262.180
170.320
152.308
35.054
68.962
16.379
29.528
274.059
99.655
25.415
78.987
58.379
1.271.226
87.823
98.424
483.685
2
669.934
805
11.201
12.006
6.646
25
14
2
1.256
7.943
95.274
98.449
494.900
4
1.256
689.883
106.060
79.031
45.642
1.256
231.989
16.028
12.327
28.355
615
615
2.357
4.346
6.703
18.385
17.288
35.673
17.110
14.668
31.778
6.080
9.501
36.353
51.934
40.279
44.332
2.306
437
47.075
32.496
1.943.600
1.867.904
75.696
245.836
245.836
-
(158.211)
65.076
65.076
-
(158.211)
2.254.512
2.178.816
75.696
(137.454)
1.470.314
1.337.628
132.686
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
Do saldo apresentado referente às parcelas de novembro e dezembro de 2014, o valor de
R$ 470.268 refere-se a UEG Araucária. A liquidação financeira referente aos meses de
novembro e dezembro foi recebida parcialmente, nos valores de R$ 160.757, em 14.01.2015 e
de R$ 124.273 em 10.02.2015, respectivamente. O saldo remanescente, referente a liquidação
financeira dos meses de novembro e dezembro, tem previsão de recebimento para o mês de
março de 2015.
F-28
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Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de
outra forma
7.2
Provisão para créditos de liquidação duvidosa
Saldo em
1º.01.2012
Consumidores, concessionárias e
permissionárias
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder público
Iluminação pública
Serviço público
Concessionárias e permissionárias
Telecomunicações
8
28.953
25.163
19.466
1.805
2.359
79
41
37.370
683
115.919
Adições/
(reversões)
27.123
8.568
8.026
4.582
6.957
50
72
(37.146)
3.550
21.782
Saldo em
Perdas 31.12.2012
(16.847)
(2.739)
(3.480)
(861)
(1.012)
(24.939)
Adições/
(reversões)
39.229
30.992
24.012
5.526
9.316
129
113
224
3.221
112.762
19.197
9.739
5.285
1.621
3.727
(48)
70
6.414
866
46.871
Saldo em
Perdas 31.12.2013
(12.249)
(5.700)
(2.532)
(740)
(125)
(833)
(22.179)
Adições/
(reversões)
46.177
35.031
26.765
6.407
13.043
81
183
6.513
3.254
137.454
25.323
14.762
18.400
(4.798)
(3.888)
71
917
1.023
51.810
Saldo em
Perdas 31.12.2014
(11.982)
(11.479)
(5.327)
(336)
6
(701)
(1.234)
(31.053)
59.518
38.314
39.838
1.273
9.155
81
260
6.729
3.043
158.211
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná
Por meio do quarto termo aditivo, assinado em 21.01.2005, foi renegociado, com o Governo do
Estado do Paraná, o saldo em 31.12.2004, da Conta de Resultados a Compensar - CRC, no
montante de R$ 1.197.404, em 244 prestações recalculadas pelo sistema price de amortização,
atualizado pela variação do Índice Geral de Preços - Disponibilidade Interna - IGP-DI, e juros
de 6,65% a.a., os quais são recebidos mensalmente, com vencimento da primeira parcela em
30.01.2005 e as demais com vencimentos subsequentes e consecutivos.
O Governo do Estado vem cumprindo o pagamento das parcelas renegociadas, conforme
estabelecido no quarto termo aditivo. As amortizações são garantidas com recursos oriundos
de dividendos.
8.1
Mutação do CRC
Em 1º.01.2013
Juros
Variação monetária
Transferências
Amortizações
Em 31.12.2013
Juros
Variação monetária
Transferências
Amortizações
Em 31.12.2014
8.2
Ativo circulante
75.930
87.149
2.522
82.925
(163.078)
85.448
86.630
1.418
93.161
(172.078)
94.579
Ativo não circulante
1.308.354
69.677
(82.925)
1.295.106
47.584
(93.161)
1.249.529
Total
1.384.284
87.149
72.199
(163.078)
1.380.554
86.630
49.002
(172.078)
1.344.108
Vencimento das parcelas de longo prazo
31.12.2014
100.869
107.577
114.732
122.362
130.499
673.490
1.249.529
2016
2017
2018
2019
2020
Após 2021
F-29
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
Ativos Financeiros Setoriais Líquidos
Conforme mencionado na NE nº 3.6, a Copel Distribuição registrou um ativo financeiro setorial
em contrapartida à receita operacional líquida. A possibilidade desse registro se concretizou
quando da assinatura do 4º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão 046/99, em 10.12.2014.
A composição e a movimentação dos ativos financeiros setoriais estão demonstradas a seguir.
9.1
Mutação dos ativos financeiros setoriais líquidos
Reconhecimento inicial em 10.12.2014 Diferimento Amortização Atualização
Saldo em 31.12.2014
Conta de Consumo de Combustíveis - CCC
4.757
(503)
4.254
Encargos de uso do sistema de transmissão - rede básica
Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu
Encargos de Serviços do Sistema - ESS
89.226
8.932
(94.232)
(13.789)
(370.572)
(8.182)
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE
9.663
386
96.852
(388)
(108.701)
(1.674)
(370.765)
635
(137)
90
5.148
-
(544)
-
4.604
601.099
18.976
(19.175)
2.574
603.474
Transporte de energia comprada de Itaipu
Outros componentes financeiros
(292)
16.304
Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia - Proinfa
Energia elétrica comprada para revenda - CVA Energ
(1.692)
16.892
1.867
201
(20)
9
2.057
751.342
43.143
(8.289)
6.281
792.477
1.004.939
49.916
(20.989)
7.278
1.041.144
Circulante
Não Circulante
9.2
609.298
431.846
Composição dos saldos de ativos financeiros setoriais líquidos por ciclo
tarifário
Ativos financeiros setoriais - reajuste tarifário 2014
CCC
Rede básica
Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu
ESS
CDE
Proinfa
CVA Energ
Transporte de energia comprada de Itaipu
Outros componentes financeiros
Ativos financeiros setoriais - reajuste tarifário 2015
Rede básica
Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu
ESS
CDE
CVA Energ
Transporte de energia comprada de Itaipu
Outros componentes financeiros
Diferimento IRT 2013
Diferimento IRT 2014 (constituição)
Outros componentes financeiros
F-30
Ativo circulante
31.12.2014
Ativo não circulante
31.12.2014
4.254
14.304
2.469
(81.703)
1.160
4.604
162.114
165
70.085
177.452
-
41.274
(55.585)
(144.531)
7.866
220.680
946
41.274
(55.585)
(144.531)
7.866
220.680
946
140.337
159.364
61.495
431.846
609.298
140.337
159.634
61.495
431.846
431.846
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 da Copel Distribuição
Em 24.06.2014, a Aneel homologou o Reajuste Tarifário Anual da Copel Distribuição pela
Resolução Homologatória nº 1.740, em que autoriza a aplicação de 35,05% no reajuste das
tarifas. Este reajuste não inclui a parcela correspondente ao diferimento parcial do reajuste
tarifário 2013, solicitado pela Copel Distribuição e aprovado pela Aneel naquele ano, no
montante atualizado de R$ 275.910 em junho de 2014. Caso este valor fosse considerado, o
percentual de reajuste em 2014 chegaria a 39,71%.
A Copel Distribuição solicitou junto à Aneel o efeito suspensivo do reajuste tarifário 2014, com a
perspectiva de diferimento na aplicação do índice de reajuste tarifário autorizado de 35,05%.
Atendendo à solicitação da Companhia, em 22.07.2014 pela Resolução Homologatória
nº 1.763, a Aneel aprovou o diferimento parcial do reajuste tarifário de 2014, equivalente ao
valor de R$ 622.427.
Em 31.12.2014, os valores dos diferimentos acumulados e corrigidos pelo IGP-M somam o
montante de R$ 776.854 composto pelo diferimento IRT 2013, no valor de R$ 177.452,
diferimento IRT 2014 (constituição), no valor de R$ 280.674, e o saldo remanescente dos
Ativos Financeiros Setoriais - Reajuste Tarifário 2014, no valor de R$ 318.728.
Considerando a aprovação do diferimento de 2014 e a prorrogação do diferimento de 2013, a
serem incluídos nos processos de reajuste tarifário subsequentes, a aplicação do reajuste
médio foi de 24,86%, retroativo a 24.06.2014.
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
10
10.1
Contas a Receber Vinculadas à Concessão
Mutação das contas a receber vinculadas à concessão
Saldos
Em 1º.01.2013
Capitalizações do intangível em curso
Transferências entre circulante e não circulante
Transferências para encargos do uso da rede - clientes
Transferências para o imobilizado
Transferências do imobilizado - Resolução nº 367/2009
Transferências para o intangível em serviço
Variação monetária
Remuneração
Receita de construção
Baixas
Baixas - Resolução nº 367/2009
Em 31.12.2013
Capitalizações do intangível em curso
Transferências entre circulante e não circulante
Transferências para encargos do uso da rede - clientes
Transferências para o imobilizado
Variação monetária
Remuneração
Receita de construção
Baixas
Em 31.12.2014
Ativo
circulante
5.319
21.532
(22.455)
4.396
38.741
(35.707)
7.430
Ativo não circulante
Obrigações
Ativo
especiais (a) Consolidado
4.557.599
(1.911.773)
2.651.145
712.947
(82.878)
630.069
(21.532)
(22.455)
(1.562)
(1.562)
1.082
1.082
(2.589)
(2.589)
210.310
(102.051)
108.259
33.974
33.974
136.536
136.536
(28.233)
3.235
(24.998)
(20.797)
(20.797)
5.577.735
(2.093.467)
3.488.664
785.325
(119.829)
665.496
(38.741)
(35.707)
(11.073)
(11.073)
148.864
(71.875)
76.989
58.782
58.782
206.150
206.150
(40.050)
16.166
(23.884)
6.686.992
(2.269.005)
4.425.417
A Administração realizou avaliação dos ativos passíveis de indenização, aplicando a
metodologia do valor novo de reposição e concluiu que a sua expectativa de indenização
suporta os montantes registrados em 31.12.2014.
10.2
Compromissos relativos às concessões de transmissão
Compromissos assumidos com os fornecedores de equipamentos e serviços referentes aos
seguintes empreendimentos:
Linhas de Transmissão e Subestações
Contrato nº 010/10 - Linha de transmissão Araraquara 2 - Taubaté
Contrato nº 022/12 - LT 230 kV - Foz do Chopim - Salto Osório C2 e Londrina Figueira
Contrato nº 002/13 - LT 230 kV - Assis - Paraguaçu Paulista
Contrato nº 005/14 - LT 230kV Bateias - Curitiba Norte e SE 230kV Curitiba Norte
Contrato nº 021/14 - LT 230kV Foz do Chopim Realeza Sul e SE 230 kV Realeza Sul
Contrato nº 022/14 - LT 500kV Londrina - Assis
11
Valor
233.974
38.457
48.254
51.800
2.933
6.244
Contas a Receber Vinculadas à Prorrogação da Concessão
A Companhia recebeu as parcelas vencidas até setembro de 2014, sendo que a expectativa da
Administração é o recebimento das demais parcelas em atraso, no montante de R$ 95.619, em
31.12.2014, assim que os recursos da CDE sejam recompostos pelo Poder Concedente.
F-32
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
11.1
Mutação das contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão
Saldos
Em 1º.01.2013
Transferências do não circulante para o circulante
Amortizações
Variação monetária
Remuneração
Em 31.12.2013
Transferências
Amortizações
Variação monetária
Remuneração
Em 31.12.2014
12
Ativo
circulante
356.085
352.160
(440.656)
43.591
40.981
352.161
205.428
(306.814)
28.672
21.599
Ativo não
circulante
717.805
(352.160)
365.645
(205.428)
-
Total
1.073.890
(440.656)
43.591
40.981
717.806
(306.814)
28.672
21.599
301.046
160.217
461.263
Outros Créditos
.
Repasse CDE (12.1)
Serviços em curso (a)
Adiantamento a fornecedores (b)
Adiantamento a empregados
Adiantamento para indenizações imobiliárias
Desativações em curso
Parcerias em consórcios
Outros créditos
31.12.2014
31.12.2013
210.808
51.067
96.107
94.000
95.311
122.311
24.452
27.831
16.159
40.403
11.211
10.980
102
25.540
46.992
53.193
501.142
425.325
Circulante
415.818
395.890
Não circulante
85.324
29.435
(a) Referem-se, em sua maioria, aos programas de P&D e PEE, os quais, após seu término, são compensados
com o respectivo passivo registrado para este fim, conforme legislação regulatória.
(b) Referem-se a adiantamentos previstos em cláusulas contratuais.
12.1
Repasse CDE
O saldo apresentado em 31.12.2014 de R$ 210.808 refere-se a recursos da CDE para cobrir os
descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição,
de acordo com a Resolução Homologatória nº 1.586 de 13.08.2013. A Aneel homologou o valor
mensal de R$ 28.697 (Resolução nº 1.763/14) a ser repassado à Copel Distribuição, em
recursos da CDE, no período de junho/2014 à maio/2015, sendo R$ 26.712 para custear
descontos incidentes sobre as tarifas conforme estabelecido no Decreto nº 7.891 de
23.01.2013 e R$ 1.985 referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no
período de fevereiro/2013 a maio/2014. A Companhia recebeu as parcelas referentes até a
competência de maio/2014 em 31.12.2014, recebendo duas parcelas (junho e julho de 2014)
em janeiro de 2015, tendo a expectativa de receber as demais assim que a CDE tiver seu
fundo recomposto pelas quotas de 2015.
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
Do saldo apresentado em 31.12.2013, o valor de R$ 30.025, repassado em 2014, refere-se a
recursos da CDE para compensação de custos adicionais de energia previstos no Decreto
nº 7.945 de 07.03.2013, com finalidade de neutralizar a exposição das concessionárias de
distribuição no mercado de curto prazo, bem como do risco hidrológico verificado no período e
que levou ao despacho de usinas termoelétricas acionadas em razão de segurança energética.
13
Estoques
Operação / Manutenção
Copel Distribuição
Copel Geração e Transmissão
Copel Telecomunicações
Compagás
14
14.1
31.12.2014
101.399
29.389
17.684
2.150
150.622
31.12.2013
96.866
31.298
10.046
1.068
139.278
Tributos
Imposto de renda e contribuição social
.
Ativo circulante
IR e CSLL a compensar
IR e CSLL a compensar com o passivo
Ativo não circulante
IR e CSLL a recuperar
Passivo circulante
IR e CSLL a recolher
IR e CSLL a compensar com o ativo
F-34
31.12.2014
31.12.2013
448.599
(343.525)
105.074
375.722
(242.564)
133.158
128.615
128.615
197.659
197.659
653.406
(343.525)
309.881
540.184
(242.564)
297.620
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
14.2
Imposto de renda e contribuição social diferidos
14.2.1 Mutação do imposto de renda e contribuição social diferidos
.
Reconhecido
Reconhecido no
no resultado
Saldo em resultado do
abrangente do
exercício
1º.01.2013
exercício
Ativo não circulante
Provisões para litígios
Efeitos IAS 36 - redução ao valor
recuperável de ativos
Planos previdenciário e assistencial
Provisão para compra de energia
Provisão para P&D e PEE
Efeitos IAS 19 - benefícios a empregados
PCLD
Efeitos IFRIC 12- contratos de concessão
Amortização do direito de concessão
Provisão para participação nos lucros
INSS - liminar sobre depósito judicial
Prejuízo fiscal e base de cálculo negativa
Provisão para perdas tributárias
Programa de sucessão e demissão voluntária
Juros sobre capital próprio
Outros
(-) Passivo não circulante
Efeitos IAS 16 - custo atribuído
Ativos financeiros setoriais
Diferimento de ganho de capital
Provisão para deságio
Efeitos IFRIC 12 - contratos de concessão
Efeitos IAS 39- instrumentos financeiros
Capitalização de encargos financeiros
Outros
Líquido
Ativo apresentado no Balanço Patrimonial
Passivo apresentado no Balanço Patrimonial
Líquido
14.3
338.028
178.312
97.033
46.790
58.944
41.452
87.299
36.429
9.671
2.486
14.847
53.986
21.709
18.916
1.005.902
689.160
175.450
25.297
115
15.042
5.357
4.732
915.153
90.749
681.285
(590.536)
90.749
37.308
Reconhecido
no resultado
abrangente Saldo em
do exercício 31.12.2014
Reconhecido
Saldo em no resultado
Outros 31.12.2013 do exercício
-
-
375.336
17.172
8.074
19.976
8.230
(17.717)
257
16.882
6.773
7.227
93
(52.670)
(21.709)
(1.501)
28.395
73.579
579
74.158
16.483
16.483
195.484
105.107
66.766
132.523
49.682
69.582
36.686
26.553
23.256
9.713
14.940
1.316
17.994
1.124.938
(52.619)
(67.916)
(5.885)
5.364
(121.056)
149.451
(1.881)
(190)
(2.071)
76.229
16.483
636.541
107.534
25.297
115
7.276
5.357
9.906
792.026
332.912
753.413
(420.501)
332.912
92.229
-
274.476
24.887
57.136
26.815
11.492
(23.323)
256
3.885
6.351
8.115
2.174
(1.292)
7.252
490.453
(48.584)
(408)
(48.992)
274.476
220.371
162.243
93.581
83.939
61.174
46.259
36.942
30.438
29.607
17.828
17.114
24
24.838
1.566.399
(50.760)
353.989
(67.916)
19.113
1.235
8.939
264.600
225.853
(110)
(945)
(1.055)
(47.937)
585.781
353.989
39.618
25.297
19.228
8.401
5.357
17.900
1.055.571
510.828
526.046
(15.218)
510.828
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
Outros tributos
Passivo não circulante
INSS a recolher - liminar sobre depósito judicial
F-35
467.565
31.12.2014
31.12.2013
92.247
69.771
(66.263)
530
96.285
43.092
61.093
(35.596)
1.424
70.013
34.977
55.206
33.298
123.481
72.347
51.653
498
124.498
85.674
97.758
(66.263)
2.222
17.938
137.329
184.369
79.291
(35.596)
39.440
33.227
300.731
87.129
87.129
68.402
68.402
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
14.4
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
Incentivos fiscais
Compensação de prejuízo fiscal e base negativa da CSLL
Diferença entre as bases de cálculo do lucro real e presumido
Outros
IRPJ e CSLL correntes
IRPJ e CSLL diferidos
Alíquota efetiva - %
15
31.12.2014 31.12.2013 31.12.2012
1.857.631 1.506.504
972.528
(631.595)
(512.211)
(330.660)
47.897
10.200
238
1.745
(8.209)
20.248
35.146
1.924
390
(747.869)
225.853
28,1%
32.423
61.200
309
1.972
(3.130)
10.364
4.004
(554.520)
149.451
26,9%
52
75.802
241
(3.331)
11.688
200
(458.257)
212.249
25,3%
Depósitos Judiciais
.
Fiscais
Trabalhistas
.
Cíveis
Fornecedores
Cíveis
Servidões de passagem
Consumidores
.
Outros
F-36
31.12.2014
437.100
31.12.2013
417.570
144.251
118.240
95.558
43.412
8.036
3.391
150.397
95.558
28.849
8.106
2.397
134.910
4.505
736.253
4.505
675.225
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
16.1
Partes Relacionadas
Créditos com partes relacionadas
.
Controlador
Estado do Paraná (16.1.1)
31.12.2014
31.12.2013
137.137
137.137
-
6.211
4.072
313
2.211
665
566
227
8.116
3.930
21
26.332
85
6.311
478
403
360
88
227
840
182
8.974
Coligadas e Controladas em conjunto
Dividendos e/ou juros sobre o capital próprio
Dona Francisca Energética
Sanepar
Dominó Holdings
Costa Oeste
Marumbi
Transmissora Sul Brasileira
Caiuá
Integração Maranhense
Matrinchã
Guaraciaba
Cantareira
.
Outros investimentos
Ativo circulante - Dividendos a receber
-
526
163.469
9.500
26.332
9.500
Ativo circulante - Partes relacionadas
-
-
Ativo não circulante
137.137
-
16.1.1 Crédito referente Luz Fraterna
A Diretoria da Copel, através da 2065ª Redir de 10.09.2013, aprovou a transferência da dívida
do Governo do Estado do Paraná relativa ao Programa Luz Fraterna, da Copel Distribuição
para a Copel, bem como a alteração dos procedimentos para que futuras dívidas deste
programa de governo sejam assumidas pela Copel.
A Aneel, por meio do despacho n° 1.560 de 13.05.2014, anuiu a transação. Em 31.05.2014 foi
celebrado o “Instrumento de Cessão de Crédito” transferindo os direitos creditórios da Copel
Distribuição para a Copel, da conta Luz Fraterna, referente ao período de setembro de 2010 a
fevereiro de 2014, incluindo os encargos por atraso no pagamento (multa de 2%, atualização
monetária pela variação do IGPM e juros de 1% ao mês), totalizando o montante de
R$ 115.696, com vencimento em 31.05.2014. A Copel, por sua vez, realizou o repasse da
mesma quantia à Copel Distribuição para quitação das faturas vencidas.
F-37
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 Instrumento também prevê que a Copel Distribuição realize semestralmente a transferência à
Copel, a título de direitos creditórios, dos faturamentos subsequentes e respectivos encargos
por atraso no pagamento (multa de 2%, atualização monetária pela variação do IGPM e juros
de 1% ao mês) referentes ao Programa Luz Fraterna eventualmente não quitados a partir de
1º.03.2014. Nesse contexto, em 2014 foi transferido o valor de R$ 21.441.
A Copel, por sua vez, deverá realizar o repasse da mesma quantia à Copel Distribuição para
quitação das faturas vencidas. Caso venha a ocorrer inadimplemento do repasse por parte da
Copel para a Copel Distribuição, implicará na atualização monetária dos valores pela variação
do IGPM até o efetivo repasse.
Com base no Instrumento de Cessão de Crédito a Copel emitirá nota de débito ao Governo do
Estado do Paraná. A partir da data de emissão da nota de débito até o efetivo pagamento pelo
Governo do Estado do Paraná, incidirá atualização monetária pela variação do IGPM e juros de
1% ao mês.
16.1.2 Financiamentos repassados - STN
A Companhia repassou os empréstimos e financiamentos para suas subsidiárias integrais,
quando de sua constituição em 2001. Entretanto, como os contratos de transferências para as
respectivas subsidiárias não foram passíveis de formalização com as instituições financeiras,
tais compromissos encontram-se igualmente registrados na Controladora.
Os financiamentos mencionados são repassados com a mesma incidência de encargos
assumidos pela Companhia e são apresentados separadamente, como crédito com as
subsidiárias integrais, e como obrigações por empréstimos e financiamentos nas subsidiárias
(NE nº 22.1).
17
17.1
Investimentos
Combinação de negócios
17.1.1 São Bento Energia, Investimentos e Participações S.A.
A Companhia adquiriu da Galvão Participações S.A., em 16.10.2014, 100% das ações da São
Bento Energia, Investimentos e Participações S.A. que detém o controle societário das
empresas GE Olho D’Água S.A., GE Boa Vista S.A., GE Farol S.A. e GE São Bento do Norte
S.A..
A aquisição do controle desse empreendimento atende ao objetivo estratégico da Copel de
aumentar a participação no segmento de geração por meio de fontes renováveis em sua matriz
energética.
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
O direito de autorização gerado na aquisição, alocado no grupo de Investimentos no balanço
individual da Controladora, e no grupo Intangível no balanço consolidado, será amortizado a
partir de janeiro de 2015 até o vencimento das autorizações das empresas controladas pela
São Bento Energia, em 2046:
Participação adquirida
213.426
(124.589)
88.837
Contraprestação transferida
Ativos líquidos adquiridos em 30.09.2014
Direito de autorização
Os dados seguintes detalham a composição dos ativos adquiridos e dos passivos assumidos
que foram reconhecidos na data da aquisição, e que correspondem aos seus valores justos:
30.09.2014
ATIVO
Ativo circulante
Ativo não circulante
Realizável a longo prazo
Investimentos
PASSIVO
Passivo circulante
Passivo não circulante
Patrimônio líquido
Ativos líquidos adquiridos
136.369
13.378
122.991
178
122.813
136.369
11.774
6
124.589
Caso este empreendimento tivesse sido consolidado a partir de 1º.01.2014, na demonstração
do resultado consolidado teria sido incluído o lucro de R$ 9.845.
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
17.2
Mutação dos investimentos
Ajuste de
Saldo em Equivalência
avaliação
Aporte
1º.01.2014
patrimonial patrimonial e/ou Afac
Empreendimentos controlados em conjunto (17.4)
Dominó Holdings
456.703
60.739
(2.822)
Cutia
5.625
24
145
Voltália (17.4.2)
1.179
51.242
Voltália - direito de autorização (17.4.2)
11.693
Costa Oeste
18.700
1.317
3.742
Marumbi
21.797
9.311
34.448
Transmissora Sul Brasileira
63.797
2.799
7.000
Caiuá
40.318
2.009
2.911
Integração Maranhense
85.378
3.541
2.916
Matrinchã
97.999
30.553
321.987
Guaraciaba
38.828
15.783
95.117
Paranaíba
17.850
3.172
47.286
Mata de Santa Genebra
(1.153)
27.304
Cantareira
87
15.207
846.995
129.361
(2.822) 620.998
Coligadas (17.5)
Sanepar
15.919
633
Dona Francisca
58.176
10.076
Foz do Chopim
15.788
8.467
Sercomtel
(3.750)
3.750
Carbocampel
1.407
(4)
118
Dois Saltos
720
Copel Amec
182
10
Escoelectric
(124)
258
76.273
30.594
633
4.126
Outros investimentos
Finam
1.323
(1)
Finor
212
11
Investco S.A.
9.210
184
Nova Holanda Agropecuária S.A.
14.868
Provisão para perda Nova Holanda
(6.981)
Bens destinados a uso futuro
4.290
Adiantamento para futuro investimento
233.469
3.494
Outros investimentos
8.268
(384)
3
264.659
(190)
3.497
1.187.927
159.955
(2.379)
(a) Reestruturação societária da Dominó Holdings (NEs nºs 17.4.1 e 17.5.1).
(b) Aquisição de ações (NE nº 17.5.1).
(c) Alienação do investimento e reversão de provisão para perda.
(d) Transferência para o intangível (NE nº 19).
F-40
628.621
Combinação
de negócios
Dividendos e
JSCP
propostos
(5.794)
(5.794)
(10.170)
165
(1.809)
(305)
(477)
(7.277)
(3.749)
(21)
(23.643)
(218.753)
(218.753)
(224.547)
(13.357)
(14.344)
(9.348)
(37.049)
(60.692)
Saldo em
31.12.2014
Outros
(279.116) (a)
225.334
52.421
11.693
23.924
63.747
73.291
44.761
91.835
443.262
145.979
68.308
26.151
15.273
(279.116)
1.285.979
279.116 (b)
279.116
(14.868)
6.981
(2.638)
(18.210)
(28.735)
(28.735)
(c)
(c)
(d)
(d)
282.311
53.908
14.907
1.521
720
192
134
353.693
1.322
223
9.394
1.652
7.887
20.478
1.660.150
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
1º.01.2013
Empreendimentos controlados em conjunto (17.4)
Dominó Holdings
Cutia
Costa Oeste
Marumbi
Transmissora Sul Brasileira
Caiuá
Integração Maranhense
Matrinchã
Guaraciaba
Paranaíba
Coligadas (17.5)
Sercomtel
Dona Francisca
Foz do Chopim
Carbocampel
Dois Saltos
Copel Amec
Escoelectric
Outros investimentos
Finam
Finor
Investco S.A.
Nova Holanda Agropecuária S.A.
Provisão para perda Nova Holanda
Bens destinados a uso futuro
Adiantamento para futuro investimento
Outros investimentos
17.3
Ajuste de
Dividendos Reversão de
Equivalência avaliação
Aporte
e JSCP
provisão p/ Saldo em
patrimonial
patrimonial e/ou Afac propostos 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
46.631
8.397
70.235
568.989
113.606
186.838
5
186.843
519.315
(40.445)
7.887
7.887
7.887
(100)
(72)
(134)
(306)
18.575
1.323
212
9.210
14.868
(6.981)
4.290
233.469
8.268
264.659
1.187.927
Controladas
Participação %
Sede
Atividade principal
31.12.2014
Copel Geração e Transmissão S.A. (Copel GeT)
Curitiba/PR
Geração e transmissão de energia elétrica
Copel Distribuição S.A.
Curitiba/PR
Distribuição e comercialização de energia elétrica
Copel Telecomunicações S.A.
Curitiba/PR
Serviços de telecomunicações e de comunicações
Copel Renováveis S.A.
Curitiba/PR
Controle e gestão de pariticipações
Copel Participações S.A.
Curitiba/PR
Controle e gestão de pariticipações
Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A. (a)
S. Miguel do Gostoso/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A. (a)
Parazinho/RN
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A. (a)
Parazinho/RN
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A. (a)
Touros/RN
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Santa Maria Energias Renováveis S.A. (a)
Maracanaú/CE
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Santa Helena Energias Renováveis S.A. (a)
Maracanaú/CE
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Ventos de Santo Uriel S.A. (a)
João Câmara/RN
Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Cutia Empreendimentos Eólicos SPE S.A.
São Paulo/SP
Controle e gestão de pariticipações
Companhia Paranaense de Gás - Compagás
Curitiba/PR
Distribuição de gás canalizado
Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A.
Curitiba/PR
Geração de energia elétrica
UEG Araucária Ltda.
Curitiba/PR
Geração de energia elétrica utilizando gás natural
São Bento Energia, Investimentos e Participações S.A.São Paulo/SP
Controle e gestão de pariticipações
GE Olho D’Água S.A.
São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
GE Boa Vista S.A.
São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
GE Farol S.A.
São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
GE São Bento do Norte S.A.
São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Central Geradora Eólica São Bento do Norte I S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Central Geradora Eólica São Bento do Norte II S.A. (a) São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Central Geradora Eólica São Bento do Norte III S.A. (a)São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Central Geradora Eólica São Miguel I S.A. (a)
São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Central Geradora Eólica São Miguel II S.A. (a)
São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
Central Geradora Eólica São Miguel III S.A. (a)
São Bento do Norte/RN Geração de energia elétrica a partir de fontes eólicas
(a) Fase pré-operacional.
F-41
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
100,00
51,00
70,00
20,00
100,00
-
Copel
GeT
60,00
-
São
Bento
100,00
100,00
100,00
100,00
-
Cutia
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
Não controladores
49,00
30,00
20,00
-
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
17.3.1 Demonstrações financeiras das controladas com participação de não controladores
Compagás
31.12.2014
Elejor
UEG Araucária
ATIVO
Ativo circulante
Ativo não circulante
634.221
323.872
310.349
719.621
51.471
668.150
1.236.838
815.529
421.309
PASSIVO
Passivo circulante
Passivo não circulante
Patrimônio líquido
634.221
286.277
69.918
278.026
719.621
124.950
509.855
84.816
1.236.838
275.907
8.857
952.074
1.748.045
(1.664.860)
1.832
(24.651)
60.366
(1.548)
58.818
241.205
(134.835)
(77.506)
(9.679)
19.185
(1.832)
17.353
2.134.822
(1.514.198)
28.648
(177.617)
471.655
471.655
98.002
(79.912)
46.907
64.997
34.427
99.424
64.997
62.623
158
(81.633)
(18.852)
47.584
28.732
(18.852)
306.647
(135.528)
(190.000)
(18.881)
21.843
2.962
(18.881)
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
Receita operacional líquida
Custos e despesas operacionais
Resultado financeiro
Tributos
Lucro líquido do exercício
Outros resultados abrangentes
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 DE CAIXA
Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa
Saldo final de caixa e equivalentes de caixa
VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
17.4
Empreendimentos controlados em conjunto
31.12.2014
Dominó Holdings S.A. (17.4.1)
Sede
Curitiba/PR
Atividade principal
Participação em sociedade de
saneamento básico
Costa Oeste Transmissora de Energia S.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.
