FCA 2017 - V01 - copel.com · Endereço de correspondência Rua Coronel Dulcídio, 800, 3º andar,...

DRI ou pessoa equiparada 5

Auditor 4

Departamento de acionistas 6

Valores mobiliários 3

Endereço 2

Dados gerais 1

Dados Cadastrais

Índice

Formulário Cadastral - 2017 - COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA Versão : 1

Data de registro CVM 04/04/1994

Código CVM 1431-1

País onde valores mobiliários estão custodiados

Brasil

País de origem Brasil

Data de início da situação 04/04/1994

Situação do registro CVM Ativo

Data de início do nome empresarial

22/10/1979

Nome empresarial COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA

CNPJ 76.483.817/0001-20

Data de constituição 26/10/1954

Nome empresarial anterior Companhia Paranaense de Energia Elétrica

Tipo participante Companhia Aberta

1. Dados gerais

Data da última alteração do controle acionário

Espécie de controle acionário Estatal Holding

Data da última alteração do exercício social

Página emissor na rede mundial de computadores

http://ri.copel.com

Dia/Mês encerramento do exercício social

31/12

Data de início da situação 04/04/1994

Descrição da atividade Geração, Transmissão, Comercialização e Distribuição de Energia Elétrica

Setor de atividade Energia Elétrica

Categoria do emissor Categoria A

Situação do emissor Fase Operacional

Data Registro na Atual Categoria 01/01/2010

Folha de Londrina PR

Diário Oficial do Estado PR

Canais nos quais emissor divulga suas informações Nome canais nos quais o emissor divulga suas informações UF

Estados Unidos 31/07/1997

Espanha 19/06/2002

Países estrangeiros em que os valores mobiliários são admitidos a negociação País Data de Admissão

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Endereço Sede Rua Coronel Dulcídio, 800, Batel, Curitiba, PR, Brasil, CEP 80420-170, Telefone (41) 33314011, Fax (41) 33312849, E-mail [email protected]

Endereço para correspondência

Rua Coronel Dulcídio, 800, 3º andar, Batel, Curitiba, PR, Brasil, CEP 80420-170, Telefone () 0800412772, Fax (41) 33312849, E-mail [email protected]

2. Endereço

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Negociação Listagem

Mercado neg Entidade adm. de Início Fim Segmento de ne Início Fim

Ações

3. Valores mobiliários

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Iara Pasian 18/04/2016 011.207.508-81

CPF/CNPJ 49.928.567/0001-11

Período de prestação de serviço 18/04/2016

Nome responsável técnico Período de prestação de serviço CPF

Código CVM 385-9

Possui auditor? SIM

Nome/Razão social Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes

Tipo auditor Nacional

4. Auditor

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Data de término de atuação

Endereço de correspondência Rua Coronel Dulcídio, 800, 3º andar, Batel, Curitiba, PR, Brasil, CEP 80420-170, Telefone (41) 33105115, Fax (41) 33313136, E-mail [email protected]

Data de início da atuação 01/01/2015

CPF/CNPJ 353.542.759-20

Nome Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani

Diretor de Relações com Investidores

6. DRI ou pessoa equiparada

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Endereço de correspondência Rua Coronel Dulcídio, 800, 3º andar, Batel, Curitiba, PR, Brasil, CEP 80420-170, Telefone (0000) 0800412772, Fax (41) 33312916, E-mail [email protected]

Data término de atuação

CONTATO Claumir Corsi Rodrigues

Data início de atuação 01/05/1988

7. Departamento de acionistas

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4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 34

4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores

53

4.1 - Descrição dos fatores de risco 17

4.2 - Descrição dos principais riscos de mercado 28

4.7 - Outras contingências relevantes 57

4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados 58

4.5 - Processos sigilosos relevantes 55

4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto

56

4. Fatores de risco

3.7 - Nível de endividamento 14

3.9 - Outras informações relevantes 16

3.8 - Obrigações 15

3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas 13

3.2 - Medições não contábeis 8

3.1 - Informações Financeiras 7

3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras 10

3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido 12

3.4 - Política de destinação dos resultados 11

3. Informações financ. selecionadas

2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores 4


2. Auditores independentes

1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis 1

1.1 – Declaração do Diretor Presidente 2

1.2 - Declaração do Diretor de Relações com Investidores 3

1. Responsáveis pelo formulário

Índice

Formulário de Referência - 2016 - COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA Versão : 9

8.2 - Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor 109

8.1 - Negócios extraordinários 108

8.4 - Outras inf. Relev. - Negócios extraord. 111

8.3 - Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas atividades operacionais

110

8. Negócios extraordinários

7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 96

7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior 104

7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total 95

7.8 - Políticas socioambientais 106


7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades 105

7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 90

7.1 - Descrição das principais atividades do emissor e suas controladas 75

7.2 - Informações sobre segmentos operacionais 76

7. Atividades do emissor

6.3 - Breve histórico 69

6.1 / 6.2 / 6.4 - Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM 68


6.5 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial 73

6. Histórico do emissor

5.2 - Política de gerenciamento de riscos de mercado 61

5.1 - Política de gerenciamento de riscos 59

5.3 - Descrição dos controles internos 64

5.5 - Outras inf. relev. - Gerenciamento de riscos e controles internos 67

5.4 - Alterações significativas 66

5. Gerenciamento de riscos e controles internos

Índice


12.5/6 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal 191

12.7/8 - Composição dos comitês 201

12.1 - Descrição da estrutura administrativa 181

12.2 - Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais 187

12.3 - Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração 189

12.4 - Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio de arbitragem 190

12.9 - Existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o 2º grau relacionadas a administradores do emissor, controladas e controladores

206

12. Assembleia e administração

11.1 - Projeções divulgadas e premissas 179

11.2 - Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas 180

11. Projeções

10.9 - Outros fatores com influência relevante 171

10.3 - Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras 151

10.4 - Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor 153

10.1 - Condições financeiras e patrimoniais gerais 133

10.2 - Resultado operacional e financeiro 146

10.7 - Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras 169

10.8 - Plano de Negócios 170

10.5 - Políticas contábeis críticas 159

10.6 - Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras 168

10. Comentários dos diretores

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.a - Ativos imobilizados 119

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes - outros 112

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Ativos intangíveis 121


9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades 122

9. Ativos relevantes

Índice


14.2 - Alterações relevantes - Recursos humanos 252

14.1 - Descrição dos recursos humanos 249

14. Recursos humanos

13.13 - Percentual na remuneração total detido por administradores e membros do conselho fiscal que sejam partes relacionadas aos controladores

245

13.12 - Mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria

244

13.11 - Remuneração individual máxima, mínima e média do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal

242


13.15 - Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal reconhecida no resultado de controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas do emissor

247

13.14 - Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal, agrupados por órgão, recebida por qualquer razão que não a função que ocupam

246

13.3 - Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal 233

13.4 - Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária 234

13.5 - Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatuária 235

13.1 - Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária 226

13.2 - Remuneração total do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal 229

13.8 - Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.5 a 13.7 - Método de precificação do valor das ações e das opções

238

13.9 - Participações em ações, cotas e outros valores mobiliários conversíveis, detidas por administradores e conselheiros fiscais - por órgão

239

13.10 - Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores estatutários

240

13.6 - Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração e pela diretoria estatuária 236

13.7 - Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatuária

237

13. Remuneração dos administradores

12.11 - Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesas suportadas pelos administradores

208

12.10 - Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros

207


12.12 - Práticas de Governança Corporativa 210

Índice


18.1 - Direitos das ações 352

18.2 - Descrição de eventuais regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública

354

18. Valores mobiliários

17.2 - Aumentos do capital social 348

17.1 - Informações sobre o capital social 347

17.3 - Informações sobre desdobramentos, grupamentos e bonificações de ações 349


17.4 - Informações sobre reduções do capital social 350

17. Capital social


16.1 - Descrição das regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes relacionadas

275

16.2 - Informações sobre as transações com partes relacionadas 276

16.3 - Identificação das medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses e demonstração do caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou do pagamento compensatório adequado

344

16. Transações partes relacionadas

15.4 - Organograma dos acionistas e do grupo econômico 262

15.3 - Distribuição de capital 261

15.1 / 15.2 - Posição acionária 256

15.5 - Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte 263

15.7 - Principais operações societárias 268


15.6 - Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores do emissor 267

15. Controle e grupo econômico

14.3 - Descrição da política de remuneração dos empregados 253

14.4 - Descrição das relações entre o emissor e sindicatos 254


Índice


21.2 - Descrição da política de divulgação de ato ou fato relevante e dos procedimentos relativos à manutenção de sigilo sobre informações relevantes não divulgadas

380

21.1 - Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgação de informações 379


21.3 - Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de divulgação de informações

382

21. Política de divulgação

20.1 - Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários 376


20. Política de negociação

19.1 - Informações sobre planos de recompra de ações do emissor 374

19.2 - Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria 375

19. Planos de recompra/tesouraria

18.6 - Mercados brasileiros em que valores mobiliários são admitidos à negociação 367

18.3 - Descrição de exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto

355

18.7 - Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação em mercados estrangeiros 368

18.4 - Volume de negociações e maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados 356

18.5 - Outros valores mobiliários emitidos no Brasil 358

18.8 - Títulos emitidos no exterior 369

18.11 - Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros 372

18.12 - Outras infomações relevantes 373

18.9 - Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor

370

18.10 - Destinação de recursos de ofertas públicas de distribuição e eventuais desvios 371

Índice


Cargo do responsável Diretor de Relações com Investidores

Cargo do responsável Diretor Presidente

Nome do responsável pelo conteúdo do formulário

Antonio Sergio de Souza Guetter

Nome do responsável pelo conteúdo do formulário

Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani

Os diretores acima qualificados, declaram que:

a. reviram o formulário de referência

b. todas as informações contidas no formulário atendem ao disposto na Instrução CVM nº 480, em especial aos arts. 14 a 19

c. o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômico-financeira do emissor e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ele emitidos

1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis

PÁGINA: 1 de 383


1.1 – Declaração do Diretor Presidente

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1.2 - Declaração do Diretor de Relações com Investidores

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João Alberto Dias Panceri 08/11/2013 a 17/04/2016 016.871.839-10 Alameda Dr. Carlos de Carvalho, 417, 16º andar, Centro, Curitiba, PR, Brasil, CEP 80410-180, Telefone (41) 35444747, Fax (41) 35444750, e-mail: [email protected]

Nome/Razão social KPMG Auditores Independentes

CPF/CNPJ 57.755.217/0001-29


Possui auditor? SIM

Código CVM 418-9

Período de prestação de serviço 18/04/2011 a 17/04/2016

Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor

Não houve discordância da justificativa do emissor.

Nome responsável técnico Período de prestação de serviço CPF Endereço

Justificativa da substituição A Companhia Paranaense de Energia – COPEL, empresa que gera, transmite e distribui energia, com ações listadas na BM&FBOVESPA (CPLE3, CPLE5, CPLE6), na NYSE (ELP) e na LATIBEX (XCOP), comunica aos seus acionistas e ao mercado em geral, que está substituindo a empresa de auditoria independente conforme Artigo 31 da Instrução CVM nº 308/99 que determina que empresas de auditoria não podem prestar serviços para um mesmo cliente, por prazo superior a cinco anos consecutivos, exigindo-se um intervalo mínimo de três anos para a sua recontratação. O atual contrato com a KPMG Auditores Independentes em vigor desde 2011 será substituído pelo contrato com a Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes. (Comunicado ao Mercado arquivado na CVM em 15.03.2016)

Descrição do serviço contratado Serviços regulares e especiais de Auditoria Independente, incluindo a revisão das informações trimestrais (ITRs), e a auditoria das Demonstrações Contábeis – nos padrões locais, US GAAP e IFRS -, inclusive demonstrações consolidadas e auditoria do Relatório de Controle Patrimonial – RCP; Serviços de auditoria das Demonstrações Contábeis Regulatórias (DCR); Auditoria e revisão dos Procedimentos Fiscais e Tributários, Auditorias e Informações Complementares requeridas pela ANEEL, CVM, Banco Nacional de Desenvolvimento Econômicos Social (BNDES) e Centrais Elétricas Brasileiras (ELETROBRÁS); Serviços de Auditoria Independente e Asseguração do Relatório Anual de Gestão e Sustentabilidade da Copel, compreendendo todos os dados e informações qualiquantitativos, incluindo sociais, ambientais e setoriais previstos pelas diretrizes integradas adotadas pela Copel e auditoria do processo de diálogo com as partes interessadas e teste de materialidade; Exame dos controles internos segundo normas do Instituto dos Auditores do Brasil (IBRACON) e da SOX; Revisão dos procedimentos de adequação às Normas Internacionais de Contabilidade (IFRS), nos padrões da Lei 11.638/2007, e dos pronunciamentos contábeis do Comitê de Procedimentos Contábeis (CPC) acatados pelos órgãos reguladores aos quais a contratante está subordinada; Emissão de pareceres, certificados, relatórios e outros documentos decorrentes dos serviços prestados exigidos pelos órgãos reguladores e/ou fiscalizadores.

Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço

O montante total de remuneração contratada para os serviços de auditoria independente para o exercício 2015 foi de R$ 1.717.362,90 (hum milhão, setecentos e dezessete mil, trezentos e sessenta e dois reais e noventa centavos) referentes a 13.530 horas

2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores

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Iara Pasian 18/04/2016 011.207.508-81 Rua Henri Dunant, nº 1383, 4º ao 12º andar, Santo Amaro, SP, Brasil, CEP 04709-111, Telefone (11) 51861501, e-mail: [email protected]

Justificativa da substituição Não houve substituição

Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço

Empresa Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes não prestou serviços de auditoria independente para a Copel no exercício 2015, logo não teve remuneração neste período.

Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor

Não houve substituição e por isso não houve discordância da justificativa do emissor

Possui auditor? SIM

Nome responsável técnico Período de prestação de serviço CPF Endereço

Nome/Razão social Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes


Código CVM 385-9

Descrição do serviço contratado Serviços regulares e especiais de auditoria independente que inclui a Auditoria das Demonstrações Financeiras individuais e consolidadas, para fins locais (Comitê de Pronunciamentos Contábeis – CPC / Comissão de Valores Mobiliários – CVM) e International Accounting Standards Board – IASB / Securities and Exchange Comission - SEC, dos exercícios findos em 31 dedezembro e a Revisão das Informações Trimestrais de 31 março, 30 junho e 30 setembro. Inclui também a revisão dos procedimentos fiscais e tributários, exame das demonstrações financeiras e informações complementares requeridas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, informações complementares requeridas pela Agência Nacional de Telecomunicações – Anatel, Comissão de Valores Mobiliários – CVM e Instituições financeiras, emissão de relatórios especiais, emissão de laudo de avaliação patrimonial e documentos decorrentes de serviços prestados, além do exame dos controles internos baseados no critério internacionalmente estabelecido.

Período de prestação de serviço 18/04/2016

CPF/CNPJ 49.928.567/0001-11

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2.3 - Outras informações relevantes

Não há outras informações relevantes com relação aos Auditores Independentes.

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Resultado Básico por Ação 4,624616 4,880646 4,024898

Valor Patrimonial da Ação (Reais Unidade)

53,295054 50,000041 47,244648

Número de Ações, Ex-Tesouraria (Unidades)

273.655.375 273.655.375 273.655.375

Resultado Líquido 1.265.551.000,00 1.335.615.000,00 1.101.435.000,00

Resultado Bruto 1.908.738.000,00 1.727.039.000,00 1.226.193.000,00

Rec. Liq./Rec. Intermed. Fin./Prem. Seg. Ganhos

14.728.131.000,00 13.918.517.000,00 9.180.214.000,00

Ativo Total 28.947.657.000,00 25.618.142.000,00 23.111.445.000,00

Patrimônio Líquido 14.584.478.000,00 13.682.780.000,00 12.928.752.000,00

3.1 - Informações Financeiras - Consolidado

(Reais) Exercício social (31/12/2015) Exercício social (31/12/2014) Exercício social (31/12/2013)

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3.2 - Medições não contábeis

a. valor das medições não contábeis

Lajida = ((Resultado das Atividades) + (Depreciação e Amortização)) 2015 = R$ 2.585.210 2014 = R$ 2.356.982 2013 = R$ 1.829.396 Lajir = (Resultado das Atividades) 2015 = R$ 1.908.738 2014 = R$ 1.727.039 2013 = R$ 1.226.193

b. conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas

c. explicar o motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações

Divulgamos o LAJIDA observando as disposições do Ofício-Circular nº 01/2007 da CVM e da Instrução CVM nº 527 de 04 de outubro de 2012.

Consolidado

2015 2014 2013

Lucro líquido do período atribuído aos acionistas da

empresa controladora1.192.738 1.205.950 1.072.560

Lucro líquido do período atribuído aos acionistas não

controladores72.813 129.665 28.875

IRPJ e CSLL diferidos -165.794 -225.853 -149.451

Provisão para IRPJ e CSLL 698.023 747.869 554.520

Despesas (receitas) financeiras, l íquidas 110.958 -130.592 -280.311

Lajir/Ebit 1.908.738 1.727.039 1.226.193

Depreciação e Amortização 676.472 629.943 603.203

Lajida/Ebitda - ajustado 2.585.210 2.356.982 1.829.396

Receita Operacional Líquida - ROL 14.728.131 13.918.517 9.180.214

Margem do EBITDA/LAJIDA(1) 17,55% 16,93% 19,93%

(1)EBITDA/ROL

Cálculo do EBITDA/LAJIDA (Lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização)

- Em R$ mil

PÁGINA: 8 de 383


3.2 - Medições não contábeis

O EBITDA é utilizado pela Administração para medir o desempenho econômico operacional e também a capacidade de satisfazer as obrigações e levantar recursos para investimentos e capital de giro, pois representa o potencial de fluxo de caixa operacional da Companhia.

PÁGINA: 9 de 383


3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras

Contrato de concessão da Usina Gov. Parigot de Souza – GPS

A Copel Geração e Transmissão assinou em 05.01.2016 o contrato de concessão da Usina Hidrelétrica Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza - GPS. A usina, cuja concessão fazia parte do parque gerado da Copel Geração e Transmissão e teve o seu vencimento em 07.07.2015, foi arrematada no Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência realizado pela Aneel, no dia 25.11.2015. A usina tem potência instalada de 260 MW, garantia física de 109 MW médios e o prazo da concessão é de 30 anos a partir da assinatura do contrato.

A Licitação foi realizada na modalidade leilão com pagamento de bonificação de outorga e oferta pela Copel Geração e Transmissão da Receita Anual de Geração - RAG sem deságio do preço-teto estipulado no Leilão.

A bonificação de outorga, no valor de R$ 574.826, teve a 1ª parcela de R$ 373.637 quitada em 04.01.2016 e a 2ª parcela, de R$ 201.189 a ser atualizada pela taxa Selic, com o vencimento em 05.07.2016.

A energia gerada pela usina será alocada 100% no regime de cotas de garantia física em 2016, e 70% a partir de 1º.01.2017. Para essa parcela de energia, a Copel Geração e Transmissão não arcará com os riscos hidrológicos nem com os resultados financeiros do MRE associados à usina hidrelétrica.

Aprovação de financiamento pelo BNDES para complexo eólico da Copel

O BNDES aprovou em janeiro de 2016, a contratação de R$ 302.337 em um novo financiamento para complexo eólico construído pela Copel no Estado do Rio Grande do Norte e que se encontra em operação desde outubro de 2015. O apoio se dará através da emissão de debêntures privadas, as quais serão subscritas pelo BNDES e pela BNDESPar. Os papéis serão divididos em duas séries, uma atrelada à TJLP e a outra ao IPCA. A operação segue as características do Finem e tem prazo de 16 anos, com carência de 6 meses e amortização mensal.

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3.4 - Política de destinação dos resultados

Ano de 2013 Ano de 2014 Ano de 2015

a. Regras sobre retenção de lucros A reserva de retenção de lucros visa suprir o programa de investimentos da Companhia, conforme o art. 196 da Lei das S.A., sendo sua constituição efetuada mediante a retenção do saldo remanescente do lucro líquido do exercício, após a reserva legal, os juros sobre o capital próprio e os dividendos.

a.i. Valores das Retenções de Lucros - Reserva legal - Reserva de retenção de lucros - Total

53.628.000,00

560.538.000,00 614.166.000,00

60.298.000,00

622.523.000,00 682.821.000,00

59.636.903,33

896.746.335,07 956.383.238,40

b. Regras sobre distribuição de dividendos.

De acordo com o nosso Estatuto Social, as ações classe A fazem jus a dividendos anuais mínimos não cumulativos pelo menos 10,0% maiores que os dividendos por ação, pagos às ações ordinárias e preferenciais classe B. 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 haja recursos disponíveis para tanto, os dividendos devem ser pagos na seguinte ordem: (i) os portadores de ações classe A têm direito de receber dividendos mínimos iguais a 10,0% do capital acionário total representado pelas ações classe A existentes ao final do exercício fiscal em relação ao qual os dividendos estão sendo declarados; (ii) 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 à Distribuição Obrigatória dividida pelo número total de ações classe B existente ao final do exercício fiscal em relação ao qual os dividendos estão sendo declarados; e (iii) 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, no mínimo igual à Distribuição Obrigatória dividida pelo 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 recebam dividendos pelo menos 10,0% maiores que os dividendos por ação pagos aos portadores de ações ordinárias. As ações preferenciais terão direito a voto se, por três exercícios consecutivos, não lhes forem pagos os dividendos mínimos ou juros sobre o capital próprio a que fazem jus.

c. Periodicidade das distribuições de dividendos.

A periodicidade das distribuições dos Dividendos e/ou dos Juros sobre o Capital Próprio é anual, porém, caso seja decisão da Administração, podem ser antecipadas parcelas calculadas sobre os lucros semestrais.

d. Eventuais restrições à distribuição de dividendos impostas por legislação ou regulamentação especial aplicável ao emissor, assim como contratos, decisões judiciais, administrativas ou arbitrais.

A Companhia e suas controladas contrataram financiamentos e debêntures com cláusulas que requerem a manutenção de determinados índices econômico-financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos, bem como outras condições a serem observadas, tais como: não alterar a participação acionária da Companhia no capital social das controladas que represente alteração de controle sem a prévia anuência; não realizar distribuição de dividendos ou pagamentos de juros sobre capital próprio cujo valor, isoladamente ou em conjunto, supere o mínimo obrigatório, sem prévia e expressa autorização. O descumprimento das condições mencionadas poderá implicar vencimento antecipado das dívidas e/ou multas. Em 31.12.2015, todas as condições foram analisadas e indicaram pleno atendimento aos parâmetros previstos nos contratos.

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Preferencial Preferencial Classe B 115.888.224,45 28/05/2014

Preferencial Preferencial Classe A 487.463,99 28/05/2014

Ordinária 119.122.727,86 28/05/2014



Preferencial Preferencial Classe A 404.287,36 22/06/2015

Ordinária 122.335.166,30 22/06/2015



Preferencial Preferencial Classe A 159.707,01 15/06/2016 513.808,70 21/11/2014 212.562,21 16/12/2013

Ordinária 65.217.576,06 15/06/2016 177.541.246,89 21/11/2014 73.410.381,76 16/12/2013

Dividendo Obrigatório




Preferencial Preferencial Classe A 800.554,39 15/06/2016 43.946,02 21/11/2014 263.798,07 16/12/2013

Ordinária 99.705.966,88 15/06/2016 15.183.303,75 21/11/2014 91.107.074,15 16/12/2013

Juros Sobre Capital Próprio

Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado 26,710000 50,000000 50,000000

Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor 0,081781 0,088136 0,082959

Lucro líquido ajustado 1.223.541.705,47 1.245.046.380,05 1.121.074.882,60

3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido(Reais) Exercício social 31/12/2015 Exercício social 31/12/2014 Exercício social 31/12/2013

Lucro líquido retido Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo

Data da aprovação da retenção 28/04/2016 23/04/2015 24/04/2014

Dividendo distribuído total 326.795.370,40 622.523.190,03 560.537.416,30

Lucro líquido retido 956.383.238,40 682.820.707,05 614.166.000,00

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3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas

Nos três últimos exercícios sociais, a Copel não declarou dividendos com base em lucros retidos ou reservas constituídas em exercícios anteriores, declaramos e pagamos com base nos lucros dos próprios exercícios.

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31/12/2015 14.363.179.000,00 Índice de Endividamento 0,98482640

3.7 - Nível de endividamento

Exercício Social Soma do Passivo Circulante e Não

Circulante

Tipo de índice Índice de endividamento

Descrição e motivo da utilização de outro índice

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Financiamento Garantia Real 179.993.000,00 459.624.000,00 277.897.000,00 1.141.504.000,00 2.059.018.000,00

Títulos de dívida Outras garantias ou privilégio Contas a pagar vinculadas à Concessão - uso do bem público

61.786.000,00 100.956.000,00 81.418.000,00 291.505.000,00 535.665.000,00

Títulos de dívida Quirografárias 4.378.284.000,00 3.353.951.000,00 909.104.000,00 1.494.292.000,00 10.135.631.000,00

Empréstimo Garantia Real 128.565.000,00 1.392.784.000,00 0,00 0,00 1.521.349.000,00

Títulos de dívida Garantia Flutuante 40.490.000,00 71.026.000,00 0,00 0,00 111.516.000,00

Total 4.789.118.000,00 5.378.341.000,00 1.268.419.000,00 2.927.301.000,00 14.363.179.000,00

Observação

3.8 - Obrigações

Exercício social (31/12/2015)

Tipo de Obrigação Tipo de Garantia Outras garantias ou privilégios

Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total

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Memória de cálculo da distribuição dos dividendos descrito no item 3.5

Controladora31.12.2015 31.12.2014

Cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios (25%) - (1)

Lucro líquido do exercício 1.192.738 1.205.950

Reserva legal (5%) (59.637) (60.298)

Realização dos ajustes de avaliação patrimonial 90.441 99.394

Base de cálculo para os dividendos mínimos obrigatórios 1.223.542 1.245.046

305.885 311.262

Distribuição total proposta - (2) (3+5) 326.795 622.523

Juros sobre o capital próprio, brutos - (3) 198.000 30.000

Imposto de renda retido na fonte (20.910) (3.161)

Juros sobre o capital próprio, líquidos - (4) 177.090 26.839

Dividendos propostos - (5) 128.795 592.523

Distribuição total proposta, líquida - (6) (4+5) 305.885 619.362

Dividendo adicional proposto (7) (6-1) - 308.100

Pagamento antecipado referendado pelo CAD - (8) - 377.609

Juros sobre o capital próprio, líquidos - 26.839

Dividendos - 350.770

Pagamento antecipado superior ao mínimo obrigatório - (9) (8-1) - 66.347

Dividendo adicional proposto ajustado (10) (7-9) - 241.753

Valor bruto dos dividendos por ação:

Ações ordinárias 1,13716 2,17236

Ações preferenciais classe "A" 2,52507 2,52507

Ações preferenciais classe "B" 1,25473 2,39000

Valor bruto dos dividendos por classes de ações:

Ações ordinárias 164.924 315.060

Ações preferenciais classe "A" 960 962

Ações preferenciais classe "B" 160.911 306.501

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4.1 - Descrição dos fatores de risco

a. ao emissor

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 relativas a pretensões civis, administrativas, trabalhistas e tributárias. Os desfechos desses processos são incertos e, se nos forem desfavoráveis, podem resultar em obrigações que podem afetar adversamente nossos resultados operacionais. Em 31 de dezembro de 2015, nossas reservas para perdas prováveis e razoavelmente estimadas eram de R$ 1.494,9 milhões.

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, geralmente precisamos obter estudos de viabilidade, concessões ou autorizações governamentais, licenças e aprovações, acordos de desapropriação, contratos de fornecimento de equipamentos, contratos de engenharia, fornecimento e construção, participações e financiamentos suficientes e acordos quanto à localização, cada um dos quais envolve o consentimento de terceiros sobre os quais não temos controle. Além disso, o desenvolvimento do projeto está sujeito a riscos ambientais, de engenharia e de construção que podem implicar custos adicionais, atrasos e outros impedimentos à conclusão no prazo e dentro do orçamento do projeto. Não podemos assegurar que todas as licenças e aprovações exigidas para nossos projetos serão obtidas, que conseguiremos sócios do setor privado para qualquer de nossos projetos, que nós ou qualquer de nossos sócios seremos capazes de obter financiamento adequado para nossos projetos ou que haverá financiamento disponível para nós fundado em garantia específica.

Se não pudermos concluir um projeto, quer em sua fase de desenvolvimento inicial quer após a construção ter 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 eletricidade 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.

Estamos sujeitos a limitações quanto ao valor e a 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$ 3.150 milhões em 2016. Como uma empresa controlada pelo estado, estamos sujeitos a certas limitações definidas pelo Conselho Monetário Nacional (“CMN”) e pelo Banco Central do Brasil (“Banco Central do Brasil”) sobre o nível de crédito que as instituições financeiras podem oferecer a entidades do sector público. Como resultado, talvez tenhamos dificuldade na obtenção de financiamento de instituições financeiras brasileiras e internacionais, que podem criar dificuldades na execução do nosso plano de investimentos. Como resultado dessas regulamentações, nossa capacidade de contrair dívida é limitada, o que poderia afetar negativamente a execução do nosso plano de investimento.

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As violações de segurança e outras perturbações poderiam comprometer nossos centros de dados e operações e expor-nos 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 centros de dados. Apesar das nossas medidas de segurança, a nossa tecnologia da informação e infraestrutura podem ficar vulneráveis a ataques de hackers ou serem violadas devido ao erro de um funcionário, por má-fé ou outras perturbações. Qualquer violação poderia comprometer nossas redes e as informações armazenadas nelas poderiam ser acessadas, divulgadas publicamente, perdidas ou roubadas. Qualquer tipo de acesso, divulgação ou perda de informações poderia afetar 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.

A construção, expansão e operação de nossas instalações e equipamentos de geração, transmissão e distribuição de eletricidade envolvem riscos significativos que podem causar perda de receitas ou aumento de despesas.

A construção, expansão e operação de nossas instalações e equipamentos de geração, transmissão e distribuição de eletricidade envolvem vários riscos, incluindo a incapacidade de obter as licenças e aprovações governamentais necessárias, interrupções de fornecimento, greves, interferência climática e hidrológica, problemas ambientais e de engenharia imprevistos, aumento de nossas perdas de eletricidade (incluindo perdas técnicas e comerciais), e indisponibilidade de financiamento e equipamentos adequados.

Caso enfrentemos esses problemas ou outros, podemos não ser capazes de gerar, transmitir e distribuir eletricidade em quantidades e condições favoráveis, o que pode afetar adversamente nossa condição financeira e os resultados operacionais.

Se não pudermos concluir nosso programa proposto de investimentos no prazo, a operação e o desenvolvimento de nosso negócio podem ser afetados adversamente.

Em 2016, planejamos investir aproximadamente R$ 2.409,8 milhões em nossas atividades de geração e transmissão (incluindo a UHE Baixo Iguaçu, a UHE Colíder e PHEs de linhas de transmissão), R$ 716,2 milhões em parques eólicos, R$ 570,0 milhões em nossas atividades de distribuição e R$ 146,0 milhões em nossas atividades de telecomunicações. Nossa capacidade de concluir esse programa de investimentos depende de uma série de fatores, incluindo nossa capacidade de cobrar tarifas adequadas por nossos serviços e várias contingências regulatórias e operacionais. Não há garantia de que teremos os recursos financeiros para completar nosso programa proposto de investimentos, e nossa incapacidade de completá-lo pode afetar adversamente a operação e o desenvolvimento de nosso negócio levando à imposição de multas pela ANEEL assim como à redução nos níveis tarifários.

Somos estritamente responsáveis por quaisquer danos decorrentes de prestação inadequada de serviços de energia elétrica, e nossas apólices de seguro podem não cobrir inteiramente tais danos.

Somos estritamente responsáveis sob a legislação brasileira por danos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de eletricidade. Além disso, nossos serviços públicos de distribuição, transmissão e geração de energia podem ser responsabilizados por danos causados aos outros como resultado de interrupções ou 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

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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.

b. a seu controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle

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 do Paraná. No passado, o Estado do Paraná utilizou, e pode utilizar no futuro, sua condição de nosso acionista controlador para decidir se devemos exercer determinadas atividades e fazer determinados investimentos que visam, principalmente, promover suas políticas públicas ou seus objetivos sociais e não necessariamente cumprir o objetivo de melhorar o nosso negócio e/ou os nossos resultados operacionais.

c. a seus acionistas

Possível volatilidade do mercado e/ou falta de liquidez das ações de nossa emissão, podem interferir no preço de nossas ações.