Curitiba/PR
Transmissão de energia elétrica
Caiuá Transmissora de Energia S.A.
Curitiba/PR
Transmissão de energia elétrica
Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. (a) Rio de Janeiro/RJTransmissão 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/RJTransmissão de energia elétrica
Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. (a)
Rio de Janeiro/RJTransmissão de energia elétrica
Cantareira Transmissora de Energia S.A.
Rio de Janeiro/RJTransmissão de energia elétrica
Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. (17.4.2) São Paulo/SP
Participação em sociedades
(a) Fase pré-operacional.
Patrimônio
Valor
Participação %
Líquido +
Copel Copel contábil da
Copel
Afac
PAR
GeT participação
459.866
- 49,00
225.334
46.910
79.684
366.454
91.349
187.419
904.617
297.917
278.810
52.198
31.169
106.981
49,00
-
51,00
80,00
20,00
49,00
49,00
49,00
49,00
24,50
50,10
49,00
-
23.924
63.747
73.291
44.761
91.835
443.262
145.979
68.308
26.151
15.273
52.421
17.4.1 Dominó Holdings S.A.
Na Assembleia Geral Extraordinária - AGE, realizada em 28.03.2014, os acionistas da Dominó
Holdings aprovaram o resgate e o cancelamento de 150.431.809 ações ordinárias
representativas do capital social da Dominó Holdings. Com o resgate integral das ações de um
dos acionistas e com o redimensionamento das participações dos outros acionistas, a
participação da Copel no capital social da Dominó Holdings passou de 45% para 49%.
F-42
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 29.12.2014, as ações da Dominó Holdings foram transferidas da Copel para a Copel
Participações, pelo valor patrimonial de R$ 226.889, registrado em 30.11.2014.
17.4.2 Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A.
Em 1º.09.2014, a Copel adquiriu 49% das ações da Voltalia São Miguel do Gostoso
Participações S.A., gerando um direito de autorização no valor de R$ 11.693 que será
amortizado a partir do início da operação comercial dos parques eólicos das suas controladas,
previsto para março de 2015, até o seu vencimento, em abril de 2047. Em 18.12.2014, visando
atender demanda junto ao agente financiador do empreendimento, foi constituída a Voltalia São
Miguel do Gostoso I Participações S.A., sendo que a integralização do capital social foi
exclusivamente com ações da Voltalia São Miguel do Gostoso Participações S.A. Desta forma
a investida da Copel passou a ser a holding constituída, que fará a gestão do empreendimento.
17.4.3 Principais grupos de ativo, passivo e resultado dos empreendimentos controlados em
conjunto
31.12.2014
.
ATIVO
Ativo circulante
Caixa e equivalentes de caixa
Outros ativos circulantes
Ativo não circulante
.
PASSIVO
Passivo circulante
Passivos financeiros
Outros passivos circulantes
Passivo não circulante
Passivos financeiros
Afac
Outros passivos não circulantes
Patrimônio líquido
.
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
Receita operacional líquida
Custos e despesas operacionais
Resultados financeiros
Equivalência patrimonial
Provisão para IR e CSLL
Lucro (prejuízo) do exercício
Outros resultados abrangentes
Resultado abrangente total
(a) Práticas ajustadas às da Copel.
17.5
Dominó
(a)
Costa
Oeste
Marumbi
Transmissora Sul
Brasileira
470.097
19.578
2.459
17.119
450.519
92.085
1.739
692
1.047
90.346
128.894
10.234
10.011
223
118.660
730.831
54.544
33.008
21.536
676.287
470.097
10.231
10.231
459.866
92.085
9.777
2.817
6.960
37.736
32.579
2.338
2.819
44.572
128.894
12.175
1.376
10.799
70.547
33.347
33.512
3.688
46.172
87.434
(73.433)
556
(2.918)
11.639
11.639
43.468
(1.996) (38.163)
(10.502) (1.006)
95.591
(1.716)
83.093
2.583
1.009
84.102
2.583
Mata de
Santa
Genebra
Cantareira
Voltália
654.665
295.667
294.062
1.605
358.998
102.175
40.385
39.772
613
61.790
34.836
2.186
1
2.185
32.650
106.981
704
1
703
106.277
751.893
430.464
401.144
29.320
23.512
23.512
297.917
654.665
369.264
354.527
14.737
6.591
6.591
278.810
102.175
49.977
49.557
420
52.198
34.836
480
480
3.187
3.187
31.169
106.981
106.981
458.024
(461.491)
56.824
(21.150)
32.207
32.207
285.982
(288.874)
22.441
(6.599)
12.950
12.950
Integração
Maranhense
Matrinchã
223.598
25.544
7.251
18.293
198.054
377.605
30.952
753
30.199
346.653
1.551.898
76.872
73.749
3.123
1.475.026
751.893
39.425
37.171
2.254
712.468
730.831
37.872
20.756
17.116
346.505
321.184
20.000
5.321
346.454
223.598
30.239
5.865
24.374
102.010
82.876
19.134
91.349
377.605
15.388
10.440
4.948
174.798
136.541
38.257
187.419
1.551.898
62.348
24.637
37.711
958.098
528.634
373.165
56.299
531.452
206.965
(171.992)
(19.309)
(1.666)
13.998
13.998
78.290
(67.548)
(4.815)
(1.825)
4.102
4.102
92.381
(73.680)
(7.989)
(3.484)
7.228
7.228
Caiuá
813.467
(819.071)
117.192
(49.236)
62.352
62.352
Guaraciaba Paranaíba
61.493
29.613
(64.274) (29.385)
480
118
(168)
(2.301)
178
(2.301)
178
1.098
1.098
1.098
Coligadas
Patrimônio Participação Valor
Líquido +
Copel
contábil da
31.12.2014
Sede
Atividade principal Afac
%
participação
Sanepar (17.5.1)
Curitiba/PR Saneamento básico
3.702.336
7,6252
282.311
Dona Francisca Energética S.A.
Agudo/RS Energia elétrica
234.073
23,0303
53.908
Foz do Chopim Energética Ltda.
Curitiba/PR Energia elétrica
41.674
35,77
14.907
Carbocampel S.A.
Figueira/PR Exploração de carvão
3.104
49,00
1.521
Dois Saltos Empreendimentos de Geração de Energia Elétrica Ltda. (a) Curitiba/PR Energia elétrica
2.400
30,00
720
Copel Amec S/C Ltda.- em liquidação
Curitiba/PR Serviços
401
48,00
192
Escoelectric Ltda.
Curitiba/PR Serviços
336
40,00
134
Sercomtel S.A. Telecomunicações (b)
Londrina/PR Telecomunicações
45,00
(a) Fase pré-operacional.
(b) Investimento reduzido a zero em 2013 por conta dos testes de recuperação de ativos.
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
17.5.1 Companhia de Saneamento do Paraná - Sanepar
Em 17.04.2014, a Companhia passou a deter uma participação direta de 36.343.267 ações
preferenciais (PN) da Sanepar, equivalente à 14,86% das ações PN e a 7,6252% do capital
total, conforme evento aprovado na AGE da Dominó Holdings, realizada em 28.03.2014. Esta
participação direta na S anepar é decorrente das seguintes medidas adotadas pela Dominó
Holdings: (i) conversão de ações ordinárias da Sanepar em ações preferenciais, na proporção
de uma nova ação preferencial para cada ação ordinária convertida; e (ii) redução do capital
social, através da transferência de ações PN da Sanepar aos acionistas da Dominó Holdings.
As ações da Sanepar foram adquiridas pela Copel com a finalidade de mantê-las como
investimento permanente.
17.5.2 Principais grupos de ativo, passivo e resultado das principais coligadas
Sanepar (a)
31.12.2014
.
ATIVO
Ativo circulante
Ativo não circulante
.
PASSIVO
Passivo circulante
Passivo não circulante
Patrimônio líquido
.
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
Receita operacional líquida
Custos e despesas operacionais
Resultado financeiro
Provisão para IR e CSLL
Lucro líquido do exercício
.
Outros resultados abrangentes
Resultado abrangente total
(a) Práticas ajustadas às da Copel.
18
Dona Francisca (a)
Foz do Chopim
7.452.990
558.580
6.894.410
260.014
82.304
177.710
44.977
5.971
39.006
7.452.990
764.481
2.986.173
3.702.336
260.014
22.819
3.122
234.073
44.977
2.701
602
41.674
2.617.040
(1.956.277)
(109.568)
(129.609)
421.586
108.741
(53.053)
7.324
(19.256)
43.756
40.180
(15.229)
68
(1.348)
23.671
43.756
23.671
8.296
429.882
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-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
18.1
Imobilizado por empresa
Custo
Depreciação
acumulada 31.12.2014
Em serviço
Copel
17
Copel Geração e Transmissão (a) 12.442.625
Copel Telecomunicações
539.076
Elejor
595.074
UEG Araucária
717.218
Cutia
19
GE Boa Vista
59.652
GE Farol
87.885
GE Olho D’Água
135.896
GE São Bento do Norte
128.286
14.705.748
Custo
Depreciação
acumulada
31.12.2013
17
(7.628.429) 4.814.196
(334.092)
204.984
(158.705)
436.369
(297.991)
419.227
(19)
(3.993)
55.659
(5.869)
82.016
(9.062)
126.834
(8.555)
119.731
(8.446.715) 6.259.033
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
306
306
1.216.378
- 1.216.378
238.706
238.706
13.567
13.567
1.721
1.721
41.907
41.907
88.508
88.508
34.999
34.999
60.374
60.374
35.624
35.624
109.439
109.439
128.690
128.690
53.736
53.736
3.185
3.185
2.700
2.700
7.328
7.328
7.987
7.987
2.045.155
- 2.045.155
16.750.903
(8.446.715) 8.304.188
(a) Custo líquido da provisão para redução ao valor recuperavél.
24
1.475.064
174.113
13.292
478
14.184
12.135
13.124
12.496
36.013
39.432
11.894
1.802.249
16.070.444
(8.086.812)
24
1.475.064
174.113
13.292
478
14.184
12.135
13.124
12.496
36.013
39.432
11.894
1.802.249
7.983.632
Em curso
Copel
Copel Geração e Transmissão (a)
Copel Telecomunicações
Elejor
UEG Araucária
Cutia
Nova Asa Branca I
Nova Asa Branca II
Nova Asa Branca III
Nova Eurus IV
Santa Maria
Santa Helena
Ventos de Santo Uriel
GE Boa Vista
GE Farol
GE Olho D’Água
GE São Bento do Norte
18.2
Imobilizado por classe de ativos
Custo
Em serviço
Reservatórios, barragens, adutoras
Máquinas e equipamentos
Edificações
Terrenos
Veículos
Aeronaves
Móveis e utensílios
(-) Provisão para redução ao valor
recuperável (a)
(-) Obrigações especiais
Em curso
Custo
(-) Provisão para redução ao valor
recuperável (a)
(-) Obrigações especiais
Depreciação
acumulada 31.12.2014
Custo
Depreciação
acumulada
31.12.2013
7.619.405
5.256.847
1.520.232
277.620
44.388
17.067
16.774
(4.642.025)
(2.720.761)
(1.029.827)
(5.214)
(33.183)
(5.770)
(9.935)
2.977.380
2.536.086
490.405
272.406
11.205
11.297
6.839
7.618.902
4.793.335
1.519.516
263.620
60.833
11.989
(4.493.402)
(2.551.632)
(997.021)
(2.481)
(33.884)
(8.392)
3.125.500
2.241.703
522.495
261.139
26.949
3.597
(46.571)
(14)
14.705.748
(8.446.715)
(46.571)
(14)
6.259.033 14.268.195
(8.086.812)
6.181.383
2.805.865
-
2.805.865
1.802.264
(760.710)
(760.710)
(15)
2.045.155
- 2.045.155
1.802.249
16.750.903
(8.446.715) 8.304.188 16.070.444
(a) Referem-se a ativos de concessão de geração de energia elétrica (NE nº 18.11).
F-45
(8.086.812)
1.802.264
(15)
1.802.249
7.983.632
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
18.3
Mutação do imobilizado
Saldos
Em 1º.01.2013
Efeito da primeira consolidação de controladas
Aquisições
Imobilizações de obras
Transferências de contas a receber vinculadas à concessão
Transferências (de) para contas a receber vinculadas à concessão
Resolução nº 367/2009
Transferências de (para) o intangível (NE nº 19.1)
Quotas de depreciação no resultado
Quotas de depreciação - créditos de Pis/Pasep e Cofins
Baixas
Baixas - Resolução nº 367/2009
Em 31.12.2013
Efeito da primeira consolidação de controladas
Aquisições
Aquisições - transações não envolvendo caixa
Provisão para perda ao valor recuperável de ativos
Provisão para litígios adicionada ao custo das obras
Encargos financeiros transferidos para o custo das obras
Imobilizações de obras
Transferências de contas a receber vinculadas à concessão
Transferências do intangível (NE nº 19.1)
Quotas de depreciação no resultado
Quotas de depreciação - créditos de Pis/Pasep e Cofins
Baixas
Em 31.12.2014
18.4
em serviço
5.499.913
1.054.115
1.405
Imobilizado
em curso
2.371.840
65.519
420.227
(1.054.115)
157
Total
7.871.753
65.519
420.227
1.562
1.742
(165)
(366.016)
(1.032)
(1.262)
(7.317)
6.181.383
389.407
(46.571)
105.184
11.073
(374.157)
(1.924)
(5.362)
6.259.033
(2.824)
2.660
(1.215)
1.802.249
13.300
894.575
120.134
(760.710)
11.887
27.852
(105.184)
41.360
(308)
2.045.155
(1.082)
2.495
(366.016)
(1.032)
(2.477)
(7.317)
7.983.632
402.707
894.575
120.134
(807.281)
11.887
27.852
11.073
41.360
(374.157)
(1.924)
(5.670)
8.304.188
Baixas
(84)
(5.598)
(38)
(21)
Capitalizações/
Transferências
(2.567)
43.493
(11.581)
11.581
1.799
Mutação do imobilizado por classe de ativos
Terrenos
Reservatórios, barragens, adutoras
Edificações, obras civis e benfeitorias
Máquinas e equipamentos
Veículos
Aeronaves
Móveis e utensílios
(-) Provisão para redução ao valor
recuperável (NE nº 32.5)
Outros
Terrenos
Reservatórios, barragens, adutoras
Edificações, obras civis e benfeitorias
Máquinas e equipamentos
Veículos
Móveis e utensílios
Outros
Saldo em
1º.01.2014
328.362
3.165.733
530.349
2.629.296
27.347
7.978
Adições Depreciação
28.246
(2.733)
48.058
(148.624)
62.197
(32.806)
705.815
(184.780)
5.161
(5.742)
(284)
421
(1.112)
1.294.567
7.983.632
(807.281)
607.257
649.874
(376.081)
71
(5.670)
Saldo em
1º.01.2014
310.891
3.024.040
484.996
2.541.016
29.834
8.161
1.472.815
7.871.753
Adições Depreciação
19.952
(2.481)
253.350
(150.608)
80.706
(33.869)
287.019
(173.945)
3.176
(5.663)
3.269
(482)
(161.726)
485.746
(367.048)
Baixas
(11)
(288)
(8.601)
(107)
(787)
(9.794)
F-46
9.708
52.433
Capitalizações/
Transferências
38.962
(1.196)
(16.193)
(2.863)
(15.735)
2.975
Saldo em
31.12.2014
353.875
3.065.167
557.089
3.188.226
15.147
11.297
9.065
(807.281)
1.911.603
8.304.188
Saldo em
31.12.2013
328.362
3.165.733
530.349
2.629.296
27.347
7.978
1.294.567
7.983.632
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
18.5
Efeitos da Lei nº 12.783/2013 no imobilizado do segmento de geração
Em 12.09.2012, foi publicada a MP nº 579 que dispõe sobre a prorrogação das concessões de
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, alcançadas pela lei nº 9.074 de 1995.
Em 17.09.2012 foi publicado o Decreto nº 7.805/12 que regulamenta a MP nº 579. De acordo
com a MP 579/12, as Companhias que possuem contratos de concessões de geração,
transmissão e distribuição de energia, vincendas entre 2015 e 2017, têm a opção de prorrogar
os prazos de concessão, a critério do Poder Concedente, uma única vez pelo prazo de até 30
anos, desde que aceitem ter o vencimento antecipado de seus atuais contratos para dezembro
de 2012. A referida prorrogação está vinculada à aceitação de determinadas condições
estabelecidas pelo Poder Concedente, tais como: i) receita fixada conforme critérios
estabelecidos pela Aneel; ii) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela
Aneel; e, iii) concordância com os valores estabelecidos como indenização dos ativos
vinculados à concessão.
A Companhia não manifestou interesse em prorrogar as concessões de geração vincendas até
2017, conforme descrito no quadro da NE nº 35.2.5 e, por conseguinte, o evento da MP nº 579
e normativas posteriores publicadas para aquelas Usinas, não afetarão o fluxo de caixa até o
final das atuais concessões, exceto em relação ao teste de Impairment descrito na NE n° 18.11
referente as unidades geradoras de caixa com indicativos em 2014 de perdas por redução ao
valor recuperável de ativos.
O Decreto nº 7.805/12 corrobora a premissa atualmente adotada nos testes de
recuperabilidade de ativos, pois restabelece a condição de indenização a valor novo de
reposição - VNR, a critério do Poder Concedente, do saldo residual dos ativos contabilizados
em cada concessão.
A Administração entende ter direito contratual assegurado no que diz respeito à indenização
dos bens vinculados ao final das concessões de serviço público, admitindo, para cálculo de
recuperação o valor novo de reposição - VNR que considerará a depreciação e a amortização
acumuladas a partir da data de entrada em operação da instalação.
Para as usinas alcançadas pela Lei nº 12.783, a Companhia manifestou tempestivamente junto
a Aneel o interesse no recebimento dos valores complementares relativos à parcela dos
investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados e não
indenizados, devendo formalizar a comprovação da realização dos respectivos investimentos
junto aquela agência reguladora logo após o vencimento da maioria das concessões prevista
para julho de 2015.
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
18.6
Taxas médias de depreciação
Taxas médias de depreciação (%)
31.12.2014
31.12.2013
6,38
3,36
3,37
2,13
3,32
2,30
4,39
4,39
5,00
6,92
3,56
3,43
2,35
3,63
2,30
4,39
4,39
5,00
3,33
6,25
6,20
14,29
3,33
6,25
6,25
14,29
6,87
14,60
7,18
7,70
10,50
6,30
Geração
Equipamento geral
Máquinas e equipamentos
Geradores
Reservatórios, barragens e adutoras
Turbina hidráulica
Turbinas a gás e a vapor
Resfriamento e tratamento de água
Condicionador de gás
Unidade de geração eólica
Administração central
Edificações
Máquinas e equipamentos de escritório
Móveis e utensílios
Veículos
Telecomunicações
Equipamentos de transmissão
Equipamentos terminais
Infraestrutura
Depreciação de ativos que integram o Projeto Original das Usinas de Mauá e Colíder
Os ativos do projeto original das usinas de Mauá e Colíder, ambos concessão da Copel
Geração e Transmissão, são considerados pelo Poder Concedente, sem total garantia de
indenização do valor residual ao final do prazo da concessão destes empreendimentos. Esta
interpretação está fundamentada na lei nº 8.987/95 e no Decreto nº 2.003/96.
Dessa forma, a partir da entrada em operação desses ativos, a depreciação é realizada com as
taxas determinadas pela Aneel, limitadas ao prazo de concessão.
Conforme previsto nos contratos de concessão, os investimentos posteriores e não previstos
no projeto original, desde que aprovados pelo Poder Concedente e ainda não amortizados,
serão indenizados ao final do prazo das concessões, e depreciados com as taxas
estabelecidas pela Aneel a partir da entrada em operação.
18.7
UHE Colíder
Em 30.07.2010, por meio do Leilão de Energia Nova nº 003/10 Aneel, a Copel Geração e
Transmissão S.A. conquistou a concessão para exploração da Usina Hidrelétrica Colíder, com
prazo de 35 anos, a partir de 17.01.2011, data da assinatura do Contrato de Concessão
nº 001/11-MME-UHE Colíder.
F-48
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 22.5.
O início da geração comercial da unidade 1 está previsto para 30.04.2016 e das unidades 2 e 3
para maio e junho de 2016, respectivamente.
A energia da UHE Colíder foi comercializada em leilão da Aneel, à tarifa final de
R$ 103,40/MWh, na data base de 1º.07.2010, atualizada pela variação do IPCA para R$
134,95 em 31.12.2014. Foram negociados 125 MW médios, a serem fornecidos a partir de
janeiro de 2015, por 30 anos.
A Copel Geração e Transmissão protocolou junto à Aneel um pedido de excludente de
responsabilidade para que a obrigatoriedade do fornecimento da energia vendida seja
postergado. O pedido encontra-se em análise pela Aneel.
A garantia física do empreendimento, estabelecida no contrato de concessão, é de 179,6 MW
médios, após a completa motorização.
Os gastos realizados neste empreendimento apresentavam, em 31.12.2014, o saldo de
R$ 1.595.148.
Os compromissos totais assumidos com fornecedores de equipamentos e serviços, referentes
à UHE Colíder, montam em R$ 210.761, em 31.12.2014.
18.8
Consórcio Tapajós
A Copel Geração e Transmissão assinou Acordo de Cooperação Técnica com outras oito
empresas para desenvolver estudos nos rios Tapajós e Jamanxim, na Região Norte do Brasil,
compreendendo estudos de viabilidade e ambientais de cinco aproveitamentos hidrelétricos,
totalizando 10.682 MW de capacidade instalada prevista no início dessa etapa de estudos.
Os gastos realizados nesse empreendimento apresentavam, em 31.12.2014, o saldo de
R$ 14.359.
F-49
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
18.9
Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu
Em 27.08.2013, a Copel Geração e Transmissão constituiu consórcio com a Geração Céu
Azul S.A., cujo percentual de participação é 30% e 70%, respectivamente, para construir e
explorar o empreendimento Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu, com potência instalada mínima de
350,20 MW, localizado no Rio Iguaçu, entre os Municípios de Capanema e de Capitão
Leônidas Marques, e entre a UHE Governador José Richa e o Parque Nacional do Iguaçu, no
Estado do Paraná, com geração através de 3 turbinas Kaplan. Esse consórcio recebeu a
denominação "Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu" - Cebi.
O início da geração comercial da unidade 1 previsto para 31.12.2017 e das unidades 2 e 3 para
janeiro e fevereiro de 2018, respectivamente, sofreram alterações em função da suspensão da
Licença de Instalação, conforme a decisão do Tribunal Regional Federal da 4ª Região
(TRF-RS), ocorrida em 16.06.2014, e que paralisou as obras a partir de seu recebimento em
07.07.2014.
Os gastos realizados nesse empreendimento apresentavam, em 31.12.2014, o saldo de
R$ 216.570.
18.10
Compromissos das usinas eólicas
Os compromissos totais assumidos com fornecedores de equipamentos e serviços, referentes
às usinas eólicas, perfazem um montante previsto de R$ 330.000, em 31.12.2014.
18.11
Redução ao valor recuperável de ativos do segmento de geração - Impairment
As principais premissas que sustentam as conclusões dos testes de recuperação do
imobilizado são as seguintes:
•
menor nível de unidade geradora de caixa: concessões de geração, analisadas
individualmente;
•
valor recuperável: valor em uso, ou valor equivalente aos fluxos de caixa descontados
(antes dos impostos), derivados do uso contínuo do ativo até o fim de sua vida útil; e
•
apuração do valor em uso: baseada em fluxos de caixa futuros, em moeda constante,
trazidos a valor presente por taxa de desconto real e antes dos impostos sobre a renda.
Os respectivos fluxos de caixa são estimados com base nos resultados operacionais
realizados, no orçamento empresarial anual da Companhia, aprovado em reunião ordinária do
CAD, com consequente orçamento plurianual, e tendências futuras do setor elétrico.
No que tange ao horizonte de análise, leva-se em consideração a data de vencimento de cada
concessão.
Com relação ao crescimento de mercado, as projeções estão compatíveis com os dados
históricos e perspectivas de crescimento da economia brasileira.
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
Os respectivos fluxos são descontados por taxa média que variam entre 7% e 8%, obtida por
meio de metodologia usualmente aplicada pelo mercado, referenciada pelo Órgão Regulador e
aprovada pela Administração da Companhia.
A Administração entende ter direito contratual assegurado, no que diz respeito à indenização
dos bens vinculados ao final das concessões de serviço público, admitindo, para fim de cálculo
de recuperação a valorização dessa indenização por seu valor novo de reposição (VNR).
Assim, a premissa de valorização do ativo residual ao final das concessões ficou estabelecida
nos valores registrados contabilmente.
No exercício de 2014 a Companhia efetuou a revisão do valor recuperável de seus ativos
devido principalmente a indicativos decorrentes de período prolongado de escassez de chuvas
e restrições legais ambientais.
As fontes hidrelétricas de geração em 2014 foram fortemente impactadas pela escassez
prolongada de chuvas ocasionando redução da oferta liquida de energia da Companhia em
decorrência do relevante percentual de déficit hídrico (GSF).
Os projetos de geração em construção da Companhia sofreram em 2014 impactos com a
paralisação temporária das obras em decorrência de condicionantes e restrições legais
ambientais a destacar a negociação da supressão vegetal da área do reservatório junto à
Secretaria de Estado de Meio Ambiente, do Mato Grosso.
A revisão resultou no reconhecimento no resultado do exercício de uma perda por redução ao
valor recuperável para os ativos do segmento de geração no montante de R$ 807.281, deste
R$ 678.529 referem-se ao ativo da UHE Colíder, em construção, localizado no Estado do Mato
Grosso, e R$ 128.752 referem-se aos ativos localizados no Estado do Paraná.
A perda por redução ao valor recuperável foi incluída na rubrica de custos operacionais,
provisões e reversões, na demonstração do resultado (NE nª 32.5).
Em 2013, apesar de não ter ocorrido nenhum indicador de perda de valor recuperável de seus
ativos operacionais, a Companhia realizou o teste de recuperação e não identificou
necessidade de constituição de provisão para redução do valor do ativo imobilizado ao valor
recuperável.
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
19
Intangível
Custo
Em serviço
Com vida útil definida
Copel Geração e Transmissão (c)
Copel Distribuição
Copel Distribuição-obrigações especiais (19.2)
Copel Telecomunicações
Compagás
Elejor (c)
UEG Araucária
Elejor
Cutia
São Bento (NE nº 17.1.1)
Nova Asa Branca I
Nova Asa Branca II
Nova Asa Branca III
Nova Eurus IV
Santa Maria
Santa Helena
Ventos de Santo Uriel
São Bento do Norte I
São Bento do Norte II
São Bento do Norte III
São Miguel I
São Miguel II
São Miguel III
Sem vida útil definida
Compagás
Em curso
Copel
Copel Geração e Transmissão
Copel Distribuição
Copel Distribuição-obrigações especiais (19.2)
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
Direito de
concessão e de
autorização
amortização
acumulada (a)
Custo
Contrato de
concessão
amortização
acumulada (a)
Custo
Direito de uso
de softwares
amortização
acumulada (b) Outros 31.12.2014
22.626
8.712
88.837
54.979
55.087
53.342
56.583
29.421
31.674
14.871
2.518
2.518
2.289
2.289
2.289
2.289
430.324
16.780
- 3.593.663
(327.071)
275.245
263.920
(6.602)
(6.602) 3.822.537
(1.941) 18.136
(3.454.194)
302.734
- 23.371
(118.263) 5.325
(77.921)
401
(3.349.585) 47.233
(8.802)
(13.249)
(3.734)
(269)
(26.054)
43
3.510
3.553
24.216
139.469
(24.337)
10.122
158.573
189.509
132
16.024
8.712
88.837
54.979
55.087
53.342
56.583
29.421
31.674
14.871
2.518
2.518
2.289
2.289
2.289
2.289
921.406
430.324
(6.602) 3.822.537
(3.349.585) 47.233
(26.054)
21
21
3.574
21
21
921.427
3.062
151
450
44
46
250
57
442
38
52
4.592
3.062
32.103
1.299.068
(199.650)
5.805
111.412
44
46
250
57
442
38
52
1.252.729
-
-
24.983
1.299.068
(199.650)
111.412
1.235.813
-
6.969
5.355
12.324
-
2.174.156
(a) Amortização durante o período de concessão/autorização a partir do início da operação comercial do empreendimento.
(b) Taxa anual de amortização: 20%.
(c) Direito de UBP, na modalidade de concessão onerosa.
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
Direito de concessão
e de autorização
amortização
custo acumulada (a)
Em serviço
Com vida útil definida
Copel Geração e Transmissão (c)
Copel Distribuição
Copel Distribuição-obrigações especiais (19.2)
Copel Telecomunicações
Compagás
Elejor (c)
UEG Araucária
Elejor
Cutia
Nova Asa Branca I
Nova Asa Branca II
Nova Asa Branca III
Nova Eurus IV
Santa Maria
Santa Helena
Ventos de Santo Uriel
Sem vida útil definida
Compagás
Em curso
Copel Geração e Transmissão
Copel Distribuição
Copel Distribuição-obrigações especiais (19.2)
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
amortização
custo acumulada (a)
Direito de uso
de softwares
amortização
custo acumulada (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
15.884
- 3.664.119
(326.007)
239.239
263.920
(5.847)
(5.847) 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
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
-
-
17.209
1.091.217
(154.965)
70.716
1.024.177
-
1.940
2.032
3.972
-
2.035.361
(a) Amortização durante o período de concessão/autorização a partir do início da operação comercial do empreendimento.
(b) Taxa anual de amortização: 20%.
(c) Direito de UBP, na modalidade de concessão onerosa.
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
19.1
Mutação do intangível
.
Saldos
Em 1º.01.2013
Aquisições
Participação financeira do consumidor
Outorga Aneel - uso do bem público
Transferências de contas a receber vinculadas
à concessão
Transferências de (para) o imobilizado (NE nº 18.3)
Capitalizações para contas a receber vinculadas
à concessão (NE nº 10.1)
Capitalizações para intangível em serviço
Quotas de amortização - concessão e autorização
Quotas de amortização - créditos de Pis/Pasep e Cofins
Baixas
Baixas - Resolução nº 367/2009
Em 31.12.2013
Efeito da primeira consolidação de controladas
Aquisições
Participação financeira do consumidor
Outorga Aneel - uso do bem público
Transferências de bens destinados a uso futuro
Transferências de investimentos (NE nº 17.2)
Transferências para o imobilizado (NE nº 18.3)
Capitalizações para contas a receber vinculadas
à concessão (NE nº 10.1)
Capitalizações para intangível em serviço
Quotas de amortização - concessão e autorização
Quotas de amortização - créditos de Pis/Pasep e Cofins
Baixas
Ajuste de ativos financeiros disponíveis para a venda
Em 31.12.2014
19.2
Contrato de concessão
Obrigações especiais
em serviço em curso em serviço em curso
946.895
966.299
(108.976)
(83.748)
- 1.018.057
- (160.614)
5.087
-
-
-
-
Direito de
concessão e
autorização em serviço
23.343
38.535
275.719
-
Outros
em curso
6.804
5.297
-
Total
1.789.152
1.299.073
(160.614)
5.087
2.589
165
(2.660)
2.589
(2.495)
(712.947)
87.599
(87.599)
(272.967)
(14.135)
(5.443)
(9.755)
(105)
741.844 1.179.142
- 1.105.649
8.669
2.638
-
(6.519)
43.163
2.460
282
(69.590)
-
82.878
6.519
(154.965)
(168.933)
-
(755)
298.307
126.170
-
1.697
(6.627)
(497)
(2.669)
(19)
33.174
-
(1.697)
(295)
7.449
11.385
22.751
18.210
(41.360)
(630.069)
(237.186)
(12.172)
(17.880)
(124)
2.035.361
11.385
1.254.570
(168.933)
8.669
2.638
18.210
(41.360)
(785.325)
68.275
(68.275)
(294.681)
(14.342)
(3.807)
(7.035)
497.289 1.435.463
(4.419)
46.809
2.500
363
(24.337)
119.829
4.419
(199.650)
(755)
423.722
1.519
(7.159)
(4)
(2.777)
24.753
(1.519)
16.916
(665.496)
(255.786)
(11.846)
(10.479)
(2.777)
2.174.156
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-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
20
Obrigações Sociais e Trabalhistas
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
21
31.12.2014
31.12.2013
35.975
32.306
68.281
39.115
30.008
69.123
1.252
89.830
93.153
72
30
184.337
252.618
2.524
84.071
80.048
3.871
48
170.562
239.685
Fornecedores
Energia elétrica
Materiais e serviços
Gás para revenda
Encargos de uso da rede elétrica
Gás para usina termelétrica - repactuação Petrobras
Circulante
Não circulante
F-55
31.12.2014
757.174
509.674
252.103
85.879
1.604.830
1.587.205
17.625
31.12.2013
581.968
373.195
51.502
72.151
63.544
1.142.360
1.092.239
50.121
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
21.1
Principais contratos de compra de energia
Contratos de compra de energia firmados em ambiente regulado, apresentados pelo valor
original e reajustados anualmente pelo IPCA:
Período de suprimento
Energia comprada
(MWmédio anual)
2007 a 2014
2008 a 2015
2009 a 2016
2007 a 2014
2010 a 2014
2010 a 2014
2012 a 2014
01.01.2014 até 31.12.2014
01.01.2014 até 30.06.2015
01.01.2014 até 31.12.2016
01.05.2014 até 31.12.2019
01.05.2014 até 31.12.2019
37,49
52,05
45,01
49,52
0,01
0,01
15,60
328,91
19,49
162,86
73,18
187,22
971,35
07.12.2004
02.04.2005
11.10.2005
14.12.2006
30.11.2009
30.11.2009
30.11.2011
17.12.2013
17.12.2013
17.12.2013
30.04.2014
30.04.2014
75,46
83,13
94,91
104,74
99,14
80,00
79,99
191,41
165,20
149,99
262,00
271,00
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
25,10
3,54
40,88
69,87
65,01
57,66
54,22
15,44
53,24
115,38
9,89
110,96
0,01
0,15
624,96
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
91,71
217,49
309,20
10.12.2007
19.05.2008
78,87
71,37
F-56
Data do leilão
Preço médio de
compra (R$/MWh)
.
Leilão de energia existente
1º Leilão - Produto 2007
2º Leilão - Produto 2008
4º Leilão - Produto 2009
5º Leilão - Produto 2007
8º Leilão - Produto 2010 Q5
8º Leilão - Produto 2010 D5
10º Leilão - Produto 2012 Q3
12º Leilão - Produto 2014 12M
12º Leilão - Produto 2014 18M
12º Leilão - Produto 2014 36M
13º Leilão - Produto 2014-DIS
13º Leilão - Produto 2014-QTD
COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL
Notas das Demonstrações Financeiras Consolidadas
Todos os montantes são expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de
outra forma
22
Empréstimos e Financiamentos
Principal
Moeda estrangeira
STN (22.1)
Eletrobras
Moeda nacional
Banco do Brasil (22.2)
Eletrobras (22.3)
Finep (22.4)
BNDES (22.5)
Banco do Brasil
Repasse BNDES (22.6)
Notas promissórias
22.1
Encargos
Passivo circulante
31.12.2014
31.12.2013
Passivo não circulante
31.12.2014
31.12.2013
-
596
596
596
596
2.154
7
2.161
70.601
70.601
62.661
62.661
570.202
49.460
5.675
59.525
157.837
24
62
12.420
728.039
49.484
5.737
71.945
716.067
49.329
6.935
20.776
830.446
81.277
27.431
1.454.196
886.893
130.427
33.622
1.104.333
11.369
696.231
696.231
456
170.799
171.395
11.825
867.030
867.626
11.838
150.000
954.945
957.106
137.373
2.530.723
2.601.324
148.742
2.304.017
2.366.678
Secretaria do Tesouro Nacional - STN
Nº de
Vencimento AmortiEncargos financeiros a.a.
Valor do
Tipo de bônus
parcelas
final
zação
(juros + comissão)
contrato 31.12.2014 31.12.2013
Capitalization Bond
21
10.04.2014 semestral
8,0% + 0,20%
12.225
1.595
Par Bond
1
11.04.2024
única
6,0% + 0,20%
17.315
42.107
37.385
Discount Bond
1
11.04.2024
única Libor semestral+0,8125%+0,20%
12.082
29.090
25.835
71.197
64.815
Circulante
596
2.154
Não circulante
70.601
62.661
Empresa:
Copel
Data da emissão:
20.05.1998
Garantias:
Conta corrente bancária centralizadora da arrecadação das receitas.
Garantias depositadas (NE nº 6.1): Par Bond, no valor de R$ 33.525 (R$ 26.671 em 31.12.2013), e Discount Bond, no valor
de R$ 23.431 (R$ 18.700 em 31.12.2013).
Observação:
Reestruturação da dívida da Controladora referente aos financiamentos sob amparo da Lei nº 4.131/62.
F-57
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
Banco do Brasil S.A.
Contrato
Data da
emissão
Lei 8.727/93 (a)
21/02155-4 (b)
21/02248-8 (c)
CCB 21/11062X (d)
CCB 330600773 (e)
NC 330600129 (f)
NC 330600132 (g)
NC 330600151 (h)
NC 330600156 (i)
NC 330600157 (j)
NC 330600609 (k)
30.03.1994
10.09.2010
22.06.2011
26.08.2013
11.07.2014
31.01.2007
28.02.2007
31.07.2007
28.08.2007
31.08.2007
19.08.2011
Nº de
parcelas
240
3
1
3
3
1
1
1
1
1
2
Vencimento
final
1º.03.2014
15.08.2015
1º.06.2015
27.07.2018
11.07.2019
31.01.2014
28.02.2019
31.07.2019
28.08.2014
31.08.2014
21.07.2016
Encargos financeiros a.a.
(juros + comissão)
Valor do
contrato
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
111,8% 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
28.178
350.000
150.000
151.000
116.667
29.000
231.000
18.000
14.348
37.252
600.000
Circulante
Não circulante
31.12.2014
173.240
205.642
171.209
121.175
239.075
18.878
629.266
1.558.485
728.039
830.446
Empresas:
Copel Distribuição: (a) (b) (c) (d) (e)
Copel: (f) (g) (h) (i) (j) (k)
Prestações anuais:
Juntamente com os juros proporcionais às parcelas; a primeira no valor de R$ 116.666, vencida em 25.08.2013 e as
demais no valor de R$ 116.667, vencíveis em 11.07.2014 e 15.08.2015: (b)
Juntamente com os juros proporcionais às parcelas, no valor de R$ 50.333, vencíveis em 27.07.2016, 27.07.2017 e
27.07.2018: (d)
Juntamente com os juros proporcionais às parcelas, no valor de R$ 38.889, vencíveis em 11.07.2017, 11.07.2018 e
11.07.2019: (e)
Destinação:
Renegociação de dívida com a União: (a)
Capital de giro: (b) (c) (d)
Exclusivo para quitação de empréstimos: (e) (f) (g) (h) (i) (j) (k)
Garantias:
Receita própria: (a)
Penhor de duplicatas mercantis de até 360 dias: (b) (c)
Cessão de créditos: (d) (e)
Observações:
Em 28.02.2014, o aditivo de retificação e ratificação à NC 330600132 prorrogou o vencimento e alterou a forma de
pagamento e os encargos financeiros da mesma: (f)
F-58
31.12.2013
66
311.286
184.735
152.135
30.156
238.591
18.718
14.821
38.439
614.013
1.602.960
716.067
886.893
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
22.3
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)
Eletrobrás - Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
Data da
Nº de
Vencimento
emissão parcelas
final
23.09.1994
180
30.06.2016
22.12.1994
80
15.11.2018
22.12.1994
80
15.08.2019
22.12.1994
80
15.02.2020
22.12.1994
80
15.11.2020
22.12.1994
80
15.11.2020
22.12.1994
80
15.08.2021
07.06.2004
120
30.07.2016
11.05.2006
120
30.09.2018
03.03.2008
120
30.08.2020
18.02.2010
120
30.12.2022
12.05.2009
60
30.10.2016
Encargos financeiros a.a.
(juros + comissão)
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%
Valor do
contrato
307.713
11
1.169
1.283
11
14
61
30.240
74.340
109.642
63.944
2.844
Circulante
Não circulante
31.12.2014
50.237
11
311
119
154
72
99
1.737
13.588
50.455
13.154
824
130.761
49.484
81.277
31.12.2013
83.362
12
376
142
179
77
47
2.846
17.286
59.357
14.798
1.274
179.756
49.329
130.427
Empresas:
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 Eletrificação Rural - Luz para Todos: (h) (i) (j) (k)
Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente - Reluz: cobertura de 75% do custo total do município de Ponta
Grossa/PR: (l)
Garantias:
Representada pela receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público, e na emissão de notas
promissórias em igual número das parcelas a vencer.
22.4
Financiadora de Estudos e Projetos - Finep
Contrato
2070791-00 (a)
2070790-00 (b)
21120105-00 (c)
21120105-00 (c)
Data da
Nº de
Vencimento Encargos financeiros a.a. Valor do
emissão parcelas
final
(juros + comissão)
contrato 31.12.2014 31.12.2013
28.11.2007
49
15.12.2014
0,37% acima da TJLP
5.078
1.147
28.11.2007
49
15.12.2014
0,13% acima da TJLP
3.535
547
17.05.2012
81
15.10.2020
4%
35.095
18.344
21.223
17.05.2012
81
15.10.2020
3,5% + TR
17.103
14.824
17.640
33.168
40.557
Circulante
5.737
6.935
Não circulante
27.431
33.622
Empresas:
Copel Geração e Transmissão: (a) (b)
Copel Telecomunicações: (c)
Destinação:
Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento GER 2007: (a)
Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento TRA 2007: (b)
Projeto BEL - serviço de internet banda ultra larga (Ultra Wide Band - UWB): (c)
Garantias:
Bloqueio de recebimentos na conta corrente da arrecadação: (a) (b) (c)
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
22.5
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES
Contrato
820989.1 (a)
1120952.1-A (b)
1120952.1-B (c)
1220768.1 (d)
13211061 (e)
13210331 (f)
14205611-A (g)
14205611-B (h)
14205611-C (i)
11211521 (j)
11211531 (k)
11211541 (l)
11211551 (m)
Data da
Nº de
Encargos financeiros a.a.
Valor do
Vencimento
emissão parcelas
inicial
final
(juros + comissão)
contrato
17.03.2009
179
15.02.2012 15.01.2028
1,63% acima da TJLP
169.500
16.12.2011
168
15.05.2012 15.04.2026
1,82% acima da TJLP
42.433
16.12.2011
168
15.05.2012 15.04.2026
1,42% acima da TJLP
2.290
28.09.2012
192
15.08.2013 15.07.2029
1,36% acima da TJLP
73.122
04.12.2013
192
15.11.2015 15.10.2031
1,49% acima da TJLP
1.041.155
03.12.2013
168
15.09.2014 15.08.2028 1,49% e 1,89% acima da TJLP
17.644
15.12.2014
72
15.02.2015 15.01.2021
2,09% a.a. acima da TJLP
41.583
15.12.2014
6
15.02.2016 15.02.2021 2,09 a.a. acima da TR BNDES
17.821
15.12.2014
113
15.02.2015 15.06.2024
6% a.a.
78.921
19.03.2012
192
15.07.2014 15.06.2030
2,34% a.a. acima da TJLP
54.100
19.03.2012
192
15.07.2014 15.06.2030
2,34% a.a. acima da TJLP
40.050
19.03.2012
192
15.07.2014 15.06.2030
2,34% a.a. acima da TJLP
90.900
19.03.2012
192
15.07.2014 15.06.2030
2,34% a.a. acima da TJLP
97.000
Circulante
Não circulante
Empresa:
Copel Geração e Transmissão: (a) (b) (c) (d) (e) (f)
Copel Distribuição: (g) (h) (i)
GE Farol: (j)
31.12.2014
149.196
34.451
1.859
67.700
850.782
17.273
30.008
17.874
52.170
58.635
43.349
98.311
104.533
31.12.2013
160.572
37.484
2.022
67.259
840.106
17.666
-
1.526.141
71.945
1.454.196
1.125.109
20.776
1.104.333
GE Boa Vista: (k)
GE São Bento do Norte: (l)
GE Olho D'Agua: (m)
Destinação:
Implementação da UHE Mauá e sistema de transmissão associado: (a)
Implantação de linha de transmissão entre as subestações Foz do Iguaçu e Cascavel Oeste: (b)
Aquisição de máquinas e equipamentos nacionais para a implantação da linha de transmissão descrita acima: (c)
Implantação da PCH Cavernoso II: (d)
Implantação da UHE Colíder e sistema de transmissão associado: (e)
Implantação da Subestação Cerquilho III em 230/138kV: (f)
Investimento em preservação de negócios, melhorias, suporte operacional e investimentos gerais em expansão: (g) (h)
Máquinas e equipamentos nacionais credenciados no BNDES: (i)
Construção e implantação da central geradora eólica Eol Farol: (j)
Construção e implantação da central geradora eólica Eol Dreen Boa Vista: (k)
Construção e implantação da central geradora eólica Eol Dreen São Bento do Norte: (l)
Construção e implantação da central geradora eólica Eol Dreen Olho D'Água: (m)
Garantias:
Totalidade da receita proveniente da venda e/ou comercialização de energia dos CCEARs relativos ao projeto, através de Contrato de
Cessão de Vinculação de Receitas, Administração de Contas e Outras Avenças: (a) (d)
Cessão 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) (c)
Cessão fiduciária dos direitos decorrentes do Contrato de Concessão nº 01/2011MME-UHE Colíder e cessão fiduciária 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)
Fiança da Companhia Paranaense de Energia; cessão fiduciária de receitas e direitos indenizatórios da concessão: (g) (h) (i)
Penhor de ações de emissão das controladas pertencentes à São Bento; cessão fiduciária de recebíveis provenientes da receita de
venda de energia elétrica; cessão fiduciária das máquinas e equipamentos montados ou construídos com os recursos originados
deste contrato: (j) (k) (l) (m)
F-60
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
22.6
Banco do Brasil - repasse de recursos do BNDES
Data da
Nº de
Encargos financeiros a.a. Valor do
Vencimento
Contrato emissão parcelas
inicial
final
(juros + comissão)
contrato 31.12.2014 31.12.2013
21/02000-0 16.04.2009
179
15.03.2013 15.01.2028
2,13% acima da TJLP
169.500
149.198
160.580
149.198
160.580
Circulante
11.825
11.838
Não circulante
137.373
148.742
Empresa:
Copel Geração e Transmissão
Destinação:
Implementação da UHE Mauá e sistema de transmissão associado, em consórcio com a Eletrosul.
Garantias:
Totalidade da receita proveniente da venda e/ou comercialização de energia dos CCEARs relativos ao projeto, através de
Contrato de Cessão de Vinculação de Receitas, Administração de Contas e Outras Avenças.
22.7
Composição dos empréstimos e financiamentos por tipo de moeda e indexador
Variação da moeda estrangeira e indexadores
acumulada no período (%) 31.12.2014
%
31.12.2013
%
Moeda estrangeira
Dólar norte-americano
13,39
71.197
71.197
2,05
2,05
64.822
64.822
1,95
1,95
Moeda nacional
TJLP
IGP-M
Ufir
Finel
CDI
TR
IPCA
Sem indexador
0,00
3,69
0,00
0,73
10,22
0,86
6,41
-
1.605.429
80.524
50.236
1.558.486
14.824
17.821
70.433
3.397.753
3.468.950
867.626
2.601.324
46,28
2,32
1,45
44,93
0,43
0,51
2,03
97,95
100,00
1.308.607
65
96.394
83.361
1.752.895
17.640
3.258.962
3.323.784
957.106
2.366.678
39,37
2,90
2,51
52,74
0,53
98,05
100,00
Circulante
Não circulante
22.8
Vencimentos das parcelas de longo prazo
Moeda
estrangeira Moeda nacional
514.886
317.161
310.288
250.470
129.680
70.601
1.008.238
70.601
2.530.723
31.12.2014
2016
2017
2018
2019
2020
Após 2021
F-61
Total
514.886
317.161
310.288
250.470
129.680
1.078.839
2.601.324
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
22.9
Mutação de empréstimos e financiamentos
Em 1º.01.2013
Ingressos
Encargos
Variação monetária e cambial
Transferências
Amortização - principal
Pagamento - encargos
Em 31.12.2013
Efeito da 1ª consolidação São Bento (NE nº 17.1.2)
Ingressos
Encargos
Variação monetária e cambial
Transferências
Amortização - principal
Pagamento - encargos
Em 31.12.2014
22.10
Moeda estrangeira
circulante não circulante
3.317
56.034
2.732
258
7.974
1.347
(1.347)
(1.478)
(4.015)
2.161
62.661
2.722
(138)
7.940
(736)
(3.413)
596
70.601
Moeda nacional
circulante não circulante
257.973
1.933.554
150.000
1.089.126
143.636
38.210
241
1.342
758.215
(758.215)
(30.030)
(325.090)
954.945
2.304.017
20.747
288.911
221.556
229.589
59.039
45
(303)
342.497
(342.497)
(424.818)
(255.975)
867.030
2.530.723
Total
2.250.878
1.239.126
184.578
9.815
(31.508)
(329.105)
3.323.784
309.658
221.556
291.350
7.544
(425.554)
(259.388)
3.468.950
Cláusulas contratuais restritivas
A Companhia e suas controladas contrataram empréstimos com cláusulas que requerem a
manutenção de determinados índices econômico-financeiros dentro de parâmetros préestabelecidos, bem como outras condições a serem observadas, tal como: não alterar a
participação acionária da Companhia no capital social das controladas que represente
alteração de controle sem a prévia anuência. O descumprimento das condições mencionadas
poderá implicar vencimento antecipado das dívidas e/ou multas.
Em 31.12.2014, todas as condições foram plenamente atendidas.
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
23
Emissão
5ª (a)
1ª (b)
2ª (c)
1ª (d)
1ª (e)
Debêntures
Data da
emissão
Nº de
parcelas
13.05.2014
30.10.2012
26.09.2013
15.06.2013
10.06.2014
3
2
60
40
1
Vencimento
inicial
final
13.05.2017
30.10.2016
26.10.2013
15.09.2015
-
Encargos financeiros a.a.
(juros)
Valor do
contrato
13.05.2019
111,5% acima da DI
1.000.000
30.10.2017
DI + Spread 0,99% a.a.
1.000.000
26.09.2018
DI + Spread 1,00% a.a.
203.000
15.12.2018 TJLP+1,7% a.a.+1,0% a.a.
62.626
10.06.2015100% CDI + Spread 0,90% a.a.
330.000
Circulante
Não circulante
Empresas:
Copel: (a)
Copel Distribuição: (b)
Elejor: (c)
Compagás: (d)
Nova Asa Branca I: (e)
Nova Asa Branca II: (e)
Nova Asa Branca III: (e)
Nova Eurus IV: (e)
31.12.2014 31.12.2013
1.010.485
1.019.037
152.040
53.554
350.332
1.015.389
192.556
-
2.585.448
431.491
2.153.957
1.207.945
57.462
1.150.483
Santa Maria: (e)
Santa Helena: (e)
Ventos de Santo Uriel: (e)
Características:
Debêntures simples, série única, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, para distribuição pública com esforços
restritos de colocação, nos termos da Instrução CVM nº 476, nos valores mínimos de: R$ 1.000.000 (a e b) e R$ 203.000 (c)
Foram emitidos títulos com valor unitário de R$ 10, nas quantidades de: 100.000 (a e b) e 20.300 (c)
Debêntures simples, série única, não conversíveis em ações, da espécie flutuante, emissão privada no valor de R$ 62.626: (d)
Foram emitidos títulos com valor unitário de R$ 1, na quantidade de: 62.626 (d)
Debêntures simples, série única, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, para distribuição pública com esforços
restritos de colocação, nos termos da Instrução CVM nº 476, nos valores mínimos de: R$ 53.000 - N. Asa Branca I;
R$ 58.000 - N. Asa Branca II; R$ 50.000 - N. Asa Branca III; R$ 30.000 - N. Eurus IV; R$ 50.000 - Santa Maria;
R$ 58.000 - Santa Helena; e R$ 31.000 - Ventos de Santo Uriel: (e)
Foram emitidos títulos com valor unitário de R$ 10, nas quantidades de: 5300 - N. Asa Branca I; 5800 - N. Asa Branca II;
5000 - N. Asa Branca III; 3000 - N. Eurus IV; 5000 - Santa Maria; 5800 - Santa Helena; 3100 - Ventos Santo Uriel: (e)
O valor unitário das debêntures não será atualizado monetariamente: (a) (b) (c) (d) (e)
Encargos financeiros:
Juros pagos semestralmente em maio e novembro: (a)
Juros pagos semestralmente em abril e outubro: (b)
Juros pagos mensalmente: (c)
Juros pagos trimestralmente em março, junho, setembro e dezembro: (d)
Juros pagos em uma única parcela na data de vencimento: (e)
Destinação:
Capital de giro e/ou realização de investimentos da emissora: (a) e (b)
Liquidação total do contrato de mútuo com a Copel: (c)
Financiar plano de investimentos da emissora: (d)
Resgate de notas promissórias e investimento nos parques eólicos: (e)
Garantias:
Fidejussória: (a) (b) (c) (e)
Flutuante: (d)
Interveniente garantidora:
Copel: (b) (e)
Copel, na proporção de 70% e Paineira Participações S.A., na proporção de 30%: (c)
Compagás: (d)
Agente fiduciário:
Pentágono: (a)
C&D Distribuidora de Títulos e Valores Mobilíarios S.A.: (b) (c) (e)
BNDES Participações S.A. - BNDESPAR: (d)
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
23.1
Mutação das debêntures
circulante
12.719
40.600
89.282
15.134
(10.152)
(90.121)
57.462
330.000
233.888
48.464
(40.608)
(197.715)
431.491
Em 1º.01.2013
Ingressos
Encargos
Transferências
Amortização - principal
Pagamento - encargos
Em 31.12.2013
Ingressos
Encargos
Transferências
Amortização - principal
Pagamento - encargos
Em 31.12.2014
23.2
não circulante
997.958
162.400
5.259
(15.134)
1.150.483
1.053.378
(1.440)
(48.464)
2.153.957
Total
1.010.677
203.000
94.541
(10.152)
(90.121)
1.207.945
1.383.378
232.448
(40.608)
(197.715)
2.585.448
Cláusulas contratuais restritivas
A Copel emitiu debêntures com cláusulas que requerem a manutenção de determinados
índices econômico-financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos, com exigibilidade de
cumprimento anual, bem como outras condições a serem observadas, tais como: não alterar a
participação acionária da Companhia no capital social, que represente alteração de controle
sem a prévia anuência dos debenturistas; não realizar, sem prévia e expressa autorização dos
debenturistas, distribuição de dividendos ou pagamentos de juros sobre capital próprio, caso
estejam em mora relativamente ao cumprimento de quaisquer de suas obrigações pecuniárias
ou não atendam aos índices financeiros estabelecidos. O descumprimento destas condições
poderá implicar vencimento antecipado das debêntures.
Em 31.12.2014, todas as condições foram plenamente atendidas.
24
Benefícios Pós-Emprego
A Companhia patrocina planos de complementação de aposentadoria e pensão (Plano
Unificado e Plano III) e de assistência médica e odontológica (Plano Assistencial), para seus
empregados ativos e pós-emprego e seus dependentes legais.
24.1
Plano de benefício previdenciário
O plano previdenciário unificado é um plano de Benefício Definido - BD em que a renda é 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 o 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.
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
24.2
Plano de benefício assistencial
A Companhia aloca recursos para a cobertura das despesas de saúde dos empregados e de
seus dependentes, dentro de regras, limites e condições estabelecidos em regulamentos
específicos. A cobertura inclui exames médicos periódicos e é estendida a todos os
aposentados e pensionistas vitaliciamente.
24.3
Balanço patrimonial e resultado do exercício
Os valores consolidados reconhecidos no passivo, na conta de Benefícios pós-emprego, estão
resumidos a seguir:
Plano previdenciário
Plano assistencial
Circulante
Não circulante
31.12.2014
31.12.2013
1.030
897.588
898.618
37.404
861.214
5
967.227
967.232
29.983
937.249
Os valores consolidados reconhecidos no demonstrativo de resultado estão resumidos a
seguir:
Plano previdenciário (CD)
Plano previdenciário (CD) - administradores
Plano assistencial - pós-emprego
Plano assistencial
Plano assistencial - administradores
24.4
31.12.2014
31.12.2013
53.955
1.256
102.108
44.086
137
51.857
988
76.815
46.435
101
31.12.2012
46.345
751
94.456
41.269
57
201.542
176.196
182.878
Mutação dos benefícios pós-emprego
Circulante Não circulante
25.819
675.230
76.524
Em 1º.01.2013
Apropriação do cálculo atuarial
Contribuições previdenciárias e assistenciais
Ajuste referente a perdas atuariais
119.149
-
119.149
-
216.967
216.967
Transferências
31.472
Amortizações
(146.457)
Em 31.12.2013
Apropriação do cálculo atuarial
Contribuições previdenciárias e assistenciais
Ajuste referente a perdas atuariais
Transferências
Amortizações
Em 31.12.2014
29.983
118.392
37.760
(148.731)
37.404
F-65
Total
701.049
76.524
(31.472)
937.249
102.108
(140.383)
(37.760)
861.214
(146.457)
967.232
102.108
118.392
(140.383)
(148.731)
898.618
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
24.5
Avaliação atuarial
24.5.1 Premissas atuariais
As premissas atuariais utilizadas para determinação dos valores de obrigações e custos, para
2014 e 2013, estão demonstradas a seguir:
Real
Econômicas
Inflação a.a.
Taxa de desconto/retorno esperados a.a.
Planos de benefícios previdenciários
Planos de benefícios assistenciais
Crescimento salarial a.a.
Demográficas
Tábua de mortalidade
Tábua de mortalidade de inválidos
Tábua de entrada em invalidez
6,10%
6,15%
2,00%
2014
Nominal
Real
6,40%
12,89%
12,94%
8,53%
6,08%
6,20%
2,00%
AT - 2000
WINKLEVOSS
A. VINDAS
2013
Nominal
5,93%
12,37%
12,50%
8,05%
AT - 2000
AT - 83
Light M
24.5.2 Número de participantes e beneficiários
Número de participantes ativos
Número de participantes inativos
Número de dependentes
Total
Plano previdenciário
31.12.2014
31.12.2013
8.723
9.325
7.702
7.211
16.425
16.536
Plano assistencial
31.12.2014
31.12.2013
8.429
8.824
7.458
6.233
24.935
24.307
40.822
39.364
24.5.3 Expectativa de vida a partir da idade média – Tábua AT-2000 (em anos)
Em 31.12.2014
Participantes aposentados
Participantes pensionistas
Em 31.12.2013
Participantes aposentados
Participantes pensionistas
Plano BD
Plano CD
16,75
17,17
24,67
32,62
17,72
18,48
26,67
30,12
A idade média dos participantes inativos dos planos de aposentadoria e assistência médica da
Companhia é de 64,0 anos.
24.5.4 Avaliação atuarial
Com base na revisão das premissas, os valores do plano previdenciário para 31.12.2014
totalizaram um superávit do plano de R$ 183.117, enquanto que, em 31.12.2013, a posição era
de R$ 362.035, resumidas abaixo:
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
Obrigações total ou parcialmente cobertas
Valor justo dos ativos do plano
Estado de cobertura do plano
Ativo não reconhecido
Plano
Previdenciário
4.379.430
(4.562.547)
(183.117)
183.117
-
Plano
Assistencial
1.047.284
(149.696)
897.588
897.588
31.12.2014
5.426.714
(4.712.243)
714.471
183.117
897.588
31.12.2013
5.033.805
(4.428.613)
605.192
362.035
967.227
A Companhia procedeu ajustes no seus passivos assistenciais através de relatório atuarial,
data base 31.12.2014, quando efetuaram os registros, em outros resultados abrangentes, do
valor total de R$ 140.383, correspondente a uma redução apurada naquela data base.
24.5.5 Movimentação do passivo atuarial
Valor presente da obrigação atuarial líquida em 1º.01.2012
Custo de serviço
Custo dos juros
Benefícios pagos
Benefícios concedidos
(Ganhos) / perdas atuariais
Plano previdenciário
3.807.850
330
342.636
(264.676)
244
677.202
Plano assistencial
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
Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31.12.2013
Custo de serviço
Custo dos juros
Benefícios pagos
(Ganhos) / perdas atuariais
Valor presente da obrigação atuarial líquida em 31.12.2014
4.563.586
1.115
359.412
(249.939)
(244)
(732.822)
3.941.108
600
405.498
(276.463)
308.687
4.379.430
848.756
11.852
62.241
(46.373)
216.221
1.092.697
8.055
110.906
(65.911)
(98.463)
1.047.284
F-67
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
24.5.6 Movimentação do ativo atuarial
Plano previdenciário
Valor justo do ativo do plano em 1º.01.2012
Retorno esperado dos ativos
Plano assistencial
3.984.143
120.790
421.581
13.867
Contribuições e aportes
27.027
Benefícios pagos
(264.676)
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
Valor justo do ativo do plano em 31.12.2013
Retorno esperado dos ativos
Contribuições e aportes
Benefícios pagos
Ganhos / (perdas) atuariais
Valor justo do ativo do plano em 31.12.2014
(13.277)
244
-
973.555
27.316
5.141.874
438.761
2.077
(249.939)
(244)
(1.029.386)
4.303.143
524.992
27.321
(276.463)
(16.446)
4.562.547
148.696
(46.373)
23.147
125.470
15.945
8.281
149.696
24.5.7 Custos estimados
Os custos (receitas) estimados para 2015 estão demonstrados a seguir:
Custo do serviço corrente
Custo estimado dos juros
Rendimento esperado do ativo do plano
Contribuições estimadas dos empregados
Custos (receitas)
Plano previdenciário
471
559.365
(564.871)
(229)
(5.264)
F-68
Plano assistencial
34.803
127.622
(19.223)
143.202
2015
35.274
686.987
(584.094)
(229)
137.938
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
24.5.8 Análise de sensibilidade
As tabelas a seguir apresentam a análise de sensibilidade, que demonstra o efeito de um
aumento ou uma redução de um ponto percentual nas taxas presumidas de variação dos
custos assistenciais, sobre o agregado dos componentes de custo de serviço e custo de juros
dos custos assistenciais líquidos periódicos pós-emprego e a obrigação de benefícios
assistenciais acumulada pós-emprego.