A volatilidade do mercado e a baixa liquidez, ocasionadas por fatores diversos, podem levar à redução no preço das ações, causando assim a limitação da capacidade de negociação das ações no período desejado pelo acionista

d. a suas controladas e coligadas

Nossos resultados operacionais dependem das condições hidrológicas atuais, que atualmente têm sido voláteis. 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, nossa condição financeira e nosso resultado operacional.

Dependemos das condições hidrológicas existentes no Brasil e na região geográfica em que operamos. De acordo com dados da ANEEL, aproximadamente 65,2% da capacidade instalada brasileira atual é proveniente de usinas de geração hidrelétrica. As condições hidrológicas na nossa região, e no Brasil, de forma geral, estão frequentemente sujeitas a condições hidrológicas 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

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obrigatório para reduzir o consumo de eletricidade, o qual esteve em vigor de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002.

Recentemente o Brasil vivenciou um período de baixo índice pluviométrico. As baixas condições hidrológicas poderiam levar o governo brasileiro a instituir um programa de racionamento, o que exigiria nosso segmento de distribuição distribuir menos energia aos consumidores finais. Nosso segmento de distribuição seria afetado adversamente por um programa obrigatório de racionamento, pois as receitas se baseiam parcialmente no volume de eletricidade 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 eletricidade que deverá comprar visando a venda aos consumidores finais. 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, o governo federal brasileiro também pode reagir a possíveis fracas condições hidrológicas não pela implementação de um programa formal de racionamento, mas 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. As condições hidrológicas em deterioração podem, portanto, exercer um efeito material adverso sobre nosso segmento de distribuição.

Em 2014 e 2015, 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.

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 de curto prazo, geralmente a preços mais elevados, e não seríamos capazes de repassar esses maiores custos. 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.

Além disso, em um cenário extremo, considerando a maior presença de geração termelétrica na matriz energética nacional, se houvesse escassez de gás natural, isso aumentaria a demanda geral por energia hidroelétrica no mercado e portanto aumentaria o risco de instalação de um programa de racionamento.

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Nossas controladas e coligadas podem não ser bem sucedidas.

Não há como assegurar que nossos investimentos em controladas e coligadas produzirão os resultados esperados. As nossas atividades, situação financeira e resultados operacionais, podem ser afetados em razão de dificuldades regulatórias, econômicas, ambientais, de legislação, entre outros, bem como, divergências societárias em nossas participações.

e. a seus fornecedores

Indisponibilidade de material e de mão-de-obra no prazo adequado, pode afetar os nossos negócios

Não podemos garantir que os materiais e serviços contratados serão entregues no prazo acordado, podendo assim incorrer em custos e multas adicionais.

Os serviços e materiais contratados podem não ter a qualidade esperada

Por ser uma empresa de economia mista, a aquisição de equipamentos, materiais e serviços, estão sujeitos à Lei Federal 8.666/93 e à Lei Estadual 15 .340/06 que regem sobre as aquisições. Portanto, somos obrigados a fazer processo de licitação, o que pode não garantir a melhor qualidade dos serviços , equipamentos e materiais contratados.

f. a seus clientes

Certos consumidores em nossa área de concessão de distribuição podem deixar de comprar energia da nossa unidade de distribuição.

Nossa unidade de distribuição gera parte significativa de suas receitas ao vender energia comprada de empresas de geração. Grandes consumidores de eletricidade na área geográfica de nossa concessão que preenchem certos requisitos regulamentares podem se qualificar como Consumidores Livres (“Consumidores Livres”). Os Consumidores Livres em nossa área de concessão de distribuição são elegíveis para adquirir energia diretamente de empresas de geração ao invés de fazerem isso através da nossa unidade de distribuição, caso em que deixarão de pagar nossa unidade de distribuição pela energia previamente fornecida por nós. Portanto, se o número de Consumidores Livres dentro da área geográfica da nossa concessão aumentar e esses Consumidores Livres comprarem energia de fontes que não nosso negócio de geração, nossas receitas e os resultados das operações serão afetados negativamente. Além disso, os preços no mercado livre têm sido inferiores aos do mercado regulado recentemente, o que poderá levar a um aumento no número de Consumidores Livres na área geográfica de nossa concessão.

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 2015, tínhamos 28 Consumidores Livres, que representavam aproximadamente 4,0% da nossa receita operacional consolidada e cerca de 14,2% do nosso volume total de eletricidade vendida a consumidores finais. De 1º de janeiro de 2016 a 31 de março de 2016, nós assinamos cinco novos acordos com Consumidores Livres. Nossos contratos com Consumidores Livres normalmente têm duração entre dois e cinco anos.

Aproximadamente 14,9% dos megawatts-hora vendidos sob contratos a Consumidores Livres estão prestes a expirar em 2016. Além disso, em de 31 de dezembro de 2015, tínhamos 58 clientes que eram

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elegíveis para adquirir energia como Consumidores Livres. Esses clientes representavam aproximadamente 5,6% do volume total de eletricidade que vendemos em 2015 e aproximadamente 7,5% 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.

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 aumento nos valores de nossas perdas comerciais. Um aumento de nossas 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 em 2015. Entre outras razões, essa queda resultou em uma redução de 2,0% no consumo de energia no Estado do Paraná em comparação a 2014. Por exemplo, em 2015, o mercado cativo da Copel Distribuição (concentrado no Estado do Paraná) apresentou redução de 0,7%, refletindo a redução na renda média da população em conjunto com o recente aumento nas tarifas.

Além disso, o preço da eletricidade pago pelos nossos clientes distribuidores vem aumentando. Maiores preços de eletricidade, assim como o fraco desempenho econômico no Estado do Paraná em geral, em cada caso afetaria a capacidade de pagamento por parte de alguns de nossos clientes de distribuição. Em 31 de dezembro de 2015, nossos recebíveis vencidos junto aos consumidores finais somavam aproximadamente R$ 675,3 milhões no total, ou 11,7% de nossa receita proveniente de vendas de eletricidade aos consumidores finais no exercício findo em 31 de dezembro de 2015, e nossa provisão para devedores duvidosos relacionada com esses recebíveis totalizou R$ 218,0 milhões.

Além disso, os preços mais elevados e uma economia em deterioração poderiam resultar em um número maior de nossos clientes de distribuição se conectando ilegalmente à nossa rede de distribuição, o que reduziria nossa receita proveniente de vendas de eletricidade aos consumidores finais. Adicionalmente, a energia que perdemos com essas conexões ilegais é considerada uma perda comercial, e podemos incorrer em penalidades regulatórias caso nossas perdas comerciais excedam certos limites regulatórios estabelecidos.

g. aos setores da economia nos quais o emissor atue

Dependemos em grande parte da economia do Estado do Paraná.

Nosso mercado de distribuição para a maioria de nossas vendas de eletricidade está localizado no Estado do Paraná. Embora um mercado mais competitivo envolvendo possíveis vendas a clientes fora do Estado possa desenvolver-se no futuro, nosso negócio depende, e espera-se que continue a depender em grande medida, das condições econômicas do Paraná. Não podemos assegurar que as condições econômicas no Paraná nos serão favoráveis no futuro. O PIB (produto interno bruto) do Estado do Paraná diminuiu 2,8% em 2015, enquanto o PIB do Brasil diminuiu 3,8% no mesmo período.

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As condições políticas e econômicas do Brasil podem afetar nosso negócio e o preço de mercado de nossas ações.

As políticas econômicas do governo brasileiro já envolveram no passado, entre outras medidas, controles de preços, desvalorizações cambiais, controles de capitais e limites a importações. Nossas operações, nossa situação financeira e nossos resultados operacionais podem ser afetados adversamente por essas políticas econômicas caso sejam restabelecidas. Essas e outras medidas podem também afetar o preço de mercado de nossas ações.

O governo brasileiro tem exercido, e continua a exercer, uma influência significativa sobre a economia brasileira. Intervenções frequentes e significativas do governo brasileiro alteraram várias vezes as políticas monetária e tributária e as regulamentações de crédito e de tarifação para interferir no curso da economia brasileira. As ações do governo brasileiro para controlar a inflação e implementar outras políticas têm por vezes envolvido o controle de salários e preços, desvalorização do real em relação ao dólar norte-americano, mudanças nas políticas fiscais, bem como outras medidas intervencionistas, como nacionalização, aumento das taxas de juros, congelamento das contas bancárias, impondo controles de capitais e inibindo o comércio internacional no Brasil. Mudanças na política de tarifas, controles de câmbio, regulamentações e tributação poderiam ter um efeito adverso sobre os nossos negócios e os resultados financeiros das nossas ações.

Flutuações no valor do real em relação a moedas estrangeiras podem resultar em incerteza na economia brasileira e no mercado mobiliário brasileiro, e podem ter efeito adverso relevante sobre nosso lucro líquido e nossos fluxos de caixa.

Nos últimos anos, o real flutuou frente a moedas estrangeiras, e o valor do real pode subir ou descer substancialmente em relação aos níveis atuais. No curso de 2015, o valor do real caiu mais de 48% em relação ao dólar norte-americano e, em 23 de setembro de 2015, atingiu seu valor mais baixo desde a introdução da moeda. Em 31 de dezembro de 2015, a taxa de câmbio do real/dólar era R$3,9048 para US$1,000. A desvalorização do real aumenta o custo do serviço de nossa dívida em moeda estrangeira e o custo de aquisição de eletricidade de Itaipu, uma usina hidrelétrica que é um de nossos maiores fornecedores e que reajusta os preços da eletricidade com base, parcialmente, em seus custos em dólares americanos. A desvalorização do real também cria pressões inflacionárias adicionais no Brasil que podem nos afetar negativamente. A desvalorização geralmente limita o acesso aos mercados internacionais de capital e pode provocar intervenção governamental. Ela também reduz o valor em dólares americanos de nossos dividendos e o valor equivalente em dólares americanos do preço de mercado de nossas ações ordinárias e das ADSs.

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 (“IGP-DI”), foram de 11,1 % no trimestre encerrado em 31 de março de 2016, 10,7% em 2015, 3,7% em 2014 e 5,5% em 2013. O governo brasileiro adotou no passado medidas para combater a inflação, e as especulações do público sobre possíveis ações governamentais futuras tiveram efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira. Embora nossos contratos de concessão prevejam reajustes anuais com base em índices de inflação, se o Brasil sofrer inflação substancial no futuro, e se o governo brasileiro adotar políticas de controle da inflação semelhantes àquelas adotadas no passado, nossos custos podem aumentar mais rápido que nossas receitas, nossas margens operacionais e líquidas podem diminuir e, se faltar confiança dos investidores, o preço das ações classe B e ADSs pode cair. Pressões inflacionárias podem também restringir nossa capacidade de acesso a mercados financeiros estrangeiros e levar a uma maior intervenção do governo na economia, incluindo a adoção de políticas governamentais que possam afetar adversamente o desempenho da economia brasileira como um todo.

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Mudanças em políticas fiscais brasileiras podem ter efeito adverso sobre nós.

O governo brasileiro tem mudado suas políticas fiscais de maneiras que afetam o setor elétrico e pode mudá-las novamente no futuro. Essas mudanças incluem aumentos nas alíquotas que afetam as empresas de energia e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários relacionados a fins governamentais específicos. Se não pudermos ajustar nossas tarifas de acordo, podemos ser afetados adversamente.

Evolução negativa de outras economias nacionais, especialmente nos países em desenvolvimento, pode afetar negativamente os investimentos estrangeiros no Brasil e o crescimento econômico do país.

Os investidores internacionais em geral consideram o Brasil um mercado emergente. Historicamente, os desenvolvimentos adversos nas economias de mercados emergentes resultaram na percepção dos investidores de maior risco de investimentos em tais mercados. Tais percepções sobre os países emergentes têm afetado significativamente o valor de mercado dos títulos de emissores brasileiros. Além disso, embora as condições econômicas sejam diferentes em cada país, as reações dos investidores à evolução em um país podem influenciar os preços dos títulos em outros países, inclusive no Brasil, e isso pode diminuir o interesse dos investidores por títulos de emissores brasileiros, inclusive os nossos.

Alegações de corrupção política contra o governo federal brasileiro e o poder legislativo poderiam resultar em instabilidade econômica e política.

Atualmente, vários membros dos poderes executivo e legislativo, antigos e atuais, 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 e vários políticos e empresários foram presos. 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.

h. à regulação dos setores em que o emissor atue

A renovação de certas concessões de geração e transmissão é incerta.

Sob a Lei Federal nº 12.783/2013, ou Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, só poderemos renovar nossas concessões vigentes a partir de 1995 (e, no caso das instalações de geração, os contratos de concessão de geração celebrados antes de 2003) por um período adicional de 30 anos (ou um período adicional de 20 anos, no caso de usinas termelétricas), se concordarmos em alterar os termos do contrato de concessão que pode ser renovado para refletir os novos termos e condições impostos pela Lei sobre 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. Caso nossas concessões não sejam renovadas ou sejam renovadas em condições menos favoráveis, nossa situação financeira e nossos resultados operacionais poderão ser afetados substancial e negativamente ou, se elas forem

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renovadas em condições menos favoráveis, nossa condição financeira e nosso resultado operacional poderão ser afetados adversamente.

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 eletricidade a consumidores cativos são determinadas de acordo com um contrato de concessão com o governo brasileiro por intermédio da ANEEL. Além disso, as decisões da ANEEL podem ser contestadas judicial ou administrativamente por órgãos públicos ou clientes. A ANEEL possui substancial poder discricionário para estabelecer as tarifas que cobramos de nossos consumidores, que são determinadas de acordo com contratos de concessão com a ANEEL e estão sujeitas ao poder regulador da Agência.

Nosso contrato de concessão de distribuição e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de preços máximos que permite três tipos de ajuste tarifário: (i) o reajuste anual, (ii) a revisão periódica e (iii) a revisão extraordinária. Temos o direito de requerer o reajuste anual, que é concebido para compensar alguns efeitos da inflação sobre as tarifas e para repassar aos consumidores alguns encargos de nossa estrutura de custos que estão fora de nosso controle, como o custo da energia que compramos de algumas fontes e alguns outros encargos regulamentares, incluindo encargos pelo uso de instalações de transmissão. Além disso, a ANEEL conduz uma revisão periódica a cada quatro anos para identificar variações em nossos custos e definir um índice baseado em nossa eficiência operacional que será aplicado sobre o índice de nossos reajustes anuais, e cujo efeito é garantir que compartilhemos os benefícios de maiores economias de escala com nossos consumidores. A qualquer momento, podemos também requerer uma revisão extraordinária de nossas tarifas no caso de eventos significativos e inesperados, incluindo eventos que alterem significativamente nossa estrutura de custos.

Não podemos assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que nos sejam favoráveis. Na medida em que nossos pedidos de reajustes não sejam concedidos pela ANEEL de maneira pontual, nossa condição financeira e os resultados 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 eletricidade 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 a Lei sobre Prorrogação de Concessões de 2013, a maioria das concessionárias de distribuição, transmissão e geração pode ser renovada por um período adicional de 30 anos, mas somente se a concessionária concordar em alterar os termos do contrato de concessão para refletir novos termos e condições.

Se o governo brasileiro aprovar regulamentações futuras ou novas leis para preços reduzir o preço da eletricidade, essas novas leis e regulamentações podem afetar adversamente os resultados operacionais. Se formos obrigados a conduzir nosso negócio de maneira substancialmente diferente de

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nossas operações atuais, em razão de mudanças regulamentares, os resultados das nossas operações e nossas condições financeiras podem ser afetados adversamente.

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 ela determinar que a extinção de nossa concessão é de interesse público, em ambos os casos, por meio de um processo de desapropriação. Em especial, nosso contrato de concessão de distribuição renovado contém métricas tanto qualitativas quanto financeiras que se tornam mais restritivas com o passar do tempo e que devemos seguir para garantir que nosso contrato de concessão de distribuição não seja rescindido. 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.

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 eletricidade, incluindo a Companhia, devem contratar por meio de licitações públicas conduzidas pela ANEEL a compra de 100% de sua demanda de eletricidade projetada para as respectivas áreas de concessão até cinco anos antes do efetivo fornecimento dessa energia. Não podemos assegurar que nossas projeções da demanda de energia em nossa área de concessão de distribuição serão precisas, 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 eletricidade (inclusive se a demanda está pressionada devido às campanhas do governo em resposta às fracas condições hidrológicas ), 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

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previamente contratada, poderemos ser obrigados a 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 o número de Consumidores Livres dentro da área geográfica de nossa concessão de distribuição aumentar além de nossas expectativas, 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.

i. aos países estrangeiros onde o emissor atue

O emissor não atua em outros países.

j. a questões socioambientais

A Companhia está sujeita a diversos riscos relacionados a questões socioambientais em seus empreendimentos, desde a sua construção até a fase de operação. Tanto a construção quanto a operação dos ativos da Copel podem alterar os ecossistemas, em especial a condição natural do recurso hídrico e da vegetação da bacia de inundação, no caso de usinas hidrelétricas. Os nossos empreendimentos podem ocasionar também impactos diretos e indiretos na comunidade localizados na área do empreendimento, como deslocamento de moradias impactadas pelas obras e pela perda do uso da terra. Além disso, podem afetar a forma de produção econômica de comunidades locais, ocasionar perdas de vínculos locais ou aumentar a demanda sobre os serviços públicos. Nestes casos, cada obra implementa programas específicos para minimização e mitigação destes impactos.

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4.2 - Descrição dos principais riscos 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. Os negócios da Companhia estão expostos aos seguintes riscos de mercado.

Risco de crédito

Risco de crédito é o risco de incorrer em perdas decorrentes de um cliente ou de uma contraparte em um instrumento financeiro, resultantes da falha destes em cumprir com suas obrigações contratuais.

a) A Companhia administra o risco de crédito sobre esses ativos, considerando sua política 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

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transmissão, tendo em vista que a RAP é uma receita garantida, portanto sem risco de demanda..

f) 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. Para o valor relativo aos ativos de concessão de geração, a Aneel publicou a Resolução Normativa nº 596/2013, que trata da definição de critérios para cálculo do Valor Novo de Reposição (VNR), para fins de indenização. Apesar do Poder Concedente ainda não ter divulgado a forma do pagamento da remuneração dos ativos e de existirem incertezas quanto a homologação dos investimentos realizados, a expectativa da Administração sobre a indenização destes ativos indica a recuperabilidade dos saldos registrados em 31.12.2015.

g) A Administração considera bastante reduzido o risco deste crédito uma vez que tratam-se de programas específicos junto ao Governo do Estado, a destacar o Programa Luz Fraterna.

Risco cambial - dólar norte-americano

Esse risco decorre da possibilidade da perda por conta de flutuações nas taxas de câmbio que reduzam saldos ativos ou aumentem saldos passivos em moeda estrangeira. A dívida em moeda estrangeira da Companhia não é significativa e não existe exposição a operações com derivativos de câmbio. A Companhia mantém monitoramento das taxas cambiais. O efeito da variação cambial decorrente do contrato de compra de energia da Eletrobras (Itaipu) é repassado na próxima revisão tarifária 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 cambial do Dólar Norte-Americano sobre seus Empréstimos e Financiamentos expostos a tais riscos. Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 31.12.2015 e para o cenário provável considerou-se os saldos com a variação da taxa de câmbio – fim de período (R$/US$ 4,38) prevista na mediana das expectativas de mercado para 2016 do Relatório Focus do Bacen de 05.02.2016. 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.

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Além da análise de sensibilidade exigida pela Instrução CVM nº475/2008, a Companhia avalia seus instrumentos financeiros considerando os possíveis efeitos no resultado e patrimônio líquido frente aos riscos avaliados pela Administração da Companhia na data das demonstrações financeiras, conforme sugerido pelo CPC 40 e IFRS 7. Baseado na posição patrimonial e no valor nocional dos instrumentos financeiros em aberto em 31.12.2015, 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.

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, 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 31.12.2015 e para o cenário provável considerou-se os saldos com a variação dos indicadores:

� Aplicações Financeiras, Títulos e Valores Mobiliários, Cauções e Depósitos Vinculados: projeção de taxa CDI/Selic de 15,77% com base na taxa de referência de LTN, com vencimento em 1º.01.2017 divulgada pela Bovespa em 30.12.2015;

� Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná, Ativos financeiros setoriais, Contas a receber vinculadas à concessão, Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão e Passivos financeiros: CDI/Selic – 14,26%, IPCA – 7,36%, IGP-DI – 6,66%, IGP-M – 6,85% e TJLP – 7,50%, previstos na mediana das expectativas de mercado para 2016 do Relatório Focus do Bacen de 05.02.2016.

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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 quanto à escassez de energia

Risco de déficit de energia elétrica, decorrente de condições climáticas desfavoráveis quanto à ocorrência de chuvas, dado que a matriz energética brasileira está baseada em fontes hídricas.

Períodos de estiagem prolongada influenciam o volume de água em estoque nos reservatórios das usinas que, em níveis críticos, elevam o risco de desabastecimento de energia. Neste cenário, eventuais impactos no consumo de energia elétrica podem ocasionar perdas em razão da redução de receitas.

As principais bacias hidrográficas do país, onde estão localizados os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste tem enfrentado situações climáticas adversas nos últimos anos, levando os órgãos responsáveis pelo setor a adotarem medidas de otimização dos recursos hídricos para garantir o pleno atendimento à carga.

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Desta forma, em relação ao risco no curto prazo, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE tem apontado equilíbrio entre demanda e oferta de energia, mantendo os índices dentro margem de segurança.

O mesmo posicionamento é adotado pelo ONS em relação ao risco de déficit no médio prazo, conforme apresentado no PEN 2015 - Plano da Operação Energética 2015-2019. Embora os estoques armazenados nos reservatórios não sejam os ideais, sob o ponto de vista dos órgãos reguladores, quando combinadas com outras variáveis, são suficientes para manter o risco de déficit dentro da margem de segurança estabelecida pelo Conselho Nacional de Política Energética - CNPE (risco máximo de 5%) para o horizonte 2015-2019 em todos os subsistemas.

Risco de não prorrogação das concessões

A Lei nº 12.783/2013 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 à aceitação expressa das condições daquela Lei, tais como: i) receita fixada conforme critérios estabelecidos pela Aneel; ii) alteração da remuneração de preço para tarifa calculada pela Aneel para cada usina; iii) alocação de cotas de garantia física de energia e de potência da usina às concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição; iv) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel; e, v) concordância com os valores estabelecidos como indenização dos ativos vinculados à concessão.

As concessões de geração de energia hidrelétrica, transmissão e distribuição de energia elétrica poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até 30 anos. Contudo, para as concessões de geração de energia termelétrica, o prazo de prorrogação ficou limitado a até 20 anos.

O atual regramento regulatório também define que a concessionária tem um prazo de antecedência para solicitar a prorrogação da concessão de até 60 meses da data final do contrato ou ato de outorga para usinas de geração de energia hidrelétrica, transmissão e distribuição de energia elétrica e de 24 meses para as usinas de geração termelétricas.

Também é definido que, se o concessionário optar pela prorrogação da concessão, o Poder Concedente poderá antecipar os efeitos da prorrogação em até 60 meses do advento do termo contratual ou do ato de outorga, inclusive, definindo a tarifa ou receita inicial.

Em um horizonte dos próximos 5 anos, ou seja até 2020, e com as premissas da atual legislação, a Copel Geração e Transmissão deverá se manifestar pela prorrogação ou não das concessões de geração da UTE Figueira, UHE Governador Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) e UHE São Jorge até 26.03.2017, 17.09.2018 e 03.12.2019, respectivamente. Essas usinas representam uma Garantia Física de 587,8 MW médio.

A Companhia procederá futuras análises para a tomada de decisão em optar ou não pela prorrogação das concessões das usinas, frente as condições impostas pelo Poder Concedente, visando a preservação de seus níveis de rentabilidade.

No caso de não antecipação da prorrogação, o Poder Concedente licitará as concessões na modalidade leilão ou concorrência, por até 30 anos, considerando no julgamento da licitação o menor valor de tarifa e a maior oferta de pagamento da bonificação pela outorga.

Nos termos do aditivo ao contrato de concessão nº 46/1999 da Copel Distribuição, a concessão foi prorrogada, condicionada à parâmetros de qualidade e eficiência na prestação do serviço de distribuição,

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mensurados por indicadores que consideram a duração e a frequência das interrupções do serviço (DECi e FECi) e a eficiência na gestão econômica e financeira da empresa.

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.

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4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes

Foram utilizados como critério de relevância para elencar os processos, além da materialidade de R$ 25.000.000,00 estipulada pela administração da Companhia para fins de controles internos, também o fator de risco de imagem a que se expõe o emissor no caso de perda do processo, o que complementa os critérios utilizados para a divulgação das Demonstrações Financeiras Anuais.

Processo Judicial de natureza TrabalhistaNº.: 0001260-85.2012.5.09.0012 (Ficha CPJ 58144)

Juízo 12ª VARA DO TRABALHO CURITIBA

Instância 3º GRAU – TRIBUNAL SUPERIOR DO TRABALHO Data da instauração 01/09/2012

Partes no processo Autor Ministério Público do Trabalho Réu Copel - Companhia Paranaense de Energia

Valor envolvido em R$ Provável: 219.604,54 Remoto: 2.708.456,02

Principais fatos Ação Civil Pública no intuito de que seja determinada à COPEL que se abstenha de terceirizar atividade-fim.

Chance de perda Parte provável e parte remoto

Análise do impacto em caso de perda do processo

A Copel não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa a sua capacidade financeira ou patrimonial

Valor provisionado 219.604,54

Processo Judicial de natureza TributárioNº.: 10980-720.458/2011-15 (Ficha CPJ 06020)

Juízo SECRETARIA DA RECEITA FEDERAL CURITIBA

Instância ADMINISTRATIVO - SECRETARIA DA RECEITA FEDERAL DE CURITIBA

Data da instauração 29/3/2011

Partes no processo Autor Secretaria da Receita Federal Réu Copel - Companhia Paranaense de Energia

Valor envolvido em R$ Provável: 193.386.353,60 Possível: 621.629.896,84

Principais fatos Trata-se de auto de infração lavrado pela Receita Federal, pretendendo exigir da COPEL o pagamento de Cofins do período de out/1998 a jun/2001 com o entendimento que o prazo decadencial do fisco ficou suspenso em decorrência de mandado de segurança.

Chance de perda Parte provável e parte possível


A perda do processo impactará financeiramente a Companhia.

Valor provisionado 193.386.353,60

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Processo Judicial de natureza TributárioNº.: 33492-67.2011.8.16.0004 (Ficha CPJ 52292)

Juízo 4ª VARA DA DA FAZENDA CURITIBA

Instância 2º GRAU – TRIBUNAL DE JUSTIÇA DO PARANÁ Data da instauração 4/8/2005 Partes no processo Autor Secretaria da Fazenda do Estado do Paraná

Réu Copel - Companhia Paranaense de Energia

Valor envolvido em R$ Remoto: 59.017.228,76 Principais fatos Trata-se de Auto de Infração decorrente de suposto desequilíbrio

econômico em face do benefício tarifário denominado Baixa Renda.

Chance de perda Remoto Análise do impacto em caso de perda do processo

A perda do processo impactará financeiramente a Companhia

Valor provisionado Não provisionado.

Processo Judicial de natureza TributárioNº.: 5015930-53.2012.404.7000 (Ficha CPJ 55747)

Juízo 2ª VARA FEDERAL CURITIBA

Instância 2º GRAU – TRIBUNAL REGIONAL FEDERAL DA 4ª REGIÃO Data da instauração 29/3/2011

Partes no processo Autor UNIAO - FAZENDA NACIONAL

Réu Copel - Companhia Paranaense de Energia Valor envolvido em R$ Provável: 48.814.100,82

Principais fatos A Receita Federal lavrou a Intimação nº 9/2010, em 07.12.2010, pretendendo exigir, da Copel, o pagamento de Cofins relativo ao período de Ago/1995 a Dez/1996, com o entendimento que o prazo prescricional do fisco para cobrança do referido crédito tributário ficou suspenso desde o trânsito em julgado do Mandado de Segurança e que a Copel declarou por meio de DCTF e/ou DIPJ, ser devedora de Cofins. O valor que consta como possível refere-se aos encargos da apuração da COFINS 95/96 que está sendo discutido no processo administrativo 11453-720.001/2011-23.

Chance de perda Provável




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Processo Judicial de natureza TributárioNº.: 10980.007832/2003-75 (Ficha CPJ 17423)


Instância ADMINISTRATIVO - CONSELHO ADMINIST RECURSOS FISCAIS-MF-DF

Data da instauração 8/7/2003 Partes no processo Autor Copel - Companhia Paranaense de Energia

Réu Delegado da Receita Federal em Curitiba

Valor envolvido em R$ Remoto: 164.759.826,25 Principais fatos Trata-se de Auto de Infração onde, supostamente, foram

constatadas irregularidades nos créditos vinculados e informados nas DCTF´s de 1998 - especificamente quanto ao crédito vinculado com exigibilidade suspensa e declarado como processo n. 95.0014274-0 (PIS/PASEP), afirmando que não foi comprovado.




Processo Judicial de natureza TributárioNº.: 5003583-56.2010.404.7000 (Ficha CPJ 44239)

Juízo 3ª VARA DE EXECUÇÕES FEDERAL CURITIBA

Instância 2º GRAU - TRIBUNAL REGIONAL FEDERAL DA 4ª REGIÃO

Data da instauração 19/4/2010 Partes no processo Autor União-Fazenda Nacional


Valor envolvido em R$ Possível: 181.014.061,29 Principais fatos Execução de exigências fiscais oriundas da NFLD nº 35.273.870-

7. Execução Fiscal de contribuição social exigida com base na solidariedade, sobre valores pagos pela COPEL a terceiros em contratos de construção civil.

Chance de perda Possível




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Processo Judicial de natureza TributárioNº.: 35.273.876-6 (Ficha CPJ 07558)

Juízo INSS CURITIBA



Partes no processo Autor INSS - Instituto Nacional de Seguridade Social Réu Copel - Companhia Paranaense de Energia

Valor envolvido em R$ Possível: 25.994.371,15

Principais fatos Trata-se de Notificação Fiscal de Lançamento - NFLD, com o fito de obter contribuição previdenciária da COPEL incidente sobre a retenção pela tomadora de serviços mediante cessão de mão-de-obra.

Chance de perda Possível Análise do impacto em caso de perda do processo



Processo Judicial de natureza TributárioNº.: 35.273.871-5 (Ficha CPJ 06958)

Juízo INSS CURITIBA



Partes no processo Autor INSS - Instituto Nacional de Seguridade Social

Réu Copel - Companhia Paranaense de Energia Valor envolvido em R$ Possível: 18.298.801,53 Principais fatos Trata-se de Notificação de Debito Fiscal, 35.273.871-5, no

período de 11/91 a 01/99 referente a Cessão de mão de obra, contribuição da Empresa.





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Processo Judicial de natureza CivilNº.: 0009884-11.2009.8.16.0004 (Ficha CPJ 37889)

Juízo 1ª VARA DA FAZENDA CURITIBA

Instância 1º GRAU - 1ª VARA DA FAZENDA DE CURITIBA

Data da instauração 12/3/2009 Partes no processo Autor Inepar S.A. Indústria e Construções

Réu Copel Geração S.A.

Valor envolvido em R$ Provável: 42.622.133,81

Principais fatos Trata-se de ação ordinária de cobrança, vinculada aos contratos administrativos S-14-A e S-25-A, celebrados em 15/06/1990 e 29/09/1989, respectivamente, que possuem como objeto a prestação de serviços e a instalação de equipamentos na Usina Hidrelétrica Segredo (UHE SEGREDO), cujo objetivo é o recebimento de valores acessórios de correção monetária previstos nas contratações, além de juros de mora e multa decorrentes, que não teriam sido pagos pela COPEL.





Processo Judicial de natureza CivilNº.: 0003842-19.2004.8.16.0004 (Ficha CPJ 21181)

Juízo 4ª VARA DA FAZENDA CURITIBA Instância 3º GRAU - SUPERIOR TRIBUNAL DE JUSTIÇA

Data da instauração 20/12/2004 Partes no processo Autor Ivaí Engenharia de Obras S/A


Valor envolvido em R$ Provável: 139.090.651,84 Possível: 615.354.963,69

Principais fatos Ação de cobrança ref. às diferenças relativas ao desequilíbrio econômico-financeiro quando da execução de obras de derivação do Rio Jordão, cuja transação não foi reconhecida por ocasião da Ação Declaratória. O Autor pede, ainda, indenização por perdas e danos, inclusive morais pela concordata.

Chance de perda Parte provável e parte possível




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Processo Judicial de natureza CívelNº.: 0000779-68.1998.8.16.017 (Ficha CPJ 04612)

Juízo VARA CÍVEL UNIÃO DA VITÓRIA

Instância 2º GRAU – TRIBUNAL DE JUSTIÇA DO PARANÁ Data da instauração 18/03/1998

Partes no processo Autor Jussemara Beltram

Réu Copel - Companhia Paranaense de Energia Valor envolvido em R$ Provável: 1.679.184,72

Possível: 23.731.993,01

Principais fatos Ação de Indenização por danos ocasionados no imóvel de Philomena Ramos Beltram em virtude de queda de poste da rede de distribuição de energia elétrica. A requerente postula, além dos danos patrimoniais, lucros cessantes.

Chance de perda Parte provável e parte possível Análise do impacto em caso de perda do processo





Instância 1º GRAU - 1ª VARA DA FAZENDA DE CURITIBA

Data da instauração 30/05/2005 Partes no processo Autor PAULO FERNANDO PINHEIRO MACHADO

Réu COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA - COPEL.

Valor envolvido em R$ 0,00 Principais fatos O autor busca impedir a COPEL de realizar obra de reparo nas

rachaduras da barragem da Usina de Salto Caxias, alegando que elas devem ser reparadas pela empresa construtora da obra, a DM Construtra de Obras LTDA. Pretende também a responsabilização da COPEL.




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Juízo VARA CÍVEL ORTIGUEIRA

Instância 1º GRAU - VARA CÍVEL DE ORTIGUEIRA

Data da instauração 23/02/2011 Partes no processo Autor Mineradora Tibagiana Ltda

Réu Consórcio Energético Cruzeiro do Sul


Principais fatos Alega a requerente que o CECS, para a instalação do canteiro de obras para futura instalação da UHE Mauá, utiliza área concedida a ela por meio de Decreto de Lavra para extração de diamantes. Busca a suspensão das obras, suspensão da licenças de supressão vegetal, e indenização.




Valor provisionado Não provisionado

Processo Judicial de natureza CívelNº.: 0005990-22.2012.8.16.0004 ( Ficha CPJ 58364)

Juízo 1ª VARA DA FAZENDA PÚBLICA CURITIBA

Instância 2º GRAU – TRIBUNAL DE JUSTIÇA DO PARANÁ

Data da instauração 11/10/2012 Partes no processo Autor Tradener Ltda

Réu Copel – Companhia Paranaense de Energia Copel Geração e Transmissão S. A.

Valor envolvido em R$ Provável: 90.013.612,46 Principais fatos Cobrança - comissões não pagas previstas no Contrato de

Comercialização. Processo distribuído por prevenção à Ação Declaratória 1583/2005 - onde Copel Ger discutiu a nulidade da obrigação cambial e a inexigibilidade do comissionamento previsto na Cláusula 17 do Contrato de Comercialização, e dos correspondentes títulos emitidos pela Ré em função do Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica, ante a ausência de efetiva prestação dos serviços (intermediação e comercialização), a que se referem os títulos emitidos, relacionados nesta inicial.

Chance de perda Provável Análise do impacto em caso de perda do processo



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Data da instauração 11/10/2012 Partes no processo Autor Tradener Ltda

Réu Copel – Companhia Paranaense de Energia Copel Geração e Transmissão S. A.

Valor envolvido em R$ Provável: 48.844.725,52 Principais fatos Inadimplemento de Contrato de Comercialização de Energia

Elétrica. Processo distribuído por prevenção à Ação Declaratória 1583/2005 - onde Copel Ger discutiu a nulidade e inexigibilidade dos títulos vincendos, que porventura venham a ser emitidos pela Tradener Ltda., em função do Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica firmado entre a Copel e a Celesc.




Processo Judicial de natureza AmbientalNº.: 3344-13.2008.8.16.0058 (Ficha CPJ 34489)

Juízo VARA CÍVEL CAMPO MOURÃO


Data da instauração 24/07/2008 Partes no processo Autor Ministério Público Estadual de Campo Mourão

Réu Copel Geração e Transmissão S/A. Valor envolvido em R$ 0,00

Principais fatos Apuração de responsabilidade por danos causados ao meio ambiente e por ato de improbidade administrativa. Pedidos: 1. Procedência da ação, para alterar a cota mínima de operação da UHE Mourão; 2. Procedência da ação, para condenar a COPEL a reparar os danos ambientais decorrentes da falha na administração da UH Mourão.

Chance de perda Remoto




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Processo Judicial de natureza RegulatóriaNº.: 21529-27.2002.4.01.3400 (Ficha CPJ 10846)

Juízo 15ª VARA FEDERAL BRASÍLIA

Instância 2º GRAU – TRIBUNAL REGIONAL FEDERAL DA 1ª REGIÃO Data da instauração 16/7/2002 Partes no processo Autor Copel - Companhia Paranaense de Energia

Réu Aneel - Agência Nacional De Energia Elétrica

Valor envolvido em R$ Remoto: 2.061.859.634,94 Principais fatos A Copel busca a declaração de não aplicabilidade do despacho

288 da ANEEL, que modificou a contabilização dos exercicios de 2000, 2001 e primeiro trimestre de 2002, realizada pelo MAE em 13.03.2002, com relação as autoras ou na hipótese de já ter ocorrido nova contabilização, que essa seja declarada nula.





Processo Judicial de natureza CívelNº.: 5017789-75.2010.404.7000 (Ficha CPJ 25824)


Instância 2º GRAU - SUPERIOR TRIBUNAL DE JUSTIÇA

Data da instauração 21/04/2006 Partes no processo Autor VITOR CEZAR JORGE MEDEIROS

Réu COPEL DISTRIBUIÇAO S.A.

Valor envolvido em R$ Possível: 11.117.760,29 Remoto: 280.167.559,37

Principais fatos PRORROGAÇÃO DE CONTRATO DE FRANQUIA, RECONHECENDO SUA NATUREZA DE SUBCONCESSÃO.

Chance de perda Parte possível e parte remoto Análise do impacto em caso de perda do processo



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Processo Judicial de natureza TributárioNº.: 358824966 (Ficha CPJ 24009)

Juízo INSS - Curitiba Instância INSS – Curitiba

Data da instauração 16/7/2002 Partes no processo Autor INSS - Instituto Nacional de Seguridade Social


Valor envolvido em R$ Remoto: 38.260.806,70

Principais fatos INSS - PARTICIPAÇAO NOS LUCROS - Refere-se às contribuições devidas pela empresa e não recolhidas em época própria, referentes à contribuição dos segurados, ao fundo de Previdência e Assistência Social – FPAS, aos benefícios concedidos em razão do grau de incidência de incapacidade laborativa decorrente dos riscos ambientais do trabalho – GILRAT – e às entidades chamadas “ Terceiros” (contribuições para o Salário Educação, SESI, SENAI, INCRA e SEBRAE).” .





Processo Judicial de natureza CívelNº.: 5029083-22.2013.404.7000 (Ficha CPJ 27805)



Partes no processo Autor ERALDO FRANZOI

Réu COPEL - COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA Valor envolvido em R$ Possível: 30.568.119,76

Remoto: 820.340.064,83 Principais fatos Assinou contrato de "franquia" na data de 22/12/1999 para

instalar , administrar e operar agência de serviço ligada a distribução de energia no Município de São José dos Pinhais, porém alega que Copel "retomou" o serviço antes do fim do prazo contratado. Pede: - que o contrato seja declarado como de natureza de subconcessão e o direito ao exercício dessa atividade pelo prazo que durar o contrato entre a Aneel e a Copel; - repasse integral dos valores das tarifas; - pedidos alternativos.

Chance de perda Parte possível e parte remoto Análise do impacto em caso de perda do processo



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Instância 1º GRAU - 4ª VARA DA FAZENDA PÚBLICA DE CURITIBA Data da instauração 18/07/2007 Partes no processo Autor SILVESTRE FELTRIN


Valor envolvido em R$ Remoto: 301.920.329,18 Principais fatos Reconhecimento subconcessão e indenização




Processo Judicial de natureza RegulatórioNº.: 3708-97.2008.4.01.3400 (Ficha CPJ 32206)


Instância 2º GRAU – TRIBUNAL REGIONAL FEDERAL DA 1ª REGIÃO


Partes no processo Autor USINA TERMELETRICA DE ANAPOLIS LTDA

Réu COPEL DISTRIBUIÇAO S.A. Valor envolvido em R$ Remoto: 92.679.711,55 Principais fatos Valor do CVU dos contratos de venda de energia do 1º leilão de

energia nova.




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Instância 1º GRAU - 1ª VARA DA FAZENDA PÚBLICA DE CURITIBA

Data da instauração 21/11/2007 Partes no processo Autor CARLOS EDUARDO DAROS



Principais fatos Autor pretende seja reconhecido como "subconcessão" o contrato de franquia firmado entre ele e a copel para a área de iretama-pr. Pede também seja remunerado por tarifa e indenização pela não-prorrogação do contrato de franquia pela copel.





Processo Judicial de natureza TrabalhistaNº.: 14561-2009-029-09-00-5 (Ficha CPJ 34161)


Instância 1º GRAU - 20ª VARA DO TRABALHO DE CURITIBA Data da instauração 14/08/2008

Partes no processo Autor STIECP - SIND TRAB IND ENER HIDRO TERM DE CORNELIO PROCÓPIO

Réu COPEL - COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA

Valor envolvido em R$ Provável: 5.010.386,55 Possível: 24.225.024,33 Remoto: 1.105.027,66

Principais fatos Jornada de trabalho de 40 horas - divisor 200.

Chance de perda Parte provável, parte possível e parte remoto Análise do impacto em caso de perda do processo



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Processo Judicial de natureza CívelNº.: 49318/0000 (Ficha CPJ 36879)


Instância 2º GRAU - TRIBUNAL DE JUSTIÇA DO PARANÁ Data da instauração 24/08/2007 Partes no processo Autor JOELSON CARLOS BARBOSA


Valor envolvido em R$ Remoto: 210.320.759,70 Principais fatos Autor pretende seja reconhecido com "subconcessão" o contrato

de franquia firmado entre ele e a copel para a área de prudentópolis - pr. Pede também seja remunerado por tarifa e indenização pela não-prorrogação do contrato de franquia pela copel.





Processo Judicial de natureza TributárioNº.: 10.980.006179/2009-12 (Ficha CPJ 42242)


Instância ADMINISTRATIVO – SECRETARIA DA RECEITA FEDERAL

Data da instauração 18/06/2009 Partes no processo Autor RECEITA FEDERAL

Réu COPEL GERAÇAO E TRANSMISSAO S.A.


Principais fatos 2 autos de infração, sendo um referente a irpj e outro referente a csll, ambos referentes ao exercício de 2006 (ano calendário 2005).




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Juízo 3ª VARA FEDERAL BELO HORIZONTE


Partes no processo Autor ADIC - ASSOCIAÇÃO DE DEFESA DE INTERESSES COLETIVOS

Réu ANEEL - AGENCIA NACIONAL DE ENERGIA ELETRICA


Principais fatos Parcela A - Requerem a condenação de todas as Rés concessionárias de serviço público de energia elétrica a indenizarem todos os clientes consumidores de seus serviços pelos danos materiais correspondentes ao dobro dos reajustes indevidamente verificados, no período não abrangido pela prescrição, restando aos consumidores titulares aos direitos lesados ou sucessores a promoção individual da execução da sentença, nos termos do art. 97 da Lei 8078/1990, após a liquidação, reservando-se à Entidade Autora, na hipótese do decurso do prazo de 01 ano sem habilitação de interessados em número compatível com a gravidade do dano, o direito de promover a execução da indenização devida em valor a ser recolhido ao Fundo Especial de Despesa de Reparação de Interesses Difusos Lesados.





Processo Judicial de natureza AdministrativaNº.: 0000004-87.2012.8.16.0004 (Ficha CPJ 56382)


Instância 1º GRAU - 4ª VARA DA FAZENDA PÚBLICA DE CURITIBA

Data da instauração 10/01/2012 Partes no processo Autor ANTONIO TADEU VENERI



Principais fatos Ação popular - licitação - pregão presencial Copel SLS/DAQM Nº 504176/2011




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Processo Judicial de natureza TributáriaNº.: 11453-720.001/2011-23 (Ficha CPJ 53337)


Instância ADMINISTRATIVO - SECRETARIA DA RECEITA FEDERAL

Data da instauração 10/08/2011 Partes no processo Autor DELEGACIA DA RECEITA FEDERAL EM CURITIBA



Principais fatos Contribuição para o financiamento da seguridade social - cofins. Referem-se aos juros e multa do período de apuração da cofins 95/96.






Instância 2º GRAU – TRIBUNAL REGIONAL FEDERAL DA 1ª REGIÃO

Data da instauração 22/05/2013 Partes no processo Autor APINE - ASSOCIACAO BRAS DOS PROD INDEPENDENT DE

ENERGIA ELET

Réu UNIAO FEDERAL Valor envolvido em R$ Remoto: 44.281.861,72

Principais fatos DECLARAR A INVALIDADE DA RESOLUÇÃO CNPE N. 03/2013, NA PARTE EM QUE INCLUI OS AGENTES DE GERAÇÃO REPRESENTADOS PELAS AUTORAS NO RATEIO DO CUSTO DO DESPACHO ADICIONAL DE USINA.





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Processo Administrativo de natureza TributáriaNº.: 6587156-4 (Ficha CPJ 57359) – Vinculado ao processo 33036/0000 abaixo.

Juízo SECRETARIA DE ESTADO DA FAZENDA CURITIBA

Instância ADMINISTRATIVO - SECRETARIA DE ESTADO DA FAZENDA

Data da instauração 15/08/2012 Partes no processo Autor SECRETARIA DE ESTADO DA FAZENDA – SEFA



Principais fatos ICMS incidente sobre faturas de fornecimento de energia elétrica à empresa Sadia S.A.




Processo Judicial de natureza TributáriaNº.: 33036/0000 (Ficha CPJ 57359)

Juízo 3ª VARA DA FAZENDA PÚBLICA DE CURITIBA CURITIBA



Partes no processo Autor SADIA S/A

Réu SECRETARIA DE ESTADO DA FAZENDA – SEFA Valor envolvido em R$ Possível: 52.218.583,11 Principais fatos ICMS incidente sobre faturas de fornecimento de energia elétrica

à empresa Sadia S.A.




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Processo Judicial de natureza AmbientalNº.: 106934 (Ficha CPJ 61328)

Juízo INSTITUTO AMBIENTAL DO PARANÁ PONTA GROSSA

Instância ADMINISTRATIVA - INSTITUTO AMBIENTAL DO PARANÁ

Data da instauração 21/06/2013 Partes no processo Autor INSTITUTO AMBIENTAL DO PARANA – IAP

Réu CONSORCIO ENERGETICO CRUZEIRO DO SUL – CECS


Principais fatos Auto de Infração Ambiental contra o Consórcio Energético Cruzeiro do Sul, por deixar de efetuar a reposição florestal obrigatória no Reservatório da UHE Mauá, nos município de Ortigueira e Telemaco Borba.




Processo Judicial de natureza PatrimonialNº.: 4003962-92.2013.8.26.0038 (Ficha CPJ 62224)

Juízo 3ª VARA CÍVEL ARARAS – SP

Instância 1º GRAU – 3ª VARA CÍVEL DE ARARAS – SP Data da instauração 30/10/2013

Partes no processo Autor COPEL GERAÇAO E TRANSMISSAO S.A.

Réu U.S.J. AÇUCAR E ALCOOL S/A Valor envolvido em R$ Provável: 2.144.181,45

Remoto: 146.590.347,94

Principais fatos Servidão - Construção da Linha de Transmissão 500Kv - Araraquara II - Taubaté. PROPRIEDADES 130,132,133,134,135,136,138,139,141

Chance de perda Parte provável e parte remoto




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Processo Judicial de natureza PatrimonialNº.: 0008165-18.2014.8.16.0004 (Ficha CPJ 69376)



Data da instauração 30/09/2014 Partes no processo Autor COPEL DISTRIBUIÇAO S.A.

Réu DEPARTAMENTO DE ESTRADAS E RODAGEM – DER


Principais fatos Ação declaratória de inexistência de relação jurídico-tributária c/c pedido de repetição de indébito tributário e c/c pedido de antecipação dos efeitos da tutela para suspender a exigibilidade da Taxa de Fiscalização do Uso ou Ocupação da Faixa de Domínio das Rodovias - TFDE/2014.







Instância 1º GRAU - 15ª VARA DO TRABALHO DE CURITBA Data da instauração 01/07/2014

Partes no processo Autor SINDENEL - SIND EMP CONC SER GER TRANS DIS COM ENER CURITIBA



Principais fatos Sobreaviso Chance de perda Possível




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Juízo DELEGACIA DA RECEITA FEDERAL CURITIBA

Instância ADMINISTRATIVO - DELEGACIA DA RECEITA FEDERAL Data da instauração 31/12/2011 Partes no processo Autor DELEGACIA DA RECEITA FEDERAL DO BRASIL


Valor envolvido em R$ Possível: 37.136.749,54 Principais fatos Termo de inicio de fiscalização

Tributo: IRPJ e IOF Período de apuração janeiro a dezembro de 2011





Juízo DELEGACIA DA RECEITA FEDERAL CURITIBA

Instância ADMINTRATIVO – DELEGACIA DA RECEITA FEDERAL Data da instauração 31/12/2011

Partes no processo Autor COPEL GERAÇAO E TRANSMISSAO S.A.

Réu DELEGADO DA RECEITA FEDERAL EM CURITIBA Valor envolvido em R$ Provável: 37.670.344,00

Principais fatos Parcelamento de débito referente ao saldo a pagar do ajuste anual do IRPJ. A dicussão judicial refere-se ao percentual de multa cobrado pela Receita.





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4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam

administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores



Instância TRIBUNAL REGIONAL DO TRABALHO Data da instauração 15/12/2004 Partes no processo Autor Henrique Jose Ternes Neto

Réu Copel Distribuição S.A. Valor envolvido em R$ Provável: 908.116,97 Principais fatos Reclamante foi admitido, por meio de concurso público, pela

COPEL em 01/02/1982, para exercer a função de engenheiro. Em 18/04/1999, o autor teve seu contrato de trabalho rescindido pela COPEL, sendo imediatamente contratado pelo LACTEC.Pleiteia: - declaração de nulidade da rescisão contratual ocorrida em 18/04/1999, retificando sua carteira de trabalho - declaração de unicidade contratual dos contratos celebrados pela COPEL e LACTEC, sendo mantidos os salários praticados antes da rescisão - pagamento das diferenças salariais, auxílio alimentação desde sua supressão em agosto de 2000, adicional de periculosidade desde abril de 1999, cinco períodos de férias acrescidos de gratificação, PLR, dentre outros.






Instância 1º GRAU Data da instauração 10/07/2014 Partes no processo Autor Moacir Mansur Boscardin

Réu Copel Telecomunicações S.A. Valor envolvido em R$ Provável: 399.685,05

Possível: 1.023.050,85 Remoto: 59.952,76

Principais fatos O requerente é servidor público municipal, do quadro de pessoal da Câmara Municipal de Curitiba, sendo que em 21 de março de 2005 foi colocado em disponibilidade funcional, passando a ocupar a função de Diretor Adjunto da COPEL.

Chance de perda Parte Provável, parte Possível e parte Remoto Análise do impacto em caso de perda do processo



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4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam

administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores


Juízo 4ª VARA DO TRABALHO LONDRINA

Instância TRIBUNAL REGIONAL DO TRABALHO Data da instauração 04/04/2014 Partes no processo Autor Nilton Camargo Costa

Réu Copel Distribuição S.A. Valor envolvido em R$ Provável: 184.413,30

Possível: 472.317,73 Remoto: 80.329,66

Principais fatos As partes mantiveram contrato de trabalho vigenteno período de 02/06/1986 a 15/12/2015, data na qual o autor aderiu a programa de demissão voluntária, tendo exercido, durante toda a contratualizadade, as funções de engenheiro eletricista. Requer a condenação da reclamada pois teve inadimplidos vários direitos trabalhistas.

Chance de perda Parte Provável, parte Possível e parte Remoto Análise do impacto em caso de perda do processo





Instância 1º GRAU Data da instauração 25/10/2010 Partes no processo Autor Ricardo Goldani Dosso

Réu Copel – Companhia Paranaense de Energia Valor envolvido em R$ Provável: 551.921,93 Principais fatos Iniciou o contrato de trabalho em 03/11/1980 tendo sido desligado

em 15/03/2010. Exerceu as funções de engenheiro eletricista e engenheiro eletrônico. Requer a condenação das diferenças trabalhistas.




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4.5 - Processos sigilosos relevantes

A Copel e/ou suas Subsidiárias não são partes em processos classificados como sigilosos relevantes.

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4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosose relevantes em conjunto

(a) valores envolvidos (b) valor

provisionado em R$

[c) prática do emissor que causou tal contingência

(d) Natureza (R$)

Provável Possível Remoto

193.467.963,82 63.233.203,52 55.879.871,74 193.467.963,82 Cobranças e reequilíbrio financeiro de contratos

Cível

25.831.853,09 100.944.031,56 24.244.666,44 25.831.853,09

Indenizações por danos morais e/ou materiais, indenização por perda de produção ou de animais, perdas materiais não oriunda de acidente

Cível

23.008.931,91 29.852.745,77 17.525.973,20 23.008.931,91 Acidente com energia Cível

7.037.253,72 8.872.134,47 1.742.366,51 7.037.253,72 Acidente de trânsito Cível

23.580.324,07 355.719,34 668.905,96 23.580.324,07 Danos na produção do fumo Cível

2.573.022,30 6.541.403,39 20.184.043,71 2.573.022,30 Procedimento Irregular Cível

8.616.217,04 4.167.387,53 3.266.246,68 8.616.217,04 Indenização por cobrança indevida – Repetição de indébito

Cível

1.754.099,65 5.186.393,48 10.045.093,40 1.754.099,65 LIC / Universalização - na região de Ponta Grossa / Cascavel

Cível

0,00 41.685.880,05 1.789.232.475,97 0,00 Processos de franquias onde os autores pleiteiam reconhecimento subconcessão e indenização

Cível

407.479.553,01 603.545.480,23 442.591.120,41 407.479.553,01

Trabalhista (Reclamatórias referentes a empregados e terceirizados, acidente de trabalho e complementação de aposentadoria)

Trabalhista

12.014.692,15 74.291.316,21 52.675.341,81 12.014.692,15 INSS Tributário

4.014.000,76 101.762.450,26 92,.777.312,44 4.014.000,76 Cobranças de ICMS Tributário

277.333,65 23.487.952,39 23.029.331,66 277.333,65 ISSQN Tributário

13.655.488,58 1.934.893,40 2.795.323,40 13.655.488,58 Portaria 38 e 45 Outros

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4.7 - Outras contingências relevantes

As informações de contingências que entendemos como relevantes, estão contempladas nos itens anteriores deste tópico.

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4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados

Não se aplica ao emissor.

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5.1 - Política de gerenciamento de riscos

a. se o emissor possui uma política formalizada de gerenciamento de riscos, destacando, em caso afirmativo, o órgão que a aprovou e a data de sua aprovação, e, em caso negativo, as razões pelas quais o emissor não adotou uma política.

A Companhia possui uma Política de Gestão Integrada de Riscos Corporativos que abrange as áreas corporativas, suas subsidiárias integrais e controladas, estando vigente desde 2009. As diretrizes adotadas são baseadas em estruturas e padrões reconhecidos, como Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission – COSO e ISO 31000, e têm como objetivos maximizar os valores econômico, social e ambiental para as partes interessadas e assegurar a conformidade com as leis e regulamentos vigentes. A última revisão ocorreu no dia 30.06.2015 e foi aprovada pela Diretoria da Copel Holding.

b. os objetivos e estratégias da política de gerenciamento de riscos, quando houver, incluindo:

i. os riscos para os quais se busca proteção

Em função da incerteza intrínseca aos riscos e à natureza do setor em que a Companhia opera, o modelo de gestão de riscos adota parâmetros de apetite ao risco, considera sua possibilidade de ocorrência e seus impactos financeiros, operacionais e de imagem, e prevê ferramentas para seu tratamento e mitigação. A Companhia considera aspectos legais, regulatórios, socioambientais e reputacionais, entre outros, servindo de base para processos decisórios de tratamento e mitigação dos seguintes perfis de riscos: Estratégico, Operacional, Divulgação e Compliance.

ii. os instrumentos utilizados para proteção

A gestão de riscos também contempla o processo de controles internos visando avaliar a efetividade quanto à mitigação dos riscos identificados nos principais processos de negócios da Companhia. Nesse contexto são consideradas as atividades mais suscetíveis a fraudes e as melhores práticas de auditoria do mercado. Os resultados de tais testes são reportados à alta administração da Companhia e, para os casos de não conformidades, são demandadas ações corretivas. Além de tais procedimentos, a Companhia adota como prática a emissão de certificados de controles internos pelos gestores dos processos, que formalizam sua ciência e o compromisso de regularizar as não conformidades. A Companhia também submete seus processos e controles internos à empresa de auditoria independente, a qual realiza testes de conformidade dos controles internos.

iii. a estrutura organizacional de gerenciamento de riscos

A Política de Gestão Integrada de Riscos Corporativos da Copel estabelece a composição de um Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, hierarquicamente subordinado ao Comitê de Auditoria.

c. a adequação da estrutura operacional e de controles internos para verificação da efetividade da política adotada

A estrutura organizacional também prevê uma Coordenação de Integridade Corporativa, órgão responsável por estabelecer o processo a ser utilizado na gestão de controles internos, Compliance e riscos corporativos, que responde diretamente ao Diretor Presidente e tem atribuição de relatar suas atividades ao Comitê de Auditoria e à Diretoria Executiva. Objetivando garantir a independência de sua atuação, a admissão e o desligamento do gestor dessa área devem ser submetidos à aprovação do Conselho de Administração.

A Copel também possui uma estrutura de Auditoria Interna, responsável por aferir a adequação dos controles internos, a efetividade do gerenciamento de riscos, o cumprimento de normas e a

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5.1 - Política de gerenciamento de riscos

confiabilidade dos processos relacionados ao preparo das demonstrações financeiras. A Auditoria Interna está vinculada ao Conselho de Administração, por intermédio do Comitê de Auditoria, e participa de reuniões periódicas a fim de reportar seus trabalhos.

Em sua estrutura de Governança Corporativa, a Companhia possui um Comitê de Auditoria, órgão independente, subordinado ao Conselho de Administração, de caráter consultivo e permanente, responsável pela revisão e supervisão dos processos de apresentação de relatórios contábeis e financeiros, dos processos de administração de riscos e controles internos e das atividades dos auditores internos e auditores externos independentes.

O Comitê de Auditoria é composto por membros do Conselho de Administração e reúne-se periodicamente com os Superintendentes da Coordenação de Integridade Corporativa, da Auditoria Interna e com o Conselho de Administração, com o objetivo de avaliar as demonstrações financeiras e seu processo de elaboração, transações com partes relacionadas e, pontualmente, processos de relevância material.

A Companhia também submete seus processos e controles internos à empresa de auditoria independente, a qual realiza testes de conformidade dos controles internos, inclusive contra riscos de fraude. Todo este processo é supervisionado pelo Comitê de Auditoria, conforme estabelecido na estrutura de Governança Corporativa a Companhia. Este Comitê é composto por membros do Conselho de Administração, trata-se de órgão independente, subordinado ao Conselho de Administração, de caráter consultivo e permanente, responsável pela revisão e supervisão dos processos de apresentação de relatórios contábeis e financeiros, dos processos de administração de riscos e controles internos e das atividades dos auditores internos e auditores externos independentes.

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5.2 - Política de gerenciamento de riscos de mercado

a. se o emissor possui uma política formalizada de gerenciamento de riscos de mercado, destacando, em caso afirmativo, o órgão que a aprovou e a data de sua aprovação, e, em caso negativo, as razões pelas quais o emissor não adotou uma política

O gerenciamento de riscos de mercado está amparado pela Política de Gestão Gestão Integrada de Riscos Corporativos que considera aspectos legais, regulatórios, socioambientais e reputacionais e define os seguintes perfis de riscos: Estratégico, Operacional, Divulgação e Compliance.

Neste processo de gerenciamento de riscos, a Companhia considera os riscos de crédito, de taxa de juros e variações monetárias, de escassez de gás, de não prorrogação das concessões e de escassez de energia em sua análise, norteando os procedimentos de tratamento e mitigação.

b. os objetivos e estratégias da política de gerenciamento de riscos de mercado, quando houver, incluindo:

i. os riscos de mercado para os quais se busca proteção

Com relação aos riscos de mercado, a Companhia adota instrumentos de proteção patrimonial para os Riscos de crédito e Riscos de taxa de juros e variações monetárias.

O Risco de crédito é o risco de incorrer em perdas decorrentes de um (a) cliente ou de uma (b) contraparte em um instrumento financeiro, resultantes da falha destes em cumprir com suas obrigações contratuais.

O Risco de taxa de juros e variações monetárias é o 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.

ii. a estratégia de proteção patrimonial (hedge)

Em relação a proteção patrimonial, a Companhia adotada a seguinte estratégia:

Risco de crédito

− A Companhia administra o risco de crédito sobre esses ativos, considerando sua política 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.

− 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.


− A Companhia não celebrou contratos de derivativos para cobrir este risco, mas vem monitorando continuamente as taxas de juros e indexadores de mercado, a fim de observar eventual necessidade de contratação.

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.

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Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 31.12.2015 e para o cenário provável considerou-se os saldos com a variação dos indicadores:

− Aplicações Financeiras, Títulos e Valores Mobiliários, Cauções e Depósitos Vinculados: projeção de taxa CDI/Selic de 15,77% com base na taxa de referência de LTN, com vencimento em 1º.01.2017 divulgada pela Bovespa em 30.12.2015;

− Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná, Ativos financeiros setoriais, Contas a receber vinculadas à concessão, Contas a receber vinculadas à prorrogação da concessão e Passivos financeiros: CDI/Selic – 14,26%, IPCA – 7,36%, IGP-DI – 6,66%, IGP-M – 6,85% e TJLP – 7,50%, previstos na mediana das expectativas de mercado para 2016 do Relatório Focus do Bacen de 05.02.2016.

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.


iii. os instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge)

A Companhia utiliza os seguintes instrumentos de proteção para os riscos de mercado:

Risco de crédito

− Normas e Políticas Internas que determinam regras para aplicação dos recursos em instituições bancárias federais.

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− Gestão do processo de cobrança e políticas específicas de cobrança, atreladas a garantias reais ou fidejussórias para débitos superiores a R$ 200 mil.

Riscos de taxa de juros e variações monetárias

− São utilizados Contratos de derivativos.

iv. os parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos

Sobre os parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos, a Companhia considera:

Risco de crédito

− Aplicação de recursos em instituições bancárias federais.

− 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 mil.


− 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%) revistos na mediana das expectativas de mercado para 2016 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.

v. se o emissor opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e quais são esses objetivos

Atualmente o emissor não opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge).

vi. a estrutura organizacional de controle de gerenciamento de riscos de mercado

O gerenciamento de riscos de mercado está amparado pela política e estrutura de Gestão Integrada de Riscos Corporativos vigente na Companhia, a qual está detalhada no item 5.1.

c. a adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política adotada

O processo é supervisionado pelo Comitê de Auditoria, conforme estabelecido na estrutura de Governança Corporativa a Companhia, responsável pela revisão e supervisão dos processos de apresentação de relatórios contábeis e financeiros, dos processos de administração de riscos e controles internos e das atividades dos auditores internos e auditores externos independentes.

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5.3 - Descrição dos controles internos

a. as principais práticas de controles internos e o grau de eficiência de tais controles, indicando eventuais imperfeições e as providências adotadas para corrigi-las

Os controles internos da Companhia foram concebidos para fornecer garantia razoável quanto à confiabilidade das informações financeiras e à preparação de demonstrações financeiras de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Todos os controles internos, por mais bem concebidos que sejam, têm limitações inerentes. Assim, mesmo os sistemas avaliados como eficazes podem não impedir ou detectar informações incorretas.

Além disso, projeções de qualquer avaliação de eficácia para períodos futuros estão sujeitas ao risco de inadequação futura dos controles devido a mudanças nas circunstâncias ou à possível queda do nível de observância das políticas ou dos procedimentos. A eficácia dos controles internos de divulgação financeira foi auditada pela KPMG Auditores Independentes, uma firma de contabilidade pública registrada independente, que emitiu relatório de certificação sobre nossos controles internos de divulgação financeira em 31.12.2015 e cita que a Companhia manteve, em todos os aspectos relevantes, controles internos efetivos sobre relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2015, com base no critério estabelecido na Estrutura Integrada de Controles Internos (1992) emitido pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO).