.
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$
Sensibilidade da taxa de crescimento de custos médicos
Impactos nas obrigações do programa de saúde
Impactos 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$
6,10%
Cenários projetados
Aumento 1% Redução 1%
-6,28%
(275.214)
-14,70%
(153.192)
8,41%
368.335
10,21%
106.421
1,00%
3,70%
63.641
-9,22%
(158.440)
1,00%
-0,18%
(7.918)
-4,97%
(51.861)
0,24%
10.598
3,76%
39.167
6,15%
1,00%
24.5.9 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:
2015
2016
2017
2018
2019
2020 a 2050
Plano previdenciário
387.962
398.139
389.454
378.318
367.715
4.473.409
Outros benefícios
71.907
68.932
66.598
64.688
63.625
1.216.661
Total
459.869
467.071
456.052
443.006
431.340
5.690.070
24.5.10 Alocação de ativos e estratégia de investimentos
A alocação de ativos para os planos previdenciários e assistencial da Companhia no final de
2014 e a alocação-meta para 2015, por categoria de ativos, são as seguintes:
Meta para 2015
88,6%
3,7%
1,6%
1,9%
4,2%
100,0%
Renda fixa
Renda variável
Empréstimos
Imóveis
Investimentos estruturados
Abaixo são apresentados os limites estipulados pela administração do Fundo:
F-69
2014
84,2%
8,8%
1,9%
2,0%
3,1%
100,0%
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
Plano Unificado (BD)
Plano III (CD)
meta (%)(*) mínimo (%)
meta (%)
mínimo (%)
Renda fixa
93,0%
87,0%
79,7%
54,6%
Renda variável
1,0%
0,0%
8,9%
7,6%
Empréstimos
1,0%
0,0%
2,8%
1,5%
Imóveis
2,5%
1,0%
0,9%
0,0%
Investimentos estruturados
2,5%
0,0%
7,7%
0,0%
(*) Meta baseada no total de investimentos de cada plano.
A Administração da Fundação Copel decidiu manter participação mais conservadora em renda variável, em
relação ao limite legal permitido, que é de 70%.
Em 31.12.2014 e 2013, os valores dos ativos do plano previdenciário incluíam os seguintes
títulos mobiliários emitidos pela Copel:
Plano previdenciário de benefícios definidos
31.12.2014
31.12.2013
2.154
1.832
Ações
2.154
1.832
24.5.11 Informações adicionais
A Companhia também patrocina um plano de contribuição definida para todos os empregados.
As contribuições nos exercícios encerrados em 31.12.2014 e 31.12.2013 foram de R$ 66.914 e
R$ 70.240, respectivamente.
25
Encargos do Consumidor a Recolher
31.12.2014
11.709
11.524
23.233
Conta de desenvolvimento energético - CDE
Reserva global de reversão - RGR
26
26.1
31.12.2013
6.342
31.652
37.994
Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética
Saldos constituídos para aplicação em P&D e PEE
Pesquisa e desenvolvimento - P&D
FNDCT (a)
MME
P&D
Programa de eficiência energética - PEE
Aplicado e
não concluído
Saldo a
recolher
Saldo a
aplicar
Saldo em
31.12.2014
Saldo em
31.12.2013
37.836
37.836
26.068
63.904
5.742
2.872
8.614
8.614
174.148
174.148
89.098
263.246
Circulante
Não circulante
5.742
2.872
211.984
220.598
115.166
335.764
175.972
159.792
3.771
1.887
171.928
177.586
104.995
282.581
127.860
154.721
(a) Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico
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
26.2
Mutação dos saldos de P&D e PEE
FNDCT
MME
P&D
PEE
Circulante Circulante Circulante Não circulante Circulante Não circulante
Em 1º.01.2013
3.424
1.712
40.323
102.061
114.140
2.500
Constituições
21.692
10.847
869
20.825
25.109
Contrato de desempenho
619
Juros Selic
111
10.207
4.907
Transferências
8.121
(8.121)
3.386
(3.386)
Recolhimentos
(21.345)
(10.672)
Conclusões
(2.468)
(42.280)
Em 31.12.2013
3.771
1.887
46.956
124.972
75.246
29.749
Constituições
33.021
16.509
964
32.054
31.709
Contrato de desempenho
1.111
Juros Selic
185
15.833
7.381
Transferências
42.002
(42.002)
41.015
(41.015)
Recolhimentos
(31.050)
(15.524)
Conclusões
(8.980)
(30.030)
Em 31.12.2014
5.742
2.872
81.127
130.857
86.231
28.935
F-71
Total
264.160
79.342
619
15.225
(32.017)
(44.748)
282.581
114.257
1.111
23.399
(46.574)
(39.010)
335.764
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
27
Contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público
Referem-se aos encargos de outorga de concessão pelo direito de uso do bem público - UBP.
Circulante
UHE Mauá (a)
UHE Colider (b)
UHE Baixo Iguaçu (c)
PCH Cavernoso (d)
PCH Apucaraninha (e)
PCH Chopim I (f)
PCH Chaminé (g)
PCH Derivação Rio Jordão (h)
Complexo Energético FundãoSanta Clara (i)
Outorga
29.06.2007
29.12.2010
19.07.2012
11.07.2013
11.07.2013
11.07.2013
11.07.2013
11.07.2013
Assinatura
03.07.2007
17.01.2011
20.08.2012
11.07.2013
11.07.2013
11.07.2013
11.07.2013
24.02.2014
Não circulante
Final
31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013
07.2042
973
913
13.227
12.612
01.2046
1.564
118
18.057
17.091
01.2047
5.363
07.2018
36
35
81
101
07.2018
251
247
568
702
07.2015
33
55
26
07.2018
434
427
983
1.214
02.2019
217
589
-
23.10.2001 25.10.2001 10.2036
51.447
54.955
49.686
51.481
397.904
436.772
388.547
420.293
Empresas:
Copel Geração e Transmissão: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h)
Elejor: (i)
Taxa de desconto no cálculo do valor presente:
Taxa desconto real e líquida, compatível com a taxa estimada de longo prazo, não tendo vinculação com a expectativa de
retorno do projeto:
5,65% a.a. (a)
7,74% a.a. (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h)
11,00% a.a. (i)
Pagamento à União:
Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto de R$ 643 (51% de R$ 1.262), conforme clausula 6ª
do Contrato de Concessão nº 001/07: (a)
Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto de R$ 1.256, a partir da entrada em operação
comercial da UHE, conforme cláusula 6ª do Contrato de Concessão nº 001/11: (b)
Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto, conforme cláusula 5ª do Contrato de Concessão
nº 007/2013, pelo prazo de 5 anos: (c) (d) (e) (f) (g) (h)
Parcelas mensais equivalentes a 1/12 do pagamento anual proposto de R$ 19.000, do 6º ao 35º ano de concessão ou
enquanto estiver na exploração dos aproveitamentos hidrelétricos, conforme Termo de Ratificação do Lance e cláusula
6ª do Contrato de Concessão nº 125/01: (i)
Correção anual das parcelas:
Variação IPCA: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h)
Variação IGP-M: (i)
27.1
Valor nominal e valor presente - uso do bem público
Valor nominal
56.062
56.394
56.516
56.203
1.020.921
1.246.096
2014
2015
2016
2017
Após 2017
F-72
Valor presente
53.071
48.219
43.659
39.205
307.573
491.727
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
27.2
Mutação de contas a pagar vinculadas à concessão - uso do bem público
Em 1º.01.2013
Outorga Aneel - uso do bem público
Transferências
Pagamentos
Não circulante
399.080
4.338
49.128
(49.128)
(48.966)
Variação monetária
Em 31.12.2013
Outorga Aneel - uso do bem público
Transferências
Pagamentos
Variação monetária
Em 31.12.2014
28
Circulante
48.477
749
29.1
(48.966)
2.093
66.003
68.096
51.481
215
53.214
(51.716)
1.761
54.955
420.293
8.454
(53.214)
61.239
436.772
471.774
8.669
(51.716)
63.000
491.727
Circulante
Não circulante
31.12.2014
27.817
22.259
21.267
18.228
17.721
15.954
35.048
158.294
157.988
306
31.12.2013
19.428
22.952
21.489
14.286
18.745
40.344
137.244
137.011
233
Outras Contas a Pagar
Devolução ao consumidor
Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos
Taxa de iluminação pública arrecadada
Aquisição de investimentos
Cauções em garantia
Consumidores
Outras obrigações
29
-
Total
447.557
5.087
Provisões para Litígios e Passivo Contingente
Provisões para litígios
A Companhia e suas controladas respondem por diversos processos judiciais cujas perdas são
consideradas prováveis, com base na avaliação de seus assessores legais, para as quais
foram constituídas provisões.
F-73
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 e principais ações
Saldo em
1º.01.2014
Fiscais
Cofins (a)
Outras
Trabalhistas (b)
Benefícios a empregados (c)
Cíveis
Fornecedores (d)
Cíveis e direito administrativo (e)
Servidões de passagem
Desapropriações e patrimoniais (f)
Consumidores
Ambientais
Regulatórias (g)
Adições
243.131
44.108
287.239
196.054
94.809
11.255
9.658
20.913
139.181
56.217
(15.310)
(15.310)
(661)
(414)
64.775
197.838
10.639
353.461
9.633
636.346
211
51.468
1.266.127
65.040
15.770
39.005
970
120.785
268
6.975
344.339
(4.095)
(47)
(1)
(4.143)
(20.528)
Saldo em
1º.01.2013
Fiscais
Cofins (a)
Outras
Trabalhistas (b)
Benefícios a empregados (c)
Cíveis
Fornecedores (d)
Cíveis e direito administrativo (e)
Servidões de passagem
Desapropriações e patrimoniais (f)
Consumidores
Ambientais
Regulatórias (g)
Adições no
Custo de imobilizado
Saldo em
Reversões construção
em curso Quitações 31.12.2014
Adições
(1.850)
(1.850)
(1.850)
11.887
11.887
11.887
(998)
(998)
(8.328)
(36.069)
254.386
37.458
291.844
326.246
114.543
60.680
(6.662)
256.169
(1.002)
25.407
(284)
402.219
10.602
(7.948)
755.077
479
58.443
(53.343) 1.546.632
Custo de
Saldo em
Reversões construção Quitações 31.12.2013
243.131
51.445
294.576
154.990
78.670
14.096
14.096
53.964
88.359
(21.433)
(21.433)
(1.577)
(45.563)
-
68.630
176.811
5.964
317.472
7.477
576.354
193
50.925
1.155.708
49.210
5.771
35.063
3.024
93.068
35
5.328
254.850
(3.855)
(21.621)
(953)
(868)
(27.297)
(17)
(4.785)
(100.672)
943
943
943
(11.323)
(26.657)
243.131
44.108
287.239
196.054
94.809
64.775
(6.562)
197.838
(143)
10.639
(17)
353.461
9.633
(6.722)
636.346
211
51.468
(44.702) 1.266.127
Informações sobre as principais ações
a) Contribuição para o financiamento da seguridade social - Cofins
Autor: Receita Federal
Cobrança da Cofins dos períodos de agosto de 1995 a dezembro de 1996 e de outubro de
1998 a junho de 2001, como decorrência de desconstituição de sentença que havia
reconhecido a imunidade da Companhia quanto ao recolhimento da Cofins.
Situação atual: aguardando julgamento.
b) Trabalhistas
Autores: ex-empregados da Copel e de suas controladas e ex-empregados de seus
empreiteiros e empresas terceirizadas
F-74
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
Ações movidas por ex-empregados envolvendo cobrança de horas-extras, periculosidade,
adicional de transferência, equiparação/reenquadramento salarial e outras, e também ações
movidas por ex-empregados de seus empreiteiros e empresas terceirizadas (responsabilidade
subsidiária), envolvendo cobrança de parcelas indenizatórias e outras.
c) Benefícios a empregados
Autores: ex-empregados aposentados da Copel e de suas subsidiárias integrais
Ações
de
reclamatórias
trabalhistas
contra
a
Fundação
Copel,
que
causarão,
consequentemente, reflexos para a Companhia e suas subsidiárias integrais, na medida em
que forem necessários aportes complementares.
d) Fornecedores
Autores: Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A.
A Copel Distribuição promoveu ação judicial para discutir a validade de cláusulas e condições
ilegais em contrato de compra e venda de energia firmado com as empresas Rio Pedrinho
Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A.. As vendedoras, após rescindirem o
pacto, provocaram a Câmara de Arbitragem da Fundação Getúlio Vargas, que condenou a
Copel Distribuição a pagar a multa contratual, ao entendimento de que esta dera causa à
rescisão.
Na fase de cumprimento/execução de sentença, os fornecedores apresentaram cartas de
fiança bancária como garantia e, após, levantaram valores penhorados, porém a ação
permanece classificada como perda provável, em razão de execução de saldo remanescente.
Além do valor provisionado, o valor de R$ 28.345, contabilizado na conta de Fornecedores,
também compõe o total da dívida.
Situação atual: Pelo Juízo da 3ª Vara da Fazenda Pública foi determinado o pagamento de
R$ 22.162 como saldo remanescente, com a consequente liberação a favor das exequentes os
valores de R$ 12.790 e R$ 9.372, em 12.04.2012, mediante caução de fiança bancária. Em
decisão publicada em 27.01.2015, o juiz deferiu pedido de liberação das cauções em favor da
Rio Pedrinho Energética, contudo, outro magistrado manteve sem alteração as cauções dos
valores discutidos com o Consórcio Salto Natal, decisão submetida ao Tribunal de Justiça pelo
Consórcio Salto Natal, via agravo de instrumento.
e) Cíveis e direito administrativo
Autor: Tradener Ltda.
Valor estimado: R$ 76.119
Ações populares e civis públicas ajuizadas nas quais se aponta ilegalidades e nulidades
relativas à celebração do contrato de comercialização de energia elétrica firmado entre a
Tradener e a Companhia. A ação popular nº 588/2006 já transitou em julgado e a decisão
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
reconheceu como válida as comissões devidas pela Companhia à Tradener. Na ação civil
pública nº 0000219-78.2003.8.16.0004, ajuizada pelo Ministério Público, também há decisão no
sentido da ausência de irregularidades no contrato de comercialização de energia. Diante
disso, a Tradener ajuizou ações de cobrança, visando o recebimento de suas comissões.
Situação atual: - autos nº 0005550-26.2012.8.16.0004 - em sentença proferida em
29.09.2014, a Companhia foi condenada ao pagamento das comissões devidas à Tradener, no
valor de R$ 17.765, em 30.09.2012, que, acrescido de juros de mora de 1% ao mês, contados
da data da citação (25.10.2012), bem como em honorários advocatícios fixados em 9% sobre o
valor da condenação e em custas processuais, totaliza R$ 25.468, em 31.12.2014. Dessa
decisão, a Companhia interpôs recurso de apelação, o qual ainda não foi julgado.
- autos nº 00059-90.22.2012.8.16.0004 - em sentença proferida em 27.01.2014 a Companhia
foi condenada ao pagamento do valor de R$ 50.651, que é o valor atualizado pelo INPC/IBGE
a partir do vencimento das comissões devidas à Tradener no contrato de comercialização
firmado com a Celesc, acrescido de juros de mora de 1% ao mês, contados da citação
(31.10.2012), bem como em honorários advocatícios no valor de R$ 55, que deve ser corrigido
a partir da prolação da sentença, pelo INPC/IBGE, a partir de 27.01.2014. Dessa decisão, a
Companhia interpôs recurso de apelação, o qual ainda não foi julgado.
f)
Desapropriações e patrimoniais
Autor: Ivaí Engenharia de Obras S.A.
Valor estimado: R$ 349.080
Ação de cobrança proposta pela autora com base em anterior ação declaratória cujo objetivo
era o reconhecimento do direito de crédito da autora pelo desequilíbrio da equação econômicofinanceira de contrato firmado com a Copel Geração e Transmissão.
Situação atual: aguardando julgamento do 2º recurso de embargos de declaração da Copel
Geração e Transmissão perante o STJ, no qual se discute diferença de valores decorrentes da
incidência de taxa Selic como índice de correção monetária somada aos juros de mora,
aplicados na elaboração do laudo pericial. Já há execução provisória em andamento, porém,
está suspensa por medida cautelar da Copel apresentada e acolhida no Tribunal de Justiça do
Paraná em dezembro/2014.
g) Regulatórias
Autores: Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE e Dona Francisca Energética S.A.
Valor estimado: R$ 41.915
A Copel, a Copel Geração e Transmissão e a Copel Distribuição estão discutindo nas esferas
administrativa e judicial notificações do Órgão Regulador sobre eventuais descumprimentos de
normas regulatórias, dentre eles ações judiciais envolvendo as empresas citadas, contra o
Despacho Aneel nº 288/2002.
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
Situação atual: aguardando julgamento.
29.2
Passivo contingente
A Companhia responde por diversos processos judiciais cujas perdas são consideradas como
possíveis, com base na avaliação de seus assessores legais, para as quais não há provisão
constituída.
Fiscais (a)
Trabalhistas
Benefícios a empregados
Cíveis (b)
Regulatórias
31.12.2014
31.12.2013
1.356.224
558.873
107.118
698.084
18.464
1.384.115
342.887
97.979
1.006.786
56.193
2.738.763
2.887.960
Informações sobre as principais ações
a) Fiscais
Autor: Receita Federal
Valor estimado: R$ 759.810
Processo administrativo decorrente ação rescisória do Cofins. Refere-se a juros e multa do
período de 1995/96, sendo que, em virtude dos fortes argumentos para a defesa destes
encargos, sua classificação está como possível. O principal deste débito, porém, está
classificado como provável e é objeto de discussão na execução fiscal ajuizada pela União, em
trâmite na 2ª Vara Federal, conforme nota 29.1-a.
Situação atual: aguardando julgamento.
Autor: Instituto Nacional de Seguridade Social - INSS
Valor estimado: R$ 271.163
Exigências fiscais contra a Copel referentes à execução fiscal de contribuição previdenciária
(NFLD nº 35.273.870-7).
Situação atual: aguardando julgamento.
Autor: Instituto Nacional de Seguridade Social - INSS
Valor estimado: R$ 50.798
Exigências fiscais contra a Copel referentes à execução fiscal, com o objetivo de obter
contribuição previdenciária incidente sobre a cessão de mão-de-obra (NFLD nº 35.273.876-6).
Situação atual: aguardando julgamento.
F-77
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) Cíveis
Autor: Mineradora Tibagiana Ltda.
Valor estimado: R$ 52.625
Ação para indenização sobre supostos prejuízos nas atividades da mineradora pelas obras de
construção da Usina Mauá, pelo Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, do qual a Copel
Geração e Transmissão participa com o percentual de 51%.
Situação atual: aguardando julgamento.
Autor: Ivaí Engenharia de Obras S.A.
Valor estimado: R$ 289.621
Ação de cobrança proposta pela autora com base em anterior ação declaratória cujo objetivo
era o reconhecimento do direito de crédito da autora pelo desequilíbrio da equação econômicofinanceira de contrato firmado com a Copel Geração e Transmissão. O valor principal deste
débito está classificado como de perda provável.
Situação atual: aguardando julgamento do 2º recurso de embargos de declaração da Copel
Geração e Transmissão perante o STJ, no qual se discute diferença de valores decorrentes da
incidência de taxa Selic como índice de correção monetária somada aos juros de mora,
aplicados na elaboração do laudo pericial. Já há execução provisória em andamento, porém,
está suspensa por medida cautelar da Copel apresentada e acolhida no Tribunal de Justiça do
Paraná em dezembro/2014.
Autores: franquiados de Agência/loja Copel
Valor estimado: R$ 33.918
Propositura de duas ações individuais contra a Copel Distribuição, em razão de contratos de
franquia de Agência/loja Copel, com pedido principal de prorrogar a vigência da contratação e
pedido secundário de reconhecer a ocorrência de subconcessão, com a transferência dos
serviços prestados e o repasse integral dos valores das tarifas, dentre outras verbas.
Situação atual: aguardando julgamentos.
F-78
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
30.1
Patrimônio Líquido
Atribuível aos acionistas da empresa controladora
30.1.1 Capital social
O capital social integralizado monta a R$ 6.910.000. Sua composição por ações (sem valor
nominal) e principais acionistas é a seguinte:
Acionistas
Estado do Paraná
BNDESPAR
Eletrobrás
Custódias em bolsa:
BM&FBOVESPA (a)
NYSE (b)
Latibex (c)
Prefeituras
Outros
Ordinárias
nº ações
%
85.028.598
58,63
38.298.775
26,41
1.530.774
1,06
Preferenciais "A"
nº ações
%
-
Número de ações em unidades
Preferenciais "B"
Total
nº ações
%
nº ações
%
85.028.598
31,07
27.282.006
21,27
65.580.781
23,96
1.530.774
0,56
19.060.366
13,14
128.427
33,77
55.065.282
42,94
814.822
0,56
45.768.198
35,69
67.549
0,05
178.393
0,12
9.326
2,45
3.471
119.352
0,08
242.538
63,78
57.498
0,05
145.031.080 100,00
380.291 100,00 128.244.004 100,00
(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
74.254.075
46.583.020
67.549
191.190
419.388
273.655.375
27,14
17,03
0,02
0,07
0,15
100,00
O valor de mercado das ações da Companhia em 31.12.2014 está demonstrado a seguir:
Ações ordinárias
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
Número de ações em unidades
145.031.080
380.291
128.244.004
273.655.375
F-79
Valor de mercado
3.610.940
11.409
4.561.953
8.184.302
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
30.1.2 Ajustes de avaliação patrimonial
Mutação de ajustes de avaliação patrimonial
Ajuste
Avaliação
Patrimonial
Em 01.01.2012
Outros
Resultados
Abrangentes
Acumulados
Total
1.442.742
23.304
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
(154.006)
52.362
-
(626)
(154.006)
52.362
(626)
1.341.098
(126.704)
1.214.394
-
(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
-
(154.763)
52.620
1.238.955
(255.796)
983.159
-
1.070
(363)
(190)
65
1.070
(363)
(190)
65
Ajustes referentes a passivos atuariais
Benefícios pós-emprego
Tributos sobre os ajustes
Benefícios pós-emprego
-
140.383
(48.584)
(582)
140.383
(48.584)
(582)
Outros ajustes:
Outros ajustes - controladas
Tributos sobre os outros ajustes
-
(2.777)
945
(2.777)
945
(149.295)
50.760
(2.466)
(850)
4.381
-
1.308
(149.295)
50.760
(2.466)
(850)
4.381
1.308
1.141.485
(164.521)
976.964
Ajustes referentes a passivos atuariais
Benefícios pós-emprego
Tributos sobre os ajustes
Realização dos ajustes de avaliação patrimonial:
Custo atribuído do imobilizado
Tributos sobre a realização dos ajustes
Atribuível aos acionistas não controladores
Em 31.12.2012
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 patrimonial:
Custo atribuído do imobilizado
Tributos sobre a realização dos ajustes
Em 31.12.2013
Ajustes referentes a ativos financeiros disponíveis para venda:
Aplicações financeiras
Tributos sobre os ajustes
Investimentos em participações societárias
Tributos sobre os ajustes
Realização dos ajustes de avaliação patrimonial:
Custo atribuído do imobilizado
Tributos sobre a realização dos ajustes
Custo atribuído do imobilizado - equivalência
Custo atribuído do imobilizado - realização de investimento
Passivo atuarial - realizado de investimento
Atribuível aos acionistas não controladores
Em 31.12.2014
F-80
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
30.1.3 Proposta de distribuição de dividendos
Cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios (25%) - (1)
Lucro líquido do exercício
Reserva legal (5%)
Realização do ajuste de avaliação patrimonial
Base de cálculo para dividendos mínimos obrigatórios
Distribuição total proposta - (2) (3+5)
31.12.2014
31.12.2013
1.205.950
(60.298)
99.394
1.245.046
311.262
1.072.560
(53.628)
102.143
1.121.075
280.268
622.523
560.537
Juros sobre capital próprio, brutos - (3)
IRRF s/ os juros sobre capital próprio
Juros sobre capital próprio, líquidos - (4)
30.000
(3.161)
26.839
180.000
(16.107)
163.893
Dividendos propostos - (5)
592.523
380.537
Distribuição total proposta, líquida - (6) (4+5)
619.362
544.430
Dividendo adicional proposto (7) (6-1)
308.100
264.162
Pagamento antecipado referendado pelo CAD - (8)
Juros sobre capital próprio, líquidos
Dividendos
377.609
26.839
350.770
308.932
163.893
145.039
66.347
28.664
Dividendo adicional proposto ajustado (10) (7-9)
241.753
235.498
Valor bruto dos dividendos por ação:
Ações ordinárias
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
2,17236
2,52507
2,39000
1,95572
2,52507
2,15165
Valor bruto dos dividendos por classes de ações:
Ações ordinárias
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
315.060
962
306.501
283.640
964
275.933
Pagamento antecipado superior ao mínimo obrigatório - (9) (8-1)
30.1.4 Lucro por ação - básico e diluído
Numerador 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"
Denominador 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 empresa
controladora:
Ações ordinárias
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
F-81
31.12.2014
31.12.2013
31.12.2012
610.434
1.766
593.750
1.205.950
542.819
1.714
528.027
1.072.560
354.383
1.600
344.705
700.688
145.031.080
381.465
128.242.830
273.655.375
145.031.080
381.737
128.242.558
273.655.375
145.031.080
383.303
128.240.992
273.655.375
4,20899
4,62953
4,62989
3,74278
4,49001
4,11741
2,44350
4,17424
2,68795
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
Mutação do patrimônio líquido atribuível aos acionistas não controladores
Participação no capital social
Em 1º.01.2012
Dividendos e JSCP propostos
Ajuste de avaliação patrimonial
Resultado do exercício
Em 31.12.2012
Dividendos propostos
Resultado do exercício
Em 31.12.2013
Dividendos e JSCP propostos
Ajuste de avaliação patrimonial
Resultado do exercício
Em 31.12.2014
31
Compagás: 49%
101.175
(2.415)
10.170
108.930
(2.531)
9.058
115.457
(8.045)
(758)
29.579
136.233
Elejor: 30% UEG Araucária: 20%
14.215
127.444
(2.371)
626
9.989
5.673
22.459
133.117
(13.437)
12.584
7.233
21.606
140.350
(1.367)
(44.267)
(550)
5.756
94.330
25.445
190.413
Total
242.834
(4.786)
626
25.832
264.506
(15.968)
28.875
277.413
(53.679)
(1.308)
129.665
352.091
Receita Operacional
Receita
bruta
6.581.808
4.882.071
3.708.296
1.279.010
216.223
495.132
PIS/Pasep
e Cofins
(573.026)
(430.976)
(347.962)
(11.310)
(45.504)
Encargos do
ICMS consumidor (31.5)
(1.584.499)
(53.130)
(80.303)
(958.690)
(164.174)
(38.615)
(58.343)
-
ISSQN
(837)
-
Receita líquida
31.12.2014
4.371.153
4.370.792
2.237.470
1.279.010
165.461
391.285
1.033.866
131.434
18.327.840
(59.529)
(1.468.307)
(2.640.147)
(297.607)
(2.425)
(3.262)
1.033.866
69.480
13.918.517
Receita
bruta
Fornecimento de energia elétrica (31.1) 5.111.048
Suprimento de energia elétrica (31.2)
2.188.092
Disponibilidade da rede elétrica (31.3)
3.296.753
Receita de construção
1.076.141
Telecomunicações
183.695
Distribuição de gás canalizado
467.750
Outras receitas operacionais (31.4)
345.680
12.669.159
PIS/Pasep
e Cofins
(447.215)
(188.282)
(309.979)
(9.430)
(42.993)
(55.715)
(1.053.614)
Encargos do
ICMS consumidor (31.5)
(1.279.446)
(39.738)
(67.548)
(830.890)
(126.908)
(32.548)
(56.137)
(2.199.021)
(234.194)
ISSQN
(402)
(1.714)
(2.116)
Receita líquida
31.12.2013
3.344.649
1.932.262
2.028.976
1.076.141
141.315
368.620
288.251
9.180.214
Receita
bruta
4.226.962
1.865.708
5.177.834
749.763
163.961
413.012
240.863
12.838.103
PIS/Pasep
e Cofins
(391.587)
(178.943)
(467.475)
(8.701)
(37.969)
(26.140)
(1.110.815)
Encargos do
ICMS consumidor (31.5)
(1.170.153)
(39.713)
(195)
(63.063)
(1.205.203)
(674.523)
(29.244)
(50.031)
(2.454.826)
(777.299)
ISSQN
(451)
(1.460)
(1.911)
Receita líquida
31.12.2012
2.625.509
1.623.507
2.830.633
749.763
125.565
325.012
213.263
8.493.252
Fornecimento de energia elétrica (31.1)
Suprimento de energia elétrica (31.2)
Disponibilidade da rede elétrica (31.3)
Receita de construção
Telecomunicações
Distribuição de gás canalizado
Resultado de ativos e passivos
financeiros setoriais
Outras receitas operacionais (31.4)
Fornecimento de energia elétrica (31.1)
Suprimento de energia elétrica (31.2)
Disponibilidade da rede elétrica (31.3)
Receita de construção
Telecomunicações
Distribuição de gás canalizado
Outras receitas operacionais (31.4)
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
31.1
Fornecimento de energia por classe de consumidor
Residencial
Industrial
Comercial, serviços e outras atividades
Rural
Poder público
Iluminação pública
Serviço público
31.2
31.12.2014
2.110.043
2.369.527
1.365.319
305.214
152.321
127.838
151.546
6.581.808
31.12.2013
1.605.604
1.956.127
1.022.977
194.085
118.263
97.565
116.427
5.111.048
Receita bruta
31.12.2012
1.302.177
1.493.166
950.689
177.083
114.038
92.450
97.359
4.226.962
31.12.2014
2.987.114
1.172.588
722.120
249
4.882.071
31.12.2013
548.073
863.244
775.924
851
2.188.092
Receita bruta
31.12.2012
235.396
295.049
1.335.263
1.865.708
Disponibilidade da rede elétrica por classe de consumidor
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&M
Receita de juros efetivos
31.4
Receita líquida
31.12.2013 31.12.2012
1.074.119
782.292
1.263.068
926.562
626.881
573.831
165.078
148.869
83.811
79.149
60.070
56.242
71.622
58.564
3.344.649
2.625.509
Suprimento de energia elétrica
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
Contratos bilaterais
Contrato de Comercialização de Energia em Ambiente Regulado - CCEAR (leilão)
Regime de cotas
Venda de energia elétrica no curto prazo
31.3
31.12.2014
1.429.593
1.563.121
838.312
260.801
108.348
78.626
92.352
4.371.153
31.12.2014
31.12.2013
Receita bruta
31.12.2012
31.12.2014
1.363.517
701.408
869.622
190.620
108.809
97.828
64.337
147.135
1.044
106.833
57.143
3.708.296
1.232.186
632.508
755.869
167.640
99.147
87.666
58.574
140.135
1.109
90.385
31.534
3.296.753
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
5.177.834
793.022
398.566
506.163
109.278
72.590
56.376
37.212
126.534
899
86.590
50.240
2.237.470
Receita líquida
31.12.2013
31.12.2012
720.321
357.094
445.273
136.798
66.815
51.198
34.025
121.705
963
68.029
26.755
2.028.976
830.282
576.406
564.262
165.591
83.875
53.448
50.700
156.469
1.925
46.693
300.982
2.830.633
Outras receitas operacionais
Arrendamentos e aluguéis (31.4.1)
Renda da prestação de serviços
Serviço taxado
Ressarcimento por indisponibilidade de geração de energia elétrica
Outras receitas
F-83
31.12.2014
96.809
23.987
8.207
2.431
131.434
31.12.2013
180.128
63.209
9.082
77.527
15.734
345.680
Receita bruta
31.12.2012
162.989
53.085
8.214
12.068
4.507
240.863
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
31.4.1 Receita de arrendamento e aluguéis
31.12.2014
88.988
6.405
1.210
206
96.809
Equipamentos e estruturas
Usina termelétrica de Araucária (a)
Compartilhamento de instalações
Imóveis
31.12.2013
77.241
101.628
656
603
180.128
31.12.2012
66.177
95.253
845
714
162.989
Não foram identificados recebíveis de arrendamento operacionais não canceláveis.
a) Usina termelétrica de Araucária
Em dezembro de 2006, a UEG Araucária celebrou contrato de locação da usina com a Petróleo
Brasileiro S.A. - Petrobras, e esta assinou contrato de operação e manutenção com nossa
subsidiária Copel Geração e Transmissão, sob o qual a Copel Geração e Transmissão opera e
mantém a usina. Ambos os contratos venceram em 31.01.2014. Desta forma, a partir de
1º.02.2014, a UEG Araucária é responsável pela venda de energia produzida pela UTE
Araucária. Essa energia não é vendida em contratos de longo prazo, mas sim distribuída no
mercado de curto prazo (spot), conforme estabelecido pela ONS.