Nossa administração avaliou a eficácia de nossos controles internos de divulgação financeira em 31.12.2015. Ao conduzir tal avaliação, ela usou os critérios estabelecidos na Estrutura Integrada de Controles Internos, emitido em 1992 pelo COSO. Com base em sua avaliação e nesses critérios, nossa administração concluiu que nosso controle interno de divulgação financeira era eficaz em 31.12.2015.

b. as estruturas organizacionais envolvidas

A Companhia possui uma estrutura de controles internos que suportem os principais valores divulgados nas demonstrações financeiras em conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB. A avaliação da eficácia desses controles é documentada por meio de testes de auditoria interna e independente, conduzido de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria, bem como pelos critérios estabelecidos pelo Comitê de Organizações Patrocinadoras da Comissão Treadway – COSO e com avaliação sistemática de riscos de erros e fraudes, que possam interferir nos resultados de suas demonstrações financeiras.

c. se e como a eficiência dos controles internos é supervisionada pela administração do emissor, indicando o cargo das pessoas responsáveis pelo referido acompanhamento

Este processo é coordenado pela área de Integridade Corporativa, órgão que responde diretamente ao Diretor Presidente, com quem reúne-se periodicamente, e tem atribuição de relatar suas atividades ao Comitê de Auditoria e à Diretoria Executiva.

A Copel também possui uma estrutura de Auditoria Interna, responsável por aferir a adequação dos controles internos, a efetividade do gerenciamento de riscos, o cumprimento de normas e a confiabilidade dos processos relacionados ao preparo das demonstrações financeiras. A Auditoria Interna está vinculada ao Conselho de Administração, por intermédio do Comitê de Auditoria, e participa de reuniões periódicas a fim de reportar seus trabalhos. A fim de garantir a independência de sua atuação, a admissão e o desligamento de seu gestor devem ser submetidos à aprovação do Conselho de Administração. A Companhia também submete seus processos e controles internos à empresa de auditoria independente, a qual realiza testes de

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5.3 - Descrição dos controles internos

conformidade dos controles internos, inclusive contra riscos de fraude. Todo este processo é supervisionado pelo Comitê de Auditoria.

d. deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório circunstanciado, preparado e encaminhado ao emissor pelo auditor independente, nos termos da regulamentação emitida pela CVM que trata do registro e do exercício da atividade de auditoria independente

Os auditores independentes examinaram a estrutura de controles internos de divulgação financeira para o exercício findo em 2015, em conformidade com as normas do Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias Abertas dos Estados Unidos da América – PCAOB não tendo sido identificada nenhuma deficiência significativa.

Apesar de não ter sido apontada qualquer deficiência significativa pelo auditor independente, a Companhia avaliará a adoção de procedimentos adicionais de controle visando aprimorar seus processos internos e incorporar melhorias recomendadas pela auditoria independente.

e. comentários dos diretores sobre as deficiências apontadas no relatório circunstanciado preparado pelo auditor independente e sobre as medidas corretivas adotadas

Especificamente sobre as deficiências de controles internos apontadas pelo auditor independente, a Diretoria procedeu análise e julgamento, concluindo que tais deficiências não comprometem a qualidade e a correta confiabilidade das informações divulgadas nas demonstrações financeiras da Companhia.

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5.4 - Alterações significativas

No último exercício social, não houve alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor.

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5.5 - Outras inf. relev. - Gerenciamento de riscos e controles internos

Não existem informações relevantes para este item.

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6.1 / 6.2 / 6.4 - Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM

Data de Constituição do Emissor

País de Constituição

Prazo de Duração

Data de Registro CVM

Forma de Constituição do Emissor

04/04/1994

26/10/1954

Através do Decreto n° 14.947/54, assinado por Bento Munhoz da Rocha Netto, o Governo Estadual criou a sociedade de economia mista sob a denominação de Companhia Paranaense de Energia Elétrica – COPEL (hoje Companhia Paranaense de Energia - COPEL), 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.

Brasil

Prazo de Duração Indeterminado

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6.3 - Breve histórico

A Copel - Companhia Paranaense de Energia, maior empresa do Estado, foi criada em 26 de outubro de 1954, com controle acionário do Estado do Paraná, abriu seu capital ao mercado de ações em abril de 1994 (BM&FBovespa) e tornou-se em julho de 1997 a primeira do setor elétrico brasileiro listada na Bolsa de Valores de Nova Iorque. Sua marca também está presente, desde junho de 2002, na Comunidade Econômica Européia, com seu ingresso na Latibex – o braço latino-americano da Bolsa de Valores de Madri. A partir do dia 7 de maio de 2008, as ações da Copel passaram a integrar oficialmente o Nível 1 de Governança Corporativa da Bolsa de Valores Mercadorias e Futuros – BM&FBovespa.

A Copel é uma empresa de economia mista, estruturada como Holding, que atua com tecnologia de ponta nas áreas de geração, transmissão, distribuição de energia e telecomunicações e também nos setores de saneamento, gás e petróleo nossa companhia se faz presente.

História da Copel em detalhes:

1954 Criada através do Decreto n° 14.947 de 26 de outubro de 1954, assinado por Bento Munhoz da Rocha Netto, o Governo Estadual criou a Copel – Companhia Paranaense de Energia Elétrica, e desde 14 de agosto de 1979 apenas Companhia Paranaense de Energia, tendo como base principal para a integralização de seu capital o Fundo Estadual de Eletrificação.

1956 Com o Decreto n° 1.412, de 1956, a Copel passou a centralizar todas as ações governamentais de planejamento, construção e exploração dos sistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comércio de energia elétrica e serviços correlatos, tendo incorporado todos os bens, serviços e obras em poder de diversos órgãos. Coube-lhe, então, a responsabilidade pela construção dos grandes sistemas de integração energética e dos empreendimentos hidrelétricos previstos no Plano de Eletrificação do Paraná.

1960 Encontrar uma solução definitiva para o abastecimento de energia elétrica em larga escala constituiu-se no maior desafio para a Copel durante a década de 1960.

1963 A entrada em operação em 1963 da Usina Termelétrica de Figueira (20 MW), no Norte Pioneiro, foi de fundamental importância para a implantação do Plano Estadual de Eletrificação, viabilizando os sistemas de interligação que beneficiaram as Regiões Norte e Centro.

1967 A Copel inaugurava a Usina de Salto Grande do Iguaçu (15,6 MW), que veio atender ao sul do Estado. 1970 Entrava em operação a Usina Julio de Mesquita Filho (Foz do Chopim), com 44 MW, redenção energética do

sudoeste e oeste. 1971 Era inaugurada a Usina Governador Parigot de Souza, inicialmente conhecida como Capivari-Cachoeira,

recebeu seu nome em homenagem ao Governador Pedro Viriato Parigot de Souza, que liderou o Paraná entre 1971 e 1973, e foi, também, presidente da Copel. É a maior central subterrânea do sul do Brasil e possui a potência de 260 MW. No momento da sua inauguração, era a principal unidade geradora da Copel e a maior usina em funcionamento no sul do Brasil, passo definitivo na constituição de uma infra-estrutura energética capaz de suportar e acelerar o desenvolvimento paranaense.

1980 Foi inaugurada a Hidrelétrica Governador Bento Munhoz da Rocha Netto, anteriormente denominada Foz do Areia, é uma homenagem ao Governador Bento Munhoz da Rocha Netto, que liderou o Paraná de 1951 a 1955. Possui a potência de 1.676 MW, equipada com unidades geradoras que eram então as maiores existentes no Brasil. Com sua operação, a geração própria da Copel atingiu 2,9 bilhões de kWh, contra 1,9 bilhões do ano anterior.

1990 Neste período houve no Estado um intenso crescimento do mercado de energia, exigindo esforços cada vez maiores para atender à demanda. Foram elaborados novos projetos, destacando-se o início do empreendimento da Usina de Segredo e a concessão para construir a Usina Hidrelétrica de Salto Caxias, ambas consolidadas na década de 90.

1992 Inaugurada em setembro, a Usina Hidrelétrica Governador Ney Aminthas de Barros Braga, anteriormente denominada de Usina de Segredo, recebeu seu nome em homenagem ao Governador Ney Braga, que liderou o Paraná por duas vezes, de 1961 a 1965 e de 1979 a 1982. Possui a potência de 1.260 MW e reduziu a dependência paranaense de energia comprada de outros Estados. Teve como marco fundamental o primeiro Relatório de Impacto Ambiental (RIMA) no Brasil para uma usina hidrelétrica.

1999 Entrou em operação a Usina Hidrelétrica Governador José Richa (em homenagem ao Governador José Richa que liderou o Paraná de 1983 a 1986), anteriormente denominada de Salto Caxias. É uma das mais importantes da Copel e possui capacidade de 1.240 MW de potência, denotando assim um novo avanço na geração de energia elétrica, com consequências positivas no desenvolvimento do Estado do Pr.

2001 Entrou em funcionamento a primeira célula a combustível a operar no Hemisfério Sul, para suprir o Centro de Processamento de dados - CPD da Copel, no Pólo do Km 3, em Curitiba.

2002 Governo Estado do Paraná anuncia o cancelamento do processo de privatização da Copel, iniciado em 1998. 2004 Completou 50 anos de existência no dia 26 de outubro. Para celebrar essa data, além das cerimônias realizadas

no Paraná, a Copel participou do evento "Opening Bell", sendo homenageada na Bolsa de Nova Iorque em 22 de

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novembro. 2005 Inaugurada a Usina Hidrelétrica de Santa Clara, no rio Jordão. O início da geração comercial do primeiro grupo

gerador ocorreu no dia 31 de julho e injetando no sistema elétrico da Copel mais 60 MW. 2006 Inaugurada a Usina Hidrelétrica de Fundão, no rio Jordão. O primeiro grupo gerador da usina começou a operar

em junho, e o segundo entrou em operação em agosto, completando 120 MW de potência instalada 2008 As usinas de propriedade da Elejor (Santa Clara e Fundão) recebem autorização da ONU e tornam-se as

primeiras hidrelétricas no Brasil a poderem comercializar certificados de Créditos de Carbono. Começam as obras de construção da Usina Hidrelétrica de Mauá, no rio Tibagi.

2011 Em maio, a Copel realiza o lançamento da pedra fundamental da Usina Hidrelétrica Colíder, primeiro de quatro aproveitamentos hidrelétricos previstos no curso do rio Teles Pires, no norte do Mato Grosso. Com previsão de início de geração de energia em janeiro de 2015, a hidrelétrica irá operar com 300 megawatts de potência - o suficiente para atender uma cidade com 850 mil habitantes.

2013 Em junho deste ano, a administração da companhia aprovou a aquisição de sete parques eólicos localizados no Estado do Rio Grande do Norte. Com previsão de entrar em operação no início de 2015. As obras da Pequena Central Hidrelétrica Cavernoso II que iniciaram em 2011, foram concluídas e a PCH começou a operar a plena capacidade comercial.

2014 Foi um período de marcos históricos para a Copel, com importantes conquistas. Dando continuidade à estratégia de expansão de seus negócios, a Copel chegou a 10 estados brasileiros com empreendimentos de geração e transmissão, primando pela eficiência com excelência técnica que já lhe é tradicional. Entre os novos projetos de geração, destacaram-se 28 centrais eólicas em cinco complexos no Rio Grande do Norte (RN).

2015 Em 25 de novembro foi arrematada a Usina Hidrelétrica Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza – GPS, no Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência realizado pela Aneel. A usina tem potência instalada de 260 MW, garantia física de 109 MW médios e o prazo da concessão é de 30 anos a partir da assinatura do contrato em 05.01.2016.

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. Em 2013, a Companhia foi reorganizada para melhorar a eficiência da nossa estrutura corporativa e reduzir nossos custos operacionais.

Em 2015 os Ativos Eólicas foram transferidos para a subsidiária integral Copel Geração e Transmissão.

Em 28 de janeiro de 2016, nosso Conselho de Administração aprovou a alteração do Estatuto Social da Copel Participações S.A. a fim de alterar seu objeto social e denominação para Copel Comercialização S.A. Essa companhia terá, a partir de agora, como principal a atividade, a venda de energia e prestação de serviço S. A., reestruturação que criou a Copel Comercialização S.A. é destinada a fortalecer o posicionamento da Copel no mercado de energia e melhorar sua eficiência, permitindo maior agilidade e flexibilidade na venda de energia. A Copel possui, atualmente, cinco subsidiárias integrais: a Copel Geração e Transmissão S.A., a Copel Distribuição S.A., a Copel Telecomunicações, a Copel Comercialização S.A. e a Copel Renováveis S.A

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Atenta às discussões atuais sobre implicações das mudanças climáticas, no primeiro semestre de 2015 a Copel passou a integrar a plataforma Empresas pelo Clima (EPC), que busca facilitar a transição do país para uma economia de baixo carbono. Reafirmamos, assim, nosso compromisso com a busca de soluções para os problemas decorrentes das alterações do clima e suas implicações em nossos negócios. Reafirmamos nosso compromisso com a iniciativa do Pacto Global da ONU. Confirmamos, em 2015, nossa permanência no Índice de Sustentabilidade Empresarial da Bolsa de Valores de São Paulo (ISE-Bovespa) e passamos a integrar o índice de sustentabilidade da Morgan Stanley Capital International (MSCI), que reconhece empresas com excelente desempenho nas áreas social, ambiental e de governança corporativa. Para nós, a conquista do selo MSCI representa mais um marco na trajetória da Copel rumo à sustentabilidade. Na Companhia Paranaense de Energia, sustentabilidade não é apenas um modo de fazer, mas é principalmente uma visão de futuro que a empresa busca levar aos dez estados brasileiros onde está presente.

Em dezembro de 2015, considerando a Copel Holding, Copel Distribuição, Copel Geração e Transmissão, Copel Telecomunicações, Copel Participações e Copel Renováveis, os 8.628 empregados do quadro próprio estão distribuídos em quatro carreiras: profissional de nível médio (4.931 empregados, dos quais 124 ocupam cargo gerencial), profissional técnico de nível médio (2.073 empregados, dos quais 28 ocupam cargo gerencial), profissional de nível superior (1.488 empregados, dos quais 367 ocupam cargo gerencial) e operacional (136 empregados, dos quais 1 ocupa cargo gerencial). Do total de empregados, 520 ocupam cargo gerencial conforme item 14.1 a. Prêmios e certificações Os prêmios conquistados e a qualidade dos serviços refletem o empenho da Copel na busca pela satisfação e pelo conforto de seus clientes. Dentre os principais prêmios e certificados conquistados, em 2015, destacam-se:

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Copel e seus Acionistas A Copel mantém canal de comunicação efetivo com Acionistas, os quais ao final de 2015 somavam 24.879 participantes do capital social da Copel, bem como com Investidores, Profissionais do Mercado de Capitais para disponibilização dos comunicados e relatórios da Companhia.

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6.5 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperaçãojudicial ou extrajudicial

Não houve pedido de falência, desde que fundado em valor relevante, ou de recuperação judicial ou extrajudicial do emissor.

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Não há informações relevantes para este item.

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7.1 - Descrição das principais atividades do emissor e suas controladas

A Companhia Paranaense de Energia – Copel, criada em outubro de 1954, 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, e nas bolsas de valores dos Estados Unidos da América e da Espanha. É uma sociedade de economia mista, controlada pelo Governo do Estado do Paraná, destinada, através de suas subsidiárias, a pesquisar, estudar, planejar, construir e explorar a produção, transformação, transporte, distribuição e comercialização de energia, em qualquer de suas formas, principalmente a elétrica, sendo esta atividade regulamentada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME. 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.

Além disso, a Copel está alinhada as políticas públicas, desempenhando seu papel social em parceria com os Governos Federal, Estadual e Municipal e com órgãos correlatos, promove diversos programas integrados para tornar a energia acessível a todos, por exemplo: Tarifa Social de Energia Elétrica (TSEE) oferece descontos às famílias inscritas no Cadastro Único dos Programas Sociais do Governo Federal, Programa Luz Fraterna, do Governo do Estado do Paraná realiza o pagamento das faturas dos consumidores inscritos na Tarifa Social de Energia Elétrica, Programa Tarifa de Irrigação Noturna e o Programa Tarifa Rural Noturna incentivam o aumento da produtividade agrícola mediante desconto de 60% a 70% na tarifa de energia elétrica.

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7.2 - Informações sobre segmentos operacionais

a. produtos e serviços comercializados

1. Geração Em 31 de dezembro de 2015, nós operamos e vendemos energia de dezoito (18) usinas hidrelétricas, doze (12) usinas eólicas e uma termelétrica, com capacidade instalada total de 5.032,2 MW. Em 7 de julho de 2015, no vencimento do contrato de concessão de três de nossas usinas hidrelétricas (Capivari Cachoeira, Mourão e Chopim I), deixamos de vender a energia produzida por estas usinas, porém continuamos operando e mantendo-as até que o vencedor do processo de licitação 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 de 2015 somava 5.638,2 MW. Produzimos eletricidade quase exclusivamente através de nossas usinas hidrelétricas. Nossa energia assegurada totalizou 2.207,4 MW médios em 2015. Nossa geração varia de ano a ano em razão de condições hidrológicas e outros fatores. Geramos 25.650 GWh em 2015, 24.605 GWh em 2014, 24.420 GWh em 2013, 18.181 GWh em 2012 e 25.789 GWh em 2011.

A geração de energia elétrica em nossas usinas é supervisionada e coordenada por nosso Centro de Operação da Geração, em Curitiba

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Para cumprir com importantes diretrizes estratégicas e de sustentabilidade estabelecidas para o negócio de geração, tem como sua principal finalidade aumentar a participação de fontes alternativas renováveis de energia na matriz energética de forma rentável e sustentável. Em 2015 foram concluídas as construções de 15 parques eólicos, — sendo que 4 aguardam a conclusão das obras de transmissão — e estão em construção outros 13, os quais já acrescentaram 330,5 MW e que acrescentarão outros 331,9 MW de capacidade instalada de energia eólica no período de 2017 a 2019. A composição do parque gerador por fonte é a seguir:

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Ao final do exercício, a Companhia está concentrando esforços na construção de 19 usinas, e que adicionarão 789,8 MW de capacidade e 385,6 MW médios de Garantia Física ao parque gerador da Companhia, conforme quadro:

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Foram investidos R$ 2,3 bilhões nestes empreendimentos de geração até 31.12.2015, sendo R$ 1,9 bilhão até 31.12.2014. Do total, R$ 2,2 bilhões referem-se ao incremento de ativo imobilizado em curso das usinas próprias e em consórcio e R$ 83,0 milhões se referem a aportes de capital nas empresas em que há participação da Companhia. No segmento de geração de energia elétrica, destacamos também: • Repactuação do Risco Hidrológico: Em 23.12.2015, a Copel Geração e Transmissão e a Centrais

Elétricas do Rio Jordão protocolaram pedido de repactuação do risco hidrológico no ACR das usinas Mauá, Foz do Areia, Santa Clara e Fundão, o qual foi anuído através dos Despachos nº 84/2016 e 43/2016, respectivamente. De acordo com o Termo de Repactuação e em decorrência de sua retroatividade, as controladas adquiriram o direito de recuperar parcialmente o custo com o GSF de 2015, no montante de R$ 33,55 por MW médio para a classe do produto SP100 referente ao prêmio de risco por elas contratado. • Usina Hidrelétrica Colíder: A usina localizada no Rio Teles Pires, entre os municípios de Nova Canaã do Norte e Itaúba, no Mato Grosso, teve as obras iniciadas em 2011 e deve absorver R$ 2,1 bilhões em investimentos. Em 2015 iniciaram-se os trabalhos de supressão da vegetação na área do futuro reservatório e 90% das obras já foram concluídas. Também iniciou-se as obras da linha de transmissão que vai ligar a usina à subestação Cláudia. A nova linha de transmissão terá 63 quilômetros de extensão e vai passar por Nova Canaã do Norte, Itaúba e Cláudia O empreendimento terá 300 MW de

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capacidade instalada, com previsão de entrar em operação comercial no início de 2017. A Copel Geração e Transmissão conquistou a concessão para implantação e exploração da usina por 35 anos no leilão de energia realizado pela Aneel em 30.07.2010. • Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu: Com participação de 30% no empreendimento, a Companhia estima investir R$ 592,4 milhões. Em março de 2015, foi publicada decisão autorizando a retomada das obras que haviam sido paralisadas em função da suspensão da Licença de Instalação do empreendimento pelo Tribunal Regional Federal da 4ª região. No entanto, o Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade - ICMBio impôs condicionantes adicionais ao licenciamento ambiental que impedem a retomada imediata da obra. O consórcio empreendedor encaminhou ao Instituto Ambiental do Paraná - IAP as informações necessárias para o atendimento de tais condicionantes e, em agosto de 2015, a licença foi emitida. Com a licença do IAP, o consórcio está tomando providências para que as obras sejam retomadas em sua plenitude o mais breve possível. Em decorrência de ato do poder público, caso fortuito e de força maior, a Aneel, através do Despacho n° 130 de 19.01.2016, reconheceu, a favor do Cebi, excludência de responsabilidade pelo atraso na implantação do empreendimento de um período correspondente a 626 dias, recomendando ao MME a prorrogação do prazo da outorga e determinando à CCEE que promova a postergação do início do período de suprimento dos CCEARs pelo período do excludente de responsabilidade reconhecido. A usina terá capacidade instalada de 350,2 MW com participação de 30% da Copel Geração e Transmissão em parceria com a Geração Céu Azul S.A. • Usina Hidrelétrica São Jerônimo: O projeto compreende o futuro aproveitamento hidrelétrico

São Jerônimo, com potência instalada prevista de 331 MW, localizado no rio Tibagi, no Estado do Paraná. A implantação do empreendimento terá como base a concessão de uso do bem público constante do Edital de Leilão Aneel 02/2001 e que está adjudicada ao Consórcio São Jerônimo, no qual a Copel possui 41,2% de participação. Para o início das obras é necessária a autorização do Congresso Nacional, em conformidade com o artigo 231, parágrafo 3º, da Constituição Federal, visto que o reservatório da usina atinge áreas indígenas. • Modernização da Usina Termelétrica de Figueira: A Companhia iniciou os trabalhos de modernização em 2015, visando aumentar sua eficiência e reduzir a emissão de gases e partículas resultantes da queima do carvão. A usina possui 20 MW de capacidade instalada e a modernização tem previsão de conclusão para setembro de 2016 a qual resultou até 31.12.2015 em R$ 55,6 milhões de investimentos. 2. Transmissão O segmento tem como principal atribuição prover os serviços de transporte e transformação da energia elétrica, sendo responsável pela construção, operação e manutenção de subestações, bem como pelas linhas destinadas à transmissão de energia. A Companhia detém propriedade integral e participa de concessões de transmissão em operação, correspondente a 3.772,1 km de linhas de transmissão e 38 subestações da rede básica com potência de transformação da ordem de 14.102 MVA. Maiores informações na NE 2.2.

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As concessões de transmissão em operação em 31.12.2015 estão gerando uma Receita Anual Permitida –RAP à Companhia de R$ 271,5 milhões, proporcional a sua participação nos empreendimentos. Ao final do exercício, a Companhia está concentrando esforços na construção de 10 empreendimentos, que adicionarão 4.329,6 km de extensão e 1.800 MVA de capacidade de transformação ao conjunto de linhas e subestações de transmissão próprios e em parceria, conforme quadro a seguir:

Obras autorizadas pela Aneel Em janeiro de 2015, entrou em operação um novo banco de capacitores em 230 kV – 50 Mvar na subestação Guaíra, Em 29.03.2015, entrou em operação o segundo circuito da linha de transmissão em 230 kV que interliga as subestações Foz do Chopim e Salto Osório, situadas nos municípios de Quedas do Iguaçu e São Jorge D’Oeste respectivamente. Já em 28.06.2015, foi concluído o

segundo circuito da linha de transmissão em 230 kV entre as subestações Londrina e Figueira, Em 28.06.2015 entrou em operação a SPE Marumbi Transmissora de Energia. Em 25.01.2016 iniciou-se a operação da nova subestação de energia em Paraguaçu Paulista, na região sudoeste de São Paulo.

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Grandes obras e novas concessões Começaram a ser construídas a subestação Curitiba Norte 230 kV, na região metropolitana de Curitiba, e a linha de transmissão com 31,7 km de extensão, Nesse ano, também foi emitida licença de instalação para um trecho da linha de transmissão Araraquara 2. A Companhia trabalha ainda na implantação dos seguintes projetos: • Subestação Realeza Sul, que será construída na região Sudoeste do PR e vai operar na tensão de 230 kV. • Linha de transmissão 500 kV com 123 km de extensão que irá conectar as subestações Londrina e Assis, no Estado de São Paulo • Ampliações nas subestações Bateias e Guaíra Em novembro de 2015, a Companhia arrematou o lote E no leilão de transmissão Aneel nº 005/2015. • Linha de transmissão Uberaba — Centro, com 8 km de linha subterrânea, além da subestação Curitiba Centro, na capital do Paraná; • Linha de transmissão de 142 km a ser construída a partir da subestação Curitiba Leste, em São José dos Pinhais até a subestação Blumenau no Estado de Santa Catarina; • Subestação Medianeira mais seccionamento de linha existente Cascavel — Foz do Iguaçu Norte; • Linha de transmissão Baixo Iguaçu — Realeza, com 38 km de extensão e com objetivo de escoamento da energia da nova UHE Baixo Iguaçu. • Subestação Andirá Leste mais seccionamento de linha existente Assis — Salto Grande. 3. Distribuição A Copel Distribuição tem como principais atividades prover, operar e manter a infraestrutura, bem como prestar serviços correlatos descritos no Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 46/1999, firmado em 24.06.1999 e prorrogado em 09.12.2015 pelo Decreto nº 8.461, prevendo indicadores de eficiência que deverão ser observados pela concessionária pelo período de 5 (cinco) anos contados de 1º de janeiro de 2016. Essas atividades visam ao atendimento dos mais de 4,4 milhões de consumidores de energia, em 1.113 localidades pertencentes a 394 municípios do Paraná e um em Santa Catarina, Porto União. Os municípios de Guarapuava e Coronel Vivida são atendidos parcialmente. Além de operar e manter as instalações nos níveis de tensão até 34,5 kV, a Copel Distribuição também opera nas instalações de níveis de tensão 69 e 138 kV. Em 2015, foram conectadas novas subestações e linhas em alta tensão para reforçar o sistema elétrico de distribuição, melhorando a qualidade e aumentando a disponibilidade de energia aos consumidores. As obras de novas subestações concluídas são:

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

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

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• Qualidade de Fornecimento O resultado dos indicadores DEC e FEC da Copel Distribuição apresentou melhoria na quantidade e na duração das interrupções para o ano de 2015 em comparação com o ano anterior, resultado do incremento de manutenções periódicas, inspeções preventivas, obras de desempenho e expansão, apresentado no gráfico a seguir:

• Mercado de energia O gráfico a seguir apresenta o comportamento em energia vendida no mercado cativo por classe de consumo:

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A tabela apresenta o comportamento do mercado cativo classe de consumo em número de consumidores:

Os gráficos apresentam a participação do mercado cativo por classe, em relação ao consumo de energia e número de consumidores:

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• Mercado Fio (USD)

• Revisão Tarifária Extraordinária – RTE Em 23.01.2015 a Copel Distribuição solicitou a RTE das tarifas de fornecimento de energia elétrica. Em 27.02.2015, a Aneel deliberou a RTE de 58 concessionárias de distribuição. Conforme Resolução Homologatória nº 1.858/2015, o efeito tarifário médio percebido pelo consumidor da Copel Distribuição foi de 36,37% aplicado a partir de 02.03.2015. O reajuste tarifário médio da Copel Distribuição aprovado pela Aneel foi de 36,79% a partir de 02.03.2015, sendo 22,14% relacionado à quota de CDE e 14,65% ao reposicionamento dos custos com aquisição de energia. 4. Telecomunicações A Copel Telecomunicações presta serviços de telecomunicações e de comunicações em geral, na modalidade Serviço de Comunicação Multimídia - SCM, elaborando estudos e projetos focados no atendimento das necessidades da Companhia e o mercado em geral. A exploração de tais serviços se dá por prazo indeterminado, sem caráter de exclusividade, em nível nacional. Em 2015, a rede óptica totalizou 28.110 km de cabos ópticos, com um crescimento de 10,5 % em relação ao 2014, sendo 9.868 km interurbanos e 18.242 km urbano. Os cabos interurbanos proporcionam o atendimento com serviços corporativos para 5 mil clientes em 399 municípios do Paraná, dois em Santa Catarina, um no Mato Grosso e quatro em São Paulo e com serviços de banda larga em 51 municípios do Paraná. A área de cobertura com serviços de banda larga abrange 700 mil home passed (domicílios com cobertura) e 43.023 clientes, com um crescimento, respectivamente, de 15,5 % e 73,7 % em relação à 2014. 5. Participações A Copel tem participação societária e associação com empresas, consórcios e outras instituições, que atuam em diversos setores além da área de energia.

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Outros setores:

Setor EmpreendimentoParticipação da

Copel

Gás Companhia Paranaense de Gás - Compagas S.A. 51%

Telecomunicações Sercomtel S.A. Telecomunicações 45%

Saneamento Dominó Holdings S.A. 45%

Serviços Escoelectric Ltda. 40%

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

Exploração de Carvão Carbocampel S.A. 49%

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b. receita proveniente do segmento

Receita Liquida

2015 % 2014 % 2013 %

CONSOLIDADO 14.728.131,00 100% 13.918.517,00 100% 9.180.214,00 100%

GET 4.765.584,00 32% 5.344.002,00 38% 3.044.399,00 33%

DIS 9.580.830,00 65% 8.347.036,00 60% 5.961.575,00 65%

TEL 272.247,00 2% 213.163,00 2% 187.792,00 2%

GAS 1.390.786,00 9% 1.748.045,00 13% 423.014,00 5%

ELIMINAÇÕES -1.281.316,00 -9% -1.733.732,00 -12% -436.566,00 -5%

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c. lucro ou prejuízo resultante do seguimento.

Lucro/Prejuízo

2015 % 2014 % 2013 %

CONSOLIDADO 1.265.551,00 100% 1.335.615,00 100% 1.101.435,00 100%

GET 1.114.495,00 88% 904.090,00 68% 1.078.997,00 98%

DIS 206.054,00 16% 437.864,00 33% -78.509,00 -7%

TEL 54.644,00 4% 58.584,00 4% 47.732,00 4%

GAS 23.068,00 2% 60.366,00 5% 18.485,00 2%

HOL -132.723,00 -10% -125.287,00 -9% 1.071.696,00 97%

ELIMINAÇÕES 13,00 0% -2,00 0% -1.036.966,00 -94%

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7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais

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.

a. ��

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, Centrais Eólicas do Paraná, Costa Oeste, Marumbi, Sul Brasileira, Cutia, Integração Maranhense, Matrinchã,Caiuá e Guaraciaba;

b. características do processo de distribuição

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;

c. características dos mercados de atuação

telecomunicações (TEL) - tem como atribuição a prestação de serviços de telecomunicações e de comunicações em geral. Atua por intermédio da Copel Telecomunicações;

gás - tem como atribuição a exploração do serviço público de distribuição de gás natural canalizado. Atua por intermédio da Compagas; e

holding (HOL) - Tem como atribuição a participação em outras empresas. Atua por intermédio da Copel e da Dominó Holdings.

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d. eventual sazonalidade

Risco de déficit de energia elétrica, decorrente de condições climáticas desfavoráveis quanto à ocorrência de chuvas, dado que a matriz energética brasileira está baseada em fontes hídricas.

Períodos de estiagem prolongada influenciam o volume de água em estoque nos reservatórios das usinas que, em níveis críticos, elevam o risco de desabastecimento de energia. Neste cenário, eventuais impactos no consumo de energia elétrica podem ocasionar perdas em razão da redução de receitas.

As principais bacias hidrográficas do país, onde estão localizados os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste tem enfrentado situações climáticas adversas nos últimos anos, levando os órgãos responsáveis pelo setor a adotarem medidas de otimização dos recursos hídricos para garantir o pleno atendimento à carga. Desta forma, em relação ao risco no curto prazo, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE tem apontado equilíbrio entre demanda e oferta de energia, mantendo os índices dentro margem de segurança.O mesmo posicionamento é adotado pelo ONS em relação ao risco de déficit no médio prazo, conforme apresentado no PEN 2015 - Plano da Operação Energética 2015-2019.

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e. principais insumos e matérias primas

A Companhia possui como principal matéria prima de sua matriz energética os recursos hídricos utilizados nos aproveitamentos hidrelétricos no qual possui concessão dos órgãos reguladores.

Dentro de sua matriz energética há outras fontes de energia como:

• Vento

A energia eólica é muito vantajosa, tanto para quem gera, como para quem consome. Isso porque o vento é uma fonte natural e renovável de energia, adequada para a geração elétrica em grande escala.

Além disso usinas eólicas são inofensivas ao meio ambiente. Usinas eólicas podem compartilhar terra com pastagens e agricultura, dispensando desapropriações ou deslocamento de populações. A sua implantação é modular e mais rápida do que a de usinas convencionais. Cerca de 85% do custo instalado se refere à produção de turbinas em escala industrial.

Com tais características, as usinas eólicas potencializam a fixação de indústrias, tecnologia e geração de empregos em fabricação, operação e manutenção, na cidade e no campo.

• Carvão Mineral e Gás Natural

Na termoeletricidade, a energia mecânica necessária para girar o eixo do gerador de energia elétrica é obtida com a queima de combustíveis, isto é, pela transformação da energia química em energia mecânica, através de processos de queima específicos para cada tipo de combustível.

As instalações físicas utilizadas são denominadas de usinas termoelétricas, e são semelhantes a outras indústrias de processos, sendo suas dimensões definidas em função da potência e tecnologias adotadas.

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A Demonstração do Resultado a seguir apresenta os valores de Matérias primas e insumos distribuídos por segmento:

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7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total

Nos exercícios de 2013, 2014 e 2015, não existem clientes que sejam responsáveis por mais de 10% da receita líquida total do emissor.

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7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades

Histórico da Legislação do Setor

A Constituição brasileira prevê que o desenvolvimento, o uso e a venda de eletricidade podem ser realizados diretamente pelo Governo Federal ou indiretamente através da outorga de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, o setor elétrico brasileiro tem sido dominado por concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo Governo Federal ou pelos governos estaduais. Desde 1995, o governo brasileiro tem tomado uma série de medidas para reformar o setor elétrico brasileiro. Em linhas gerais, o objetivo dessas medidas tem sido aumentar o papel do investimento privado no setor elétrico e eliminar as barreiras existentes ao investimento estrangeiro, aumentando assim a concorrência e a produtividade no setor.

Abaixo segue resumo dos principais eventos relativos a mudanças 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 Eletrobrás 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: (i) a criação do ONS; (ii) a separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia; e (iii) a nomeação do BNDES como agente financiador do setor elétrico, especialmente para apoiar novos projetos de geração.

· Em 2001, o Brasil sofreu uma séria crise energética que perdurou até o fim de fevereiro de 2002. Durante esse período, o governo brasileiro implementou um programa de racionamento do consumo de energia nas regiões mais adversamente afetadas, ou seja, o Sudeste, o Centro-Oeste e o Nordeste do Brasil. Em abril de 2002, o governo brasileiro estabeleceu um reajuste tarifário extraordinário para compensar as perdas sofridas pelos fornecedores de energia em razão do período de racionamento.

· Em 2004, o governo brasileiro promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em um esforço para novamente reestruturar o setor elétrico com o objetivo de proporcionar aos consumidores um fornecimento de eletricidade estável a preços razoáveis.

Em 2012, o governo brasileiro promulgou duas Medidas Provisórias que trouxeram mudanças importantes para a estrutura regulatória do setor elétrico brasileiro: (i) Medida Provisória nº 577, de 29 de agosto de 2012 (recentemente convertida na Lei nº 12.767, de 27 de dezembro de 2012); e (ii) Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012 (recentemente convertida na Lei de Renovação de Concessões de 2013). A Medida Provisória nº 577 estabeleceu a obrigação do poder concedente de prestar serviços de eletricidade caso uma concessão termine, bem como as novas regras de intervenção pelo poder concedente em concessões de eletricidade para garantir um desempenho adequado dos serviços de utilidade pública. A Lei de Renovação de Concessões de 2013 estabeleceu novas regras que mudaram a capacidade das concessionárias de renovar contratos de concessão. De acordo com essa Lei, as concessionárias de distribuição e geração podem renovar seus contratos de concessão vigentes a partir de 1995 e as concessionárias de transmissão podem renovar seus contratos de concessão vigentes antes e a partir de 1995 por um período adicional de 30 anos, contanto que as concessionárias concordem em alterar os contratos de concessão para refletir o novo regime tarifário a ser estabelecido pela ANEEL.

a) Concessões

As companhias ou consórcios que desejam construir ou operar instalações de geração, transmissão ou distribuição de eletricidade no Brasil devem participar de licitações ou requerer ao MME ou à ANEEL uma concessão, permissão ou autorização, conforme o caso. As concessões dão direito a gerar, transmitir ou distribuir eletricidade dentro de área de concessão

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específica por período determinado. Esse período é de 35 anos para concessões de geração outorgadas após 2003 e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. De acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013, as concessionárias de geração e distribuição podem renovar seus contratos de concessão vigentes a partir de 1995 e as concessionárias de transmissão podem renovar seus contratos de concessão vigentes antes e a partir de 1995 por um período adicional de 30 anos, contanto que as concessionárias concordem em alterar os contratos de concessão para refletir os novos termos e condições estabelecidos pela lei. A Lei de Renovação de Concessões de 2013 não afeta as concessões de geração outorgadas após 2003, pois não são renováveis.

A Lei de Renovação de Concessões estabelece, entre outras disposições, as condições que a concessionária deve observar na prestação de serviços de eletricidade, os direitos do consumidor e os direitos e as obrigações da concessionária e do poder concedente. A concessionária deve cumprir, além da Lei de Renovação de Concessões, os regulamentos gerais que regem o setor elétrico. As principais disposições da Lei de Renovação de Concessões e dos regulamentos associados da ANEEL são resumidas abaixo:

Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a todos os consumidores sob sua concessão e deve manter certos padrões relativos a regularidade, continuidade, eficiência, segurança e acessibilidade.

Uso de terra. A concessionária pode usar terras públicas ou requerer que o poder concedente desaproprie terras particulares necessárias em benefício da concessionária. Nesse último caso, a concessionária deve indenizar os proprietários particulares afetados.

Responsabilidade objetiva. A concessionária é objetivamente responsável por todos os danos resultantes da prestação de seus serviços.

Mudanças no controle acionário. O poder concedente precisa aprovar qualquer mudança direta ou indireta no controle acionário da concessionária.

Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente pode intervir na concessão, por meio da ANEEL, para garantir a prestação adequada dos serviços, assim como o pleno cumprimento das disposições contratuais e regulamentares aplicáveis. Uma vez que a ANEEL determine a intervenção, limitada a um ano, mas prorrogável por mais dois anos, o poder concedente deverá nomear um terceiro para administrar a concessão. Dentro de 30 dias da determinação da intervenção, o representante do poder concedente deve dar início ao 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 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

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transitada em julgado em ação impetrada pela concessionária. Quando um contrato de concessão é extinto, todos os ativos, direitos e privilégios relacionados de modo relevante com a prestação dos serviços de eletricidade são revertidos para o governo brasileiro. Em razão da extinção, a concessionária faz jus a indenização por seus investimentos em ativos não totalmente amortizados ou depreciados, deduzidos todos os montantes referentes a multas e danos devidos pela concessionária.

Vencimento. Quando vence o prazo da concessão, todos os ativos, direitos e privilégios relacionados de modo relevante com a prestação dos serviços de eletricidade são revertidos para o governo brasileiro. Ao término da concessão, a concessionária faz jus a indenização por seus investimentos em ativos não totalmente amortizados ou depreciados no momento do vencimento.

Penalidades. Os regulamentos da ANEEL regem a imposição de sanções contra participantes do setor elétrico e determinam as penalidades apropriadas com base na natureza e importância da infração (incluindo avisos, multas, suspensão temporária do direito de participar de licitações de novas concessões, de licenças e de autorizações e declaração de caducidade). Para cada infração, as multas podem ser de até 2% da receita da concessionária (líquida de ICMS e ISS) no período de 12 meses anterior à notificação da penalidade. Algumas infrações que podem resultar em multas dizem respeito à omissão do agente em requerer a aprovação da ANEEL para certos atos, incluindo: (i) assinatura de certos contratos entre partes relacionadas; (ii) venda ou cessão dos ativos relacionados a serviços prestados, assim como constituição de qualquer ônus (incluindo garantia, fiança, aval, penhor e hipoteca) sobre eles ou quaisquer outros ativos relacionados à concessão ou às receitas dos serviços de eletricidade; (iii) mudanças no controle acionário do detentor da autorização ou concessão; e (iv) certas mudanças no estatuto social. No caso de contratos entre partes relacionadas submetidos à aprovação da ANEEL, a ANEEL pode buscar impor restrições aos termos e condições desses contratos e, em circunstâncias extremas, exigir que o contrato seja rescindido.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu mudanças relevantes na regulamentação do setor elétrico, com vistas a (i) fornecer incentivos para que entidades públicas e privadas construam e mantenham empreendimentos de geração e (ii) garantir o fornecimento de energia no Brasil a baixas tarifas por meio de processo de licitação pública de eletricidade. Os principais pontos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:

A garantia de existência de dois mercados: (i) o mercado regulado, um mercado mais estável em termos de oferta de energia; e (ii) um mercado destinado especificamente a certos participantes (consumidores livres e empresas de comercialização, por exemplo), chamado de mercado livre, que permite certo grau de competição em relação ao mercado regulado.

Restrições a determinadas atividades de distribuição, incluindo a exigência de que os distribuidores se concentrem em seu core business de atividades de distribuição para oferecer serviços mais eficientes e confiáveis aos consumidores cativos.

Extinção do auto-suprimento (self-dealing) por meio de incentivo para os distribuidores à compra de eletricidade pelos menores preços disponíveis em vez da compra de eletricidade fornecida por partes relacionadas.

Respeito aos contratos firmados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, para assegurar estabilidade regulamentar às transações realizadas antes de sua promulgação.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Plano Nacional de Privatização, que foi criado pelo governo brasileiro em 1990 para promover a privatização de companhias estatais.

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Para concessionárias de instalações de geração existentes, a Lei de Renovação de Concessões de 2013 altera a natureza dos contratos de concessão. Anteriormente, uma concessionária de geração detinha o direito de vender a energia gerada pelas instalações sob a sua concessão para obter lucro. Por outro lado, as concessões de geração para as instalações de geração existentes (inclusive aquelas renovadas de acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013) não concederão às concessionárias o direito de vender a energia gerada por essas instalações. Em vez disso, essas concessões somente abrangerão a operação e a manutenção das instalações de geração. A energia gerada por essas instalações será alocada pelo governo federal brasileiro em cotas para o mercado regulado, para ser adquirida por concessionárias de distribuição. Para novas instalações de geração, a concessionária terá o direito de vender a energia produzida pela instalação.

Ambiente Paralelo de Comercialização de Energia Elétrica

Sob a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a compra e venda de eletricidade são realizadas em dois segmentos distintos: (i) o mercado regulado, no qual ocorrerá a compra pelas concessionárias de distribuição de toda a energia necessária ao suprimento de seus clientes por meio de leilões e (ii) o mercado livre, no qual se dará a compra de eletricidade por entidades não reguladas (como consumidores livres e comercializadores de energia).

No entanto, a eletricidade proveniente de (i) projetos de geração de baixa capacidade localizados próximos aos pontos de consumo (como certas usinas de co-geração e pequenas centrais hidrelétricas), (ii) usinas registradas no Proinfa, uma iniciativa do governo brasileiro para criar incentivos ao desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como energia eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, (iii) Itaipu, (iv) Angra 1 e 2 a partir de 2013 e (v) os contratos de concessão de geração prorrogados ou sujeitos a nova licitação de acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013 está sujeita a regras específicas diferentes das regras aplicadas ao mercado regulado e ao mercado livre.

A eletricidade gerada por Itaipu continuará a ser vendida pela Eletrobras às concessionárias de distribuição que operam nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Sistema Interligado de Transmissão. As tarifas de comercialização da eletricidade gerada em Itaipu são expressas em dólares americanos e estabelecidas de acordo com um tratado entre o Brasil e o Paraguai. Assim, as tarifas de Itaipu aumentam ou diminuem conforme a variação da taxa de câmbio entre o real e o dólar. As variações no preço da energia gerada em Itaipu, entretanto, estão sujeitas ao mecanismo de recuperação de custos da Parcela A discutido abaixo em “Tarifas de Distribuição”.

A partir de janeiro de 2013, a energia gerada pelas usinas nucleares Angra 1 e 2 será vendida pela Eletronuclear à concessionárias de distribuição por tarifa a ser calculada pela ANEEL.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não afeta contratos bilaterais celebrados antes de 2004.

O Mercado Regulado (o “Pool”)

No mercado regulado, as concessionárias de distribuição devem comprar a demanda projetada de energia para seus consumidores cativos por meio de licitações públicas no mercado regulado. Os leilões são administrados pela ANEEL, diretamente ou por meio da CCEE, sob certas diretrizes emitidas pelo MME.

As compras de eletricidade são realizadas mediante dois tipos de contratos bilaterais: Contratos de Quantidade de Energia e Contratos de Disponibilidade de Energia. Num Contrato de Quantidade de Energia, o gerador compromete-se a suprir determinado montante de eletricidade e assume o risco de o suprimento de eletricidade ser afetado adversamente por condições hidrológicas e níveis baixos em reservatórios, entre outras condições que possam interromper o suprimento de energia, caso em que o gerador deverá adquirir essa energia de

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outras fontes para cumprir suas obrigações de suprimento. Num Contrato de Disponibilidade de Energia, o gerador compromete-se a disponibilizar certa capacidade ao mercado regulado. Nesse caso, a receita do gerador é garantida, e os distribuidores correm o risco de escassez no suprimento.

A estimativa de demanda dos distribuidores é o principal fator da determinação do volume de eletricidade que o sistema como um todo contratará. Os distribuidores são obrigados a adquirir 100% de suas necessidades de eletricidade projetadas. Discrepâncias entre a demanda efetiva e a demanda projetada podem resultar em penalidades aos distribuidores. No caso de subcontratação, os distribuidores são penalizados diretamente em valor que aumenta à medida que a diferença entre a demanda contratada e a demanda efetiva aumenta. Os distribuidores que subcontratam também devem pagar para suprir sua demanda comprando energia no mercado spot.

No caso de sob recontratação, quando o volume contratado fica entre 100% e 105% da demanda efetiva, os distribuidores não são penalizados e os custos adicionais são compensados por meio de aumentos nas tarifas aos consumidores. Quando o volume contratado é superior a 105% da demanda efetiva, os distribuidores devem vender energia no mercado spot. Se o preço contratual for mais baixo que o preço atual no mercado spot, os distribuidores vendem seu excesso de energia com lucro. Por outro lado, se o preço contratual for mais alto que o preço no mercado spot, os distribuidores vendem sua energia em excesso com prejuízo.

Quanto à outorga de novas concessões, os regulamentos recentemente promulgados exigem que as propostas submetidas nas licitações para novas instalações de geração hidrelétrica incluam, entre outros itens, a porcentagem mínima de eletricidade a ser fornecida em leilões no mercado regulado. Concessões para novos projetos de geração, como o de Mauá e Colíder, em nosso caso, não são renováveis, o que significa que em seu vencimento a concessionária deverá participar novamente de licitação.

O Mercado Livre

O mercado livre cobre transações entre concessionárias de geração, Produtores Independentes de Energia -PIEs, autogeradores, comercializadores de energia, exportadores e importadores de eletricidade e consumidores livres. O mercado livre também cobre contratos bilaterais existentes entre geradores e distribuidores assinados sob o modelo antigo do setor elétrico, até seu vencimento. Após o vencimento, esses contratos deverão ser realizados sob as diretrizes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.

Consumidores com direito a escolher seu fornecedor só podem fazê-lo após o vencimento de seus contratos com os distribuidores locais e com aviso prévio ou, no caso de contrato sem data de vencimento, com aviso prévio de 15 dias em relação à data em que o distribuidor deve informar o MME sobre sua demanda anual de eletricidade estimada. Nesse último caso, o contrato só será rescindido no ano seguinte. Após ter optado pelo mercado livre, o consumidor só pode retornar ao sistema regulado depois de fornecer aviso prévio de cinco anos ao distribuidor de sua região, mas o distribuidor pode reduzir esse prazo como lhe convier. Esse longo período de aviso visa assegurar que, se necessário, o distribuidor possa adquirir energia adicional em leilões no mercado regulado sem impor custos extras ao mercado cativo.

Os geradores privados podem vender energia diretamente a consumidores livres. Os geradores estatais podem vender eletricidade diretamente a consumidores livres, mas são obrigados a fazê-lo somente por meio de leilões privados realizados por eles exclusivamente para consumidores livres ou realizados pelos consumidores livres.

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Prorrogação das Concessões

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 (a “Lei de Renovação de Concessões de 2013”), que havia sido precedida por uma medida provisória que mudou significativamente as condições sob as quais as concessionárias são capazes de renovar contratos de concessão. De acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013, as concessionárias de geração, transmissão e distribuição podem renovar as concessões vigentes a partir de 1995 (e, no caso de instalações de geração, os contratos de concessão de geração celebrados antes de 2003) por um período adicional de 30 anos (ou 20 anos, no caso de usinas termelétricas), contanto que a concessionária concorde em alterar o contrato de concessão pra refletir uma série de novas condições. O objetivo desse novo regime é reduzir significativamente o custo da eletricidade paga pelos consumidores finais e aumentar a concorrência no setor de energia. De acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013, as concessionárias devem decidir 60 meses antes do final de cada prazo de concessão se irão alterar e renovar ou encerrar cada contrato de concessão ao final de seu respectivo prazo. Para contratos de concessão que vencem em 60 meses a partir de 12 de setembro de 2012, era necessário que as concessionárias adotassem uma decisão até 15 de outubro de 2012. Até agora, para os nossos contratos expirando dentro desse período, decidimos não renovar nossos contratos de geração e solicitar a renovação dos contratos de transmissão e distribuição.

Para concessionárias de instalações de usinas existentes, a Lei de Renovação de Concessões de 2013 altera a natureza desses contratos de concessão. Anteriormente, a concessionária de geração possuía o direito de vender a energia gerada pelas usinas sujeitas à concessão para obter lucro. Por outro lado, as concessões de geração para usinas de geração existentes (inclusive as concessões renovadas de acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013), não concederão às concessionárias o direito de vender a energia gerada por essas usinas. Em vez disso, essas concessões somente abrangerão a operação e manutenção das instalações de geração. A energia gerada por essas usinas será alocada pelo governo federal brasileiro em cotas para o mercado regulado, as quais serão adquiridas por concessionárias de distribuição. Em relação às novas instalações de geração, a concessionária ainda terá o direito de vender a energia produzida por elas. Além disso, para concessões de geração renovadas sob a Lei de Renovação de Concessões de 2013, o novo regime tarifário afeta significativamente o tratamento das quantias a serem investidas pelas concessionárias para melhorar e manter as usinas de geração. Adicionalmente, a Lei de Renovação de Concessões de 2013 exige a aprovação prévia da ANEEL para investimentos feitos pelas concessionárias de geração a fim de receber compensação, o 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 as margens das concessionárias de geração e que a ANEEL emita futuras regulamentações para concessões de geração sob a Lei de Renovação de Concessões de 2013. Não sabemos quais serão as consequências dessas regulamentações.

A Lei de Renovação de Concessões de 2013 afeta de forma mais modesta as concessões de distribuição e transmissão. A principal mudança é que as quantias investidas em projetos de modernização, reformas estruturais, equipamentos e contingências serão submetidas à aprovação prévia da ANEEL. No entanto, a Lei de Renovação de Concessões de 2013 não afeta a maneira pela qual as concessionárias de transmissão e distribuição podem recuperar as quantias investidas na infraestrutura de transmissão. A Lei de Renovação de Concessões de 2013 é aplicada a todos os contratos de distribuição, transmissão e geração 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

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provisões que nos permitem renovar essas concessões por 20 anos. De acordo com a Lei de Renovação de Concessões de 2013, para renovar tal contrato, teríamos que aceitar a aplicação do novo regime tarifário, sendo que o contrato de concessão seria então renovado por 30 anos, em vez de 20. Se optarmos por renovar um contrato de concessão contendo tal provisão, seríamos indenizados pelo governo brasileiro com recursos do Fundo RGR (ver 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

b) Regulação 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.

O infrator da legislação ambiental pode estar sujeito a sanções administrativas e penais e, em caso de dano ambiental, será obrigado a reparar os danos ambientais causados ou pagar indenização por eles à parte afetada. As sanções administrativas podem incluir multas significativas e a suspensão das atividades; as sanções penais podem incluir multas e, para pessoas físicas, incluindo diretores e empregados de empresas que cometam crimes ambientais, eventual pena de prisão.

Nossas instalações de geração, distribuição e transmissão de energia estão sujeitas a processos de licenciamento ambiental, que podem incluir a preparação de relatórios de impacto ambiental antes da construção dessas instalações. Depois da obtenção das licenças ambientais correspondentes, a manutenção dessas instalações continua sujeita à observância de certas exigências. Fomos uma das primeiras concessionárias de energia no Brasil a apresentar um relatório de impacto ambiental relativo à construção de uma usina elétrica (Usina de Segredo, 1987). A Usina de Salto Caxias (1995-1999) foi construída de acordo com um dos mais abrangentes programas de redução de impactos ambientais já implementados no Brasil.

Uma das principais foi a Lei Federal de Crimes Ambientais, vigente desde 1998, que estabelece um quadro geral de responsabilização por infrações a normas ambientais. Leis e regulamentos federais estabeleceram o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos e o Conselho Nacional de Recursos Hídricos para tratar das principais questões ambientais envolvendo o setor hidrelétrico e os usuários de recursos hídricos. Em 2000, o Governo Federal criou uma agência independente, a Agência Nacional de Águas, para regular e supervisionar o uso de recursos hídricos.

O Código Florestal Brasileiro e os regulamentos associados estabelecem regras de manutenção e aquisição de áreas afetadas por reservatórios de usinas hidrelétricas. Esses regulamentos podem resultar em custos maiores de manutenção, reflorestamento e desapropriação para as concessionárias do setor elétrico. Desenvolvemos ações de preservação em nossas usinas desde sua construção, como estabelecido no Código Florestal. Além disso, a legislação estadual estabelece auditoria ambiental obrigatória para empresas cujas atividades possam ter impacto sobre o meio ambiente no Estado.

c) Para o desenvolvimento das atividades somos dependentes de concessão: Geração: Para as concessões de geração, ficou estabelecida uma prorrogação de até 30 anos. A prorrogação foi facultada ao concessionário e sua adesão dependeu, além da aceitação de antecipação do termo original de sua concessão, também da aceitação expressa das seguintes condições: (i) remuneração por tarifa calculada pela Aneel para cada usina hidrelétrica; (ii) alocação de cotas de garantia física de energia e de potência da usina hidrelétrica às concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica doSIN, a

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ser definida pela agência reguladora, conforme regulamento do poder concedente; e (iii) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel. Transmissão: Para as concessões de transmissão, ficou estabelecida uma prorrogação de até 30 anos. A prorrogação foi facultada ao concessionário e sua adesão dependeu, além da aceitação de antecipação do termo original de sua concessão, também da aceitação expressa das seguintes condições: (i) receita fixada conforme critérios estabelecidos pela Aneel; e (ii) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel. Distribuição: Em 02.06.2015, publicou-se o Decreto nº 8.461, o qual regulamentou a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da Lei nº 12.783, de 11.01.2013. Por esse decreto, o MME pôde prorrogar as concessões de distribuição de energia elétrica por trinta anos, com vistas a atender aos seguintes critérios: I – Eficiência com relação à qualidade do serviço prestado; II – Eficiência com relação à gestão econômico-financeira; III – Racionalidade operacional e econômica; e IV – Modicidade tarifária. Em 09.11.2015, por Despacho do Ministro de Minas e Energia, foi deferido o requerimento para a prorrogação, sendo que no início de dezembro de 2015 foi assinado o quinto aditivo contratual que formalizou a prorrogação do Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 46/1999, até 07.07.2045.O quinto termo aditivo impõe condicionantes relacionadas a indicadores de qualidade do serviço e sustentabilidade econômico-financeira, os quais serão suportados por um programa de investimentos com foco em automação e novas tecnologias, pela aplicação integral dos reajustes tarifários aprovados pela Aneel, e pela implementação da estrutura de governança corporativa a ser definida pelo regulador, assegurando a blindagem e individualização da Copel Distribuição. A Companhia reitera o seu compromisso com a sustentabilidade econômica da concessão e com a continuidade dos investimentos respaldada em uma gestão de controle de custos, maximização da produtividade e melhoria da eficiência operacional.

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7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior

Nos últimos três exercícios sociais, o emissor não obteve receitas relevantes de outros países.

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7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades

Em função do emissor não obter receitas relevantes de outros países, não está sujeito à regulação desses países.

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7.8 - Políticas socioambientais

�� se o emissor divulga informações sociais e ambientais

Em atendimento à recomendação emitida pela BM&FBOVESPA, a Companhia informa e publica o Relatório de Sustentabilidade integrado com o Relatório Anual, o qual se encontra arquivado na CVM via IPE. O Relatório é composto de duas partes. A primeira dá uma visão geral sobre o nosso modelo de negócio, riscos aos quais estamos sujeitos e principais impactos que causamos no meio ambiente e nos públicos com quais interagimos por meio de nossas operações. A segunda parte demonstra o contexto e desempenho de cada um dos capitais, trazendo detalhes sobre os temas relevantes do negócio e nossa capacidade de gerar valor.

�� a metodologia seguida na elaboração dessas informações

A metodologia do relato segue as diretrizes da versão G4 da Global Reporting Initiative (GRI), na opção de adesão “essencial”, e abrange o conjunto de indicadores do suplemento setorial de energia elétrica.

�� se essas informações são auditadas ou revisadas por entidade independente

Todos os indicadores respondidos estão listados no Índice Remissivo, com indicação de asseguração externa da auditoria independente KPMG. G4-18, G4-32, G4-33

�� a página na rede mundial de computadores onde podem ser encontradas essas informações

Com relação ao Comunicado Externo 017/2011-DP de 23/12/2011 da BM&FBOVESPA, recomendando que as empresas listadas publiquem Relatório de Sustentabilidade ou documento similar, comunicamos que tais informações encontram-se disponíveis no site da companhia: No site: www.copel.com/ri , na seção Relatórios - relatórios anuais

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Não existem informações relevantes para este item.

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8.1 - Negócios extraordinários

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Nos últimos três exercícios sociais, não houve aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos negócios do emissor.

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8.2 - Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor

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Nos últimos três exercícios sociais, não houve alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor.

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8.3 - Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamenterelacionados com suas atividades operacionais

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Não se aplica para este item, outras informações que o emissor julgue relevantes.

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8.4 - Outras inf. Relev. - Negócios extraord.

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9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes - outros

Marcas e Patentes

A Copel obteve a concessão de uso da marca nominativa “COPEL” e respectivo logotipo, ambos

devidamente registrados no Instituto Nacional de Propriedade Industrial (“INPI’), cujos depósitos foram

efetuados em 17 de maio de 1973 e as concessões obtidas em 08 de fevereiro de 1983. Em 6 de outubro de 1992 foi concedida a prorrogação desses registros.

O Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC, órgão sem fins lucrativos, no qual a COPEL, juntamente com 5 associados, tem participação, efetuou pedidos de depósito de diversas patentes relativas às tecnologias utilizadas pela Companhia.

Subsidiárias Integrais

1. Copel Geração e Transmissão S.A.

A Companhia opera 30 usinas próprias e participa em outras 6 usinas, sendo 22 hidrelétricas, 12 eólicas e 2 termelétricas, com capacidade instalada total de 5.630,2 MW e Garantia Física de 2.622,0 MW médios, conforme quadro:

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A Companhia detém propriedade integral e participa de concessões de transmissão em operação, correspondente a 3.772,1 km de linhas de transmissão e 38 subestações da rede básica com potência de transformação da ordem de 14.102 MVA.

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1.1 Contratos de concessão com datas de vencimento

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.

a) Concessões de Geração

Para as concessões de geração, ficou estabelecida uma prorrogação de até 30 anos. A prorrogação foi facultada ao concessionário e sua adesão dependeu, além da aceitação de antecipação do termo original de sua concessão, também da aceitação expressa das seguintes condições: (i) remuneração por tarifa calculada pela Aneel para cada usina hidrelétrica; (ii) alocação de cotas de garantia física de energia e de potência da usina hidrelétrica às concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica do SIN, a ser definida pela agência reguladora, conforme regulamento do poder concedente; e (iii) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel. A Copel Geração e Transmissão, após conhecimento das condições de prorrogação, procedeu às análises possíveis, concluiu quanto a não viabilidade da prorrogação naquele momento das concessões de geração de suas quatro usinas vincendas entre 2014 e 2015: Rio dos Patos com 1,8 MW de

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capacidade instalada, Usina Governador Pedro Viriato Parigot de Souza com 260,0 MW, Mourão com 8,2 MW e Chopim I com 1,8 MW. Posteriormente, a MP n° 688/2015, entre outros assuntos, alterou as condições para a renovação da concessão destas usinas, que passaram a ser objeto de leilão, sendo disputadas através da maior bonificação de outorga a ser oferecido pelo concessionário vis à vis a menor receita requerida. Deste modo, em 25.11.2015, foi realizado o Leilão nº 12/2015, no qual as usinas de Mourão e Governador Pedro Viriato Parigot de Souza foram ofertadas. Após o certame, a Copel Geração e Transmissão sagrou-se vencedora no Lote B1, no qual foi licitada a UHE Governador Pedro Viriato Parigot de Souza, renovando assim a concessão da usina por mais 30 anos. Para a usina Mourão a Copel Geração e Transmissão não apresentou proposta. Quanto a usina de Chopim I, após o término da concessão, esta passou à condição de registro da Copel Geração e Transmissão, nos termos da Lei nº 12.783/2013. Rio dos Patos, por sua vez encontra-se submetida ao regime de cotas, introduzido pela mesma lei.

b) Concessões de Transmissão

Para as concessões de transmissão, ficou estabelecida uma prorrogação de até 30 anos. A prorrogação foi facultada ao concessionário e sua adesão dependeu, além da aceitação de antecipação do termo original de sua concessão, também da aceitação expressa das seguintes condições: (i) receita fixada conforme critérios estabelecidos pela Aneel; e (ii) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela Aneel.

A Copel Geração e Transmissão, após conhecimento das condições de prorrogação, procedeu às análises e avaliações, optando pela prorrogação do contrato de transmissão. Entretanto, a prorrogação desconsiderou uma série de investimentos feitos pelas concessionarias e que não foram ressarcidos pelo poder concedente. Deste modo, em 2013 foi publicada a Resolução Normativa nº 589, que estabeleceu o regramento para indenização dos investimentos ainda não amortizados e/ou depreciados existentes em 31.05.2000, chamados de RBSE e RPC.

Em 31.03.2015 a Copel Geração e Transmissão entregou à Aneel o laudo de avaliação para o ressarcimento destes investimentos, o qual aguarda validação por parte da agência para posterior pagamento por parte do Ministério de Minas e Energia - MME.

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2. Copel Distribuição

A Copel Distribuição opera e mantem as instalações nos níveis de tensão até 34,5 kV e também, nos níveis de tensão de 69 e 138 kV. Em 2015, foram conectadas novas subestações e linhas em alta tensão para reforçar o sistema elétrico de distribuição, melhorando a qualidade e aumentando a disponibilidade de energia aos consumidores. As obras de novas subestações concluídas são:

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

>> Linhas de Distribuição

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

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

Concessões de Distribuição

Em 02.06.2015, publicou-se o Decreto nº 8.461, o qual regulamentou a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da Lei nº 12.783, de 11.01.2013. Por esse decreto, o MME pôde prorrogar as concessões de distribuição de energia elétrica por trinta anos, com vistas a atender aos seguintes critérios:

I – Eficiência com relação à qualidade do serviço prestado;

II – Eficiência com relação à gestão econômico-financeira;

III – Racionalidade operacional e econômica; e

IV – Modicidade tarifária.

Em 09.11.2015, por Despacho do Ministro de Minas e Energia, foi deferido o requerimento para a prorrogação, sendo que no início de dezembro de 2015 foi assinado o quinto aditivo contratual que formalizou a prorrogação do Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 46/1999, até 07.07.2045.

O quinto termo aditivo impõe condicionantes relacionadas a indicadores de qualidade do serviço e sustentabilidade econômico-financeira, os quais serão suportados por um programa de investimentos com foco em automação e novas tecnologias, pela aplicação integral dos reajustes tarifários aprovados pela Aneel, e pela implementação da estrutura de governança corporativa a ser definida pelo regulador, assegurando a blindagem e individualização da Copel Distribuição.