31.5
Encargos do consumidor
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
32
31.12.2014
133.021
114.257
50.329
297.607
31.12.2013
79.994
79.342
57.050
17.808
234.194
31.12.2012
282.683
74.319
114.949
289.686
15.662
777.299
Custos e Despesas Operacionais
Custos
operacionais
Energia elétrica comprada para revenda (32.1)
(5.097.719)
Encargos de uso da rede elétrica (32.2)
(384.846)
Pessoal e administradores (32.3)
(781.270)
Planos previdenciário e assistencial (NE nº 24)
(157.968)
Material
(64.238)
Matéria-prima e insumos para produção de
energia elétrica
(150.848)
Gás natural e insumos para operação de gás
(1.469.842)
Serviços de terceiros (32.4)
(299.958)
Depreciação e amortização
(590.540)
Provisões e reversões (32.5)
(807.281)
Custo de construção (32.6)
(1.285.902)
Outros custos e despesas operacionais (32.7)
(74.665)
(11.165.077)
Despesas
Despesas
Outras receitas
com
gerais e
(despesas),
vendas administrativas
líquidas
(12.534)
(259.007)
(1.468)
(42.106)
(524)
(9.673)
(44.517)
(26)
(66.196)
4.278
(120.987)
F-84
(79.989)
(38.622)
(122.719)
(552.116)
(755)
(330.205)
(199.418)
(530.378)
31.12.2014
(5.097.719)
(384.846)
(1.052.811)
(201.542)
(74.435)
(150.848)
(1.469.842)
(424.464)
(629.943)
(1.203.682)
(1.285.902)
(392.524)
(12.368.558)
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
Energia elétrica comprada para revenda (32.1)
(3.336.359)
Encargos de uso da rede elétrica (32.2)
(407.317)
Pessoal e administradores (32.3)
(844.491)
Planos previdenciário e assistencial (NE nº 24)
(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 (32.4)
(293.505)
Depreciação e amortização
(551.301)
Provisões e reversões (32.5)
Custo de construção (32.6)
(1.088.275)
Outros custos e despesas operacionais (32.7)
5.395
(7.037.998)
Custos
operacionais
Energia elétrica comprada para revenda (32.1)
(2.807.735)
Encargos de uso da rede elétrica (32.2)
(772.361)
Pessoal e administradores (32.3)
(944.913)
Planos previdenciário e assistencial (NE nº 24)
(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 (32.4)
(291.048)
Depreciação e amortização
(508.887)
Provisões e reversões (32.5)
Custo de construção (32.6)
(733.577)
Outros custos e despesas operacionais (32.7)
(6.668)
(6.540.636)
32.1
Despesas
Despesas
Outras receitas
com
gerais e
(despesas),
vendas administrativas
líquidas
(9.879)
(241.977)
(1.113)
(38.176)
(935)
(7.163)
(41.276)
(44)
(47.457)
5.089
(95.615)
(755)
(152.098)
(251.057)
(403.910)
(27.187)
(295.671)
(423.459)
(603.203)
(199.555)
(1.088.275)
(343.580)
(8.067.627)
Despesas
Despesas
Outras receitas
com
gerais e
(despesas),
vendas administrativas
líquidas
(8.910)
(291.828)
(996)
(40.514)
(716)
(8.273)
-
31.12.2012
(2.807.735)
(772.361)
(1.245.651)
(182.878)
(69.787)
(38.614)
(42)
(22.826)
6.445
(65.659)
(88.678)
(51.103)
(103.007)
(530.104)
31.12.2013
(3.336.359)
(407.317)
(1.096.347)
(176.196)
(70.478)
(79.216)
(40.172)
(81.910)
(541.913)
(754)
(195.970)
(155.827)
(352.551)
(25.511)
(247.770)
(408.878)
(549.855)
(218.796)
(733.577)
(237.960)
(7.500.759)
31.12.2013
2.305.809
663.936
(294.085)
610.404
217.069
166.653
(333.427)
3.336.359
31.12.2012
1.927.903
312.125
503.335
203.115
143.587
(282.330)
2.807.735
Energia elétrica comprada para revenda
Compra de energia no ambiente regulado - CCEAR
Câmara de Comercialização de Energia - CCEE
(-) Repasse CDE e Conta-ACR - Decretos nºs 8.221/2014 e 7.891/2013 (32.1.1)
Itaipu Binacional
Contratos bilaterais
Programa de incentivo a novas fontes de energia alternativa - Proinfa
(-) PIS/Pasep e Cofins sobre energia elétrica comprada para revenda
F-85
31.12.2014
3.394.222
2.281.328
(1.253.436)
756.127
177.149
183.617
(441.288)
5.097.719
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
32.1.1 (-) Repasse CDE e Conta-ACR - Decretos nºs 8.221/2014 e 7.891/2013
Repasse CDE 7891/2013 - Exposição Involuntária e Risco Hidrológico
O Governo Federal, por meio do Decreto nº 7.891/2013, alterado posteriormente pelos
Decretos nº 7.945/2013 e nº 8.203/2014, permitiu, através de repasses financeiros da CDE,
cobrir os custos para neutralizar a exposição das concessionárias de distribuição no mercado
de curto prazo, cobrir o custo adicional para as concessionárias de distribuição decorrente do
despacho de usinas termelétricas acionadas em razão de segurança energética (ESS) e
neutralizar a exposição contratual involuntária das concessionárias de distribuição no mercado
de curto prazo, decorrente da compra frustrada em leilão de energia.
Os recursos contabilizados pela Copel Distribuição para cobrir custo de energia com exposição
involuntária e risco hidrológico conforme o Decreto nº 7.891/2013, foram de R$ 294.085 para o
exercício 2013 e de R$ 114.553 em 2014, referente a competência de janeiro desse ano
conforme Decreto 8203/2014, e de R$ 1.412, referente a ajustes de provisão de dezembro de
2013.
Repasse Conta-ACR - Decreto nº 8.221/2014
Diante de um cenário hidrológico desfavorável, foi emitido o Decreto 8.221/2014 que criou a
Conta ACR, com a finalidade de cobrir total ou parcialmente os custos adicionais de exposição
involuntária no mercado de curto prazo e do despacho termoelétrico associado aos Contratos
de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente de Contratação Regulada na modalidade
por disponibilidade – CCEAR-D. Os repasses recebidos pela Copel Distribuição durante o ano
de 2014 provenientes da Conta ACR foram no montante de R$ 1.137.471.
32.2
Encargos de uso da rede elétrica
Encargos de uso do sistema
Encargos de transporte de Itaipu
Encargo de energia de reserva - EER
Encargos dos serviços do sistema - ESS
(-) Repasse CDE - ESS - Decreto nº 7.891/2013 (32.2.1)
(-) Conta de energia de reserva - Coner - Resolução normativa nº 613/2014 (32.2.2)
(-) PIS/Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica
31.12.2014
516.284
67.263
4.554
71.865
(232.706)
(42.414)
384.846
31.12.2013
394.529
51.188
16.672
308.864
(319.624)
(44.312)
407.317
31.12.2012
689.696
45.217
49.228
75.485
(87.265)
772.361
32.2.1 Repasse CDE 7.891/2013 - ESS
Os recursos contabilizados pela Copel Distribuição para cobrir custo relacionados com o ESS,
conforme o Decreto nº 7.891/2013, citado na NE nº 32.1.1, foram no montante de R$ 319.624
no exercício 2013.
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
32.2.2
Conta de Energia de Reserva - Coner - Resolução Normativa nº 613/2014
A Resolução 613/2014 estabeleceu critérios para a destinação dos excedentes financeiros da
Coner, que tiveram efeitos para amenizar os custos com encargos de uso da rede elétrica.
32.3
Pessoal e administradores
Pessoal
Remunerações
Encargos sociais
Auxílio alimentação e educação
Participação nos lucros e/ou resultados (a)
Provisão (reversão) para indenização por demissões
voluntárias e aposentadorias
31.12.2014
31.12.2013
31.12.2012
642.901
204.695
85.927
92.657
663.636
210.993
86.916
80.048
711.470
239.267
81.593
29.940
6.588
1.032.768
37.925
1.079.518
168.822
1.231.092
Administradores
Honorários
Encargos sociais
Outros gastos
15.614
13.044
11.385
3.977
3.642
3.083
452
143
91
20.043
16.829
14.559
1.052.811
1.096.347
1.245.651
(a) De acordo com a Lei Federal nº 10.101/2000, o Decreto Estadual n° 1.978/2007 e a Lei Estadual nº 16.560/2010.
32.4
Serviços de terceiros
31.12.2014
102.116
90.909
50.894
37.766
35.116
17.624
11.853
(4.689)
82.875
424.464
Manutenção do sistema elétrico
Manutenção de instalações
Comunicação, processamento e transmissão de dados
Leitura e entrega de faturas
Agentes autorizados e credenciados
Atendimento a consumidor
Consultoria e auditoria
(-) PIS/Pasep e Cofins sobre serviços de terceiros
Outros serviços
32.5
31.12.2013
106.175
79.309
51.534
35.930
33.801
24.325
15.972
(6.063)
82.476
423.459
31.12.2012
104.966
73.831
48.921
35.744
32.201
25.805
(9.190)
96.600
408.878
Provisões e reversões
Provisão para redução ao valor recuperável de ativos (NE nº 18.11)
Provisão (reversão) para litígios (NE nº 29)
PCLD (Clientes e Outros créditos)
Provisão para perdas em consórcios
Provisão para perdas de créditos tributários
F-87
31.12.2014
807.281
323.811
53.193
13.003
6.394
1.203.682
31.12.2013
151.823
47.458
274
199.555
31.12.2012
199.105
22.826
(3.135)
218.796
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
32.6
Custo de construção
31.12.2014
648.102
450.627
127.039
60.134
1.285.902
Material
Serviços de terceiros
Pessoal
Outros
32.7
31.12.2013
518.504
360.234
118.641
90.896
1.088.275
31.12.2012
371.593
248.265
81.942
31.777
733.577
Outros custos e despesas operacionais
Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos
Tributos
Indenizações
Arrendamentos e aluguéis (32.7.1)
Perdas na desativação e alienação de bens
Incentivo esporte, Lei Rouanet e fundo dos direitos da criança e do adolescente - FIA
Propaganda e publicidade
Taxa de fiscalização da Aneel
Recuperação de custos e despesas
Outros custos e despesas, líquidos
31.12.2014
140.810
84.671
28.549
28.533
21.765
18.662
16.745
15.460
(52.106)
89.435
392.524
31.12.2013
131.582
25.687
26.113
31.095
71.864
9.464
25.902
20.885
(49.389)
50.377
343.580
31.12.2012
94.550
27.735
28.001
27.285
6.147
12.081
9.853
21.938
(61.902)
72.272
237.960
32.7.1 Arrendamentos e aluguéis
31.12.2014
23.919
5.977
(1.363)
28.533
Imóveis
Outros
(-) Créditos de PIS e Cofins
31.12.2013
25.165
7.721
(1.791)
31.095
31.12.2012
21.846
6.973
(1.534)
27.285
Não foram identificados compromissos de arrendamento operacional não canceláveis.
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
33
Resultado Financeiro
Receitas financeiras
Acréscimos moratórios sobre faturas de energia
Juros 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 (NE nº 10)
Variação monetária e juros sobre contas a receber
vinculadas à prorrogação da concessão (NE nº 11)
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 (NE nº 27.2)
Variação monetária sobre repasse CRC (NE nº 8)
Juros sobre P&D e PEE (NE nº 26.2)
Outras variações monetárias e cambiais
PIS/Pasep e Cofins sobre juros sobre capital próprio
Atualização do valor justo do contas a receber vinculados a concessão
Outras despesas financeiras
Líquido
31.12.2014
31.12.2013
31.12.2012
138.578
157.422
184.468
105.314
159.348
118.499
126.904
188.688
74.553
76.989
108.259
165.574
50.271
26.658
7
60.130
694.523
84.572
38.336
827
37.208
652.363
37.948
1.099
53.555
648.321
366.686
233.417
133.385
63.000
21.790
68.096
-
74.984
-
23.399
7.302
28.404
36.225
546.806
147.717
15.225
15.838
26.352
13.124
372.052
280.311
14.745
13.819
22.837
401.104
14.097
674.971
(26.650)
Os custos de empréstimos e financiamentos capitalizados durante o ano de 2014 totalizaram
R$ 123.795, à taxa média de 13,49% a.a..
34
Segmentos Operacionais
O principal tomador de decisões estratégica da Companhia, responsável pela alocação de
recursos e pela avaliação de desempenho dos segmentos operacionais, é a diretoria executiva
da Controladora e a diretoria executiva de cada controlada.
34.1
Produtos e serviços dos quais os segmentos reportáveis têm suas receitas
geradas
A Companhia atua em cinco segmentos reportáveis identificados pela Administração, por meio
das diretorias de cada área de negócio, considerando os ambientes regulatórios, as unidades
estratégicas de negócios e os diferentes produtos e serviços. Os segmentos são gerenciados
separadamente, pois cada negócio e cada empresa exige diferentes tecnologias e estratégias.
Nos exercícios de 2014 e de 2013, todas as vendas foram realizadas em território brasileiro.
Não identificamos nenhum cliente na Companhia que seja responsável individualmente por
mais de 10% da receita líquida total no exercício de 2014.
F-89
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 descritas no resumo das
principais práticas contábeis e as operações intersegmentos são realizadas como se estas
fossem com terceiros, ou seja, pelos preços correntes de mercado.
34.2
Segmentos reportáveis da Companhia
Geração e transmissão de energia elétrica (GET) - tem como atribuição produzir energia
elétrica a partir de empreendimentos de fontes hidráulica, eólica e térmica, e prover os serviços
de transporte e transformação da energia elétrica, sendo responsável pela construção,
operação e manutenção de subestações, bem como pelas linhas destinadas à transmissão de
energia. Atua por intermédio das empresas Copel Geração e Transmissão, Elejor, UEG
Araucária, Nova Asa Branca I, Nova Asa Branca II, Nova Asa Branca III, Nova Eurus IV, Santa
Maria, Santa Helena, Ventos de Santo Uriel, Olho D’Água, Boa Vista, Farol e São Bento do
Norte;
Distribuição e comercialização de energia elétrica (DIS) - tem como atribuição distribuir e
comercializar energia, sendo responsável por operar e manter a infraestrutura, bem como
prestar serviços correlatos. Atua por intermédio da Copel Distribuição;
Telecomunicações (TEL) - tem como atribuição a prestação de serviços de telecomunicações
e de comunicações em geral. Atua por intermédio da Copel Telecomunicações;
Gás (GÁS) - tem como atribuição a exploração do serviço público de distribuição de gás natural
canalizado. Atua por intermédio da Compagás; e
Holding (HOL) - tem como atribuição a participação em outras empresas. Atua por intermédio
da Copel, Copel Participações, Copel Renováveis, Cutia Empreendimentos e São Bento
Energia, Investimentos e Participações.
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
34.3
Ativo por segmento reportável
ATIVO
31.12.2014
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
Ativos financeiros setoriais líquidos
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
Depósitos judiciais
Ativos financeiros setoriais líquidos
Contas a receber vinculadas à concessão
Contas a receber vinculadas à prorrogação da
concessão
Adiantamento a fornecedores
Outros créditos
Imposto de renda e contribuição social
Outros tributos a recuperar
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Despesas antecipadas
Partes relacionadas
Investimentos
Imobilizado
Intangível
GET
DIS
TEL
GÁS
HOL
Eliminações
Total
12.892.184
2.131.116
415.431
458.960
2.200
761.306
34.850
7.430
9.023.699
2.638.378
160.417
3
38
1.387.792
609.298
-
589.547
64.482
5.820
33.295
-
634.221
323.872
99.424
1.695
182.491
-
16.081.466
648.011
59.039
152
9.564
389.739
94.579
-
(13.602.975)
(587.683)
(186.068)
(398.257)
-
25.618.142
5.218.176
740.131
459.115
13.497
2.178.816
26.332
94.579
609.298
7.430
301.046
97.219
29.389
2.084
17.638
3.562
1
10.761.068
1.126.660
130.137
3.795
53.119
623.591
302.782
101.399
18.814
41.642
16.193
6.385.321
5.169.397
2.073
56.956
41.859
398.877
431.846
3.792.476
3.494
17.684
667
3.464
58
525.065
65.448
30.042
5.499
-
359
2.150
3.950
33.541
262
310.349
40.343
4.779
1.920
12.886
79.559
58
2.435
15.433.455
1.944.744
1.249.529
273.979
-
(922)
(2.436)
(13.015.292)
(85.120)
-
301.046
415.818
150.622
105.074
96.285
20.133
20.399.966
8.261.472
132.210
56.956
75.696
1.249.529
736.253
431.846
4.417.987
160.217
54.428
7.999
545
50.410
28.674
13.745
1.569.251
7.818.268
246.889
517
18.382
13.875
52.486
360.050
1.374
1.214.550
6.022
23.885
443.690
15.927
3.068
627
14.563
15.211
175
270.006
303
114.195
98.226
208.512
13.443.419
42.230
3.062
(85.120)
(13.353.894)
423.722
160.217
58.013
27.311
128.615
123.481
526.046
175
137.137
1.660.150
8.304.188
2.174.156
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
ATIVO
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
Depósitos judiciais
Contas a receber vinculadas à concessão
Contas a receber vinculadas à prorrogação da
concessão
Adiantamento a fornecedores
Outros créditos
Imposto de renda e contribuição social
Outros tributos a recuperar
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Despesas antecipadas
Partes relacionadas
Investimentos
Imobilizado
Intangível
GET
DIS
TEL
GÁS
HOL
Eliminações
Total
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
9.667.656
992.246
66.265
5.692
42.087
408.473
180.963
96.866
77.288
48.609
16.414
468.317
5.617.910
4.352.625
54.271
45.371
115.020
356.393
3.075.795
2.799
10.046
6.936
3.869
352
418.385
37.185
11.974
4.289
-
445
1.068
3.319
5.790
260
224.006
14.042
341
-
3.869
42.494
13.948.606
1.892.958
1.295.106
272.115
-
(614)
(468.317)
(11.445.402)
(64.815)
-
352.161
395.890
139.278
133.158
70.013
19.982
18.431.161
7.224.241
120.536
45.371
132.686
1.295.106
675.225
3.484.268
365.645
5.132
14.975
54.747
29.028
202
807.190
7.617.626
250.594
10.799
12.967
64.752
617.257
4.012
1.261.273
4.999
15.923
365.977
15.223
13.504
197
209.964
169.717
91.205
64.815
12.055.619
29
-
(64.815)
(11.678.894)
298.307
365.645
13.504
15.931
197.659
124.498
753.413
399
1.187.927
7.983.632
2.035.361
F-92
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
34.4
Passivo por segmento reportável
PASSIVO
31.12.2014
PASSIVO TOTAL
PASSIVO CIRCULANTE
Obrigações sociais e trabalhistas
Partes relacionadas
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
PASSIVO NÃO CIRCULANTE
Partes relacionadas
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
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Atribuível aos acionistas controladores
Capital social
Afac
Ajustes de avaliação patrimonial
Reserva legal
Reserva de retenção de lucros
Dividendo adicional proposto
Prejuízos acumulados
Atribuível aos acionistas não controladores
GET
DIS
TEL
GÁS
HOL
Eliminações
Total
12.892.184
1.947.686
51.248
511
656.110
307.439
43.239
107.497
390.822
242.488
9.538
6.791
46.679
9.023.699
1.908.606
160.423
843.512
77.572
405.235
20.088
124.791
26.548
16.442
129.293
589.547
85.705
20.189
19.733
6.682
5.737
31.300
1.313
-
634.221
286.277
6.044
252.541
3.915
5.134
15.545
-
16.081.466
426.646
14.714
13.173
2.299
2.442
5.921
349.753
15.447
3.824
5
-
(13.602.975)
(599.527)
(13.684)
(186.990)
(596)
(398.257)
-
25.618.142
4.055.393
252.618
1.587.205
309.881
137.329
867.626
431.491
19.691
37.404
23.233
175.972
54.955
30.369
3.209.935
114.081
14.249
18.635
15.218
1.518.027
111.550
218.812
58.009
104.702
2.785.518
3.376
63.952
517.804
998.949
576.575
101.783
751
86.685
3.673
27.431
50.277
-
3.098
69.918
48.420
4.844
-
19.068
1.938.089
25.494
869
608.663
995.038
10.706
-
(210.176)
(139.575)
(70.601)
-
54.955
157.988
7.879.969
17.625
87.129
15.218
2.601.324
2.153.957
861.214
159.792
436.772
306
704.276
7.734.563
7.734.563
4.456.762
1.104.583
361.226
1.560.071
262.209
(10.288)
523.079
4.329.575
4.329.575
2.624.841
603.000
(108.279)
157.187
1.052.826
-
5.304
417.157
417.157
240.398
36.100
(16.876)
12.022
145.513
-
16.654
297.319
278.026 13.716.731 (12.793.272)
278.026 13.716.731 (13.145.363)
135.943
7.301.605
(7.849.549)
8.000
(647.100)
(1.548)
974.948
(975.864)
21.238
685.349
(551.875)
122.393
4.520.666
(2.884.644)
241.753
(262.209)
(15.590)
25.878
352.091
436.772
306
1.546.632
13.682.780
13.330.689
6.910.000
976.964
685.147
4.516.825
241.753
352.091
F-93
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
PASSIVO TOTAL
PASSIVO CIRCULANTE
Obrigações sociais e trabalhistas
Partes relacionadas
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
PASSIVO NÃO CIRCULANTE
Partes relacionadas
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
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Atribuível aos acionistas controladores
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
GET
DIS
TEL
GÁS
HOL
Eliminações
Total
12.422.458
1.485.556
59.902
301.768
297.620
66.899
217.736
40.490
362.932
7.886
26.920
20.116
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
51.481
31.806
3.299.960
64.995
22.187
15.153
418.426
1.303.009
152.066
292.968
55.599
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
420.293
233
555.031
7.636.942
7.636.942
4.317.997
1.141.672
301.729
1.730.944
153.180
(8.580)
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)
(864)
9.444
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
F-94
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
34.5
Demonstração do resultado por segmento reportável
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
GET
DIS
TEL
GÁS
HOL
Eliminações
Total
31.12.2014
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
5.344.002
Fornecimento de energia elétrica para terceiros
513.239
Fornecimento de energia elétrica entre segmentos
Suprimento de energia elétrica para terceiros
4.073.140
Suprimento de energia elétrica para terceiros entre segmentos
303.115
Disponibilidade da rede elétrica para terceiros
136.830
Disponibilidade da rede elétrica entre segmentos
60.733
Receita de construção
206.150
Serviços de telecomunicações para terceiros
Serviços de telecomunicações entre segmentos
Distribuição de gás canalizado
Distribuição de gás canalizado entre segmentos
Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais
Outras receitas operacionais para terceiros
17.110
Outras receitas operacionais entre segmentos
33.685
CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS
(4.388.615)
Energia elétrica comprada para revenda
(496.887)
Encargos de uso da rede elétrica
(247.126)
Pessoal e administradores
(231.941)
Planos previdenciário e assistencial
(52.427)
Material
(17.048)
Matéria-prima e insumos para produção de energia
(1.424.147)
Gás natural e insumos para operação de gás
Serviços de terceiros
(170.431)
Depreciação e amortização
(362.586)
Provisões e reversões (a)
(978.991)
Custo de construção
(213.042)
Outros custos e despesas operacionais
(193.989)
RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL
350.412
LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E
E DOS TRIBUTOS
1.305.799
Resultado financeiro
92.877
LUCRO OPERACIONAL
1.398.676
Imposto de renda e contribuição social
(646.099)
Imposto de renda e contribuição social diferidos
434.506
LUCRO DO EXERCÍCIO
1.187.083
8.347.036
213.163
1.748.045
3.857.914
2.547
297.652
2.100.640
13.223
991.356
81.504
165.461
29.763
391.285
1.273.301
1.033.866
48.428
1.984
1.955
1.410
15.955
(7.757.776) (137.404) (1.664.860)
(4.904.034)
(209.066)
(633.236) (62.069)
(25.892)
(126.961)
(8.507)
(2.093)
(53.918)
(1.551)
(1.410)
- (1.469.842)
(289.717) (21.530)
(19.374)
(221.401) (28.277)
(16.921)
(185.207)
(3.036)
(15.864)
(991.356)
(81.504)
(142.880) (12.434)
(31.960)
589.260
81.693
670.953
(233.089)
437.864
75.759
2.922
78.681
(22.350)
2.253
58.584
83.185
1.832
85.017
(41.140)
16.489
60.366
3
3
(153.758)
(99.673)
(11.554)
(508)
(7.707)
(758)
(20.584)
(12.974)
1.415.889
(1.733.732)
(2.547)
(303.115)
(73.956)
(29.763)
(1.273.301)
(51.050)
1.733.855
303.202
71.346
1.273.299
84.295
1.713
(1.606.346)
13.918.517
4.371.153
4.370.792
2.237.470
1.279.010
165.461
391.285
1.033.866
69.480
(12.368.558)
(5.097.719)
(384.846)
(1.052.811)
(201.542)
(74.435)
(150.848)
(1.469.842)
(424.464)
(629.943)
(1.203.682)
(1.285.902)
(392.524)
159.955
1.262.134
(31.482)
1.230.652
(38.280)
5.694
1.198.066
(1.606.223)
(125)
(1.606.348)
(1.606.348)
1.709.914
147.717
1.857.631
(747.869)
225.853
1.335.615
(a) No segmento de geração e transmissão, o saldo contempla o valor de provisão para redução ao valor recuperável de ativos (NE nº 32.5).
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
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
GET
DIS
TEL
GÁS
HOL
Eliminações
Total
31.12.2013
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
3.044.399
Fornecimento de energia elétrica para terceiros
460.845
Fornecimento de energia elétrica entre segmentos
Suprimento de energia elétrica para terceiros
1.832.207
Suprimento de energia elétrica para terceiros entre segmentos
311.242
Disponibilidade da rede elétrica para terceiros
94.785
Disponibilidade da rede elétrica entre segmentos
57.090
Receita de construção
136.536
Serviços de telecomunicações para terceiros
Serviços de telecomunicações entre segmentos
Distribuição de gás canalizado
Outras receitas operacionais para terceiros
144.908
Outras receitas operacionais entre segmentos
6.786
CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS
(1.649.753)
Energia elétrica comprada para revenda
(128.736)
Encargos de uso da rede elétrica
(227.325)
Pessoal e administradores
(274.526)
Planos previdenciário e assistencial
(47.478)
Material
(16.346)
Matéria-prima e insumos para produção de energia
(27.187)
Gás natural e insumos para operação de gás
Serviços de terceiros
(146.185)
Depreciação e amortização
(353.590)
Provisões e reversões
(104.127)
Custo de construção
(148.670)
Outros custos e despesas operacionais
(175.583)
RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL
33.744
LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E
E DOS TRIBUTOS
1.428.390
Resultado financeiro
41.804
LUCRO OPERACIONAL
1.470.194
Imposto de renda e contribuição social
(532.053)
Imposto de renda e contribuição social diferidos
140.856
LUCRO (PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO
1.078.997
F-96
5.961.575
187.792
2.883.804
2.193
100.055
1.934.191
13.115
898.606
141.315
39.895
128.278
1.670
1.333
4.912
(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)
(343.222)
228.938
(114.284)
35.775
(78.509)
60.528
3.078
63.606
(14.661)
(1.213)
47.732
423.014
40.999
368.620
13.395
(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
(436.566)
(2.193)
(311.242)
(70.205)
(39.895)
(13.031)
436.520
311.242
69.473
56.061
(256)
(1.036.968)
9.180.214
3.344.649
1.932.262
2.028.976
1.076.141
141.315
368.620
288.251
(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)
113.606
20.984
4.443
25.427
(7.806)
864
18.485
1.096.527
2.000
1.098.527
(26.831)
1.071.696
(1.037.014)
48
(1.036.966)
(1.036.966)
1.226.193
280.311
1.506.504
(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
GAS
HOL
Eliminações
Total
12.31.2012
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
LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E
DOS TRIBUTOS
Resultado financeiro
LUCRO (PREJUÍZO) OPERACIONAL
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
LUCRO (PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO
2.540.885
5.892.171
137.990
2.487.519
3.119
1.468.044
155.463
302.583
347.674
2.482.959
96.979
17.116
59.977
665.601
121.675
80.394
5.963
(1.494.623) (5.968.827)
(170.806) (2.939.447)
(233.983)
(648.501)
(321.253)
(824.102)
(44.315)
(126.187)
(18.245)
(48.296)
(25.511)
(110.890)
(320.135)
(314.968)
(192.344)
(80.212)
(118.986)
(43.791)
(665.601)
(130.649)
(85.228)
16.041
1.062.303
(41.513)
1.020.790
(302.291)
43.661
762.160
F-97
(76.656)
5.644
(71.012)
(124.691)
152.283
(43.420)
172.445
125.565
41.148
1.301
4.431
(139.403)
(70.253)
(8.591)
(1.800)
(17.280)
(28.019)
(4.316)
(9.144)
-
359.090
24.185
325.012
9.893
(332.128)
(19.891)
(3.039)
(1.413)
(247.770)
(14.206)
(13.769)
(1.086)
(24.185)
(6.769)
-
(37.162)
(10.152)
(746)
(33)
(3.863)
(755)
(14.196)
(7.417)
732.313
(471.339)
(3.119)
(302.583)
(114.095)
(41.148)
(10.394)
471.384
302.518
110.123
57.496
1.247
(741.669)
8.493.252
2.625.509
1.623.507
2.830.633
749.763
125.565
325.012
213.263
(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)
6.685
33.042
3.444
36.486
(13.653)
5.174
28.007
26.962
4.769
31.731
(13.155)
2.178
20.754
695.151
1.051
696.202
(4.467)
8.953
700.688
(741.624)
(45)
(741.669)
(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
35
35.1
Instrumentos Financeiros
Categorias e apuração do valor justo dos instrumentos financeiros
NE
nº
Ativos Financeiros
Valor justo por meio do resultado - mantido
para negociação
Caixa e equivalentes de caixa (a)
Títulos e valores mobiliários (b)
Títulos e valores mobiliários (b)
Empréstimos e recebíveis
Caução STN (c)
Cauções e depósitos vinculados (a)
Clientes (a)
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná (d)
Ativos financeiros setoriais líquidos (a)
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 (g)
Contas a receber vinculadas à prorrogação
da concessão (h)
Títulos e valores mobiliários (b)
Títulos e valores mobiliários (b)
Outros investimentos (i)
4
5
5
Nível Valor contábil
1
1
2
31.12.2013
Valor justo
740.131
52.804
288.563
1.081.498
740.131
52.804
288.563
1.081.498
1.741.632
65.811
172.716
1.980.159
1.741.632
65.811
172.716
1.980.159
6
6
7
8
9
10
56.956
13.497
2.254.512
1.344.108
1.041.144
632.941
39.252
13.497
2.254.512
1.376.932
1.041.144
632.941
45.371
1.976
1.470.314
1.380.554
412.869
32.415
1.976
1.470.314
1.369.599
412.869
11
301.046
5.644.204
302.689
5.660.967
557.589
3.868.673
563.052
3.850.225
10
3
3.792.476
3.792.476
3.075.795
3.075.795
11
5
5
17.2
3
1
2
1
160.217
107.232
142.726
17.631
4.220.282
160.217
107.232
142.726
17.631
4.220.282
160.217
196.112
75.119
25.708
3.532.951
160.217
196.112
75.119
25.708
3.532.951
10.945.984
10.962.747
9.381.783
9.363.335
157
157
157
157
85
85
85
85
1.604.830
3.468.950
2.585.448
491.727
8.150.955
1.604.830
3.229.136
2.585.448
598.493
8.017.907
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
8.151.112
8.018.064
6.145.948
5.851.666
Total dos ativos financeiros
Passivos Financeiros
Valor justo por meio do resultado - mantido
para negociação
Outras obrigações - derivativos (b)
Outros passivos financeiros
Fornecedores (a)
Empréstimos e financiamentos (c)
Debêntures (j)
Contas a pagar vinculadas à concessão - UBP (k)
31.12.2014
Valor justo Valor contábil
1
21
22
23
27
Total dos passivos financeiros
Os diferentes níveis foram definidos conforme a seguir:
Nível 1: obtidas de preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos ou passivos idênticos;
Nível 2: obtidas por meio de outras variáveis além dos preços cotados incluídos no Nível 1, que são observáveis para
o ativo ou passivo;
Nível 3: obtidas por meio de técnicas de avaliação que incluem variáveis para o ativo ou passivo, mas que não têm
como base os dados observáveis de mercado.