A Companhia reitera o seu compromisso com a sustentabilidade econômica da concessão e com a continuidade dos investimentos respaldada em uma gestão de controle de custos, maximização da produtividade e melhoria da eficiência operacional.

3. Copel Telecomunicações

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A Copel Telecomunicações presta serviços de telecomunicações e de comunicações em geral, na modalidade Serviço de Comunicação Multimídia - SCM, elaborando estudos e projetos focados no atendimento das necessidades da Companhia e o mercado em geral. A exploração de tais serviços se dá por prazo indeterminado, sem caráter de exclusividade, em nível nacional. Em 2015, a rede óptica totalizou 28.110 km de cabos ópticos, com um crescimento de 10,5 % em relação ao 2014, sendo 9.868 km interurbanos e 18.242 km urbano. Os cabos interurbanos proporcionam o atendimento com serviços corporativos para 5 mil clientes em 399 municípios do Paraná, dois em Santa Catarina, um no Mato Grosso e quatro em São Paulo e com serviços de banda larga em 51 municípios do Paraná. A área de cobertura com serviços de banda larga abrange 700 mil home passed (domicílios com cobertura) e 43.023 clientes, com um crescimento, respectivamente, de 15,5 % e 73,7 % em relação à 2014.

4. Copel Renováveis

Para cumprir com importantes diretrizes estratégicas e de sustentabilidade estabelecidas para o negócio de geração, foi criada em 2013 a Copel Renováveis S.A. — que tem como sua principal finalidade aumentar a participação de fontes alternativas renováveis de energia na matriz energética de forma rentável e sustentável.

5. Copel Comercialização

Em 03.02.2016, foi alterada a denominação de Copel Participações S.A para Copel Comercialização S.A. e o objeto social principal foi alterado de controle e gestão de participações para comercialização de energia e prestação de serviços correlatos. Está sob controle da Copel Comercialização a participação da controlada em conjunto Dominó Holdings S.A. (detalhes no item 9.1.c)

Participações

A Copel tem participação societária e associação com empresas, consórcios e outras instituições, que atuam em diversos setores além da área de energia. As participações relevantes da Copel estão descritas no item 9.1.c deste formulário.

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UHE de Guaricana Brasil PR São José dos Pinhais Própria

UHE Governador Pedro Viriato Parigot de Souza Brasil PR Antonina Própria

UHE de Apucaraninha Brasil PR Tamarana Própria

UHE de Chaminé Brasil PR São José dos Pinhais Própria

UHE Governador Bento Munhoz da Rocha Neto Brasil PR Faxinal do Céu Própria

UHE Governador José Richa Brasil PR Capitão Leonidas Marques Própria

UHE Ney Amintas de Barros Braga Brasil PR Pinhão Própria

UHE Rio dos Patos Brasil PR Prudentópolis Própria

UHE Chopim I Brasil PR Tapejara do Oeste Própria

UHE Salto do Vau Brasil PR União da Vitória Própria

UHE Cavernoso Brasil PR Virmond Própria

UHE Derivação do Rio Jordão Brasil PR Pinhão Própria

UHE Mourão Brasil PR Campo Mourão Própria

UHE São Jorge Brasil PR Ponta Grossa Própria

UHE Marumbi Brasil PR Antonina Própria

EOL Nova Eurus IV Brasil RN Touros Arrendada

EOL Santa Maria Brasil CE Maracanaú Arrendada

EOL Santa Helena Brasil CE Maracanaú Arrendada

EOL Nova Asa Branca III Brasil RN Parazinho Arrendada

Polo Campo Comprido Brasil PR Curitiba Própria

EOL Nova Asa Branca I Brasil RN São Miguel do Gostoso Arrendada

EOL Nova Asa Branca II Brasil RN Parazinho Arrendada

EOL Santo Uriel Brasil RN João Câmara Arrendada

Edifício Sede Brasil PR Curitiba Própria

Polo Atuba Brasil PR Curitiba Própria

Polo Padre Agostinho Brasil PR Curitiba Própria

EOL São Bento do Norte Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL Olho D´água Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL Boa Vista Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL Farol Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.a - Ativos imobilizados

Descrição do bem do ativo imobilizado País de localização UF de localização Município de localização Tipo de propriedade

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EOL Jangada Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL Palmas Brasil PR Palmas Arrendada

EOL Paraíso dos Ventos do Nordeste Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

GE Maria Helena Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL Esperança do Nordeste Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL Guajiru Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL Potiguar Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL São Miguel I Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL São Miguel II Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL São Miguel III Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL São Bento do Norte I Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL São Bento do Norte II Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

EOL São Bento do Norte III Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

Usina Termelétrica de Figueira Brasil PR Figueira Própria

UHE Mauá Brasil PR Telêmaco Borba Própria

UHE Colíder Brasil MT Colíder Própria

EOL Cutia Brasil RN São Bento do Norte Arrendada

UHE Pitangui Brasil PR Ponta Grossa Própria

UHE Melissa Brasil PR Corbélia Própria

CGH Chopim I Brasil PR Tapejara do Oeste Própria

CGH Pitangui Brasil PR Ponta Grossa Própria

CGH Salto do Vau Brasil PR União da Vitória Própria

UHE Cavernoso II Brasil PR Virmond Própria

UEG Araucária Brasil PR Araucária Própria

Centrais Eólicas do Paraná Brasil PR Palmas Própria

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.a - Ativos imobilizados

Descrição do bem do ativo imobilizado País de localização UF de localização Município de localização Tipo de propriedade

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Marcas Marca nominativa "COPEL"

indeterminado Não há Não há

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Ativos intangíveis

Tipo de ativo Descrição do ativo Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Consequência da perda dos direitos

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CantareiraTransmissora de Energia S.A.

20.732.109/0001-20 - Controlada Brasil RJ Rio de Janeiro A sociedade tem como objetivo a implantação, operação comercial e exploração do negócio energia elétrica, mediante concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica para construção, operação e manutenção de instalações de transmissão da rede básica do Sistema Interligado Nacional.

49,000000

Interesses estratégicos da companhia

31/12/2015 293,537615 0,000000 368.000,00 Valor contábil 31/12/2015 60.105.000,00

Valor mercado

31/12/2014 0,000000 0,000000 0,00

Razões para aquisição e manutenção de tal participação

31/12/2013 0,000000 0,000000 0,00

Caiuá Transmissora de Energia S.A.

14.832.534/0001-99 - Controlada Brasil PR Curitiba Implantação, operação comercial e exploração do negócio energia elétrica, mediante concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica para construção, operação e manutenção de instalações de transmissão da rede básica do Sistema Interligado Nacional especificamente das instalações constituídas por: (i) Linha de transmissão 230 kV Umuarama – Guaira, CS, 105 km; (ii) Linha de transmissão 230 kv Cascavel Oeste – Cascavel Norte, C2, 31 km; (iii) Subestação 230/69-13,8 kV Santa Quitéria – SF6; e (iv) Subestação 230/138-13,8 kV Cascavel Norte.

49,000000

31/12/2015 14,533911 0,000000 2.069.000,00 Valor contábil 31/12/2015 51.271.000,00

Valor mercado

31/12/2014 11,019891 0,000000 477.000,00

Core Business


31/12/2013 420,433716 0,000000 0,00

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades

Denominação Social CNPJ Código CVM Tipo sociedade País sede UF sede Município sede Descrição das atividades desenvolvidas

Participação do emisor (%)

Exercício social Valor contábil - variação % Valor mercado - variação %

Montante de dividendos recebidos (Reais)

Data Valor (Reais)

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Copel Amec SC Ltda "Em Liquidação"

04.302.214/0001-73 - Coligada Brasil PR Curitiba Serviços de engenharia 48,000000

31/12/2014 5,494505 0,000000 0,00

31/12/2015 5,729167 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2015 203.000,00

Valor mercado

31/12/2013 1,111111 0,000000 0,00


CompanhiaParanaense de Gás S.A. - COMPAGAS

00.535.681/0001-92 - Controlada Brasil PR Curitiba A COMPAGAS é uma concessionária estadual de distribuição de gás natural canalizado no Paraná tendo objeto social a exploração do serviço público de fornecimento de gás canalizado, com exclusividade de distribuição, no Estado do Paraná e demais atividades.

51,000000

Core-Business

31/12/2015 6,364912 0,000000 3.255.000,00 Valor contábil 31/12/2015 150.818.000,00

Valor mercado

31/12/2014 17,995639 0,000000 8.371.000,00


31/12/2013 5,991621 0,000000 2.239.000,00

Carbocampel S.A. 03.793.055/0001-94 - Coligada Brasil PR Figueira A sociedade tem por objeto social a prestação de serviços de engenharia relativos ao projeto, construção, operação e manutenção de usinas termelétricas, bem como a pesquisa, prospecção, extração e comercialização de carvão mineral.

49,000000

31/12/2015 1,180000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2015 1.539.000,00

Valor mercado

31/12/2014 8,102345 0,000000 0,00

Core-Business


31/12/2013 -0,424628 0,000000 0,00






Data Valor (Reais)

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Dominó Holdings S.A. 02.358.947/0001-02 - Coligada Brasil PR Curitiba A Sociedade tem por objetivo social a administração de bens próprios e a participação em outras sociedades, empresas, empreendimentos ou consórcios, como acionista, sócia, quotista ou consorciada.

49,000000

Dois Saltos Empreendimentos de Geração de Energia Elétrica Ltda

03.040.660/0001-94 - Coligada Brasil PR Curitiba O ramo de atividade da sociedade é a implantação e exploração comercial na qualidade de Produtor Independente de Energia da Usina Hidrelétrica denominada “Dois Saltos”, situada no Rio dos Patos, no município de Prudentópolis - PR.

30,000000

Core-Business


31/12/2015 -83,333333 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2015 120.000,00

Valor mercado

31/12/2013 140,000000 0,000000 0,00

31/12/2014 0,000000 0,000000 0,00

Costa Oesta Transmissora de Energia S.A.

14.507.191/0001-97 - Controlada Brasil PR Curitiba Implantar, operar, comercializar e explorar o negócio de energia elétrica por concessão pública de transmissão de energia elétrica para construção, operação e manutenção de instalações de transmissão de rede básica do SIN, especificamente das instalações constituídas pela Linha de Transmissão Cascavel Oeste-Umuarama, circuito simples, em 230 kV, e pela Subestação Umuarama em 230/138 kV

51,000000

31/12/2015 36,394416 0,000000 1.782.000,00 Valor contábil 31/12/2015 32.631.000,00

Valor mercado

31/12/2014 27,935828 0,000000 0,00

Core Business


31/12/2013 1682,650143 0,000000 0,00

Estratégia Empresarial






Data Valor (Reais)

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ELEJOR - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A.

04.557.307/0001-49 - Controlada Brasil PR Curitiba A Sociedade tem por objetivo social a implantação, operação comercial e exploração do negócio de energia elétrica, mediante concessão para exploração do Complexo Energético Fundão e Santa Clara, bem como o respectivo Sistema de Transmissão Associado.

70,000000

31/12/2014 12,208480 0,000000 0,00

31/12/2013 -3,926391 0,000000 28.718.000,00

Core-Business


Valor mercado

31/12/2015 -11,040666 0,000000 37.756.000,00 Valor contábil 31/12/2015 67.070.000,00

Dona Francisca Energética S.A. - DFESA

02.832.860/0001-17 - Coligada Brasil RS Agudo A Sociedade tem por objeto: a) a construção e manutenção da propriedade parcial da Usina Hidrelétrica Dona Francisca (“UHE DONA FRANCISCA”); b) a geração, comercialização e transmissão de energia elétrica; c) a prestação de serviços de assistência técnica.

23,030000

31/12/2015 -40,205535 0,000000 20.597.000,00 Valor contábil 31/12/2015 32.234.000,00

Valor mercado

Core-Business


31/12/2013 -2,639198 0,000000 10.540.000,00

31/12/2014 -7,336358 0,000000 14.344.000,00

31/12/2014 0,000000 0,000000 10.170.000,00

31/12/2015 7,685480 0,000000 16.074.000,00 Valor contábil 31/12/2015 242.652.000,00

Valor mercado

Estratégia Empresarial


31/12/2013 0,000000 0,000000 16.927.000,00






Data Valor (Reais)

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GuaraciabaTransmissora de Energia (TP SUL) S.A.

15.286.437/0001-00 - Controlada Brasil RJ Rio de Janeiro Implantação, operação e exploração do negócio energia elétrica, mediante concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica para construção, operação e manutenção de instalações de transmissão da rede básica do Sistema Interligado Nacional.

49,000000

31/12/2014 275,963222 0,000000 3.749.000,00

31/12/2015 104,682865 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2015 298.794.000,00

Valor mercado

Foz do Chopim Energética Ltda

03.507.699/0001-79 - Coligada Brasil PR Curitiba Operação comercial e exploração dos serviços de energia elétrica gerada pela Usina Hidrelétrica de Foz do Chopim e por outros empreendimentos de produção de energia elétrica que passem a ser objeto de autorizações ou concessões outorgadas pela ANEEL.

35,770000

Core-Business

31/12/2015 4,474408 0,000000 11.329.000,00 Valor contábil 31/12/2015 15.574.000,00

Valor mercado

31/12/2014 -5,580187 0,000000 9.348.000,00


31/12/2013 -0,529234 0,000000 10.400.000,00

EscoElectric Ltda 03.003.948/0001-99 - Coligada Brasil PR Curitiba A prestação de serviços, a execução de obras civis, comissionamento, operação, manutenção, montagem eletromecânica e assistência técnica relacionados com as áreas de geração, transmissão e distribuição de energia.

40,000000

31/12/2015 100,746269 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2015 269.000,00

Valor mercado

31/12/2014 100,000000 0,000000 0,00

Estratégia empresarial


31/12/2013 0,000000 0,000000 0,00






Data Valor (Reais)

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Investco 00.644.907/0001-93 1858-9 Coligada Brasil SP São Paulo Exploração compartilhada de concessão de uso de bem público para exploração do Aproveitamento Hidroelétrico Lajeado e Sistema de Transmissão Associado, nos termos do Contrato de Concessão n. 05/97, da ANEEL.

0,820000


Estratégia empresarial

31/12/2013 -0,775695 0,000000 0,00

Valor mercado

31/12/2015 0,564190 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2015 9.447.000,00

31/12/2014 1,997828 0,000000 0,00

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A.

14.871.900/0001-19 - Controlada Brasil PR Curitiba Implantação, operação e exploração do negócio energia elétrica, mediante concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica para construção, operação e manutenção de instalações de transmissão da rede básica do Sistema Interligado Nacional, especificamente das instalações constituídas por LT 500 kV Açailândia-Miranda II, CS, com uma extensão de 365 km.

49,000000

31/12/2015 13,558012 0,000000 4.249.000,00 Valor contábil 31/12/2015 104.286.000,00

Valor mercado

31/12/2014 7,562838 0,000000 0,00

Core Business


31/12/2013 786,583593 0,000000 0,00

31/12/2013 457,633204 0,000000 0,00


Core Business






Data Valor (Reais)

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MatrinchãTransmissora de Energia (TP NORTE) S.A.

15.286.382/0001-39 - Controlada Brasil RJ Rio de Janeiro Implantação, operação e exploração do negócio energia elétrica, mediante concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica para construção, operação e manutenção de instalações de transmissão da rede básica do Sistema Interligado Nacional

49,000000

31/12/2014 352,312778 0,000000 7.277.000,00

31/12/2013 867,413623 0,000000 0,00

31/12/2015 57,449093 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2015 697.912.000,00

Valor mercado

Marumbi Transmissora de Energia S.A.

14.820.785/0001-53 - Controlada Brasil PR Curitiba Implantar, operar, comercializar e explorar o negócio de energia elétrica por concessão pública de transmissão de energia elétrica para construção, operação e manutenção de instalações de transmissão de rede básica do SIN, especialmente das seguintes instalações: LT 525 kV Curitiba - Curitiba Leste, CS, 28 km; SE 525/230 kV Curitiba Leste (3 + 1 res.) x 224 MVA; Subestação Curitiba Leste: trecho de Linha de Transmissão em 230 kV, circuito duplo, com extensão aproximada de 1,5 km, compreendido entre o ponto de seccionamento da Linha de Transmissão em 230 kV Uberaba — Posto Fiscal e a subestação Curitiba Leste, as ENTRADAS DE LINHA correspondentes na Subestação Curitiba Leste e a aquisição dos equipamentos necessários às modificações, substituições e adequações nas ENTRADAS DE LINHA das subestações Uberaba e Posto Fiscal.

80,000000

31/12/2015 19,086388 0,000000 3.100.000,00 Valor contábil 31/12/2015 75.914.000,00

Valor mercado

31/12/2014 192,457677 0,000000 1.809.000,00

Core Business


31/12/2013 885,397830 0,000000 0,00






Data Valor (Reais)

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Sercomtel S.A. Telecomunicações

01.371.416/0001-89 - Coligada Brasil PR Londrina Prestação e exploração do serviço de telecomunicações, destinado ao uso público em geral e utilidades ou comodidades inerentes a plataforma dos serviços concedidos, prestado em regime público.

45,000000

Valor mercado

31/12/2014 0,000000 0,000000 0,00

31/12/2015 0,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2015 0,00

ParanaíbaTransmissora de Energia S.A.

17.553.029/0001-01 - Controlada Brasil RJ Rio de Janeiro Implantação e exploração de empreendimento composto de instalações de transmissão de energia elétrica, compostas de LT Barreira II - Rio das Éguas; LT Rio das Éguas - Luziânia; LT Luziânia - Pirapora 2, instalações vinculadas e demais instalações necessárias nos estados da Bahia, Minas Gerais e Goiás.

24,500000

31/12/2014 282,677871 0,000000 0,00

Valor mercado


31/12/2013 0,000000 0,000000 0,00

31/12/2015 47,458570 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2015 100.726.000,00

Core Business

Paraná Gás Exploração e Produção S.A.

23.211.905/0001-06 - Controlada Brasil PR Curitiba Extração de petróleo e gás natural 30,000000

31/12/2015 0,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2015 106.000,00

Valor mercado

31/12/2014 0,000000 0,000000 0,00



31/12/2013 0,000000 0,000000 0,00


Core Business






Data Valor (Reais)

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Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A.

21.278.819/0001-95 - Controlada Brasil SP São Paulo Participação em Sociedades 49,000000

UEG Araucária LTDA 02.743.574/0001-85 - Controlada Brasil PR Curitiba Utilização de gás natural, de forma contínua ou revezadamente com outro combustível diverso, para transformação destes isumos em energia elétrica e sua comercialização.

80,000000

31/12/2014 35,679653 0,000000 177.066.000,00

Valor mercado

31/12/2015 -9,855841 0,000000 67.339.000,00 Valor contábil 31/12/2015 171.648.000,00


31/12/2013 32,981015 0,000000 0,00

Core-Business

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A.

14.820.905/0001-12 - Controlada Brasil PR Curitiba Implantação, operação comercial e exploração do negócio de energia elétrica, mediante concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica para construção, operação e manutenção de instalações de transmissão da rede básica do Sistema Interligado Nacional, especificamente das instalações constituídas por: LT Nova Santa Rita-Camaquã 3, 230kV; LT Camaquã-Quinta, 230 kV; LT Salto Santiago-Ita, 525 kV; LT Ita-Nova Santa Rita, 525 kV; e SE Camaquã 3 2x83 MVA, 230/69/13,8 kV.

20,000000

31/12/2015 -7,815421 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2015 67.563.000,00

31/12/2013 568,048449 0,000000 0,00

31/12/2014 14,881577 0,000000 305.000,00


Valor mercado

Core Business

31/12/2013 0,000000 0,000000 0,00








Data Valor (Reais)

PÁGINA: 130 de 383


31/12/2014 0,000000 0,000000 0,00



31/12/2013 0,000000 0,000000 0,00

31/12/2015 30,636100 0,000000 128.000,00 Valor contábil 31/12/2015 83.756.000,00

Valor mercado




Data Valor (Reais)



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Não há informações relevantes para este item.

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10.1 - Condições financeiras e patrimoniais gerais

a. condições financeiras e patrimoniais gerais

Com 61 anos completos em outubro de 2015, a Copel é uma empresa de economia mista, estruturada como Holding, que atua com tecnologia de ponta nas áreas de geração, transmissão, distribuição de energia e telecomunicações. Opera um sistema elétrico com parque gerador próprio de usinas, linhas de transmissão, subestações, linhas e redes de distribuição e um sistema óptico de telecomunicações que atende todas as cidades do Estado. Participa também nos setores de saneamento, gás e petróleo.

Em 2015, a economia brasileira foi submetida a dura prova. E o setor elétrico, engrenagem essencial à totalidade da cadeia produtiva, não fugiu a esta realidade, confrontando dificuldades específicas nos cenários regulatório, econômico e ambiental que apenas lenta e paulatinamente vêm sendo equacionadas.

No ambiente regulatório, destaca-se a prorrogação da concessão da distribuição em 02.06.2015, através do Decreto nº 8.461. Por esse decreto, o Ministério de Minas e Energia - MME pôde prorrogar as concessões de distribuição de energia elétrica por trinta anos, com vistas a atender a alguns critérios.

Em 09.11.2015, por Despacho do MME, foi deferido o requerimento para a prorrogação, sendo que no início de dezembro de 2015 foi assinado o quinto aditivo contratual que formalizou a prorrogação do Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 46/1999, até 07.07.2045.

Em meio à adversidade, a Copel soube criar, a partir destes mesmos desafios, as oportunidades de crescimento que somente as crises mais complexas oferecem. A resposta ágil aos desafios em várias de nossas áreas de atuação nos permitiram exibir resultado robusto, como R$ 1.265.551 de lucro líquido nesse exercício. Em 2014 o nosso lucro foi de R$ 1.335.615 e em 2013 de R$ 1.101.435.

Analisando a imobilização do Patrimônio Líquido, verifica-se que os percentuais encontrados estão de acordo com o setor energético. Esse indicador demonstra quanto do Ativo permanente (Investimentos, Imobilizado e Intangível) está sendo financiado pelo Patrimônio Líquido. Os índices foram de 117%, 89% e 87% nos exercícios de 2015, 2014 e 2013; respectivamente.

Historicamente, a Companhia financia a liquidez e necessidades de capital principalmente com recursos propiciados pelas operações e mediante financiamento externo. As atividades operacionais foram fontes de recursos importantes em 2015. Os recursos líquidos proporcionados pelas atividades operacionais foram de R$ 1.320.728 em 2015, contra R$ 1.091.372 em 2014, e R$ 1.337.611 em 2013. Em 2015, o caixa foi utilizado para, principalmente, serviço de dívida e pagamento de dividendos.

Os investimentos de capital totalizaram R$ 2.364.700 em 2015, R$ 2.469.100 em 2014 e R$ 1.776.600 em 2013. A tabela seguinte apresenta as aplicações de capital para os períodos indicados:

Em R$ mil 2015 2014 2013

Geração e transmissão 1.373.300 1.316.300 478.900

Distribuição 656.400 857.700 816.500

Telecomunicações 105.400 107.500 74.100

Empreendimentos eólicos 229.300 176.000 407.100

Outros 300 11.500 -

Total 2.364.700 2.469.000 1.776.600

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Para 2016, as principais necessidades de capital e liquidez da Copel serão para financiar a expansão e melhoria da infraestrutura de transmissão, distribuição, expansão das instalações de geração e de telecomunicações. Em um cenário ambiental severo e quando é imperativa uma gestão financeira rígida, sabemos das dificuldades para apresentar interrupções de energia menos frequentes e de menor duração. Para tanto, ampliamos ano após ano o montante destinado a novas tecnologias que venham a satisfazer esta busca.

Os investimentos totais de capital orçados para as subsidiárias integrais em 2016 são de R$ 3.149.800, dos quais:

· R$ 1.695.100 são para investimentos em geração e transmissão, incluindo R$ 120.000 para a construção da UHE Colíder, R$ 574.800 para a Usina Hidrelétrica Governador Parigot de Souza, R$ 161.600 para a LT Araraquara —Taubaté e R$ 190.700 para a SPE Mata de Santa Genebra ;

· R$ 570.000 são para investimentos em distribuição;

· R$ 146.000 são para investimentos em telecomunicações;

· R$ 714.800 são destinados aos empreendimentos eólicos.

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A seguir, as principais informações contábeis no período de 2013 a 2015:

b. estrutura de capital

Os Diretores da Copel entendem que a Companhia possui estrutura de capital equilibrada, totalizando, em 2015 dívida líquida (Empréstimos e Financiamentos + Debêntures – Disponibilidades – Títulos e Valores Mobiliários) de R$ 5.782.870. Nesse período, o Patrimônio Líquido foi de R$ 14.584.478. Em 31 de dezembro de 2014 a dívida líquida foi de R$ 4.722.942 e o Patrimônio Líquido foi de R$ 13.682.780. Em 31 de dezembro de 2013 a dívida líquida foi de R$ 2.280.339 e o Patrimônio Líquido de R$ 12.928.752.

Considerando todas as dívidas da Copel (Passivo Circulante e Passivo Não Circulante), verifica-se que o endividamento está concentrado no Longo Prazo, conforme tabela abaixo:

Dados da Demonstração de Resultado: 2015 2014 2013

Receitas operacionais 14.728.131 13.918.517 9.180.214

Custo de vendas e serviços (11.799.316) (11.288.762) (7.037.998)

Lucro bruto 2.928.815 2.629.755 2.142.216

Receitas/despesas operacionais (1.020.077) (902.716) (916.023)

Lucro antes de resultados financeiros e impostos 1.908.738 1.727.039 1.226.193

Resultados financeiros (110.958) 130.592 280.311

Lucro antes de imposto de renda e contribuição social 1.797.780 1.857.631 1.506.504

Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro (532.229) (522.016) (405.069)

Lucro líquido do exercício 1.265.551 1.335.615 1.101.435

Dados do Balanço Patrimonial:

Conta de Resultados a Compensar (CRC)(1) 1.383.242 1.344.108 1.380.554

Ativo circulante 6.933.397 5.218.176 4.680.284

Ativo não circulante 4.951.792 8.261.472 7.224.241

Ativo imobilizado (líquido) 8.692.682 8.304.188 7.983.632

Ativo total 28.947.657 25.618.142 23.111.445

Empréstimos, financiamentos e debêntures (curto prazo) 1.232.563 1.299.117 1.014.568

Passivo circulante 4.789.118 4.055.393 3.347.885

Empréstimos, financiamentos e debêntures (longo prazo) 6.528.425 4.755.281 3.517.161

Passivo não circulante 9.574.061 7.879.969 6.834.808

Patrimônio líquido 14.584.478 13.682.780 12.928.752

Atribuível aos acionistas controladores 14.245.728 13.330.689 12.651.339

Atribuível a participações não controladoras 338.750 352.091 277.413

Capital social 6.910.000 6.910.000 6.910.000

(1) Montantes devidos pelo Estado do Paraná que foram incluídos no ativo circulante totalizaram R$ 111.663

em 2015, R$ 94.579 em 2014 e R$ 85.448 em 2013. Montantes devidos pelo Estado do Paraná que foram incluídos

no ativo não circulante totalizaram R$ 1.271.579 em 2015, R$ 1.249.529 em 2014 e R$ 1.295.106 em 2013.

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Além disso, conforme tabela abaixo, a análise da Divida líquida em relação ao Patrimônio Liquido demonstra o nível de alavancagem da Companhia, de 40% em 2015 , 35% em 2014 e 18% em 2013. Na mesma tabela, verifica-se que a estrutura de capital da Copel foi de 50% de capital próprio em 2015, 53% em 2014 e 56% em 2013:

De acordo com os índices apresentados, os Diretores entendem que a situação atual da Companhia está adequada ao setor de energia atualmente, respeitando a capacidade de pagamento de suas dívidas e estudando os riscos de endividamento da Copel.

c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos

Os Diretores destacam o crescimento do Ebitda no período, sendo R$ 2.585.210; R$ 2.356.982 e R$ 1.829.396 nos exercícios de 2015, 2014 e 2013, respectivamente.

Em 31 de dezembro de 2015, a Companhia possuía em seu ativo circulante o total de R$ 6.933.397, sendo R$ 1.480.727 em Caixa e equivalentes de caixa e R$ 406.274 em Títulos e valores mobiliários. Nesse exercício, o passivo circulante totalizou R$ 4.789.118, finalizando com índice de liquidez corrente (capacidade de pagamento das obrigações a curto prazo) de 1,45.

Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia possuía em seu ativo circulante o total de R$ 5.218.176, sendo R$ 740.131 em Caixa e equivalentes de caixa e R$ 459.115 em Títulos e valores mobiliários. Nesse exercício, o passivo circulante totalizou R$ 4.055.393, finalizando com índice de liquidez corrente (capacidade de pagamento das obrigações a curto prazo) de 1,29.

Em 31 de dezembro de 2013, a Copel teve índice de liquidez corrente de 1,40, sendo R$ 4.680.284 em seu ativo circulante e R$ 3.347.885 no passivo circulante. Concluiu esse exercício com R$ 1.741.632 em caixa e equivalentes de caixa e R$ 389.222 em títulos e valores mobiliários.

Percebe-se o crescimento do índice de liquidez de 2014 para 2015, resultado principalmente pelo maior valor de caixa ao longo dos exercícios. O atual capital de giro (Ativo Circulante – Passivo Circulante) da Copel também teve aumento significativo, suficiente para suprir as exigências de curto prazo, sendo R$ 2.144.279, R$ 1.162.783 e R$ 1.332.399 em 2015, 2014 e 2013, respectivamente.

d. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes utilizadas

Foram utilizadas as seguintes fonte de financiamento:

· Mercado Financeiro (Debêntures, Debêntures de Infra Estrutura e Notas Promissórias);

Exercício 2015 % 2014 % 2013 %

Passivo Circulante 4.789.118 33% 4.055.393 34% 3.347.885 33%

Passivo Não Circulante 9.574.061 67% 7.879.969 66% 6.834.808 67%

Total 14.363.179 100% 11.935.362 100% 10.182.693 100%

Exercício 2015 2014 2013

Dívida líquida/Patrimônio Líquido 40% 35% 18%

Patrimônio Líquido / Passivo total 50% 53% 56%

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· Financiamentos de Longo Prazo para Empreendimentos (BNDES);

· Programas de Financiamento Setorial (STN, FINEP, Eletrobrás - Luz para Todos – LPT e RELUZ); e,

· Rolagens de Contratos de Financiamentos com Instituições Financeiras (Banco do Brasil e CEF).

e. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes que pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez

Tendo em vista sua composição acionária de empresa de economia mista sujeita às restrições de crédito impostas ao setor público, a Copel dispõem, exclusivamente, como fonte de financiamento para capital de giro, do mercado financeiro de capitais. Quando possível, poderão ser renegociadas dívidas em seus respectivos vencimentos, como legalmente previsto.

Para os investimentos, podem ser obtidos financiamentos via excepcionalidade do Conselho Monetário Nacional - CMN, para projetos constantes no Programa de Aceleração do Crescimento – PAC, neste caso, poderemos captar recursos para financiamentos de empreendimentos no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, ou ainda, podem ser emitidas Debêntures de Infra Estrutura, com taxas e prazo diferenciados, conforme critérios da legislação pertinente.

Poderemos captar recursos financeiros por Programas de Financiamento Setorial, quando disponíveis para investimentos específicos.

No mercado externo o acesso a financiamento está limitado também à rolagem de dívida e ao acesso aos organismos internacionais de desenvolvimento, dependendo das condições econômicas negociais.

f. níveis de endividamento e as características de tais dívidas, descrevendo ainda:

O nível de endividamento da Copel em dezembro de 2015 foi de 53,2%; em dezembro de 2014 44,2%; e em dezembro de 2013 de 35,1%.