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.
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
c)
Utilizado como premissa básica o custo da última captação realizada pela Companhia,
111,5% do CDI para desconto do fluxo de pagamentos esperado.
d)
Utilizada como premissa a comparação com o título Notas do Tesouro Nacional - NTN-B,
de longo prazo e pós-fixado, a NTN-B Principal com vencimento em 15.08.2024, que paga
em torno de 6,10% a.a. mais IPCA.
e)
Os critérios e as premissas foram divulgados na NE nº 3.7.2.
f)
Ativos que entraram em operação após maio de 2000, têm valores justos calculados pelo
fluxo de entradas de caixa esperado, descontado à taxa Selic, melhor taxa de curto prazo
disponível para comparação na apuração do seu valor de mercado.
g)
Os critérios e as premissas foram divulgados na NE nº 3.7.1. A mutação ocorrida em 2014
está demonstrada a seguir:
Em 31.12.2013
Capitalizações do intangível em curso
Variação monetária
Baixas
Em 31.12.2014
h)
3.075.795
663.576
76.989
(23.884)
3.792.476
Ativos existentes em 31.05.2000, têm valores justos equivalentes aos valores contábeis,
em virtude do aguardo da conclusão do laudo a ser avaliado pela Aneel.
i)
Calculado conforme cotações de preços publicadas em mercado ativo ou aplicando o
percentual de participação sobre o patrimônio líquido para os ativos sem mercado ativo.
j)
Calculado conforme cotação do Preço Unitário - PU em 31.12.2014, obtido junto à
Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro - Anbima, líquido do custo
financeiro a amortizar de R$ 2.029.
k)
Utilizada a taxa de 7,74% a.a. como referência de mercado.
35.2
Gerenciamento dos riscos financeiros
A Companhia mantém o Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, responsável pelo
desenvolvimento e acompanhamento das políticas de gerenciamento de riscos e o
assessoramento do Comitê de Auditoria, de forma a assegurar a boa gestão dos recursos e a
proteção e valorização do seu patrimônio.
Os negócios da Companhia estão expostos aos seguintes riscos resultantes de instrumentos
financeiros:
35.2.1 Risco de crédito
Risco de crédito é o risco de incorrer em perdas decorrentes de um cliente ou de uma
contraparte em um instrumento financeiro, resultantes da falha destes em cumprir com suas
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
obrigações contratuais.
Exposição ao risco de crédito
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)
Ativos financeiros setoriais líquidos (d)
Contas a receber vinculadas à concessão (e)
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (f)
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão (g)
a)
31.12.2014
740.131
591.325
70.453
2.254.512
1.344.108
1.041.144
4.425.417
301.046
160.217
10.928.353
31.12.2013
1.741.632
509.758
47.347
1.470.314
1.380.554
3.488.664
557.589
160.217
9.356.075
A Companhia administra o risco de crédito sobre esses ativos, considerando a política da
Companhia em aplicar praticamente todos os recursos em instituições bancárias federais.
Excepcionalmente, por força legal e/ou regulatória, a Companhia aplica recursos em
bancos privados considerados de primeira linha.
b)
Risco decorrente da possibilidade de a Companhia incorrer em perdas, resultantes da
dificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes. Tal risco está intimamente
relacionado a fatores internos e externos à Copel. Para reduzir esse tipo de risco, a
Companhia atua na gerência das contas a receber, detectando as classes de
consumidores com maior possibilidade de inadimplência, suspendendo o fornecimento de
energia e implementando políticas específicas de cobrança, atreladas a garantias reais ou
fidejussórias para débitos superiores a R$ 200.
Os créditos de liquidação duvidosa estão adequadamente cobertos por provisão para fazer
face a eventuais perdas na sua realização.
c)
A Administração considera o risco deste crédito reduzido, visto que as amortizações são
garantidas com recursos oriundos de dividendos. O Governo do Estado vem cumprindo o
pagamento das parcelas renegociadas conforme estabelecido no quarto termo aditivo.
d)
A Administração considera bastante reduzido o risco deste crédito, visto que os contratos
firmados asseguram o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão a ser
pago pelo Poder Concedente, referente a custos não recuperados por meio de tarifa.
e)
A Administração considera bastante reduzido o risco deste, visto que os contratos firmados
asseguram o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão a ser pago pelo
Poder Concedente, referente aos investimentos efetuados em infraestrutura e que não
foram recuperados por meio da tarifa até o vencimento da concessão, especificamente a
atividade de transmissão, tendo em vista que a RAP é uma receita garantida, portanto sem
risco de demanda.
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
f)
Para o valor relativo a indenização homologada para os ativos que entraram em operação
após maio de 2000, a Administração considera reduzido o risco de crédito uma vez que as
regras de sua realização e remuneração já foram estabelecidos pelo Poder Concedente. A
Companhia recebeu as parcelas vencidas até setembro de 2014 e a expectativa da
Administração é o recebimento das demais parcelas em atraso a partir da publicação da
Resolução Homologatória nº 1.857, de 27.02.2015, que definiu as quotas anuais definitivas
da CDE, aumentando o orçamento para o pagamento das indenizações de transmissão de
R$ 3.180.000 para R$ 4.900.000 em 2015.
g)
Para o valor relativo aos ativos existentes em 31.05.2000, a Aneel publicou a Resolução
Normativa nº 589/2013, que trata da definição de critérios para cálculo do Valor Novo de
Reposição (VNR), para fins de indenização. Para estes ativos a Administração considera
como reduzido o risco de crédito uma vez que as regras para a indenização estão
definidas e está em andamento o levantamento das informações conforme requerido pelo
Poder Concedente.
35.2.2 Risco de liquidez
O Risco de Liquidez da Companhia é representado pela possibilidade de insuficiência de
recursos, caixa ou outro ativo financeiro, para liquidar as obrigações nas datas previstas.
A Companhia faz a administração do risco de liquidez com um conjunto de metodologias,
procedimentos e instrumentos, aplicados no controle permanente dos processos financeiros, a
fim de se garantir o adequado gerenciamento dos riscos.
Os investimentos são financiados por meio de dívidas de médio e longo prazos junto a
instituições financeiras e ao mercado de capitais.
São desenvolvidas projeções econômico-financeiras de curto, médio e longo prazos, as quais
são submetidas à apreciação pelos órgãos da Administração. Anualmente ocorre a aprovação
do orçamento empresarial para o próximo exercício.
As projeções econômico-financeiras de médio e longo prazos abrangem períodos mensais
cobrindo os próximos cinco anos. A projeção de curto prazo considera períodos diários
cobrindo os próximos 90 dias.
A Companhia monitora permanentemente o volume de recursos a serem liquidados por meio
de controle do fluxo de caixa, objetivando reduzir o custo de captação, o risco de renovação
dos empréstimos e a aderência à política de aplicações financeiras, mantendo-se um nível de
caixa mínimo.
A tabela a seguir demonstra valores esperados de liquidação em cada faixa de tempo. As
projeções foram efetuadas com base em indicadores financeiros vinculados aos respectivos
instrumentos financeiros, previstos nas medianas das expectativas de mercado do Relatório
F-101
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
Focus, do Banco Central, que fornece a expectativa média de analistas de mercado para tais
indicadores para o ano corrente e para o ano seguinte. A partir de 2017, repetem-se os
indicadores de 2016 até o horizonte da projeção, exceto o dólar, que acompanha a inflação.
Juros (a)
31.12.2014
Empréstimos e financiamentos
NE nº 22
Debêntures
NE nº 23
Derivativos
DI Futuro
Contas a pagar vinculadas à
Tx. Retorno +
concessão - uso do bem público IGP-M e IPCA
Eletrobrás - Itaipu
Dólar
Outros fornecedores
Benefícios pós emprego
8,53%
Obrigações de compra
IGP-M e IPCA
31.12.2013
Empréstimos e financiamentos
NE nº 22
Debêntures
NE nº 23
Derivativos
DI Futuro
Contas a pagar vinculadas à
Tx. Retorno +
concessão - uso do bem público IGP-M e IPCA
Eletrobrás - Itaipu
Dólar
Petrobras - repactuação
100% do CDI
Outros fornecedores
Benefícios pós emprego
8,05%
Obrigações de compra
IGP-M e IPCA
Menos
de 1 mês
1a3
meses
3 meses
a 1 ano
1 a 5 anos
Mais de
5 anos
Passivo
Total
75.379
4.939
157
45.403
10.966
-
971.506
692.433
-
2.185.629
2.680.345
-
2.051.937
-
5.329.854
3.388.683
157
4.590
1.111.742
38.322
1.235.129
9.181
205.030
269.075
76.645
899.187
1.515.487
42.144
958.725
94.811
344.902
3.666.194
6.770.715
257.665
4.152.843
32.114
1.797.468
19.924.273
31.030.337
2.006.107
5.010.440
5.690.070
93.096.613
107.855.167
2.319.687
10.327.038
1.507.742
7.947.407
117.586.267
148.406.835
44.546
5.182
85
312.844
10.324
-
773.467
160.669
-
1.853.937
1.499.400
-
1.488.871
-
4.473.665
1.675.575
85
4.282
5.295
645.392
43.145
747.927
8.564
124.286
10.738
144.718
86.289
605.310
1.303.073
39.272
575.224
51.243
196.518
388.302
2.818.490
5.003.185
246.196
3.606.457
92.271
2.785.404
12.216.247
22.299.912
2.103.155
5.517.175
12.492.581
80.198.892
101.800.674
2.401.469
9.823.142
67.276
1.078.899
15.795.721
95.838.939
131.154.771
(a) Taxa de juros efetiva - média ponderada.
Conforme divulgado nas NEs nº 22.10 e 23.2, a Companhia tem empréstimos, financiamentos
e debêntures com cláusulas contratuais restritivas (covenants) que podem exigir a antecipação
do pagamento destas obrigações.
As principais garantias para passivos, constituídas para manutenção dos negócios e
investimentos, estão aplicadas em títulos e valores mobiliários (NE nº 5) e em dinheiro (NE nº
6).
35.2.3 Risco de mercado
Risco de mercado é o risco de que o valor justo ou os fluxos de caixa futuros de instrumento
financeiro oscilem devido a mudanças nos preços de mercado, tais como as taxas de câmbio,
taxas de juros e preços de ações. O objetivo do gerenciamento desse risco é controlar as
exposições, dentro de parâmetros aceitáveis, e ao mesmo tempo otimizar o retorno.
a) Risco cambial - dólar norte-americano
Esse risco decorre da possibilidade da perda por conta de flutuações nas taxas de câmbio que
reduzam saldos ativos ou aumentem saldos passivos em moeda estrangeira.
A dívida em moeda estrangeira da Companhia não é significativa e não existe exposição a
operações com derivativos de câmbio. A Companhia mantém monitoramento das taxas
cambiais.
F-102
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 efeito da variação cambial decorrente do contrato de compra de energia da Eletrobrás
(Itaipu) é repassado no próximo reajuste tarifário da Copel Distribuição.
O risco cambial na compra de gás decorre da possibilidade de a Compagás computar prejuízos
derivados de flutuações no preço do gás decorrente da variação no valor da “cesta de óleos” e
das taxas de câmbio, aumentando os saldos de contas a pagar relativas ao gás adquirido.
A Compagás mantém monitoramento permanente dessas flutuações.
Análise de sensibilidade do risco cambial
A Companhia desenvolveu análise de sensibilidade com objetivo de mensurar o impacto da
depreciação. Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas
contas em 31.12.2014 e para o cenário provável considerou-se os saldos com a variação da
taxa de câmbio – fim de período (R$/US$ 2,80) prevista na mediana das expectativas de
mercado para 2015 do Relatório Focus do Bacen de 06.02.2015. Para os cenários adverso e
remoto, foi considerada uma deterioração de 25% e 50%, respectivamente, no fator de risco
principal do instrumento financeiro em relação ao nível utilizado no Cenário Provável.
.
Risco cambial
.
Ativos financeiros
Caução STN (garantia de empréstimo STN)
.
Passivos financeiros
Empréstimos e financiamentos
STN
Fornecedores
Eletrobrás (Itaipu)
Petrobras (aquisição de gás pela Compagás)
Risco
Base
31.12.2014
Cenários projetados - dez.2015
Provável
Adverso
Remoto
Baixa do dólar
56.956
56.956
3.083
3.083
(11.926)
(11.926)
(26.936)
(26.936)
Alta do dólar
(71.197)
(71.197)
(3.854)
(3.854)
(22.617)
(22.617)
(41.380)
(41.380)
Alta do dólar
Alta do dólar
(135.489)
(252.103)
(387.592)
(7.335)
(13.648)
(20.983)
(43.041)
(80.086)
(123.127)
(78.747)
(146.524)
(225.271)
Adicionalmente, a Companhia avalia seus instrumentos financeiros considerando os possíveis
efeitos no resultado e patrimônio líquido frente aos riscos avaliados pela Administração da
Companhia na data das demonstrações financeiras, conforme sugerido pelo IFRS 7. Baseado
na posição patrimonial e no valor nocional dos instrumentos financeiros em aberto em
31.12.2014, estima-se que esses efeitos seriam próximos aos valores mencionados na coluna
de cenário projetado provável da tabela acima, uma vez que as premissas utilizadas pela
Companhia são próximas às descritas anteriormente.
b) Risco de taxa de juros e variações monetárias
Risco de a Companhia incorrer em perdas, por conta de flutuações nas taxas de juros ou
outros indexadores, que diminuam as receitas financeiras ou aumentem as despesas
financeiras relativas aos ativos e passivos captados no mercado.
A Companhia não celebrou contratos de derivativos para cobrir este risco, exceto para os
F-103
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
fundos de investimentos exclusivos (35.2.3-c), mas vem monitorando continuamente as taxas
de juros e indexadores de mercado, a fim de observar eventual necessidade de contratação.
Análise de sensibilidade do risco de taxa de juros e variações monetárias
A Companhia desenvolveu análise de sensibilidade com objetivo de mensurar o impacto de
taxas de juros pós-fixadas e de variações monetárias sobre seus ativos e passivos financeiros
expostos a tais riscos.
Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em
31.12.2014 e para o cenário provável considerou-se os saldos com a variação dos indicadores
(CDI/Selic – 12,50%, IPCA – 6,45%, IGP-DI – 5,72%, IGP-M – 5,81% e TJLP – 5,50%)
previstos na mediana das expectativas de mercado para 2015 do Relatório Focus do Bacen de
06.02.2015. Para os cenários adverso e remoto, foi considerada uma deterioração de 25% e
50%, respectivamente, no fator de risco principal do instrumento financeiro em relação ao nível
utilizado no Cenário Provável.
.
Risco de taxa de juros e variações monetárias
.
Ativos financeiros
Equivalentes de caixa - aplicações financeiras
Títulos e valores mobiliários
Cauções e depósitos vinculados
Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná
Ativos financeiros setoriais líquidos
Contas a receber vinculadas à concessão
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão - RBNI
Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão
Risco
Baixa CDI/SELIC
Baixa CDI/SELIC
Baixa CDI/SELIC
Baixa IGP-DI
Baixa Selic
Baixa IGP-M
Baixa IPCA
Indefinido (a)
Base
31.12.2014
587.758
591.325
13.497
1.344.108
1.041.144
4.425.417
301.046
160.217
8.464.512
Passivos financeiros
Empréstimos e financiamentos
Banco do Brasil
Alta CDI
(1.558.485)
Eletrobrás - Finel
Alta IGP-M
(50.237)
Eletrobrás - RGR
Sem Risco
(80.524)
Finep
Alta TJLP
(33.168)
BNDES
Alta TJLP
(1.526.141)
Banco do Brasil - Repasse de recursos do BNDES
Alta TJLP
(149.198)
Debêntures
Alta CDI
(2.585.448)
(5.983.201)
.
(a) Avaliação do risco ainda carece de regulamentação por parte do Poder Concedente.
(b) Empréstimo indexado à Ufir.
Cenários projetados - dez.2015
Provável
Adverso
Remoto
76.526
76.990
1.757
76.883
130.143
257.117
19.417
638.833
57.424
57.773
1.319
57.662
97.607
192.838
14.563
479.186
38.262
38.495
878
38.441
65.072
128.558
9.709
319.415
(194.811)
(584)
(1.824)
(83.938)
(8.206)
(323.181)
(612.544)
(243.513)
(730)
(2.280)
(104.922)
(10.257)
(403.976)
(765.678)
(292.216)
(876)
(2.736)
(125.907)
(12.309)
(484.772)
(918.816)
Adicionalmente, a Companhia avalia seus instrumentos financeiros considerando os possíveis
efeitos no resultado e patrimônio líquido frente aos riscos avaliados pela Administração da
Companhia na data das demonstrações financeiras, conforme sugerido pelo IFRS 7. Baseado
na posição patrimonial e no valor nocional dos instrumentos financeiros em aberto em
31.12.2014, estima-se que esses efeitos seriam próximos aos valores mencionados na coluna
de cenário projetado provável da tabela acima, uma vez que as premissas utilizadas pela
Companhia são próximas às descritas anteriormente.
c) Risco de derivativos
A Companhia opera instrumentos financeiros derivativos com o objetivo exclusivo de se
proteger frente à volatilidade das exposições às oscilações nas taxas de juros.
F-104
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:
i)
Em 2014, o resultado das operações com instrumentos financeiros derivativos no mercado
de futuros foi um ganho de R$ 1.720 (um ganho de R$ 5.885 em 2013);
ii) Os contratos são ajustados diariamente, conforme ajustes do DI Futuro divulgados pela
BM&FBOVESPA. Os valores de referência (nocionais) desses contratos em aberto em
31.12.2014 correspondem a R$ 64.880 (R$ 109.792 em 31.12.2013);
iii) Em 31.12.2014, parte dos títulos públicos federais no montante de R$ 6.487 (R$ 6.712 em
31.12.2013)
estava
depositada
como
garantia
de
operações
realizadas
na
BM&FBOVESPA.
Análise de sensibilidade do risco de derivativos
De modo a mensurar os efeitos das flutuações dos índices e das taxas atreladas às operações
com derivativos, elaboramos a seguir o quadro de análise de sensibilidade, 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 04.01.2016.
.
Risco de derivativos
.
Ativos (passivos) financeiros
Derivativos - passivos
Base
31.12.2014
Risco
Baixa do DI
Efeito esperado no resultado
(157)
(157)
Cenários projetados - dez.2015
Provável
Adverso
Remoto
130
130
287
(6.390)
(6.390)
(6.233)
(12.909)
(12.909)
(12.752)
35.2.4 Risco quanto à escassez de energia
Risco de déficit de energia elétrica decorrente de condições climáticas desfavoráveis quanto a
ocorrência de chuvas em determinado período, dado que a matriz energética brasileira está
baseada em fontes hídricas, cuja geração depende do volume de água em seus reservatórios.
Um período prolongado de escassez de chuvas pode reduzir o volume de água em estoque
nos reservatórios, podendo ocasionar perdas em razão da redução de receitas quando da
eventual adoção de racionamento energético.
F-105
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
Segundo a publicação Plano da Operação Energética 2014/2018 - PEN 2014, divulgado pelo
ONS, o cenário hidroenergético em 2014 mostrou-se desfavorável, uma vez que as condições
climáticas na estação chuvosa impediram a retomada dos estoques armazenados nos
reservatórios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste.
Estes fatores podem impactar, sobretudo, os resultados no curto prazo (horizonte 2015/2016),
quando o risco de déficit em alguns casos superam a margem de segurança estabelecida pelo
Conselho Nacional de Política Energética - CNPE (risco máximo de 5%).
Entretanto, as avaliações de médio prazo (horizonte 2015/2018), baseadas nos riscos de déficit
de energia para o Cenário de Referência indicam adequabilidade ao critério de suprimento
preconizado pelo CNPE, na medida em que os riscos de déficit permanecem inferiores a 5%
em todos os subsistemas.
35.2.5 Risco de não renovação das concessões
A lei nº 12.783/2013 publicada em 14.01.2013 disciplinou a prorrogação das concessões de
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica para as concessões alcançadas pelos
artigos 17, 19 e 22 da lei nº 9.074/1995. No entanto, a prorrogação é facultada a aceitação
expressa das condições daquela lei.
No segmento de geração, foram quatro as usinas alcançadas pela lei nº 12.783/2013: Rio dos
Patos com 1,8 MW, Mourão com 8,2 MW, Chopim com 1,8 MW e Usina Governador Pedro
Viriato Parigot de Souza com 260 MW de capacidade instalada.
Visando preservar os atuais níveis de rentabilidade da empresa, estas usinas não foram
prorrogadas, pois estudos apontaram sua inviabilidade frente as condições impostas pelo poder
concedente. Ao término contratual, estas usinas serão licitadas, sem a garantia da empresa
sagrar-se vencedora do certame. Rio dos Patos, por sua vez teve seu término contratual em
fevereiro de 2014. No entanto, a Companhia permanecerá responsável pela prestação do
serviço desta usina, até a assunção do concessionário vencedor da licitação, ainda sem data
definida para acontecer. Por meio da Portaria MME 170/2014, de 17.04.2014, foi definindo o
valor do Custo da Gestão dos Ativos de Geração - GAG desta usina, o qual será utilizado para
a definição da Receita Anual de Geração - RAG, para prestação desse serviço.
No segmento de transmissão, as instalações constantes do Contrato de Concessão
nº 060/2001, foram prorrogadas por 30 anos, segundo as condições impostas pela lei
nº 12.783/2013. Neste caso, foram mantidas as condições para a realização dos investimentos
decorrentes de contingências, modernizações, atualizações e reforma das estruturas e
equipamentos que se efetivarão desde que haja reconhecimento e autorização pela Aneel. A
garantia de ressarcimento pelo órgão regulador afasta a possibilidade de perdas financeira bem
como preserva os atuais níveis de rentabilidade da Companhia.
F-106
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
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, aguardase a decisão do Poder Concedente pela prorrogação. Caso as condições estabelecidas pelo
Poder Concedente garantam os níveis de rentabilidade da empresa, a Companhia assinará o
contrato de concessão ou termo aditivo, por um período de até 30 anos. Apesar do contexto de
incertezas no cenário regulatório, a Companhia confia na possibilidade de prorrogação do
referido contrato de concessão, embora não possua informações suficientes para garantir a
prorrogação do contrato de concessão de distribuição em termos favoráveis. A prorrogação ou
não do contrato de concessão se dará mediante condições legais regulatórias a serem
determinadas que possam afetar a classificação, a realização de determinados ativos ou a
liquidação de determinados passivos. Os principais itens que estão expostos a este evento são
conforme segue:
i)
Ativo financeiro setorial: a parcela classificada no curto prazo poderá ser realizada em
prazo superior a 12 meses, caso a concessão não seja renovada;
ii) Ativo financeiro da concessão: depende de avaliação da Aneel para confirmar os valores a
serem indenizados ou que venham a ser atribuídos a um novo período de concessão; e
iii) Imposto de renda e contribuição social diferidos: poderão se realizar/liquidar em prazo
diferente daquele previsto pela Companhia.
F-107
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 Transmissão
Contrato de Concessão nº 045/1999
UHE Rio dos Patos (a) (b) (f)
UHE Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS) (a) (b)
UHE Mourão I (a) (b)
UTE Figueira
UHE Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia)
UHE São Jorge
UHE Guaricana
UHE Derivação do Rio Jordão (d)
UHE Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo)
UHE Gov. José Richa (Salto Caxias)
PCH Melissa (c)
PCH Pitangui (c)
PCH Salto do Vau (c)
Participação %
Vencimento
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
14.02.2014
07.07.2015
07.07.2015
26.03.2019
23.05.2023
03.12.2024
16.08.2026
15.11.2029
15.11.2029
04.05.2030
-
Contrato de Concessão nº 001/2011
UHE Colíder (e)
100
16.01.2046
Contrato de Uso de Bem Público nº 007/2013
UHE Chopim I (a) (b) (d)
UHE Apucaraninha (d)
UHE Chaminé (d)
UHE Cavernoso (d)
100
100
100
100
07.07.2015
12.10.2025
16.08.2026
07.01.2031
Contrato de Uso de Bem Público nº 002/2012 - UHE Baixo Iguaçu (g)
30
19.08.2047
Autorizações
Resolução nº 278/1999 - UEE Palmas
Resolução nº 351/1999 - UTE Araucária (20% - Copel)
Portaria nº 133/2011 - PCH Cavernoso II
100
60
100
28.09.2029
22.12.2029
27.02.2046
Contrato de Concessão de geração nº 001/2007
UHE Mauá
51
02.07.2042
Em processo de homologação na Aneel
UHE Marumbi
100
(a) Usina não renovada nos termos da MP nº 579/2012 - prerrogativa da Concessionária.
(b) Haverá licitação do empreendimento ao término da concessão.
(c) Nas usinas com capacidade inferior a 1 MW, efetua-se apenas registro na Aneel.
(d) Usinas que passaram por mundança no regime de exploração de Serviço Público para Produtor Independente.
(e) Empreendimento em construção.
(f) A Companhia permanecerá responsável pela prestação do serviço desta usina, até a assunção do concessionário
vencedor da licitação, ainda sem data definida para acontecer.
(g) Em 10.10.2014 foi assinado o 1º aditivo ao Contrato de Concessão MME nº 002/2012 formalizando a transferência
de 30% da Concessão da UHE Baixo Iguaçu para a Copel Geração e Transmissão.
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
Copel Geração e Transmissão
Contratos de Concessões de Linhas de Transmissão 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 (b)
Contrato nº 004/12 - Linha de transmissão Nova Santa Rita - Camaquã 3 (b)
Contrato nº 007/12 - Linha de transmissão Umuarama - Guaira (b)
Contrato nº 008/12 - Linha de transmissão Curitiba - Curitiba Leste (b)
Contrato nº 011/12 - Linha de transmissão Açailândia - Miranda II
Contrato nº 012/12 - Linha de transmissão Paranaíta - Ribeirãozinho (b)
Contrato nº 013/12 - Linha de transmissão Ribeirãozinho - Marimbondo II (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 (b)
Contrato nº 001/14 - Linha de transmissão - Itatiba - Bateias (b)
Contrato nº 005/14 - Linha de transmissão - Bateias - Curitiba Norte (b)
Contrato nº 019/14 - Linha de transmissão - Estreito - Fernão Dias (b)
Contrato nº 021/14 - Linha de Transmissão Foz do Chopim - Realeza (b)
Contrato nº 022/14 - Linha de Transmissão Assis - Londrina (b)
(a) Concessão prorrogada nos termos da MP nº 579/2012.
(b) Empreendimento em construção.
Participação %
100
100
100
100
100
100
51
20
49
80
49
49
49
100
100
24,5
50,1
100
49
100
100
Vencimento
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
13.05.2044
28.01.2044
04.09.2044
04.09.2044
04.09.2044
Copel
Participação % Vencimento
Contratos de Concessão / Autorização das Participações societárias
Copel Distribuição - Contrato de concessão nº 046/99 (a)
100
07.07.2015
Elejor - Contrato de concessão nº 125/2001 - UHE Fundão e UHE Santa Clara
70
24.10.2036
- Autorização - Resoluções nºs 753 e 757/2002 - PCH Fundão I e PCH Santa Clara I
70
18.12.2032
Dona Francisca Energética - Contrato de concessão nº 188/1998 - UHE Dona Francisca
23
27.08.2033
Foz do Chopim - Autorização - Resolução nº 114/2000 - PCH Foz do Chopim
36
23.04.2030
UEG Araucária - Autorização - Resolução nº 351/1999 - UTE Araucária (60% Copel GET)
20
22.12.2029
Compagás - contrato de concessão de distribuição de gás
51
06.07.2024
Nova Asa Branca I - Portaria MME nº 267/2011 - EOL Asa Branca I (b)
100
24.04.2046
Nova Asa Branca II - Portaria MME nº 333/2011 - EOL Asa Branca II (b)
100
30.05.2046
Nova Asa Branca III - Portaria MME nº 334/2011 - EOL Asa Branca III (b)
100
30.05.2046
Nova Eurus IV - Portaria MME nº 273/2011 - EOL Eurus IV (b)
100
26.04.2046
Santa Maria - Portaria MME nº 274/2012 - EOL SM (b)
100
07.05.2047
Santa Helena - Portaria MME nº 207/2012 - EOL Santa Helena (b)
100
08.04.2047
Ventos de Santo Uriel - Portaria MME nº 201/2012 - EOL Santo Uriel (b)
100
08.04.2047
São Bento - Portaria MME nº 276 /2011 - EOL Dreen Boa Vista
100
27.04.2046
- Portaria MME nº 263 /2011 - EOL Farol
100
19.04.2046
- Portaria MME nº 343 /2011 - EOL Dreen Olho D'Água
100
31.05.2046
- Portaria MME nº 310 /2011 - EOL Dreen São Bento do Norte
100
18.05.2046
Voltalia - Portaria MME nº 173 /2012 - EOL São João (b)
49
25.03.2047
- Portaria MME nº 204 /2012 - EOL Carnaúbas (b)
49
08.04.2047
- Portaria MME nº 230 /2012 - EOL Reduto (b)
49
15.04.2047
- Portaria MME nº 233 /2012 - EOL Santo Cristo (b)
49
17.04.2047
(a) Encaminhado em 31.05.2012 requerimento solicitando prorrogação da concessão, e em 11.10.2012 ratificação ao
requerimento de prorrogação conforme MP nº 579/2012.