Esse índice reflete o total da dívida de curto e longo prazo pelo patrimônio líquido. A exposição da Copel em moeda estrangeira é muito pequena, sendo, em 2015 1,34%; em 2014 1,18% e em 2013 1,43%.

i. contratos de empréstimo e financiamento relevantes

Em 2015:

· Em 29 de dezembro de 2015 a Copel Geração e Transmissão emitiu R$ 500 milhões em Notas Promissórias. A emissão possui juros remuneratórios equivalente à 117% da taxa DI e será liquidada junto com o valor nominal em dezembro de 2017;

· Em 10 de novembro de 2015 a Copel Telecomunicações emitiu R$ 160 milhões em debêntures de infraestrutura que serão pagos em 5 parcelas anuais a partir de 2020. A emissão possui juros remuneratórios calculados pela variação do IPCA, acrescidos de 7,9633%a.a. e serão liquidados semestralmente. O vencimento do principal será em outubro de 2020;

· Em 21 de julho de 2015 a Copel renegociou a Nota de Crédito Industrial junto ao Banco do Brasil no valor de R$ 640,0 milhões relativos à renovação de operação de crédito na Controladora. As

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parcelas de principal são vencíveis em julho de 2017 e julho de 2018. Os encargos financeiros são de 109,4% da DI diária e são pagos semestralmente. O vencimento do principal será em julho de 2018;

· Em 20 de maio de 2015 a Copel Geração e Transmissão emitiu debêntures no valor de R$ 1 bilhão que serão pagos em 3 parcelas iguais em 2018, 2019 e 2020. Os encargos financeiros são calculados com base na variação acumulada de 113,0% da DI diária e serão pagos anualmente; Em 2014:

· Instrumento particular de escritura da 1ª emissão de debêntures, assinado em junho de 2014 pelas eólicas Nova Asa Branca I, II e III, Eurus IV, Ventos de Santo Uriel, Santa Maria e Santa Helena, destinado a investimento nos parques. Os encargos financeiros correspondem a 100% da taxa DI mais spread de 1,45%. O vencimento do principal se dará em dezembro de 2016; Em 2013:

· Instrumento particular de escritura da 1ª emissão de debêntures, assinado em 15.06.2013 com a Elejor, destinado a capital de giro e realização de investimentos. Os encargos financeiros correspondem a 1% acima da taxa DI. O vencimento final será em setembro de 2018;

· Contrato com a Copel Geração e Transmissão, assinado em 2013, total de R$ 1,04 bilhão, para implantação da UHE Colíder e seu Sistema de Transmissão Associado. Os encargos financeiros correspondem a 1,45%a.a. acima da TJLP. O vencimento final será em outubro de 2031.

ii. outras relações de longo prazo com instituições financeiras

· Banco do Brasil S.A.:

a) Contrato com a Copel Geração e Transmissão, assinado em 2009, no valor de R$ 169,5 milhões, com o objetivo de implementar o empreendimento UHE Mauá e seu Sistema de Transmissão Associado. O saldo em 31.12.2015 é de R$ 138.3 milhões.

b) Contrato de Abertura de Crédito Fixo no valor de R$ 350 milhões firmado com a Copel Distribuição em 2010, destinado única e exclusivamente ao financiamento de capital de giro. O contrato foi aditado em 15.08.2015. O saldo em 31.12.2015 é de R$ 122,4 milhões.

c) Contrato de Abertura de Crédito Fixo no valor de R$ 150 milhões firmado com a Copel Distribuição em 22.06.2011, destinado única e exclusivamente ao financiamento de capital de giro. O contrato foi aditado em 01.06.2015. Saldo em 31.12.2015 de R$ 151,9 milhões.

d) Contrato de Abertura de Crédito Fixo no valor de R$ 151 milhões firmado com a Copel Distribuição em 26.08.2013, destinado a capital de giro. Saldo em 31.12.2015 de R$ 196,9 milhões.

e) Notas de crédito da Controladora visando à rolagem de dívidas existentes em 2007 e 2011, tendo como garantia quaisquer importâncias levadas, a qualquer título, a crédito da conta depósito. Saldo em 31.12.2015 de R$ 253,8 milhões.

f) Contrato de Abertura de Crédito Fixo no valor de R$ 116,7 milhões firmado em 11.07.2014 com a Copel Distribuição destinado a renegociação de dívida, com saldo em 31.12.2015 de R$ 123.5 milhões.

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· Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás:

a) Contrato realizado em 1994 com a Copel Geração e Transmissão para cobrir financeiramente a implantação da UHE Governador José Richa e o sistema de transmissão. Saldo em 31.12.2015 de R$ 17,0 milhões.

b) Seis contratos com a Copel Distribuição referente ao Programa Nacional de Irrigação - Proni, firmados em 1994, que possuem saldo total em 31.12.2015 de R$ 567 mil.

c) Quatro contratos com a Copel Distribuição referente ao Programa de Eletrificação Rural - Luz para Todos, firmados em 2004, 2006, 2008 e 2010, que possuem saldo total em 31.12.2015 de R$ 63,7 milhões.

d) Contrato com a Copel Distribuição referente ao Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente - Reluz, feito para cobertura de 75% do custo total do município de Ponta Grossa, assinado em 2009. Saldo em 31.12.2015 de R$ 375 mil.

· Financiadora de Estudos e Projetos - Finep:

a) Em 2012, foi assinado contrato com o objetivo de custear, parcialmente, despesas incorridas na elaboração do Projeto Banda Extra Larga - BEL da Copel Telecomunicações. O saldo em 31.12.2015 é de R$ 27,5 milhões.

· BNDES:

a) Contrato com a Copel Geração e Transmissão, assinado em 2009, no valor de R$ 169,5 milhões, com o objetivo de implementar o empreendimento UHE Mauá e seu Sistema de Transmissão Associado. O saldo em 31.12.2015 é de R$ 138.3 milhões.

b) Dois contratos, assinados pela Copel Geração e Transmissão, no montante de R$ 44,7 milhões, com o objetivo de implementar a LT Foz do Iguaçu — Cascavel Oeste e a aquisição de máquinas e equipamentos para implantação dessa linha. O saldo em 31.12.2015 é de R$ 33,3 milhões.

c) Contrato com a Copel Geração e Transmissão, assinado em 2012, no valor de R$ 73,1 milhões, para implantação da PCH Cavernoso II. O saldo em 31.12.2015 é de R$ 63,3 milhões.

d) Contrato com a Copel Geração e Transmissão, assinado em 2014, total de R$ 1,04 bilhão, para implantação da UHE Colíder e seu Sistema de Transmissão Associado. O saldo em 31.12.2015 é de R$ 902,6 milhões.

e) Contrato com a Copel Geração e Transmissão, assinado em 2014, no montante de R$ 17,6 milhões, para implantação da Subestação Cerquilho III. O saldo em 31.12.2015 é de R$ 16,1 milhões.

· STN:

a) Dívida de médio e longo prazo – DMLP da Secretaria do Tesouro Nacional, referente aos financiamentos sob amparo da Lei 4131/62, assinado em 20.05.1998. Saldo em 31.12.2015 de R$ 104,4 milhões. Existem garantias depositadas no total de R$ 86,1 milhões.

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· Emissão de debêntures:

a) Instrumento particular de escritura da 1ª emissão de debêntures, assinado em 22.10.2012 com a Copel Distribuição, destinado a capital de giro e realização de investimentos. O saldo em 31.12.2015 é de R$ 1,02 bilhão.

b) Instrumento particular de escritura da 5ª emissão de debêntures, assinado em 13.05.2014 com a Controladora, destinado a capital de giro e realização de investimentos. O saldo em 31.12.2015 é de R$ 1,02 bilhão.

c) Instrumento particular de escritura da 1ª emissão de debêntures, assinado em junho de 2014 pelas eólicas Nova Asa Branca I, II e III, Eurus IV, Ventos de Santo Uriel, Santa Maria e Santa Helena, destinado a investimento nos parques. O saldo em 31.12.2015 é de R$ 223,8 milhões.

d) Instrumento particular de escritura da 1ª emissão de debêntures, assinado em 15.06.2013 com a Elejor, destinado a capital de giro e realização de investimentos. O saldo em 31.12.2015 é de R$ 111,5 milhões.

iii. grau de subordinação entre as dívidas

Não há grau de subordinação contratual entre as dívidas. Assim, caso tenha alguma exigência quanto ao passivo exigível esta seguirá a ordem de precedência universal de credores.

iv. eventuais restrições impostas ao emissor, em especial, em relação a limites de endividamento e contratação de novas dívidas, à distribuição de dividendos, à alienação de ativos, à emissão de novos valores mobiliários e à alienação de controle societário, bem como se o emissor vem cumprindo essas restrições

A Companhia e suas controladas contrataram empréstimos e emitiram debêntures com cláusulas que requerem a manutenção de determinados índices econômico-financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos, bem como outras condições a ser observadas, 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.

Os principais indicadores econômico-financeiros contratados são:

• Ebitda consolidado/despesas financeiras iguais ou superiores a 1,5;

• Dívida líquida/Ebitda de, no máximo, 3,5;

Em 31.12.2015, todas as condições foram plenamente atendidas.

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g. limites dos financiamentos contratados e percentuais já utilizados

Atualmente em fase de utilização, a Copel tem contratado financiamentos abaixo descritos:

a) Eletrobrás - Programa Luz para Todos, 5ª tranche, no valor de R$ 22.646 (Sendo 5.661 subvenção da Eletrobrás e 16.984 com Recursos do Fundo de Investimento de Infraestrutura e Saneamento da Caixa Econômica Federal).

b) BNDES, para implantação de Colíder, no valor total de R$ 1.041.155, já liberados R$ 906.685.

c) BNDES, para implantação das “Obras da Copa”, valor total de R$ R$ 139.075, já liberados R$ 110.000.

d) BNDES, para implantação da Linha de Transmissão Londrina Figueira C2, e da linha de transmissão Salto Osorio - Foz do Chopim C2 no valor total de R$ 21.584, já liberados R$ 15.000.

e) BNDES, para implantação da Linha de Transmissão Assis – Paraguaçu Paulista II, bem como a subestação “SE” Paraguaçu Paulista II no valor total de R$ 34.265, já liberados R$

24.500.

f) BNDES, para implantação do parque eólico de Santa Maria no valor total de R$ 67.948, já liberados R$ 57.948.

g) BNDES, para implantação do parque eólico de Santa Helena no valor total de R$ 80.093, já liberados R$ 62.841.

h. alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras

Caixa, Equivalentes de Caixa e Títulos e Valores Mobiliários

Em 31 de dezembro de 2015, as disponibilidades das subsidiárias integrais e controladas da Copel (caixa, equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários) totalizaram R$ 1.978.118, montante 48,6% superior aos R$ 1.331.456 registrados em 2014, reflexo do ingresso de novos empréstimos e financiamentos e da recuperação dos diferimentos tarifários da Copel Distribuição a partir de junho de 2015. Tais recursos estavam aplicados, majoritariamente, em Certificados de Depósitos Bancários (CDB) e operações compromissadas. As aplicações foram remuneradas, em média, à taxa de variação do Certificado de Depósito Interbancário (CDI) do período.

Clientes

Em 2015, a conta “clientes” registrou crescimento de 37,9% em comparação com 2014, totalizando

R$ 3.107.888, reflexo, principalmente, dos reajustes nas tarifas da Copel Distribuição ao longo de 2015, parcialmente compensado pela constituição de provisão para créditos de liquidação duvidosa de R$ 339.686, dos quais R$ 119.665, referem-se às diferenças entre os preços de venda de energia negociada nos CCEARs da UHE Colíder e o PLD no período.

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Repasse CRC ao Estado do Paraná

Através do quarto termo aditivo, assinado em 21 de janeiro de 2005, a Companhia renegociou com o Governo do Estado do Paraná o saldo da Conta de Resultados a Compensar (CRC) em 31 de dezembro de 2004, no montante de R$ 1.197.404, em 244 prestações mensais recalculadas pelo sistema price de amortização, atualizado pela variação do IGP-DI, e juros de 6,65% a.a. O vencimento da primeira parcela ocorreu em 30 de janeiro de 2005 e as demais têm vencimentos subsequentes e consecutivos até abril de 2025. O saldo atual da CRC é de R$ 1.383.242.

O Governo do Estado vem cumprindo o pagamento das parcelas renegociadas conforme estabelecido no quarto termo aditivo, que também prevê a garantia por dividendos das amortizações desse financiamento.

Ativos Financeiros Setoriais Líquidos

A partir de 31 de dezembro de 2014, a Copel Distribuição passou a reconhecer os ativos e/ou passivos financeiros setoriais em suas demonstrações contábeis em decorrência da alteração no contrato de concessão que garante que os valores residuais de itens da Parcela A e outros componentes financeiros não recuperados ou devolvidos via tarifa serão incorporados, ou descontados, no cálculo da indenização de ativos não amortizados ao término da concessão. Em 31 de dezembro de 2015 o saldo de ativos financeiros setoriais líquidos totalizou R$ 1.045.662, reflexo, principalmente, dos maiores custos com compra de energia de Itaipu, diferença entra a cota de CDE paga mensalmente e a prevista na tarifa de energia, e dos diferimentos tarifários.

Contas a Receber Vinculadas à Concessão

Em 31 de dezembro de 2015 o saldo da conta totalizou R$ 1.367.613, 69,1% menor que o registrado em 2014, reflexo da transferência de R$ 4.056.355 para o intangível referente à renovação da concessão da Copel Distribuição.

Essa conta refere-se à créditos a receber relacionados aos contratos de concessão da atividade de transmissão e distribuição de energia elétrica. Os montantes são relativos aos investimentos em infraestrutura e remuneração financeira que não foram ou não serão recuperados por meio da tarifa e/ou da RAP até o vencimento da concessão.

Contas a Receber Vinculadas à Indenização da Concessão

O decréscimo de 52,4% em 2015, nas Contas a receber vinculadas à indenização da concessão deve-se principalmente às amortizações ocorridas no período. A Copel Geração e Transmissão recebeu R$ 321.409 em 2015.

Cauções e depósitos vinculados – Não Circulante

Constituição de garantias, sob a forma de caução em dinheiro, Par Bond, no valor de R$ 50.689 (R$ 33.525 em 31.12.2014), e Discount Bond, no valor de R$ 35.448 (R$ 23.431 em 31.12.2014), destinadas a amortizar os valores de principal correspondentes aos contratos da STN, quando da exigência de tais pagamentos, em 11.04.2024. 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.

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Outros tributos a recuperar

Os tributos correntes a recuperar totalizaram decréscimo de 16,4% em 31 de dezembro de 2015. A variação deveu-se, principalmente ao menor valor de ICMS a recuperar, no valor de R$ 40.363.

Partes relacionadas

As partes relacionadas registraram aumento de 54,8% em 2015 devido à transferência da dívida da Copel Distribuição referente aos valores a receber do Governo do Estado do Paraná referente:

- Programa Luz Fraterna;

- Projetos de mobilidade para a Copa do Mundo de Futebol da FIFA 2014;

- Programa Morar Bem, convênio entre o Estado do Paraná, Companhia de Habitação do Paraná – Cohapar e Copel Distribuição.

Em 03.02.2015, foi assinado contrato de mútuo entre a Copel (mutuante) e a Voltalia São Miguel do Gostoso Participações S.A. (mutuária), no valor de R$ 29.400, com prazo de 2 anos e remuneração de 111,5% do CDI, com o objetivo de proporcionar capital de giro para o financiamento das atividades e negócios da mutuária. A mutuária amortizou, em 13.08.2015, o valor de R$ 7.805. Em 2015, foi registrada receita financeira no valor de R$ 3.730.

Despesas antecipadas

As despesas antecipadas tiveram acréscimo de 268,2% em 31 de dezembro de 2015 devido ao reconhecimento de Recuperação do Custo de Compra de Energia pela Repactuação do GSF da Copel Geração e Transmissão e a Elejor no exercício, no valor de R$ 48.653.

Investimento, Imobilizado e Intangível

O saldo na conta “investimentos” apresentou expansão de 34,0% até 31 de dezembro de 2015, reflexo

da equivalência patrimonial e dos aportes registrados no período. A conta “imobilizado” cresceu 4,7% em

função da entrada de novos ativos, conforme o programa de investimentos da Companhia, líquido da quota de depreciação do período. Já a conta “intangível” foi impactada pela reclassificação de R$ 4.056.355 do Contas a Receber Vinculadas à Concessão em decorrência da prorrogação do contrato de concessão da Copel Distribuição até 07 de julho de 2045.

Empréstimos e financiamentos

A conta de empréstimos e financiamentos totalizou acréscimo de 17,5% em 31 de dezembro de 2015 devido principalmente ao ingresso de R$ 1.836.190 e atualizações monetárias. Esses valores foram compensados pelas amortizações no valor de R$ 1.170.987 de principal e R$ R$ 452.924 de encargos.

Debêntures

O saldo de debêntures resultou aumento de 42,5% em 2015 devido principalmente ao ingresso de R$ 1.168.633 e R$ 451.484 de encargos. Esses valores foram compensados pelas amortizações no valor de R$ 154.822 de principal e R$ R$ 366.815 de encargos.

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Encargos do consumidor a recolher

Os encargos do consumidor a recolher registrou acréscimo de R$ 254.225 em 2015 devido principalmente ao valor da Conta de desenvolvimento energético – CDE, conforme Nota Técnica da Aneel nº 53/2015 e Resoluções Aneel nº 1.856/2015 e 1.857/2015, no valor de R$ 192.600 e da conta de Bandeira Tarifária, de R$ 52.381.

Benefícios pós-emprego

A redução em 33,8% em 31 de dezembro de 2015 na conta de benefícios pós-emprego deve-se sobretudo ao ajuste referente a ganhos atuariais e às amortizações, compensado parcialmente pela apropriação do cálculo atuarial e pelas contribuições previdenciárias e assistenciais.

Contas a pagar vinculadas à concessão

O saldo de Contas a pagar vinculadas à concessão apresentou aumento de 8,9% no exercício de 2015 devido a variação monetária ocorrida no período, compensada principalmente pelos pagamentos.

Provisões para litígios

As provisões para litígios tiveram redução de 3,3% em 2015, resultado sobretudo da reversão parcial da ação proposta pela Ivaí Engenharia de Obras, contabilizada no valor de R$ 209.948, após retorno do processo do Superior Tribunal de Justiça para o Tribunal de Justiça do Paraná – TJ-PR.

Outras contas a pagar

As outras contas a pagar apresentaram decréscimo de 5,3% em 31 de dezembro de 2015 devido principalmente pela redução no saldo da conta Devolução ao consumidor, Taxa de iluminação pública arrecadada e Cauções em garantia.

Receita Operacional

Em 2015, a Receita Operacional Líquida teve acréscimo de R$ 809.614, representando 5,8% de aumento em relação a 2014. Tal variação decorre principalmente de:

1. Acréscimo de R$ 1.375.767 na Receita de Fornecimento de Energia Elétrica, em virtude principalmente:

· do aumento tarifário pela RTE, aplicada em março de 2015;

· do reajuste aplicado em junho de 2015;

· compensado pela retração em 0,7% do mercado cativo.

2. Redução de R$ 663.351 em Suprimento de Energia Elétrica, devido principalmente à:

· variação do PLD; e

· decréscimo no despacho de energia da UEG Araucária.

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3. Acréscimo de R$ 151.035 na Receita de Disponibilidade da Rede Elétrica, decorrente sobretudo do reajuste tarifário ocorrido em junho de 2015;

4. Decréscimo de R$ 82.686 na Receita de Construção. A Companhia contabiliza receitas relativas a serviços de construção ou melhoria da infraestrutura utilizada na prestação de serviços de distribuição, transmissão de energia elétrica e gás, as quais totalizaram R$ 1.196.324 em 2015 e R$ 1.279.010 em 2014. Os respectivos gastos são reconhecidos na demonstração do resultado do período, como custo de construção, quando incorridos;

5. Acréscimo de R$ 44.466 na Receita de Telecomunicações, decorrente principalmente do aumento do número de clientes, de 27.614 para 47.987 em 2015;

6. Acréscimo de R$ 135.114 na Receita de Distribuição do Gás Canalizado, devido ao aumento de volume de distribuição de gás nos segmentos industrial, de cogeração e residencial;

Custos e Despesas Operacionais

Tiveram acréscimo de R$ 566.505 em 2015, representando um aumento de 4,5%, influenciados, principalmente por:

1. Acréscimo de R$ 952.322 em Energia Elétrica Comprada para Revenda, em virtude principalmente do maior custo com Encargos dos serviços do sistema – ESS, que absorveu o custo adicional do acionamento das térmicas despachadas fora da ordem de mérito, que anteriormente era coberto pelo PLD;

2. Acréscimo de R$ 534.942 em Encargos do Uso da Rede em virtude principalmente do maior custo com Encargos dos serviços do sistema – ESS, que absorveu o custo adicional do acionamento das térmicas despachadas fora da ordem de mérito, que anteriormente era coberto pelo PLD;

3. Acréscimo de R$ 116.039 milhões em Pessoal e Administradores, decorrente principalmente do reajuste salarial ocorrido em outubro de 2015; e

4. Redução de R$ 992.853 em Provisões e Reversões devido principalmente à reversão da provisão dos processos de desapropriações e patrimoniais e de fornecedores, parcialmente compensado pelo maior valor de PCLD em 2015.

Resultado Financeiro

O resultado financeiro apresentou decréscimo de R$ 241.550 devido a:

1. acréscimo de 40,7% em receitas financeiras decorrente da variação monetária sobre contas a receber vinculadas à concessão e da atualização da remuneração de ativos e passivos setoriais; e

2. acréscimo de 92,2% em despesas financeiras devido principalmente ao maior valor de encargos de dívidas decorrente do ingresso de recursos no período.

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10.2 - Resultado operacional e financeiro

a. resultados das operações do emissor, em especial:

i. descrição de quaisquer componentes importantes da receita

1. Conta de Desenvolvimento Energético - CDE A CDE, criada pela Lei nº 10.438/2002, tem por finalidades principais compensar os descontos tarifários aplicados às tarifas de uso e de energia para determinados usuários; a universalização do serviço de energia elétrica; e promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas nas áreas atendidas pelo sistema elétrico interligado nacional - SIN.

A partir da publicação da Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, que tratou da renovação de concessões de energia elétrica, da redução de encargos setoriais e da modicidade tarifária, os recursos da CDE foram utilizados para compensar as operações financeiras vinculados à indenização por ocasião da reversão das concessões de geração de energia elétrica.

O fundo CDE foi ainda destinado para cobrir custos decorrentes da exposição involuntária no mercado de curto prazo e custos do despacho termoelétrico em 2013 e janeiro de 2014, devido às condições hidroenergéticas desfavoráveis desde o final de 2012, relacionado principalmente aos baixos índices dos reservatórios das usinas hidrelétricas (Decreto nº 7.891/2013). Esta parcela do encargo é chamada de CDE Energia.

Os recursos da CDE são provenientes, entre outras fontes, das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia elétrica com o consumidor final, através de encargo tarifário. Mediante o aumento das despesas do fundo, as quotas de CDE para as distribuidoras foram elevadas em 2015.

Cabe ressaltar que de fevereiro a dezembro de 2014, recursos da Conta-ACR (Decreto nº 8.221/2014), cobriram 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, através da contratação de operações de crédito bancário pela CCEE. Estes recursos, tanto da CDE quanto da Conta-ACR, minimizaram o impacto financeiro nas distribuidoras ocasionado pelo aumento dos custos de energia.

Neste contexto, para a Copel Distribuição, a quota mensal da CDE Energia é de R$ 17.120, e quota mensal da CDE Uso de R$ 19.775 para janeiro e fevereiro de 2015, e passou a R$ 144.232 de março a dezembro de 2015 (Resolução Homologatória 1.857/2015). A elevação do encargo CDE Uso impactou significativamente o Reajuste Tarifário Extraordinário aplicado a partir de março de 2015. Em dezembro de 2015, são deduzidos da parcela de CDE Uso valores não arrecadados em razão dos efeitos da decisão liminar já proferida em favor da Abrace, conforme decisão liminar em favor da Abradee, que assegura às distribuidoras associadas o direito do não repasse.

A partir de junho de 2015, a Copel passou a recolher a quota de CDE relativa à Conta-ACR, no montante de R$ 46.638, que será paga em 57 parcelas atualizadas anualmente (Resolução Homologatória 1.863/2015 de 31/03/2015). O encargo foi alocado às distribuidoras na proporção do mercado de fornecimento e suprimento realizado de fevereiro a dezembro de 2014, e é destinado a amortizar as operações de crédito contratadas pela CCEE, cujo valor considera os custos financeiros e administrativos das operações contratadas.

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2. Revisão Tarifária Extraordinária - RTE 2015

A Aneel, em 27.02.2015, aprovou a Revisão Tarifária Extraordinária em 36,79% a partir de 02.03.2015, que teve como objetivo restabelecer a cobertura tarifária das distribuidoras de energia elétrica em decorrência do aumento da quota de CDE (22,14% do reajuste), e ao reposicionamento dos custos com energia (14,65% do reajuste) em função do reajuste da tarifa de Itaipu, impactada pela variação cambial e cenário hidrológico, e dos elevados preços praticados no 14º Leilão de Energia Existente (A-1 2014) e no 18º Leilão de Ajuste, realizado em 15.01.2015.

No Reajuste Anual de 2015, foi considerado o valor parcial da RTE 2015, sendo o saldo atual em 31.12.2015, atualizado pela Taxa Selic, de R$ 179.763. O saldo remanescente da RTE no montante de R$ 528.846, atualizado até 31.12.2015, será considerado no próximo reajuste tarifário.

3. Bandeiras Tarifárias

A partir de 1º.01.2015, conforme previsto na Resolução Normativa Aneel nº 547 de 16.04.2013, teve início a cobrança das bandeiras tarifárias nas faturas de energia elétrica. A Aneel homologa o valor a ser considerado para as bandeiras tarifárias, considerando a previsão do despacho de geração térmica, ESS gerado por segurança energética, exposição involuntária ao mercado de curto prazo, risco hidrológico associado à geração de Itaipu e das usinas convertidas em cotas de garantia física.

Inicialmente a Aneel definiu os valores de 15 R$/MWh para bandeira amarela e 30 R$/MWh para bandeira vermelha, vigentes para os meses de janeiro e fevereiro de 2015. De março a agosto, os valores foram atualizados, respectivamente, para 25 R$/MWh e 55 R$/MWh. Em setembro, por meio da Resolução Homologatória nº 1.945, de 28.08.2015, a Aneel definiu novos valores. A bandeira amarela permaneceu em 25 R$/MWh e a bandeira vermelha o valor passou a 45,00 R$/MWh. A partir de 1º.02.2016, a bandeira vermelha passou a ter dois patamares, R$ 3,00 e R$ 4,50, aplicados a cada 100 kWh (quilowatt-hora) consumidos, e a bandeira amarela passou a R$ 1,50, aplicados a cada 100 kWh. Para todo o ano de 2015 foi aplicado o regime de bandeira vermelha.

Mediante a publicação do Decreto nº 8.401 de 04.02.2015, foi criada a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT destinada a administrar os recursos decorrentes da aplicação das bandeiras tarifárias instituídas pela Aneel, sendo os recursos disponíveis repassados aos agentes de distribuição, considerados os valores efetivamente realizados conforme a previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional - SIN e a cobertura tarifária vigente.

No Reajuste Anual de 2015, a receita decorrente da aplicação do adicional da bandeira tarifária vermelha e os repasses da Conta Bandeiras para os períodos de competência de janeiro de 2015 a março de 2015 foram considerados na apuração da CVA energia e da CVA ESS/EER, conforme Resolução Homologatória nº 1.897 de 16.06.2015. Os custos não cobertos pelas bandeiras tarifárias no ciclo atual serão considerados no processo tarifário subsequente.

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A Copel Distribuição reconheceu o montante de R$ 1.120.218 de bandeira tarifária, entre receitas faturadas e não faturadas, destinando R$ 203.459 à conta CCRBT e R$ 916.759 destinados à cobertura dos custos de energia e encargos. Para a competência de dezembro de 2015, os valores foram estimados pela Copel Distribuição.

ii. fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais

1. Reversão de provisão para litígio – Ivaí Engenharia

Em outubro de 2015, a segunda turma do Superior Tribunal de Justiça determinou a anulação de condenação contra a Copel, na qual a Companhia deveria pagar cerca de R$ 540.000 à Ivaí Engenharia, relativa à execução de obras da PCH Derivação do Rio Jordão (PR), nos anos 1990. O STj entendeu que houve equívoco na definição do valor da condenação da Companhia, e determinou o retorno do processo ao Tribunal de Justiça do Paraná para que este profira novo julgamento. Com isso, houve reversão parcial de R$ 209.900, restando o saldo de R$ 139.100 registrado como perda provável, que corresponde ao valor do direito de crédito da autora.

2. Reversão do impairment

Nos exercícios de 2014 e 2015, a Companhia efetuou a revisão do valor recuperável de seus ativos devido principalmente ao período prolongado de escassez de chuva e as restrições legais ambientais.

A revisão resultou no reconhecimento no resultado do exercício de uma reversão de parte da perda por redução ao valor recuperável para os ativos do segmento de geração no valor de R$ 66.029, do montante reconhecido em 2014, no valor de R$ 807.281

A reversão e a perda por redução ao valor recuperável foram incluídas na rubrica de custos operacionais, provisões e reversões, na demonstração do resultado.

3. Repactuação do Risco Hidrológico (GSF) no ACR

Os geradores hidrelétricos fortemente impactados pelo baixo nível dos reservatórios em decorrência da escassez de chuvas dos últimos anos foram contemplados pelo Poder Concedente, em 08.12.2015, com a promulgação da Lei n° 13.203 que permitiu a repactuação do risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do MRE, com efeitos a partir de 1°.01.2015.

A Resolução Normativa Aneel n° 684, de 11.12.2015, estabeleceu os critérios para anuência e as demais condições para repactuação do risco hidrológico de geração hidrelétrica pelos agentes participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE. A repactuação no Ambiente de Contratação Regulado - ACR se deu pela transferência do risco hidrológico ao consumidor, mediante pagamento de prêmio de risco pelo gerador à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT e a repactuação no Ambiente de Contratação Livre - ACL pela contratação de níveis de Energia de Reserva.

Em 23.12.2015, após análise das condições para repactuação no ACR e no ACL, a Copel Geração e Transmissão e a Elejor protocolaram pedidos de repactuação do risco hidrológico

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somente no ACR das UHEs Mauá, Foz do Areia, Santa Clara e Fundão, anuídos através dos Despachos Aneel nos 84/2016 e 43/2016, respectivamente.

De acordo com o Termo de Repactuação do Risco Hidrológico e dos regulamentos citados, as controladas adquiriram o direito de recuperar parcialmente o custo com o fator de ajuste do MRE (Generation Scaling Factor - GSF) de 2015, no montante de R$ 33,55 por MW médio para a classe do produto SP100, referente ao prêmio de risco por elas contratado.

Em 31.12.2015, a Copel Geração e Transmissão e a Elejor reconheceram no resultado do exercício como Recuperação do Custo de Compra de Energia pela Repactuação do GSF o montante de R$ 134.620.

b. variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio, inflação, alterações de volumes e introdução de novos produtos e serviços

1. Receita de Fornecimento de Energia Elétrica, em virtude principalmente:

· do reajuste de 15,3% aplicado a partir de 24 de junho de 2015.

· compensado pela retração em 0,7% do mercado cativo:

2. Receita de Telecomunicações – acréscimo decorrente principalmente do aumento do número de

clientes, de 27.614 para 47.987 em 2015;

c. impacto da inflação, da variação de preços dos principais insumos e produtos, do câmbio e da taxa de juros no resultado operacional e no resultado financeiro do emissor, quando relevante A Companhia tem suas operações concentradas no Brasil e, consequentemente, o desempenho macroeconômico brasileiro tem reflexos em nosso resultado. Nossos resultados operacionais são significativamente afetados por variações nos preços praticados nos leilões de energia e do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD e pelos índices de inflação (IGP-m, IPCA e INPC.

7.267 6.957

6.838 6.929

5.470 5.530

2.252 2.256

2.381 2.371

24.208 24.043

2014 2015

Energia vendida (GWh)

Residencial Industrial Comercial Rural Outros

-0,7%

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No tocante aos custos operacionais merece destaque a rubrica “Energia elétrica comprada

para Revenda” que em 2015 cresceu 18,7% R$ 952.300 em comparação com 2014 devido principalmente ao aumento da tarifa de energia adquirida de Itaipu e do fim do repasse de recursos da CDE e da Conta ACR. Em 2014 este custos foram R$ 1.744.200 superiores a 2013 devido ao maior volume de energia adquirida no mercado de curto prazo e ao elevado valor do PLD. Importante observar que essas variações de custos são reconhecidas nos próximos reajustes tarifários. Já o resultado financeiro é influenciado pelos índices de inflação, pela variação da taxa de juros (TJLP e SELIC) e variação cambial. Sendo que os encargos de dívidas referentes a empréstimos, financiamentos e debêntures reconhecidos em 2015, 2014 e 2013 foram R$ 751.524, R$ 366.686 e R$ 233.417, respectivamente. A dívida em moeda estrangeira da Companhia não é significativa e não existe exposição a operações com derivativos de câmbio. A tabela abaixo mostra os principais indicadores macroeconômicos referentes aos anos de 2013, 2014 e 2015:

INDICADORES 2013 2014 2015

IGP-M 5,5% 3,7% 10,5%

INPC 5,6% 6,2% 11,3%

IPCA 5,9% 6,4% 10,7%

TJLP 5,0% 5,0% 7,0%

Dólar (Fim de Período) 2,34 2,66 3,90

Selic (Fim de Período) 9,90% 11,75% 14,25%

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10.3 - Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstraçõesfinanceiras

�� introdução ou alienação de segmento operacional

Houve a segregação do segmento operacional GER em geração e transmissão, não causando efeitos relevantes nas demonstrações financeiras. Também não ocorreu alienação ou introdução de segmento operacional.