(b) Empreendimento em construção.
35.2.6 Risco quanto à escassez de gás
Risco decorrente de eventual período de escassez no fornecimento de gás natural, para
atender às atividades relacionadas à distribuição de gás e geração de energia termelétrica.
Um período prolongado de escassez de gás poderia impactar em perdas em razão da redução
de receitas das controladas Compagás e UEG Araucária.
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
35.3
Gerenciamento de capital
A Companhia busca conservar uma sólida base de capital para manter a confiança do
investidor, credor e mercado e garantir o desenvolvimento futuro dos negócios. Procura manter
um equilíbrio entre os mais altos retornos possíveis com níveis adequados de empréstimos e
as vantagens e a segurança proporcionadas por uma posição de capital saudável. Assim,
maximiza o retorno para todas as partes interessadas em suas operações, otimizando o saldo
de dívidas e patrimônio.
A estrutura de capital é formada:
a)
pela dívida líquida, definida como o total de empréstimos, financiamentos e debêntures,
líquidos de caixa e equivalentes de caixa, e títulos e valores mobiliários, de curto prazo; e
b)
pelo capital próprio, definido como o patrimônio líquido.
Endividamento
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
(-) Caixa e equivalentes de caixa
(-) Títulos e valores mobiliários
Dívida líquida
Patrimônio líquido
Endividamento do patrimônio líquido
31.12.2014
3.468.950
2.585.448
740.131
459.115
4.855.152
13.682.780
0,35
F-110
31.12.2013
3.323.784
1.207.945
1.741.632
389.222
2.400.875
12.928.752
0,19
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
36.1
Transações com Partes Relacionadas
Principais transações entre partes relacionadas
Parte Relacionada / Natureza da operação
Controlador
Estado do Paraná
Programa luz fraterna (a)
Empregados cedidos (b)
. Serviços de telecomunicações (c)
Entidades com influência significativa
BNDES e BNDESPAR (d)
Financiamentos (NE nº 22.5)
Debêntures - Compagás (NE 23.d)
Petrobras (e)
Aluguel da usina UTE Araucária (31.4.1 - a)
Fornecimento e transporte de gás (f)
Aquisição de gás para revenda (f)
Créditos nas operações de gás - Compagás (g)
Dividendos a pagar pela Compagás
. Empregados cedidos à Compagás
Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda. (h)
Dividendos a pagar pela Compagás
. Empregados cedidos à Compagás
Paineira Participações S.A. (i)
Ativo
31.12.2014 31.12.2013
Passivo
31.12.2014 31.12.2013
139.817
908
39.489
78.987
266
21.746
-
-
-
-
1.526.141
53.554
327
26.797
-
6.499
374
13.504
-
-
Resultado
31.12.2014 31.12.2013
27.779
25.837
1.125.109
-
(79.304)
(746)
(15.647)
-
252.103
3.513
653
51.502
1.076
284
6.405
11.842
(1.469.689)
(369)
101.628
23.912
(295.494)
(401)
-
4.720
682
2.283
313
(369)
(430)
-
-
1.367
11.985
48
-
190
-
40
-
-
-
Empreendimentos controlados em conjunto
Costa Oeste Transmissora de Energia (j)
Serviços de engenharia
Serviços de operação e manutanção
Rede básica e conexão
2.113
-
Marumbi Transmissora de Energia (k)
-
184
-
-
1.654
Caiuá Transmissora de Energia (l)
Prestação de serviços
Rede básica e conexão
-
221
-
354
-
4.104
(3.976)
478
-
Integração Maranhense Transmissora de Energia (m)
Rede básica
-
-
5
-
(14)
-
Transmissora Sul Brasileria de Energia (m)
Rede básica
-
-
23
-
(533)
-
Coligadas
Dona Francisca Energética S.A. (n)
.
Foz do Chopim Energética Ltda. (o)
.
247
(784)
Sercomtel S.A. Telecomunicações (p)
Companhia de Saneamento do Paraná
Água tratada, coleta e tratamento de esgoto
Utilização de água retirada da Represa do Alagado
. Serviços de telecomunicações
Pessoal chave da administração
Honorários e encargos sociais (NE nº 32.3)
Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 24)
2.042
-
-
6.538
6.320
(81.342)
(71.950)
155
201
-
-
1.827
1.725
-
192
-
-
735
2.287
72
246
960
4
-
1
-
(1.269)
272
2.530
(1.263)
875
2.211
-
-
-
-
(20.043)
(1.393)
(16.829)
(1.089)
-
-
898.618
967.232
(11.119)
-
(12.270)
-
28.693
27.229
1.168
587
(9.455)
(5.060)
Outras partes relacionadas
Fundação Copel
Aluguel de imóveis administrativos
. Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 24)
Lactec (q)
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
a)
O Programa Luz Fraterna, instituído e alterado pelas leis estaduais nº 491/2003 e 17.639
de 31.07.2013, permite ao Estado do Paraná quitar as contas de energia elétrica de
famílias paranaenses de baixa renda (devidamente cadastradas) quando o consumo não
ultrapassar o limite de 120 kWh no mês. O benefício é válido para ligações elétricas
residenciais de padrão monofásico, ligações rurais monofásicas e rurais bifásicas com
disjuntor de até 50 ampères. Também é preciso que o titular não tenha outra conta de luz
no seu nome e não tenha débitos em atraso com a Copel Distribuição. Do total, o valor de
R$ 137.137 está contabilizado na Controladora, na conta de Partes Relacionadas,
conforme NE nº 16.1.1.
b)
Ressarcimento do valor correspondente a remuneração e encargos sociais de empregados
cedidos ao Estado do Paraná. Os saldos apresentados são líquidos da PCLD no valor de
R$ 1.195 em 31.12.2014 (R$ 1.614, em 31.12.2013).
c)
Serviços de telecomunicações prestados conforme contrato da Copel Telecomunicações
com o Estado do Paraná.
d)
O BNDES é controlador da BNDES Participações S.A. - BNDESPAR que detém 23,96%
do capital social da Copel (26,41% das ações ordinárias e 21,27% das ações preferenciais
“B”). À BNDESPAR será proposto a título de dividendos do exercício de 2014, o montante
de R$ 148.402 (R$ 147.329, líquidos de IRRF), deste, foi antecipado em novembro de
2014 o valor líquido de R$ 89.705. A parcela restante será distribuída após a aprovação da
destinação do lucro do exercício, na AGO.
e)
A Petrobras detém 20% do capital social da UEG Araucária e 24,5% do capital social da
Compagás.
f)
Fornecimento e transporte de gás canalizado e aquisição de gás para revenda pela
Compagás.
g)
Os créditos referem-se ao contrato de aquisição de gás junto à Petrobras, relativo à
aquisição de volumes e capacidades de transporte contratados e garantidos, superiores
àqueles efetivamente retirados e utilizados, e contém cláusula de compensação futura. A
Compagás possui o direito de retirar o gás em meses subsequentes, podendo compensar
o volume contratado e não consumido num prazo prescricional de até 10 anos. Este saldo
é corrigido mensalmente, atualizando o valor de recuperação. Considerando o plano de
expansão da Compagás e as perspectivas de aumento de consumo pelo mercado, a
administração da Compagás entende que a compensação do volume de gás acumulado
até 31.12.2014 será efetuada parcialmente. Consequentemente, e de acordo com as
disposições contratuais, a Compagás efetuou ajuste de valor recuperável do crédito de
ship or pay, no valor de R$ 23.729.
h)
A Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda. detém 24,5% do capital social da Compagás.
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
i)
A Paineira Participações S.A. detém 30% do capital social da Elejor. Os saldos referem-se
a dividendos a pagar pela Elejor.
j)
Contrato de prestação de serviço de engenharia, com vencimento em 30.10.2015, e de
operação e manutenção, com vencimento em 26.12.2018, realizados entre a Costa Oeste
Transmissora e a Copel Geração e Transmissão.
Contrato de uso do sistema de transmissão, de caráter permanente, e contrato de conexão
ao sistema de transmissão, com vencimento até a extinção da concessão da distribuidora
ou da transmissora, o que ocorrer primeiro, realizados entre a Costa Oeste Transmissora e
a Copel Distribuição.
k)
Contrato de prestação de serviço de engenharia, realizado entre a Marumbi Transmissora
de Energia e a Copel Geração e Transmissão, com vencimento em 30.09.2015.
l)
Contratos de prestação de serviços específicos de gestão ambiental, com vencimento em
14.03.2015, e de operação e manutenção, com vencimento em 29.07.2016, realizados
entre a Caiuá Transmissora de Energia e a Copel Geração e Transmissão.
Contrato de uso do sistema de transmissão, de caráter permanente, para a contratação do
Montante de Uso do Sistema de Transmissão - Must, com montantes definidos para os
quatro anos subsequentes, com revisões anuais, e contrato de conexão ao sistema de
transmissão, com vencimento até a extinção da concessão da distribuidora ou da
transmissora, o que ocorrer primeiro, realizados entre a Caiuá Transmissora e a Copel
Distribuição.
m) Contrato de uso do sistema de transmissão, de caráter permanente, para a contratação do
Must, com montantes definidos para os quatro anos subsequentes, com revisões anuais,
realizados com a Copel Distribuição.
n)
Contrato de compra e venda de energia, realizado entre a Dona Francisca Energética e a
Copel Geração e Transmissão, com vencimento em 31.03.2015.
o)
Contratos realizados entre a Foz do Chopim Energética Ltda. e a Copel Geração e
Transmissão referentes à prestação de serviços de operação e manutenção, com
vencimento em 24.05.2015 e à conexão ao sistema de transmissão, com vencimento em
07.07.2015.
p)
Contrato
de
compartilhamento
de
postes,
realizado
entre
a
Sercomtel
Telecomunicações e a Copel Distribuição, com vencimento em 28.12.2018.
F-113
S.A.
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
q)
O Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec é uma Organização da
Sociedade Civil de Interesse Público - Oscip, na qual a Copel é uma associada. O Lactec
mantém contratos de prestação de serviços e de pesquisa e desenvolvimento com a Copel
Geração e Transmissão e com a Copel Distribuição, submetidos a controle prévio ou a
posteriori, com anuência da Aneel.
Os saldos do ativo referem-se a P&D e PEE, contabilizados no Circulante, na conta
Serviços em curso, na qual devem permanecer até a conclusão do projeto, conforme
determinação da Aneel.
Ao Estado do Paraná será proposto, a título de dividendos do exercício de 2014, o montante de
R$ 184.733, deste, foi antecipado em novembro de 2014 o valor de R$ 113.010. A parcela
restante será distribuída após a aprovação da destinação do lucro do exercício, na AGO.
Outras transações entre a Controladora e suas partes relacionadas estão demonstradas nas
NEs nº 8 - Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná, nº 16 - Partes Relacionadas e nº
17 - Investimentos.
Os valores decorrentes das atividades operacionais da Copel Distribuição com as partes
relacionadas são faturados de acordo com as tarifas homologadas pela Aneel.
36.2
Avais e garantias concedidos às partes relacionadas
36.2.1 Concedidos às controladas e coligadas
A Controladora e a São Bento concederam os seguintes avais e garantias:
a)
garantias na emissão de debêntures e de empréstimos e financiamentos de controladas,
s
conforme NEs nº 22.5 e 23; e
b)
avais solidários concedidos pela Copel, correspondentes à sua participação acionária de
23,03% à sua coligada Dona Francisca Energética S.A., em 2002, em financiamentos
tomados junto ao BNDES e ao Bradesco, com prazo de liquidação até 2015. Em
31.12.2014, os saldos devedores atualizados montavam a R$ 3.271 com o BNDES e R$
1.800 com o Bradesco.
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
36.2.2 Concedidos aos empreendimentos controlados em conjunto
Empreendimentos
controlados em conjunto
Operação
Caiuá Transmissora (a)
Financiamento
Costa Oeste (b)
Financiamento
Guaraciaba Transmissora (c)
Debêntures
Integração Maranhense (d)
Financiamento
Mata de Santa Genebra (e)
Debêntures
Matrinchã Transmissora (f)
Financiamento
Transmissora Sul Brasileira (g)
Financiamento
Transmissora Sul Brasileira (h)
Debêntures
Paranaíba (i)
Debêntures
Transmissora Marumbi (j)
Financiamento
Instituição financeira financiadora:
BNDES: (a) (b) (d) (f) (g) (j)
Data da
emissão
23.12.2013
30.12.2013
20.06.2013
30.12.2013
10.09.2014
27.12.2013
12.12.2013
15.09.2014
24.11.2014
06.10.2014
Vencimento
final
15.02.2029
15.11.2028
20.12.2014
15.02.2029
12.03.2016
20.12.2014
15.07.2028
15.09.2028
24.11.2015
15.07.2029
Valor
aprovado
84.600
36.720
400.000
142.150
469.000
691.440
266.572
77.550
350.000
55.037
Destinação:
Programa Investimentos e/ou Capital de Giro.
Aval / Fiança:
Prestado pela Copel Geração e Transmissão, limitada a 49% da operação: (a) (d)
Prestado pela Copel, limitada a 51% da operação: (b)
Prestado pela Copel, limitada a 49% da operação: (c) (f)
Prestado pela Copel, limitada a 50,1% da operação: (e)
Prestado pela Copel, limitada a 20% da operação: (g) (h)
Prestado pela Copel, limitada a 24,5% da operação: (i)
Prestado pela Copel, limitada a 80% da operação (j)
Garantias da Operação:
Penhor de ações da Copel Geração e Transmissão de sua participação acionária 49%: (a) (d) (f)
Penhor de ações da Copel Geração e Transmissão de sua participação acionária 51%: (b)
Penhor de ações da Copel Geração e Transmissão de sua participação acionária 20%: (g) (h)
Penhor de ações da Copel Geração e Transmissão de sua participação acionária 80%: (j)
F-115
Total
Saldo
liberado 31.12.2014
79.600
88.741
31.000
35.396
400.000
401.144
131.400
146.981
48.000
49.557
541.965
553.271
260.145
261.718
77.550
80.222
350.000
354.527
20.314
34.723
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
37
Seguros
A especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros está
demonstrada a seguir:
Apólice
Riscos nomeados
Incêndio - imóveis próprios e locados
Responsabilidade civil - Compagás
Transporte nacional e internacional - exportação e importação
Multirrisco - Compagás
Multirrisco - Compagás
Multirriscos - Elejor
Automóveis - Compagás
Riscos diversos
Riscos nomeados - Elejor
Riscos operacionais - UEG Araucária (a)
Garantia judicial - Compagás
Garantia de fiel cumprimento - Aneel
Garantia de fiel cumprimento - Aneel
Riscos operacionais - UHE Mauá - Consórcio Energético Cruzeiro do Sul
Responsabilidade civil para diretores e administradores - D&O (a)
Garantia de Fiel Cumprimento - eólicas
Garantia de Fiel Cumprimento - eólicas
Garantia de Fiel Cumprimento - eólicas
Garantia de Pagamento - eólicas
Garantia de Fiel Cumprimento - Agência Nacional de Petróleo - ANP
Garantia de fiel cumprimento - Aneel
Garantia de fiel cumprimento - Aneel
Garantia de Participação - Agência Nacional de Petróleo - ANP
Garantia de Fiel Cumprimento - Agência Nacional de Petróleo - ANP
Garantia de Fiel Cumprimento - CREA - Paraná
Garantia de Participação - Aneel
Garantia de Participação - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
Garantia de Participação - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
Garantia de Participação - Aneel
Garantia Financeira - Cosern
Garantia de Fiel Cumprimento - Extremoz
Garantia de fiel cumprimento - Aneel
Responsabilidade Civil - Vestas
Riscos de Engenharia - Vestas
Riscos Operacionais - São Bento
Responsabilidade Civil - São Bento
Término
da vigência
24.08.2015
24.08.2015
30.10.2015
24.08.2015
18.12.2015
26.04.2015
11.04.2015
16.09.2015
24.08.2015
06.06.2015
31.05.2015
03.02.2015
30.07.2015
27.12.2015
23.11.2015
30.06.2015
30.06.2015
31.03.2015
30.06.2015
31.03.2015
11.11.2018
30.11.2017
02.06.2018
01.03.2015
05.07.2015
31.12.2016
04.02.2015
27.06.2015
23.05.2015
17.05.2015
01.11.2015
31.01.2015
30.04.2015
01.02.2015
01.02.2017
01.07.2015
05.07.2015
Importância
segurada
1.929.357
519.501
3.600
apólice por averbação
14.750
470
395.099
valor de mercado
970
500
958.109
56.938
44.319
1.850
342.139
66.405
22.200
11.100
3.047
6.000
59.440
2.450
6.750
862
12.500
24
646
44.863
14.013
7.404
21
5.000
22.143
17.000
338.348
390.935
20.000
(a) Os valores das importâncias seguradas de Riscos operacionais - UEG Araucária e de Responsabilidade civil para
diretores e administradores foram convertidos de dólar para real com a taxa do dia 31.12.2014, R$ 2,6562.
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
38
Evento Subsequente
Revisão Tarifária Extraordinária de 2015
A Revisão Tarifária Extraordinária se dá em decorrência de uma série de eventos que
impactaram de maneira significativa os custos das concessionárias de energia, os quais não
foram previstos no reajuste tarifário de 2014, com destaque para: (i) aumento da quota de CDE;
(ii) aumento dos custos com compra de energia em função do reajuste da tarifa de Itaipu
(46,14%) e alteração do dólar; e (iii) dos elevados preços praticados no 14º Leilão de Energia
Existente (A-1 2014) e no 18º Leilão de Ajuste, realizado em 15.01.2015.
A Aneel aprovou a Revisão Tarifária Extraordinária da Copel Distribuição com reajuste tarifário
médio de 36,79% com vigência a partir de 02.03.2015. Desse total, 22,14% estão relacionados
à quota de CDE, e 14,65% ao reposicionamento dos custos com aquisição de energia, os quais
não foram previstos no reajuste tarifário de 2014.
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 20.03.2015. A fim de atender às exigências
específicas da Securities and Exchange Comission – 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 2014 e 2013 e para cada
um dos dois anos do período encerrado em 31.12.2014, apresentadas a seguir foram
preparadas considerando as mesmas políticas contábeis descritas nas Notas 2 e 3 às
demonstrações financeiras consolidadas da Companhia.
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
(a) Balanço Patrimonial:
ATIVO
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
Despesas antecipadas
Partes relacionadas
31.12.2014
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
Outros créditos
Investimentos
Imobilizado
Intangível
TOTAL DO ATIVO
PASSIVO
Circulante
Obrigações sociais e trabalhistas
Partes relacionadas
Fornecedores
Imposto de renda e contribuição social
Outras obrigações fiscais
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
Dividendos a pagar
Outras contas a pagar
Não Circulante
Outras obrigações fiscais
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
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-118
31.12.2013
34.862
152
383.866
94.579
12.695
78.912
34
1.925
607.025
10.410
186
381.371
85.448
3.869
42.494
523.778
1.249.529
273.936
114.195
98.226
208.334
303
1.944.523
1.295.106
272.115
169.717
91.205
64.815
1.892.958
13.079.795
323
3.062
12.055.619
29
-
15.634.728
14.472.384
31.12.2014
31.12.2013
12.793
2.087
2.442
5.597
349.753
15.447
3.824
2.060
394.003
4.946
468.317
3.211
25.481
562.801
3.047
16.434
1.084.237
820
608.663
995.038
8.196
297.319
1.910.036
40
456.752
2.169
277.847
736.808
6.910.000
976.964
685.147
4.516.825
241.753
13.330.689
6.910.000
983.159
624.849
3.897.833
235.498
12.651.339
15.634.728
14.472.384
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
LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS
Resultado Financeiro
Receitas financeiras
Despesas financeiras
31.12.2014
31.12.2013
31.12.2012
(119.639)
(20.569)
1.410.276
1.270.068
(47.772)
28.333
1.116.830
1.097.391
(23.235)
(13.927)
732.313
695.151
1.270.068
1.097.391
695.151
202.208
(233.762)
(31.554)
LUCRO OPERACIONAL
1.238.514
IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
(38.258)
5.694
(32.564)
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
ACIONISTAS DA EMPRESA CONTROLADORA - em reais
Ações preferenciais classe "A"
Ações preferenciais classe "B"
Ações ordinárias
114.524
(112.524)
2.000
1.099.391
110.317
(109.266)
1.051
696.202
(26.831)
(26.831)
(4.467)
8.953
4.486
1.205.950
1.072.560
700.688
4,6295
4,6299
4,2090
4,4900
4,1174
3,7428
4,1742
2,6879
2,4435
(c) Demonstração do Resultado Abrangente:
31.12.2014
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
Outros resultados abrangentes
Itens que nunca serão reclassificados para o resultado
Perdas com passivos atuariais
benefícios pós-emprego
benefícios pós-emprego - equivalência patrimonial
Tributos sobre outros resultados abrangentes
Itens que são ou talvez sejam reclassificados para o resultado
Ganhos (perdas) com ativos financeiros disponíveis para venda
aplicações financeiras
contas a receber vinculadas à concessão
investimentos
Outros ajustes - controlada
Tributos sobre outros resultados abrangentes
Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos
1.205.950
RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO
1.297.225
F-119
31.12.2013 31.12.2012
1.072.560
700.688
(3.712)
94.425
1.262
(2.169)
(122.886)
738
(144.573)
-
707
(190)
(1.282)
65
91.275
(4.573)
(306)
104
(129.092)
1.493
(8.657)
406
1.462
(139)
(150.008)
943.468
550.680
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) Fluxo de Caixa:
Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais
31.12.2014
31.12.2013
31.12.2012
1.031.444
954.960
116.845
Fluxo de caixa das atividades de investimento
Aplicações financeiras
Empréstimos concedidos a partes relacionadas
Recebimento de empréstimos concedidos a partes relacionadas
Resgate do investimento na Ceolpar - incorporada pela Copel GeT
Aquisições de investimentos
Aquisições de imobilizado
Aquisições de Intangível
34
(827.437)
(294)
(14.887)
(10)
213.847
(600.170)
(29)
-
(11)
(808.972)
920.836
910
(9.273)
-
Caixa líquido gerado (utilizado) pelas atividades de investimento
(842.584)
(386.362)
103.490
1.000.000
(80.600)
(468.317)
(615.491)
(587.652)
(218.628)
(164.408)
(587.652)
(218.628)
24.452
(19.054)
1.707
10.410
34.862
29.464
10.410
27.757
29.464
24.452
(19.054)
1.707
Fluxos de caixa das atividades de financiamento
Ingressos de debêntures emitidas
Amortização de principal de empréstimos e financiamentos
Amortização de principal de obrigações com partes relacionadas
Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos
Caixa líquido gerado (utilizado) pelas atividades de financiamento
Aumento (decréscimo) líquido do caixa
Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa
Saldo final de caixa e equivalentes de caixa
Variação no caixa e equivalentes de caixa
Durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e 2013, recebemos R$ 1.300.228 e
R$ 1.067.400, 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:
Partes Relacionadas: A Companhia apresenta os seguintes saldos com partes relacionadas:
Ativos
Estado do Paraná
Copel Distribuição
Copel Renováveis
Copel Participações
31.12.2014
31.12.2013
137.137
71.197
1.137
788
210.259
64.815
64.815
Investimentos: Em 31 de dezembro de 2014 e 2013, os investimentos em subsidiárias
dividiam-se da seguinte forma:
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
31.12.2014
6.484.578
4.329.575
417.157
228.382
190.415
994.250
12.644.357
Copel Geração e Transmissão
Copel Distribuição
Copel Telecomunicações
Copel Participações
UEG Araucária
Outros investimentos
31.12.2013
6.796.817
3.366.685
352.939
407
140.352
594.832
11.252.032
As informações referentes às controladas em conjunto, coligadas e outros investimentos estão
apresentadas conforme nota 17.2 - Mutação dos investimentos.
Dividendos a receber - Os dividendos a receber são detalhados a seguir:
Controladas e subsidiárias
Copel Geração e Transmissão
Copel Distribuição
Copel Telecomunicações
Compagas
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
Coligadas
Dona Francisca Energética
Sanepar
Dominó Holdings
Outros investimentos
Outros investimentos
31.12.2014
31.12.2013
202.617
124.791
31.300
7.312
3.189
6.267
113
155
74
46
170
175
235
321.902
21.585
2.239
28.718
5
6.211
1.211
85
6.311
383.866
526
381.371
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:
31.12.2014
31.12.2013
Regulatórias
12.764
12.310
Trabalhistas
159
Cíveis
Fiscais
-
672
390
283.724
265.147
297.319
277.847
Restrição à transferência de fundos de subsidiárias - As subsidiárias indicadas abaixo
qualificam-se 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
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
Anônimas.
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 2014, os ativos líquidos restritos totais das subsidiárias totalizavam
R$ 12.223.943, divididos conforme apresentado abaixo:
31.12.2014
Copel Geração e Transmissão S.A.
6.484.578
Copel Distribuição S.A.
4.329.575
UEG Araucária Ltda.
952.074
Centrais Elétricas Rio Jordão - Elejor
84.816
Usinas Eólicas
372.900
12.223.943
F-122
Anexo 1.1
COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA
ESTATUTO SOCIAL
NOC 000100
Aprovado e consolidado pela 187ª Assembleia
Geral Extraordinária de Acionistas, de 10.10.2013,
e alterado pela 190ª Assembleia Geral
Extraordinária de Acionistas, de 23.04.2015.
CNPJ: 76.483.817/0001-20
Inscr. Est.: 10.146.326-50
NIRE: 41300036535
Registro CVM: 1431-1
Registro SEC ON: 20441B308
Registro SEC PNB: 20441B407
Registro LATIBEX PNB: 29922
Rua Coronel Dulcídio, 800
Curitiba - Paraná - Brasil
CEP: 80420-170
e-mail: [email protected]
Web site: http://www.copel.com
Fone: (41) 3310-5050
Fax: (41) 3331-4145
.i e
2
Anexo 1.1
SUMÁRIO
CAPÍTULO I
DA DENOMINAÇÃO, SEDE, FINS E DURAÇÃO .................................. 03
CAPÍTULO II
DO CAPITAL E DAS AÇÕES.................................................................. 03
CAPÍTULO III
DA ADMINISTRAÇÃO............................................................................. 05
Seção I
............................................................................................. 05
Seção II
DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO ............................. 05
Seção III
DA DIRETORIA ................................................................... 06
Seção IV
DAS NORMAS COMUNS AOS MEMBROS DO
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E
AOS MEMBROS DA DIRETORIA ....................................... 10
CAPÍTULO IV
DO CONSELHO FISCAL ........................................................................ 11
CAPÍTULO V
DA ASSEMBLEIA GERAL ...................................................................... 11
CAPÍTULO VI
DO EXERCÍCIO SOCIAL ........................................................................ 12
CAPÍTULO VII DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS .......................................... 12
ANEXOS:
I.
ALTERAÇÕES ESTATUTÁRIAS
II.
EVOLUÇÃO DO CAPITAL
III.
LEGISLAÇÃO ESTADUAL (LEIS 1.384/53, 7.227/79 e 11.740/97)
IV.
LEGISLAÇÃO ESTADUAL (DECRETO Nº 14.947/54)
V.
LEGISLAÇÃO FEDERAL (DECRETO Nº 37.399/55)
CONVENÇÕES:
AG: ASSEMBLEIA GERAL
AGE: ASSEMBLEIA GERAL EXTRAORDINÁRIA
JUCEPAR: JUNTA COMERCIAL DO ESTADO DO PARANÁ
DOE PR: DIÁRIO OFICIAL DO ESTADO DO PARANÁ
DOU: DIÁRIO OFICIAL DA UNIÃO
Observação: O texto original arquivado na Jucepar, sob o nº 17.340 (atual 41300036535), em
16.06.1955, e publicado no DOE PR de 25.06.1955.
3
CAPÍTULO I - DA DENOMINAÇÃO, SEDE, FINS E DURAÇÃO
Art. 1º
A Companhia Paranaense de Energia, abreviadamente "Copel", é uma sociedade
de economia mista por ações, de capital aberto, destinada a:
a)
pesquisar e estudar, dos pontos de vista técnico e econômico, quaisquer
fontes de energia provendo soluções para o desenvolvimento com
sustentabilidade;
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
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.
§ 1º A Companhia reger-se-á pelo presente Estatuto Social e pela legislação
aplicável;
§ 2º Para execução das atividades referidas neste artigo e das demais atividades
necessárias à consecução dos fins sociais, a Companhia poderá participar
de outras sociedades, observada a legislação aplicável; e
§ 3º com a admissão da Companhia no segmento especial de listagem da
BM&FBOVESPA – Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros
(“BM&FBOVESPA”), denominado Nível 1 de Governança Corporativa,
sujeitam-se a Companhia, seus acionistas, Administradores e membros do
Conselho Fiscal, às disposições do Regulamento de Listagem do Nível 1
(“Regulamento do Nível 1”).
Art. 2º
A Companhia tem sede e foro na cidade de Curitiba, à Rua Coronel Dulcídio nº
800, podendo, entretanto, a critério da Diretoria, criar ou extinguir filiais, agências
ou escritórios, nesta mesma cidade ou em qualquer outra parte do território
nacional ou estrangeiro.
Art. 3º
É indeterminado o prazo de duração da Companhia.
CAPÍTULO II - DO CAPITAL E DAS AÇÕES
Art. 4º
O capital social integralizado é de R$ 6.910.000.000,00 (seis bilhões, novecentos e
dez milhões de reais), representado por 273.655.375 (duzentos e setenta e três
milhões, seiscentos e cinquenta e cinco mil e trezentas e setenta e cinco) ações,
sem valor nominal, sendo 145.031.080 (cento e quarenta e cinco milhões, trinta e
um mil e oitenta) ações ordinárias e 128.624.295 (cento e vinte e oito milhões,
seiscentos e vinte e quatro mil, duzentas e noventa e cinco) ações preferenciais e
destas 380.291 (trezentos e oitenta mil, duzentas e noventa e uma) são ações
classe “A” e 128.244.004 (cento e vinte e oito milhões, duzentas e quarenta e
quatro mil e quatro) são ações classe “B”.
4
§1º
O capital social poderá ser aumentado, mediante deliberação do Conselho
de Administração e independentemente de reforma estatutária, até o limite
de 500.000.000 (quinhentos milhões) de ações.
§ 2º Os aumentos de capital poderão ser efetuados com a emissão de ações
preferenciais classe “B”, sem guardar proporção com as classes existentes
ou com as ações ordinárias, respeitando o limite estabelecido no parágrafo
2º do artigo 15 da Lei nº 6.404/76.
§ 3º As emissões de ações, bônus de subscrição, debêntures ou outros títulos
mobiliários, até o limite do capital autorizado, poderão ser aprovadas com
exclusão do direito de preferência, nos termos do artigo 172 da Lei nº
6.404/76.
§ 4º As debêntures poderão ser simples ou conversíveis em ações nos termos do
artigo 57 da Lei nº 6.404/76.
Art. 5º
As ações serão nominativas.
Art. 6º
As ações preferenciais não terão direito a voto e serão de classes “A” e “B”.
§ 1º As ações preferenciais classe “A” terão prioridade na distribuição de
dividendos mínimos de 10% (dez por cento) ao ano, a ser entre elas
rateados igualmente, calculados com base no capital próprio a esta espécie
e classe de ações, integralizado até 31 de dezembro do ano findo.
§ 2º As ações preferenciais classe “B” terão prioridade na distribuição de
dividendos mínimos, a serem entre elas rateados igualmente,
correspondentes à parcela do valor equivalente a, no mínimo, 25% (vinte e
cinco por cento) do lucro líquido, ajustado de acordo com o artigo 202 e seus
parágrafos da Lei nº 6.404/76, calculada proporcionalmente ao capital
próprio a esta espécie e classe de ações, integralizado até 31 de dezembro
do ano findo.
§ 3º Os dividendos assegurados pelo parágrafo anterior às ações preferenciais
classe “B” serão prioritários apenas em relação às ações ordinárias e
somente serão pagos à conta dos lucros remanescentes depois de pagos os
dividendos prioritários das ações preferenciais classe “A”.
§ 4º O dividendo a ser pago por ação preferencial, independente de classe, será,
no mínimo, 10% (dez por cento) superior ao que for atribuído a cada ação
ordinária, conforme o disposto no inciso II do parágrafo 1º do artigo 17 da Lei
nº 6.404/76, com a redação determinada pela Lei nº 10.303, de 31.10.2001.
§ 5º As ações preferenciais adquirirão o direito de voto se, pelo prazo de 3 (três)
exercícios consecutivos, não lhes forem pagos os dividendos mínimos a que
fazem jus na forma dos parágrafos 1º, 2º e 3º deste artigo, observado o
disposto em seu parágrafo 4º.
Art. 7º
A Companhia poderá emitir títulos múltiplos de ações e cautelas que
provisoriamente os representem. É facultada ao acionista a substituição de títulos
simples de suas ações por títulos múltiplos, bem como converter, a todo tempo,
estes naqueles, correndo por conta do interessado as despesas de conversão.
§ 1º As ações preferenciais classe “A” poderão ser convertidas em ações
preferenciais classe “B”, vedada a conversão destas ações naquelas e a
conversão de quaisquer ações preferenciais em ações ordinárias e viceversa.
§ 2º Fica a Companhia autorizada a, mediante deliberação do Conselho de
Administração, implantar o sistema de ações escriturais, a serem mantidas
em contas de depósito, em instituição financeira autorizada.
5
§ 3º A Companhia poderá, mediante autorização do Conselho de Administração,
adquirir suas próprias ações, observadas as normas estabelecidas pela
Comissão de Valores Mobiliários.
Art. 8º
Nas Assembleias Gerais, cada ação ordinária dará direito a um voto.
CAPÍTULO III - DA ADMINISTRAÇÃO
SEÇÃO I
Art. 9º
A Companhia será administrada pelo Conselho de Administração e pela Diretoria.
Art. 10
A representação da Companhia é privativa da Diretoria.
SEÇÃO II
DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
Art. 11
O Conselho de Administração será composto de 07 (sete) ou 09 (nove) membros,
brasileiros, acionistas, residentes no País, eleitos pela Assembleia Geral, podendo
dele fazer parte 02 (dois) Secretários de Estado e o Diretor Presidente da
Companhia.
§ 1º Integrará obrigatoriamente o Conselho de Administração um empregado da
Companhia, escolhido e indicado pelos demais na forma da legislação
estadual pertinente.
§ 2º Os membros do Conselho de Administração terão mandato unificado de 02
(dois) anos, podendo ser reeleitos.
§ 3º No mínimo três membros do Conselho de Administração comporão o Comitê
de Auditoria da Copel, o qual será regulado por regimento interno específico.
Art. 12
O Presidente do Conselho de Administração será indicado pelo acionista
controlador, sendo substituído, em suas ausências e impedimentos, pelo
Conselheiro escolhido por seus pares.
Art. 13
No caso de renúncia, ou vaga, no Conselho de Administração, os membros
remanescentes designarão um substituto até que se realize a Assembleia Geral
para preencher a vaga.
Art. 14
O Conselho de Administração reunir-se-á ordinariamente de três em três meses e
extraordinariamente sempre que necessário, obedecida a convocação por seu
Presidente, por carta, telegrama, fax ou e-mail, com antecedência mínima de 72
horas, funcionando com a presença de maioria simples de seus membros.
Art. 15
Compete ao Conselho de Administração:
I.
fixar a orientação geral dos negócios da Companhia;
II.
eleger, destituir, aceitar renúncia, substituir Diretores da Companhia e fixarlhes as atribuições, na forma do presente Estatuto Social;
III.
fiscalizar a gestão dos Diretores, examinar livros, documentos e atos
obrigacionais da Companhia, como facultado em Lei;
IV.
convocar, por seu Presidente ou Secretário Executivo, a Assembleia Geral;
V.
dirigir, aprovar e revisar o plano anual dos trabalhos de auditoria interna, dos
processos de negócio e da gestão da Companhia;
VI.
manifestar-se sobre o relatório da administração e as contas da Diretoria;
VII.
autorizar o lançamento e aprovar a subscrição de novas ações, na forma do
§ 2º do artigo 4º deste Estatuto Social, fixando todas as condições de
emissão;
6
VIII. estabelecer critérios para a alienação e/ou cessão em comodato de bens do
ativo permanente, a constituição de ônus reais e a prestação de garantias,
quando o valor da operação ultrapassar a 2% (dois por cento) do patrimônio
líquido e receber relatório da Diretoria sempre que o valor acumulado dessas
operações atingir 5% (cinco por cento), na forma do artigo 20, inciso IX,
deste Estatuto Social;
IX.
escolher e destituir auditores independentes;
X.
decidir sobre outros casos que lhe forem submetidos pela Diretoria ou
determinados pela Assembleia Geral;
XI.
estabelecer critérios para a participação da Companhia em outras
sociedades, recomendando a aprovação dessa participação pela Assembleia
de acionistas quando for o caso, bem como fiscalizar as atividades
pertinentes a tais participações;
XII.
deliberar sobre a organização das sociedades das quais a Companhia
participe;
XIII. deliberar sobre a cessação da participação da Companhia em outras
sociedades; e
XIV. organizar os serviços de secretaria necessários ao apoio de suas atividades,
que também colaborarão com a atuação do Conselho Fiscal, a critério deste,
e por seu Presidente, designar e requisitar empregados da Companhia para
exercê-los.
Parágrafo único: Serão arquivadas no Registro do Comércio e publicadas as atas
das reuniões do Conselho de Administração que contiverem deliberações
destinadas a produzir efeitos perante terceiros.
Art. 16
Compete ao Presidente do Conselho de Administração conceder licença a seus
membros, presidir as reuniões, dirigir os trabalhos e proferir, além do voto pessoal,
o de qualidade. As licenças do Presidente serão concedidas pelo Conselho.
SEÇÃO III
DA DIRETORIA
Art. 17
A Companhia terá uma Diretoria composta de 05 (cinco) Diretores com funções
executivas, acionistas ou não, todos residentes no País, brasileiros ou maioria de
brasileiros, eleitos pelo Conselho de Administração, com mandato de 03 (três)
anos, podendo ser reeleitos, sendo: 01 (um) Diretor Presidente; 01 (um) Diretor de
Gestão Empresarial; 01 (um) Diretor de Finanças e de Relações com Investidores;
01 (um) Diretor de Relações Institucionais; e 01 (um) Diretor de Desenvolvimento
de Negócios. A Companhia poderá ter, ainda, 01 (um) Diretor Adjunto.
Art. 18
Nos casos de impedimento temporário ou licença de qualquer membro da
Diretoria, o Diretor Presidente poderá designar, para substituí-lo, outro Diretor.
Art. 19
Em caso de falecimento, renúncia ou impedimento definitivo de qualquer membro
da Diretoria, caberá ao Conselho de Administração, dentro de 30 (trinta) dias da
ocorrência da vaga, eleger o substituto, que completará o mandato do substituído.
Até que se realize a eleição, poderá a Diretoria designar um substituto provisório. A
eleição, contudo, poderá ser dispensada, se a vaga ocorrer no ano em que deva
terminar o mandato da Diretoria então em exercício.
Art. 20
São atribuições e deveres da Diretoria:
I.
gerir todos os negócios da Companhia, a fim de se buscar o
desenvolvimento com sustentabilidade, para o que ficará investida de todos
os poderes que a legislação e este Estatuto Social lhe conferem,
7
considerando-se a Companhia obrigada pela assinatura conjunta de 02
(dois) Diretores, sendo um deles o Presidente;
II.
organizar o regulamento dos serviços internos da Companhia;
III.
determinar a orientação dos trabalhos e negócios da Companhia, ouvindo o
Conselho de Administração, quando couber;
IV.
decidir sobre a criação e extinção de cargo ou função, fixar remunerações e
organizar o Regulamento do Pessoal da Companhia;
V.
distribuir e aplicar o lucro apurado na forma estabelecida neste Estatuto
Social;
VI.
cumprir o Estatuto Social da Companhia e as deliberações da Assembleia
Geral e do Conselho de Administração;
VII.
resolver os casos extraordinários, inclusive questões de conflitos de
interesses entre Diretorias;
VIII. resolver todos os negócios da Companhia que não forem da competência
privativa da Assembleia Geral ou do Conselho de Administração;
IX.
recomendar ao Conselho de Administração a aquisição de bens imóveis,
assim como a alienação, cessão em comodato ou oneração de quaisquer
bens pertencentes ao patrimônio da Companhia e a prestação de garantias,
quando tais operações forem de valor superior a 2% (dois por cento) do
patrimônio líquido e deliberar quando forem de valor inferior a esse limite,
além de encaminhar relatório a todos os membros do Conselho de
Administração e do Conselho Fiscal sempre que o valor acumulado dessas
operações atingir 5% (cinco por cento);
X.
fazer-se presente, através de seu Presidente ou Diretor por ele designado, à
Assembleia Geral Ordinária;
XI.
conceder licença a seus membros;
XII.
negociar e firmar instrumentos de gestão com as sociedades referidas no §
6º deste artigo;
XIII. indicar os diretores e os membros dos conselhos de administração e dos
conselhos fiscais das sociedades previstas no § 6º deste artigo, e em todas
aquelas em que a Companhia ou suas Subsidiárias Integrais tenham ou
venham a ter participação societária;
XIV. deliberar sobre a participação da Companhia em novos empreendimentos,
participações em leilões e exploração de quaisquer fontes de energia e
submetê-las ao Conselho de Administração, quando for o caso, conforme
competência estabelecida no inciso XI do artigo 15 deste Estatuto Social; e
XV.
promover a adoção de medidas que visem integração e sinergia entre as
diversas áreas da Companhia e de suas Subsidiárias Integrais.
§ 1º As atribuições decorrentes das competências constantes dos artigos 21 a 26
deste Estatuto Social poderão ser definidas ou detalhadas pelo Conselho de
Administração, pelo Presidente da Companhia ou ainda por normas
aprovadas pela Diretoria em colegiado.
§ 2º Poderá qualquer dos Diretores representar individualmente a Companhia, na
celebração de convênios e em operações de comodato, locação e aquisição
de bens e serviços, observadas normas internas aprovadas pela Diretoria,
facultando-se-lhes, para tanto, constituir mandatários dentre empregados da
Companhia.
8
§ 3º A Companhia poderá constituir procuradores com poderes especiais e
expressos para atos e operações especificados, e bem assim procuradores
com poderes "ad negotia" para assinar quaisquer documentos de
responsabilidade da Companhia, especificada no instrumento a duração do
mandato.
§ 4º Sem prejuízo do disposto no art. 21, inciso III, deste Estatuto Social, a
representação da Companhia em juízo, em depoimento pessoal, poderá
também ser exercida por advogado ou por outro empregado designado pelo
Diretor Presidente.
§ 5º As deliberações da Diretoria serão tomadas por maioria de votos dos
Diretores com funções executivas. Se, porém, da deliberação tomada
divergir o Diretor Presidente, poderá este, sustando os efeitos daquela,
apelar, em 05 (cinco) dias, para o Conselho de Administração.
§ 6º As atividades relativas à geração de produtos e serviços, inerentes ao objeto
social da Companhia e de competência da Diretoria, serão executadas por
sociedades nas quais a Companhia participe, que terão as seguintes
atribuições:
a)
planejar, organizar, coordenar, comandar e controlar o negócio da
Companhia sob sua responsabilidade;
b)
obter os resultados técnicos, mercadológicos e de rentabilidade
acordados com a Diretoria por intermédio dos instrumentos de gestão; e
c)
atender às diretrizes da Companhia, especialmente as administrativas,
técnicas, financeiras e contábeis, bem como às condições definidas nos
respectivos instrumentos de gestão.
§ 7º O Conselho de Administração das Subsidiárias Integrais será composto por
03 (três) membros, contendo, no mínimo, o Diretor Presidente da respectiva
Subsidiária Integral e 01 (um) Diretor da Companhia.
§ 8º Compete ao Diretor de Finanças e de Relações com Investidores da
Companhia exercer a função de Diretor de Finanças das Subsidiárias
Integrais.
Art. 21
Compete ao Diretor Presidente:
I.
dirigir e coordenar os trabalhos da Diretoria;
II.
superintender e dirigir os negócios da Companhia;
III.
representar a Companhia, ativa e passivamente, em Juízo ou fora dele, e, de
modo geral, em suas relações com terceiros, podendo para tal constituir
procuradores, bem como designar e autorizar prepostos;
IV.
assinar os documentos de responsabilidade da Companhia, observado o
disposto no artigo 20, inciso I, e § 2º;
V.
apresentar à Assembleia Geral Ordinária o relatório anual dos negócios da
Companhia, ouvido o Conselho de Administração;
VI.
exercer as funções de Secretário Executivo do Conselho de Administração;
VII.
dirigir e coordenar os assuntos relacionados:
a)
ao planejamento empresarial integrado e à gestão integrada do
desempenho empresarial;
b)
à auditoria interna; e
9
c)
à Governança Corporativa abrangendo registros societários e
comunicação oficial dos Diretores da Companhia e de suas Subsidiárias
Integrais.
VIII. definir políticas, diretrizes e coordenar as atividades referentes ao marketing
e comunicação corporativos da Companhia e das suas Subsidiárias
Integrais.
Art. 22
Compete ao Diretor de Gestão Empresarial:
I.
II.
Art. 23
Art. 24
definir políticas e diretrizes, promovendo a aplicação na Companhia e nas
Subsidiárias Integrais, referentes:
a)
à gestão de pessoas, abrangendo, provimento de pessoal,
administração de recursos humanos, plano de cargos e carreiras,
remuneração e benefícios, medicina ocupacional, segurança do
trabalho, serviço social, treinamento e desenvolvimento profissional,
relações trabalhistas e sindicais.
b)
à logística de serviços e de suprimentos;
c)
à segurança empresarial;
d)
à tecnologia da informação; e
e)
ao desenvolvimento organizacional.
coordenar e promover as relações entre a Companhia e suas Subsidiárias
Integrais com a Fundação Copel.
Compete ao Diretor de Finanças e de Relações com Investidores:
I.
dirigir e coordenar os assuntos relativos a gestão e planejamento econômico,
financeiro, tributário, contábil, orçamentário, de seguros patrimoniais e de
aplicações e investimentos no mercado financeiro da Companhia e de suas
Subsidiárias Integrais;
II.
representar a Companhia em suas relações com a Comissão de Valores
Mobiliários - CVM e Securities and Exchange Commission - SEC, acionistas,
investidores, Bolsas de Valores, Banco Central do Brasil e demais órgãos ou
entidades atuantes no mercado de capitais nacional e internacional;
III.
definir as diretrizes econômico-financeiras que norteiem as atividades de
aquisição e participação da Companhia e de suas Subsidiárias Integrais em
negócios de seu interesse;
IV.
prover os recursos financeiros necessários à operação e expansão da
Companhia e de suas Subsidiárias Integrais;
V.
dirigir e coordenar as atividades de controladoria econômica nos negócios e
nas participações da Companhia e de suas Subsidiárias Integrais e de
gestão de riscos corporativos; e
VI.
propor à Diretoria os aportes de capital nas Subsidiárias Integrais e nas
sociedades e nos consórcios de que participe a Companhia e suas
Subsidiárias Integrais.
Compete ao Diretor de Relações Institucionais:
I.
dirigir e coordenar as relações político-institucionais da Companhia e de
suas Subsidiárias Integrais com organismos governamentais e privados;
10
Art. 25
II.
definir e coordenar as políticas e diretrizes, no âmbito da Companhia e de
suas Subsidiárias Integrais e participações societárias, relacionadas à
aplicação e ao desenvolvimento de estratégias referentes aos Assuntos
Regulatórios Corporativos, bem como realizar o conjunto de atividades
decorrentes;
III.
coordenar as atividades de ouvidoria;
IV.
definir e coordenar as políticas e diretrizes referentes à assistência jurídica e
à defesa dos interesses da Companhia e de suas Subsidiárias Integrais;
V.
prover a assistência jurídica e a defesa dos interesses da Companhia e de
suas Subsidiárias Integrais, no âmbito dos direitos societário, trabalhista,
tributário e administrativo, sendo que, quanto a este último, somente em
matérias a serem submetidas a exame ou processo decisório de
competência da Administração da Companhia;
VI.
definir e coordenar as políticas e diretrizes relacionadas aos assuntos
socioambientais e de cidadania empresarial para a Companhia e suas
Subsidiárias Integrais; e
VII.
dirigir e coordenar os assuntos relacionados à sustentabilidade e
responsabilidade social na Companhia e nas suas Subsidiárias Integrais.
Compete ao Diretor de Desenvolvimento de Negócios:
I.
dirigir e coordenar a prospecção de negócios em atividades relacionadas ao
objeto social da Companhia e alinhados ao seu planejamento estratégico;
II.
dirigir e coordenar a realização das análises de viabilidade técnica,
econômico-financeira, jurídica, regulatória, fundiária e socioambiental dos
negócios referidos no inciso anterior;
III.
dirigir e coordenar as negociações e a estruturação de parcerias necessárias
ao desenvolvimento dos negócios, bem como a respectiva negociação de
contratos e documentos societários;
IV.
coordenar a participação da Companhia em leilões de negócios;
V.
dirigir os estudos relativos ao planejamento da expansão do setor de energia
nas áreas de geração e de transmissão;
VI.
propor à Diretoria as matérias referentes ao exercício de direito de
preferência nas sociedades e nos consórcios de que participe a Companhia
e suas Subsidiárias Integrais;
VII.
definir políticas e diretrizes referentes à pesquisa, ao desenvolvimento e à
inovação (P&D+I) em todos os negócios da Companhia e de suas
Subsidiárias Integrais em estrita consonância com o planejamento
estratégico;
VIII. coordenar as análises e propor à Diretoria os processos de alienação de
participações detidas pela Companhia e suas Subsidiárias Integrais,
observado o disposto na legislação e regulamentação vigentes;
IX.
coordenar, no âmbito da Companhia e de suas Subsidiárias Integrais, as
negociações que envolvam a constituição, a alteração e a gestão de
documentos societários das controladas e coligadas, bem como nos
consórcios de que participe a Companhia e suas Subsidiárias Integrais;
X.
acompanhar e supervisionar a gestão e o desenvolvimento das controladas
e coligadas da Companhia e suas Subsidiárias Integrais, dentro dos critérios
11
de boa governança corporativa e zelar pelo cumprimento de seus planos de
negócios, observado o disposto neste Estatuto Social; e
XI.
Art. 26
coordenar as análises e propor à Diretoria as declarações de voto nas
Assembleias Gerais das sociedades e nos consórcios dos quais participe a
Companhia e suas Subsidiárias Integrais.
Compete ao Diretor Adjunto exercer as atribuições que lhe forem especificamente
estabelecidas nos termos deste Estatuto Social.
SEÇÃO IV
DAS NORMAS COMUNS AOS MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E AOS
MEMBROS DA DIRETORIA
Art. 27
Os administradores apresentarão, no início e no fim da gestão, declaração de bens
na forma da Lei.
Art. 28
A remuneração dos Administradores será fixada anualmente pela Assembleia
Geral Ordinária, podendo ser alterada por decisão da Assembleia Geral
Extraordinária.
Art. 29
Os cargos de Presidente do Conselho de Administração e de Diretor Presidente
não poderão ser acumulados pela mesma pessoa.
Art. 30
Os membros do Conselho de Administração e da Diretoria serão investidos em
seus respectivos cargos mediante assinatura de “Termo de Posse”, em livro
próprio, e de “Termo de Anuência dos Administradores” a que se refere o
“Regulamento do Nível 1” da BM&FBOVESPA.
CAPÍTULO IV - DO CONSELHO FISCAL
Art. 31
A Companhia terá um Conselho Fiscal composto de 05 (cinco) membros efetivos e
05 (cinco) suplentes, acionistas ou não, eleitos anualmente pela Assembleia Geral.
Art. 32
O Conselho Fiscal funcionará permanentemente e se reunirá quando convocado
por seu Presidente.
Parágrafo único: O Presidente do Conselho Fiscal será eleito por seus pares.
Art. 33
Os membros do Conselho Fiscal perceberão a remuneração fixada pela
Assembleia que os eleger, observado o mínimo legal.
Art. 34
O Conselho Fiscal funcionará com as atribuições e competências, deveres e
responsabilidades estabelecidos em Lei.
CAPÍTULO V - DA ASSEMBLEIA GERAL
Art. 35
A Assembleia Geral constituir-se-á pelos acionistas regularmente convocados e
formando número legal, os quais assinarão Livro de Presença, observadas as
demais disposições legais.
Art. 36
A Assembleia Geral reunir-se-á ordinariamente dentro dos 04 (quatro) primeiros
meses de cada ano, em dia, lugar e hora previamente marcados, nos termos da
Lei, e extraordinariamente, quando convocada.
Parágrafo único: A Assembleia Geral será instalada pelo Presidente do Conselho
de Administração ou, na sua ausência e impedimento, por outro Conselheiro, e
dirigida pelo Diretor Presidente ou por um acionista escolhido, na ocasião, pelos
acionistas presentes. Para compor a mesa diretora dos trabalhos, o Presidente da
12
Assembleia convidará, dentre os presentes, um ou dois acionistas para servirem
como Secretários.
Art. 37
Os acionistas poderão fazer-se representar por procuradores que preencham os
requisitos legais.
Art. 38
A convocação será feita com observância da antecedência mínima de 30 (trinta)
dias da data da realização da Assembleia Geral e, à falta de quórum de instalação,
far-se-á segunda convocação com antecedência mínima de 08 (oito) dias,
anunciadas as convocações pela imprensa, e os documentos relativos à respectiva
pauta serão disponibilizados aos Acionistas na mesma data da convocação.
Art. 39
O quórum de instalação de Assembleias Gerais, bem como o das deliberações,
serão aqueles determinados na legislação vigente.
CAPÍTULO VI - DO EXERCÍCIO SOCIAL
Art. 40
Em 31 de dezembro de cada ano, a Companhia encerrará o seu exercício social,
ocasião em que serão levantados o Balanço Geral e demais demonstrações
financeiras exigidas em Lei, observando-se, quanto aos resultados, as seguintes
regras:
I.
do resultado do exercício serão deduzidos, antes de qualquer participação,
os prejuízos acumulados e a provisão para o imposto de renda;
II.
do lucro do exercício, 5% (cinco por cento) serão aplicados na constituição
da Reserva Legal, que não excederá 20% (vinte por cento) do capital social;
III.
a Companhia poderá registrar como reserva os juros sobre investimentos,
realizados mediante a utilização de capital próprio, nas obras em
andamento; e
IV.
outras reservas poderão ser constituídas pela Companhia, na forma e limites
legais.
§ 1º Os acionistas têm direito de receber como dividendo obrigatório, em cada
exercício, no mínimo 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido, ajustado
de acordo com o art. 202 e seus parágrafos da Lei nº 6.404/76, calculado
conforme estabelecido no art. 6º e seus parágrafos deste Estatuto Social.
§ 2º O dividendo não será obrigatório no exercício social em que a Administração
informar à Assembleia Geral Ordinária, com parecer do Conselho Fiscal, ser
ele incompatível com a situação financeira da Companhia.
§ 3º Os lucros que deixarem de ser distribuídos nos termos do § 2º serão
registrados como reserva especial e, se não absorvidos por prejuízos em
exercícios subsequentes, deverão ser distribuídos tão logo o permita a
situação financeira da Companhia.
§ 4º Na forma da lei, serão submetidos ao Tribunal de Contas do Estado, até o
dia 30 de abril de cada ano, os documentos da administração relativos ao
exercício social imediatamente anterior.
Art. 41
A Companhia poderá levantar balanços semestrais e a Administração poderá
antecipar a distribuição de dividendos intermediários, "ad referendum" da
Assembleia Geral.
CAPÍTULO VII - DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS
Art. 42
A dissolução e a liquidação da Companhia far-se-ão de acordo com o que dispuser
a Assembleia Geral, obedecidas as prescrições legais a respeito.
Art. 43
Na hipótese de retirada de acionistas ou de fechamento de capital, o montante a
ser pago pela Companhia a título de reembolso pelas ações detidas pelos
acionistas que tenham exercido direito de retirada, nos casos autorizados por lei,
13
deverá corresponder ao valor econômico de tais ações, a ser apurado de acordo
com o procedimento de avaliação aceito pela Lei nº 6.404/76, sempre que tal valor
for inferior ao valor patrimonial.
Art. 44
As competências da Diretoria de Desenvolvimento de Negócios, referidas nos
incisos IX, X e XI do artigo 25 deste Estatuto Social serão atribuídas a eventual
Subsidiária Integral que venha a ser constituída com o objetivo de deter a
participação em sociedades controladas, coligadas e consórcios.
14
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
25.04.2013
25.07.2013
10.10.2013
24.04.2014
JUCEPAR
Nº arq.
83.759
88.256
88.878
95.513
101.449
104.755
108.364
110.111
114.535
123.530
130.981
132.253
139.832
146.251
150.596
160.881
162.212
166.674
166.903
167.914
18444,7
309,0
960275860
961839597
971614148
980428793
981597050
981780954
990171175
990646483
000633666
20011994770
20030096413
20040836223
20052144879
20060050632
20063253062
20072743441
20081683790
20091201500
20106612077
20111122929
20123192609
20132186560
20134231198
20135861330
20142274046
Data
01.10.1969
04.09.1970
05.11.1970
24.05.1972
15.08.1973
21.05.1974
07.02.1975
03.06.1975
29.04.1976
28.02.1978
09.11.1979
25.03.1980
01.12.1981
31.05.1983
26.07.1984
17.01.1985
01.07.1985
13.02.1987
07.04.1987
02.07.1987
28.02.1994
20.09.1994
27.02.1996
29.10.1996
18.07.1997
01.04.1998
06.05.1998
28.05.1998
05.02.1999
14.04.1999
30.03.2000
14.08.2001
29.01.2003
08.03.2004
23.06.2005
20.01.2006
30.08.2006
04.07.2007
25.04.2008
13.03.2009
20.07.2010
10.05.2011
09.05.2012
07.05.2013
30.07.2013
15.10.2013
29.04.2014
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
20.05.2013
09.08.2013
25.10.2013
05.05.2014
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 14.286 - 09/02/2004*
..
Altera os dispositivos que especifica, da Lei nº 1.384, de
10 de novembro de 1953 e adota outras providências.
A Assembleia Legislativa do Estado do Paraná decretou e eu sanciono a seguinte lei:
Art. 1º. Altera a redação da alínea "e", do parágrafo único, do artigo 9º, da Lei nº 1.384, de
10 de novembro de 1953, acrescida pelo artigo 1º, da Lei nº 11.740, de 19 de junho de
1997, e acrescenta-lhe novos parágrafos, renomeando o atual parágrafo único como
parágrafo primeiro conforme segue:
"Art. 9º. ..........
Parágrafo único. ..........
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, majoritariamente, de
consórcios ou companhias com empresas privadas, após autorização deste Poder
Legislativo, específica para esse e na qual tenham sido consideradas além das
características gerais dos projetos, os respectivos impactos sociais e ambientais.
§ 2º. Para viabilizar a condição de sócia majoritária da Copel nas parcerias já formalizadas,
fica esta empresa autorizada a adquirir cotas ou ações dos sócios majoritários, pelo valor
subscrito no contrato social registrado na Junta Comercial do Estado até o dia 27 de
fevereiro de 2003.
§ 3º. Ante a comprovada valorização no mercado financeiro das ações referidas no
parágrafo anterior, a aquisição das mesmas fica condicionada à prévia autorização em lei.
§ 4º. Nos contratos de parceria para formação de empresas de geração de energia elétrica
é vedada a inclusão de cláusula de compra antecipada de energia pela Copel.
§ 5º. Para os contratos em vigência para formação de eventual parceria, que estejam em
fase de estudos ou de implantação, deverá a Copel providenciar, no prazo máximo de 90
(noventa) dias, a revogação de eventual cláusula que assegure a compra antecipada de
energia.
§ 6º. A Copel encaminhará, anualmente, à Assembleia Legislativa, relatório
circunstanciado de resultados econômico e financeiro.
Art. 2º. Esta Lei entrará em vigor na data de sua publicação, revogando a Lei nº 11.740,
de 19 de junho de 1997. PALÁCIO DO GOVERNO EM CURITIBA, em 09 de fevereiro de
2004.
(a) ROBERTO REQUIÃO
Governador do Estado
(a) CAÍTO QUINTANA
Chefe da Casa Civil
24
*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 2014.
Subsidiárias
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
Mata de Santa Genebra Transmissora S.A.
Brasil
Mata de Santa Genebra
Cantareira Transmissora S.A.
Brasil
Cantareira
São Bento Energia Investimentos e Participações S.A.
Brasil
São Bento Energia
Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A.
Brasil
Nova Asa Branca I
Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A.
Brasil
Nova Asa Branca II
Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A.
Brasil
Nova Asa Branca III
Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A.
Brasil
Nova Eurus IV
Santa Maria Energias Renováveis S.A.
Brasil
Santa Maria
Santa Helena Energias Renováveis S.A.
Brasil
Santa Helena
Ventos de Santo Uriel S.A.
Brasil
Ventos de Santo Uriel
Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A
Brasil
São Miguel do Gostoso I
Anexo 12.1
CERTIFICAÇÃO CONFORME AS REGRAS 13a-14(a) E 15d-14(a) DA SEÇÃO
302 DA LEI SARBANES-OXLEY
Eu, Luiz Fernando Leone Vianna, 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: 28 de abril de 2015.
/s/ Luiz Fernando Leone Vianna
Nome: Luiz Fernando Leone Vianna
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, Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani, 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: 28 de abril de 2015.
/s/ Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani
Nome: Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani
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 2014 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: 28 de abril de 2015.
/s/ Luiz Fernando Leone Vianna
Nome: Luiz Fernando Leone Vianna
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: 28 de abril de 2015.
/s/ Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani
Nome: Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani
Cargo: Diretor de Finanças e de Relações com Investidores