�� constituição, aquisição ou alienação de participação societária

PARANÁ GÁS S.A.

Constituída em 2015, tem como objeto a exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, viabilizando a carteira de projetos térmicos e potencializando o desenvolvimento econômico e social do Estado do Paraná. Participou na 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP na forma de consórcio, formado em conjunto com Tucumann Engenharia (10%), Bayar Participações (30%) e Petra Energia (30%).

CUTIA EMPREENDIMENTOS EÓLICOS:

Por meio de nossa controlada Cutia Empreendimentos Eólicos, foram adquiridos, em 16.12.2014, seis parques eólicos, listados na tabela a seguir, da empresa Rodrigo Pedroso Energia Ltda. O complexo, formado por seis parques eólicos, contará com 63 aerogeradores cuja potência total soma 132,3 MW e garantia física de 55,8 MW médios, e está sendo construído no munícipio de São Bento do Norte, no Rio Grande do Norte, mesma região geográfica dos demais Complexos Eólicos pertencentes a Copel Geração e Transmissão.

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.

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:

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10.3 - Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstraçõesfinanceiras

SANEPAR

Em 17.04.2014, a Companhia passou a deter uma participação direta de 36.343.267 ações preferenciais (PN) da Sanepar, equivalente à 14,86% das ações PN e a 7,6252% do capital total, conforme evento aprovado na AGE da Dominó Holdings, realizada em 28.03.2014. Esta participação direta na Sanepar é decorrente das seguintes medidas adotadas pela Dominó Holdings: (i) conversão de ações ordinárias da Sanepar em ações preferenciais, na proporção de uma nova ação preferencial para cada ação ordinária convertida; e (ii) redução do capital social, através da transferência de ações PN da Sanepar aos acionistas da Dominó Holdings.

As ações da Sanepar foram adquiridas pela Copel com a finalidade de mantê-las como investimento permanente.

OUTRAS

Em 2015, através da nossa controlada Cutia. foram constituídas as empresas Usina de Energia Eólica Cutia S.A., Usina de Energia Eólica Guajiru S.A., Usina de Energia Eólica Jangada S.A., Usina de Energia Eólica Maria Helena S.A., Usina de Energia Eólica Potiguar S.A., Usina de Energia Eólica Esperança do Nordeste S.A., Usina de Energia Eólica Paraíso dos Ventos do Nordeste S.A., que têm como objetivo a geração e comercialização de energia com base em fontes renováveis.

�� eventos ou operações não usuais

Não houver eventos ou operações não usuais

30.09.2014 Ativos líquidos adquiridos

ATIVO 136.369

Ativo circulante 13.378

Ativo não circulante 122.991

Realizável a longo prazo 178

Investimentos 122.813

PASSIVO 136.369

Passivo circulante 11.774

Passivo não circulante 6

Patrimônio líquido 124.589 .

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10.4 - Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer doauditor

Exercício de 2015

�� Mudanças significativas nas práticas contábeis

A Administração da Companhia procedeu a revisão de política contábil com o objetivo de melhor apresentação do seu desempenho operacional e financeiro. Dessa forma, com base nas orientações emanadas pelo CPC 23 - Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro, reclassificou os gastos com a Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos e com a variação cambial sobre a compra de energia de Itaipu, buscando o alinhamento com a prática contábil definida pela Aneel.

�� Efeitos significativos das alterações em práticas contábeis

Os saldos de 31.12.2014 da Demonstração de Resultado e da Demonstração do Valor Adicionado foram reapresentados para melhor comparabilidade com os saldos de 31.12.2015. As reclassificações não tiveram efeitos no lucro líquido da Companhia.

Os efeitos estão demonstrados a seguir:

Consolidado

31.12.2014 Apresentado Reclassificação Reapresentado

Demonstração de ResultadoLucro Operacional Bruto (a) (b) 2.753.440 (123.685) 2.629.755

Custos Operacionais (a) (b) (11.165.077) (123.685) (11.288.762) Outras Receitas (Despesas) Operacionais (a) (1.043.526) 140.810 (902.716)

Outras despesas operacionais, líquidas (a) (530.378) 140.810 (389.568) Resultado Financeiro (b) 147.717 (17.125) 130.592

Receitas financeiras (b) 694.523 7.455 701.978 Despesas financeiras (b) (546.806) (24.580) (571.386)

Demonstração do Valor Adicionado (b)( - ) Insumos adquiridos de terceiros 11.300.116 (17.125) 11.282.991

Energia elétrica comprada para revenda 5.539.007 (17.125) 5.521.882 ( + ) Valor adicionado transferido 952.057 7.455 959.512

Receitas financeiras 694.523 7.455 701.978 Valor adicionado a distribuir 7.835.476 24.580 7.860.056

Terceiros 695.600 24.580 720.180 Juros 636.638 24.580 661.218

Distribuição do valor adicionado 7.835.476 24.580 7.860.056

(a) A Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos, no valor de R$ 140.810, foi reclassif icada de Outras receitas (despesas), líquidas para Custos Operacionais.

(b) A variação cambial sobre compra de energia de Itaipu, no valor líquido de R$ 17.125, foi reclassif icada de Custos Operacionais para Receitas Financeiras e Despesas Financeiras.

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�� Ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor

Não há.

Exercício de 2014


Durante o exercício de 2014, o Comitê de Pronunciamentos Contábeis emitiu revisões de pronunciamentos as quais não produziram efeitos nas principais políticas contábeis e nas demonstrações financeiras da Companhia.


Não há.


Não há.

Exercício de 2013


A partir do exercício iniciado em 1º.01.2013 estão sendo aplicados os CPCs: 18 (R2) Investimento em Coligada, em Controlada e em Empreendimento Controlado em Conjunto; 19 (R2) Negócios em Conjunto; 33 (R1) Benefícios a Empregados; 36 (R3) Demonstrações Consolidadas; e 45 Divulgação de Participações em Outras Entidades.

As principais mudanças ocorridas com a aplicação dos novos pronunciamentos, na apresentação das demonstrações financeiras consolidadas, foram a exclusão dos saldos proporcionais dos empreendimentos controlados em conjunto, que eram apresentados linha a linha, e a eliminação dos diferimentos das perdas e ganhos atuariais dos planos de pensão e saúde (método corredor).


Efeitos no balanço patrimonial de 31.12.2012

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Controladora

Publicado Efeitos do

CPC 33 (R1) Reapresentado

ATIVO 13.764.708 (135.608) 13.629.100

CIRCULANTE 1.218.801 - 1.218.801

NÃO CIRCULANTE 12.545.907 (135.608) 12.410.299

Realizável a Longo Prazo 1.540.940 - 1.540.940

Investimentos 11.004.967 (135.608) 10.869.359

PASSIVO 13.764.708 (135.608) 13.629.100

CIRCULANTE 257.700 - 257.700

NÃO CIRCULANTE 1.274.016 - 1.274.016

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 12.232.992 (135.608) 12.097.384

Consolidado

Publicado Efeitos do CPC

19 (R2)Efeitos do

CPC 33 (R1) Reapresentado

ATIVO 21.211.554 (14.577) 11.926 21.208.903

CIRCULANTE 4.699.255 (17.563) - 4.681.692 Caixa e equivalentes de caixa 1.483.137 (23.920) - 1.459.217 Dividendos a receber 9.555 8.509 - 18.064 Imposto de renda e contribuição social 193.158 (1.614) - 191.544 Outras 3.013.405 (538) - 3.012.867

NÃO CIRCULANTE 16.512.299 2.986 11.926 16.527.211

Realizável a Longo Prazo 6.302.904 (39.068) 33.481 6.297.317 Contas a receber vinculadas à concessão 2.684.792 (38.966) - 2.645.826 Depósitos judiciais 574.473 (102) - 574.371 Imposto de renda e contribuição social diferidos 647.804 - 33.481 681.285 Outras 2.395.835 - - 2.395.835

Investimentos 543.036 47.508 (21.555) 568.989

Imobilizado 7.871.849 (96) - 7.871.753

Intangível 1.794.510 (5.358) - 1.789.152

PASSIVO 21.211.554 (14.577) 11.926 21.208.903

CIRCULANTE 2.847.818 (14.374) - 2.833.444 Obrigações sociais e trabalhistas 384.150 (142) - 384.008 Fornecedores 1.136.359 (4.577) - 1.131.782 Outras obrigações fiscais 290.896 (2.416) - 288.480 Outras contas a pagar 97.042 (7.239) - 89.803 Outras 939.371 - - 939.371

NÃO CIRCULANTE 5.866.238 (203) 147.534 6.013.569 Fornecedores 100.996 (88) - 100.908 Imposto de renda e contribuição social diferidos 615.924 (115) (25.273) 590.536 Benefícios pós-emprego 502.423 - 172.807 675.230 Outras 4.646.895 - - 4.646.895

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 12.497.498 - (135.608) 12.361.890

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Efeitos na demonstração de resultado de 31.12.2012

Efeitos na demonstração do resultado abrangente de 31.12.2012

Consolidado


19 (R2) Reapresentado

OPERAÇÕES CONTINUADAS

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 8.532.217 38.965 8.493.252

Custos Operacionais (6.578.971) (38.335) (6.540.636)

LUCRO OPERACIONAL BRUTO 1.953.246 630 1.952.616

Outras Receitas (Despesas) Operacionais (952.727) 711 (953.438) Despesas com vendas (65.659) - (65.659) Despesas gerais e administrativas (544.828) (2.915) (541.913) Outras receitas (despesas), líquidas (353.280) (729) (352.551) Resultado da equivalência patrimonial 11.040 4.355 6.685

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS 1.000.519 1.341 999.178

Resultado Financeiro (27.821) (1.171) (26.650)

LUCRO OPERACIONAL 972.698 170 972.528

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (246.178) (170) (246.008)

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 726.520 - 726.520

Controladora




Outros resultados abrangentes

Itens que nunca serão reclassificados para o resultado

Perdas com passivos atuariais - benefícios pós-emprego - 144.573 (144.573)

Itens que são ou talvez sejam reclassificados para o resultado

Ganhos (perdas) com ativos financeiros disponíveis para venda (6.758) - (6.758)

Outros ganhos - créditos de controlada 1.462 - 1.462

Tributos sobre outros resultados abrangentes (139) - (139)

Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos (5.435) 144.573 (150.008)

RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 695.253 144.573 550.680

Consolidado




Outros resultados abrangentes

Itens que nunca serão reclassificados para o resultado

Perdas com passivos atuariais - benefícios pós-emprego - 207.947 (207.947)

Tributos sobre outros resultados abrangentes - (63.374) 63.374

Itens que são ou talvez sejam reclassificados para o resultado

Ganhos (perdas) com ativos financeiros disponíveis para venda (10.449) - (10.449)

Outros ganhos - créditos de controlada 3.164 - 3.164

Tributos sobre outros resultados abrangentes 2.476 - 2.476

Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos (4.809) 144.573 (149.382)

RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 721.711 144.573 577.138

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Efeitos na demonstração das mutações do patrimônio líquido

Efeitos na demonstração do fluxo de caixa de 31.12.2012

Efeitos na demonstração do valor adicionado de 31.12.2012

Controladora Consolidado

31.12.2012 1º.01.2012 31.12.2012 1º.01.2012

Saldo original publicado 12.232.992 11.826.694 12.497.498 12.069.528 Ajuste atuarial conforme o CPC 33 (R1) - (a) (135.608) 8.965 (205.466) 13.585

Imposto de renda e contribuição social diferidos - - 69.858 (4.620)

Saldo reapresentado 12.097.384 11.835.659 12.361.890 12.078.493

(a) Equivalência patrimonial na Controladora, líquida de tributos

Consolidado



Fluxo de caixa das atividades operacionais 1.395.216 24.147 1.419.363

Fluxo de caixa das atividades de investimento (1.780.354) (47.388) (1.827.742)

Fluxo de caixa das atividades de financiamento 819.150 - 819.150

TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 434.012 (23.241) 410.771

VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 434.012 (23.241) 410.771

Consolidado



Receitas 13.622.318 (38.966) 13.583.352 Venda de energia, serviços e outras receitas 11.925.819 (468) 11.925.351

Receita de construção 1.717.587 (38.498) 1.679.089 Outras receitas 1.738 - 1.738

Provisão para créditos de liquidação duvidosa (22.826) - (22.826)

( - ) Insumos adquiridos de terceiros 6.432.730 (40.150) 6.392.580 Material, insumos e serviços de terceiros 4.654.632 (1.209) 4.653.423 Custo de construção 1.510.563 (38.335) 1.472.228

Outros insumos 231.507 (606) 230.901 Outros 36.028 - 36.028

( = ) VALOR ADICIONADO BRUTO 7.189.588 1.184 7.190.772

( - ) Depreciação e amortização 550.588 (733) 549.855

( = ) VALOR ADICIONADO LÍQUIDO 6.639.000 1.917 6.640.917

( + ) Valor adicionado transferido 823.985 (4.972) 819.013 Receitas financeiras 648.938 (617) 648.321 Resultado de participações societárias 12.058 (4.355) 7.703

Outras receitas 162.989 - 162.989

VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR 7.462.985 (3.055) 7.459.930

DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO

Pessoal 1.327.721 (785) 1.326.936 Governo 4.659.967 (4.438) 4.655.529 Terceiros 748.777 2.168 750.945 Acionistas 726.520 - 726.520

7.462.985 (3.055) 7.459.930

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O Relatório dos Auditores Independentes sobre as Demonstrações Financeiras do exercício de 2013 não contem ressalvas, somente houve ênfase, conforme apresentado a seguir:

Ênfase

Reapresentação dos valores correspondentes

Conforme mencionado na nota explicativa 3, em decorrência da mudança de política contábil pela entrada em vigor em 1º de janeiro de 2013 do CPC 33 (R1) e IAS 19 – Benefícios a Empregados e do CPC 19 (R2) e IFRS 11 - Negócios em Conjunto, os valores correspondentes, individuais e consolidados, relativos aos balanços patrimoniais em 31 de dezembro de 2012 e 1º de janeiro de 2012 (derivado das demonstrações financeiras do exercício findo em 31 de dezembro de 2011) e os valores correspondentes relativos às demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e do valor adicionado (informação suplementar) referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2012, apresentados para fins de comparação, foram ajustados e estão sendo reapresentados como previsto no CPC 23 e IAS 8 – Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro e CPC 26 (R1) e IAS 1 – Apresentação das Demonstrações Contábeis. Nossa opinião não contém modificação relacionada a esse assunto.

Diferenças entre as práticas contábeis adotadas no Brasil e as IFRS

Conforme descrito na nota explicativa 2, as demonstrações financeiras individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da Companhia Paranaense de Energia - COPEL essas práticas diferem da IFRS, aplicável às demonstrações financeiras separadas, somente no que se refere à avaliação dos investimentos em controladas, coligadas e controladas em conjunto pelo método de equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria custo ou valor justo. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto.

Sobre as práticas adotada pela Copel, a Administração afirma que estão em consonância com a legislação societária brasileira.

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10.5 - Políticas contábeis críticas

Políticas Contábeis Críticas

Na preparação das demonstrações financeiras, a Administração realiza julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de 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.

As informações sobre julgamentos realizados na aplicação das políticas contábeis que têm efeitos significativos sobre os valores reconhecidos nas demonstrações financeiras e 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 relacionadas a seguir:

Consolidação

A Administração avalia se o grupo detém de fato o controle, o controle em conjunto ou a influência significativa sobre uma investida.

Método de equivalência patrimonial

Os investimentos em controladas, em empreendimentos controlados em conjunto e em coligadas são reconhecidos nas demonstrações financeiras individuais da investidora com base no método de equivalência patrimonial. Conforme esse método, os investimentos são inicialmente registrados pelo valor de custo e o seu valor contábil é aumentado ou diminuído pelo reconhecimento da participação da investidora no lucro, no prejuízo e em outros resultados abrangentes gerados pelas investidas, após a aquisição. Esse método deve ser descontinuado a partir da data em que o investimento deixar de se qualificar como controlada, empreendimento controlado em conjunto ou coligada.

As distribuições de resultados reduzem o valor contábil dos investimentos.

Controladas

As controladas são as entidades em que a investidora está exposta a, ou tem direito sobre, os retornos variáveis advindos de seu envolvimento com a entidade e tem a habilidade de afetar esses retornos exercendo seu poder sobre a entidade.

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 e os saldos decorrentes das transações entre as empresas consolidadas são eliminados.

Participação de acionistas não-controladores

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.

Empreendimentos controlados em conjunto e coligadas

Os empreendimentos controlados em conjuntos são as entidades em que a investidora, vinculada a um

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acordo, não exerce individualmente o poder de decisões financeiras e operacionais, independentemente do percentual de participação no capital votante.

As coligadas são as entidades sobre as quais a investidora tem influência significativa, mas não o controle.

Quando a participação nos prejuízos de um empreendimento controlado em conjunto ou de uma coligada se igualar ou exceder o saldo contábil de sua participação na investida, a investidora deve descontinuar o reconhecimento de sua participação em perdas futuras. Perdas adicionais serão consideradas, e um passivo reconhecido, somente se a investidora incorrer em obrigações legais ou construtivas (não formalizadas) ou efetuar pagamentos em nome da investida. Se a investida subsequentemente apurar lucros, a investidora deve retomar o reconhecimento de sua participação nesses lucros somente após o ponto em que a parte que lhe cabe nesses lucros posteriores se igualar à sua participação nas perdas não reconhecidas.

Operações em conjunto

Operação em conjunto é um negócio em conjunto segundo o qual as partes integrantes que detêm o controle conjunto do negócio têm direitos sobre os ativos e têm obrigações pelos passivos relacionados ao negócio.

As operações em conjunto (consórcios) são contabilizadas na empresa que possui a participação, na proporção de quota-parte de ativos, passivos e resultado.

Instrumentos financeiros

A Administração define as técnicas de classificação e avaliação de acordo com a natureza dos instrumentos financeiros e para qual finalidade eles são utilizados e monitora os riscos aos quais a Companhia e suas controladas estão expostas.

A Companhia e suas controladas não operam com instrumentos financeiros derivativos.

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 os instrumentos financeiros com mercado ativo, e pelo método do valor presente de fluxos de caixa esperados, para os sem cotação disponível no mercado.

Posteriormente ao reconhecimento inicial, os instrumentos financeiros não derivativos são mensurados conforme descrito a seguir:

Ativos financeiros

Instrumentos financeiros ao valor justo por meio do resultado

Um instrumento financeiro é assim classificado se for designado como mantido para negociação no seu reconhecimento inicial e se a Companhia e suas controladas gerenciam esses investimentos e tomam as decisões de compra e venda com base em seu valor justo, de acordo com a estratégia de investimento e gerenciamento de risco. Após o reconhecimento inicial, os custos de transação e os juros atribuíveis, quando incorridos, são reconhecidos no resultado.

Empréstimos e recebíveis

Ativos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não estão cotados em um mercado

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ativo, reconhecidos pelo método do custo amortizado com base na taxa de juros efetiva.

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. Quando esses ativos são desreconhecidos, os ganhos e as perdas acumulados mantidos no patrimônio líquido são reclassificados para o resultado do exercício.

Instrumentos financeiros mantidos até o vencimento

Os instrumentos financeiros são classificados nesta categoria se a Companhia e suas controladas têm intenção e capacidade de mantê-los até o seu vencimento. São mensurados pelo custo amortizado utilizando o método da taxa de juros efetiva, deduzido de eventuais reduções em seu valor recuperável.

Passivos financeiros e instrumentos de patrimônio

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.

Outros passivos financeiros

Os outros passivos financeiros 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.

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.

Capital social

O capital social está representado por ações ordinárias e preferenciais. Nas Assembleias Gerais, cada ação ordinária tem direito a um voto. As ações preferenciais não têm direito a voto e são de classes “A” e “B”.

As ações preferenciais classe “A” têm prioridade no reembolso do capital e na distribuição de dividendos mínimos de 10% a.a., não cumulativos, calculados com base no capital próprio a esta espécie e classe de ações.

As ações preferenciais classe “B” têm prioridade no reembolso do capital e direito ao recebimento de dividendos, correspondentes à parcela do valor equivalente a 25% do lucro líquido ajustado, de acordo com a legislação societária e o estatuto da Companhia, calculados com base no capital próprio a esta espécie e classe de ações. Os dividendos assegurados à classe “B” são prioritários apenas em relação às ações ordinárias e somente são pagos à conta dos lucros remanescentes, depois de pagos os

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dividendos prioritários das ações preferenciais classe “A”.

De acordo com o artigo 17 e seus parágrafos, da Lei nº 6.404/1976, os dividendos atribuídos às ações preferenciais são, no mínimo, 10% maiores do que os atribuídos às ações ordinárias.

Ativos e passivos financeiros setoriais e vinculados à concessão

Ativos e passivos financeiros setoriais líquidos

O termo aditivo ao contrato de concessão das concessionárias de distribuição, aprovado pelo Despacho Aneel nº 4.621/2014 prevê que, no caso de extinção da concessão por qualquer motivo, os valores residuais de itens da conta de compensação de valores de itens da “Parcela A” (custos não administráveis) e outros componentes financeiros não recuperados ou não devolvidos via tarifa sejam incorporados no cálculo da indenização ou descontados dos valores da indenização de ativos não amortizados, ficando, então, resguardado o direito ou a obrigação do concessionário junto ao Poder Concedente quanto a esses ativos e passivos.

Por meio da Deliberação CVM nº 732, o CPC aprovou a Orientação Técnica OCPC 08 de 09.12.2014, tornando obrigatório o reconhecimento de determinados ativos ou passivos financeiros setoriais nas distribuidoras de energia elétrica a partir do exercício de 2014.

Considerando o previsto no OCPC 08, item 13, os efeitos do aditamento dos contratos de concessão e permissão não caracterizam mudança de política contábil, mas sim de uma nova situação, consequentemente, a sua aplicação foi prospectiva ao evento e o reconhecimento inicial adotado baseou-se na composição dos valores dos ativos e passivos financeiros setoriais levantados até a data da assinatura dos aditivos dos contratos de concessão, ocorrida em 10.12.2014. Portanto, o seu reconhecimento inicial foi registrado como um componente da receita líquida.

Contas a receber vinculadas à concessão

Concessão de transmissão de energia elétrica

Refere-se a créditos a receber relacionados aos contratos de concessão da atividade de transmissão e estão representados pelos seguintes valores: (i) receita de construção da infraestrutura de transmissão para sua disponibilização aos usuários; e (ii) remuneração financeira garantida pelo Poder Concedente durante o prazo da concessão sobre tais receitas.

A receita dos contratos de concessão de transmissão é realizada pela disponibilização da infraestrutura aos usuários do sistema, não tem risco de demanda e é, portanto, considerada receita garantida, denominada Receita Anual Permitida - RAP, a ser recebida durante o prazo da concessão. Os valores são faturados mensalmente aos usuários da infraestrutura, conforme relatório emitido pelo Operador Nacional do Sistema - ONS. No vencimento da concessão, se houver saldo remanescente ainda não recebido relacionado à construção da infraestrutura, esse será recebido diretamente do Poder Concedente por ser um direito incondicional de receber caixa, conforme previsto no contrato de concessão, a título de indenização pelos investimentos efetuados e não recuperados por meio da RAP.

Esses ativos financeiros não possuem um mercado ativo, apresentam fluxos de caixa fixos e determináveis, e portanto, são classificados como “empréstimos e recebíveis”, e são 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 prorrogação 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.

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Concessão de distribuição de energia elétrica

Refere-se à indenização prevista no contrato de concessão de serviços públicos de distribuição de energia elétrica e que, no entendimento da Administração, assegura o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão, a ser pago pelo Poder Concedente. Essa indenização tem como objetivo reembolsar a Copel Distribuição pelos investimentos efetuados em infraestrutura e que não foram recuperados, por meio da tarifa, até o vencimento da concessão, por possuírem vida útil superior ao prazo da concessão.

Esses ativos financeiros, por não possuírem fluxos de caixa fixos determináveis, uma vez que a premissa da indenização terá como base o custo de reposição dos ativos da concessão, e por não possuírem as características necessárias para serem classificados nas demais categorias de ativos financeiros, são classificados como “disponíveis para venda”. Os fluxos de caixa atrelados a esses ativos são determinados considerando o valor da base tarifária denominada Base de Remuneração Regulatória - BRR, definida pelo Poder Concedente, cuja metodologia utilizada é o custo de reposição dos bens integrantes da infraestrutura de distribuição vinculada à concessão. A BRR é revisada periodicamente 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 e seu montante está incluído na composição da receita de tarifa faturada aos consumidores e recebida mensalmente.

O 1º, 2 º, 3º e 4º Ciclos de Revisão Tarifária foram realizados a cada quatro anos e, a partir do 5º Ciclo, que se inicia em janeiro de 2016, serão realizados a cada cinco anos, tendo em vista alteração promovida pelo quinto termo aditivo ao contrato de concessão.

Concessão de gás

O contrato de concessão de gás se enquadra no modelo bifurcado, onde parte dos investimentos efetuados pelo concessionário é remunerada pelos usuários do serviço público e a outra parte é indenizada pelo Poder Concedente, o Estado do Paraná, ao final da concessão. Esse modelo prevê o reconhecimento de ativo financeiro e de ativo intangível.

Como ativo financeiro é reconhecida a parcela que será indenizada pelo poder concedente correspondente aos investimentos efetuados nos dez anos anteriores ao término da concessão prevista em contrato e que, no entendimento da Administração, assegura o direito incondicional de receber caixa ao final 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”.

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão

Concessão de transmissão - Contrato 060/2001

Refere-se a valores a receber previstos na Medida Provisória 579/2012 - MP nº 579, convertida na Lei nº12.783/2013, em virtude da opção da Copel Geração e Transmissão pela prorrogação do referido contrato de concessão por mais 30 anos a partir de 31.12.2012.

Para os ativos denominados Rede Básica Novas Instalações - RBNI, que entraram em operação após maio de 2000, 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

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ano.

Para os ativos da Rede Básica do Sistema Existente - RBSE existentes em 31.05.2000 e com valor residual na data da prorrogação, o artigo 1º da resolução normativa Aneel nº 589/2013 definiu a 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.

Contratos de geração

Referem-se a valores a receber dos empreendimentos de geração de energia elétrica com contratos de concessão vencidos e não prorrogados, conforme dispõe a Lei nº 12.783/2013.

Os critérios e procedimentos que definem o valor indenizável para investimentos vinculados a bens reversíveis ainda não amortizados ou não depreciados, relativos a empreendimentos de geração, estão previstos na Resolução Normativa Aneel nº 596/2013.

A Administração entende ter direito contratual assegurado no que diz respeito à indenização dos bens vinculados ao final das concessões de serviço público. Para o cálculo de recuperação, considerará o valor novo de reposição - VNR, a depreciação e a amortização acumuladas a partir da data de entrada em operação da instalação até o vencimento da concessão.

Contas a pagar vinculadas à concessão

Referem-se aos valores estabelecidos no contrato de concessão relacionados ao direito de exploração do potencial de energia hidráulica (concessão onerosa), cujo contrato é assinado na modalidade de Uso do Bem Público - UBP. O registro inicial da obrigação é feito na data da assinatura do contrato de concessão, e corresponde ao valor presente do fluxo de caixa dos pagamentos futuros. Posteriormente, é atualizado pelo método da taxa de juros efetiva e reduzido pelos pagamentos contratados.

Imposto de renda e contribuição social corrente e diferido

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, 15%, acrescido de 10% sobre o que exceder a R$ 240 anuais, para o imposto de renda, e 9% para a contribuição social.

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 aplicados sobre as diferenças entre os ativos e passivos reconhecidos para fins fiscais e os correspondentes valores apropriados nas demonstrações financeiras, os quais 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.

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Imobilizado

Os bens do ativo imobilizado vinculados aos contratos de concessão de serviço público são depreciados pelo método linear com base nas taxas anuais estabelecidas e revisadas periodicamente pela Aneel, as quais são praticadas e aceitas pelo mercado como representativas da vida útil econômica dos bens vinculados à infraestrutura da concessão. No entanto, os bens vinculados aos contratos de uso de bem público sob o regime de produtor independente de energia elétrica são 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.

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, desde que seja provável que resultem em benefícios econômicos futuros para a empresa.

Os métodos de depreciação, as vidas úteis e os valores residuais são revistos a cada data de balanço e ajustados, caso seja apropriado.

Intangível

Integram esse ativo os softwares, adquiridos de terceiros e os gerados internamente, mensurados pelo custo total de aquisição menos as despesas de amortização pelo prazo de cinco anos, além dos contratos de concessão apresentados a seguir.

Concessão onerosa de geração de energia elétrica

Corresponde a aquisição de um direito de exploração do potencial de energia hidráulica cujo contrato é assinado na modalidade de Uso do Bem Público - UBP.

Durante a construção, o empreendimento é reconhecido pelo valor presente das saídas de caixa futuras no período de vigência do contrato de concessão. Na data de início da operação comercial do empreendimento, o montante apresentado é fixado e amortizado durante o período da concessão.

Contrato de concessão - distribuição de energia elétrica

Compreende o direito de exploração da infraestrutura, construída ou adquirida sob o regime de concessão do serviço público de energia elétrica, e de cobrar dos usuários o serviço público prestado, em consonância com o CPC 04 - Ativos Intangíveis, o ICPC 01 e o OCPC 05 - Contratos de Concessão.

É reconhecido pelo custo de aquisição, incluído os custos de empréstimos, deduzido da amortização acumulada e das perdas por redução ao valor recuperável, quando aplicável.

A amortização desse intangível reflete o padrão em que se espera que os benefícios econômicos futuros do ativo sejam consumidos, com expectativa de amortização durante o prazo da concessão.

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.

Esse ativo intangível é avaliado inicialmente pelo custo de aquisição, formação ou construção, inclusive

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juros e demais encargos financeiros capitalizados. Nesse ativo é aplicado 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.

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.

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.

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, essa perda é reconhecida no resultado do exercício. Também é reconhecido no resultado do exercício corrente a reversão de perda de exercícios anteriores.

Benefícios pós-emprego

A Companhia e suas controladas patrocinam planos de benefícios a empregados. Os valores desses 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.

Provisões

As estimativas de desfechos e de efeitos financeiros são determinadas pelo julgamento da

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Administração, complementado pela experiência de transações semelhantes e, em alguns casos, por relatórios de peritos independentes.

As provisões são reconhecidas para obrigações presentes (legal ou construtiva) 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.

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.

A provisão para custos ou obrigações socioambientais é registrada à medida que são assumidas as obrigações formais com os órgãos reguladores ou a Administração 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.

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.

Clientes

Os saldos de parcelamento de débitos de clientes são trazidos a valor presente, considerando o montante a ser descontado, as datas de realização, as datas de liquidação e a taxa de desconto.

O saldo de clientes é apresentado líquido da provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD, reconhecida em valor considerado suficiente pela Administração para cobrir as perdas na realização de contas a receber de consumidores e de títulos a receber, cuja recuperação é considerada improvável.

A PCLD dos consumidores é constituída considerando os parâmetros recomendados pela Aneel, com base nos valores a receber da classe residencial vencidos há mais de 90 dias, da classe comercial vencidos há mais de 180 dias e das classes industrial, rural, poderes públicos, iluminação pública e serviços públicos vencidos há mais de 360 dias, além da experiência em relação ao histórico das perdas efetivas.

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10.6 - Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras

Todos os ativos e passivos estão demonstrados no Balanço Patrimonial.

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10.7 - Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras

Todos os itens estão evidenciados nas demonstrações financeiras.

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10.8 - Plano de Negócios

Não se aplica.

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10.9 - Outros fatores com influência relevante

1. Geração:

• Usina Hidrelétrica Colíder: A usina localizada no Rio Teles Pires, entre os municípios de Nova Canaã do Norte e Itaúba, no Mato Grosso, teve as obras iniciadas em 2011 e deve absorver R$ 2,1 bilhões em investimentos. Em 2015 iniciaram-se os trabalhos de supressão da vegetação na área do futuro reservatório e 90% das obras já foram concluídas. Também iniciou-se as obras da linha de transmissão que vai ligar a usina à subestação Cláudia. A nova linha de transmissão terá 63 quilômetros de extensão e vai passar por Nova Canaã do Norte, Itaúba e Cláudia O empreendimento terá 300 MW de capacidade instalada, com previsão de entrar em operação comercial no segundo semestre de 2016. A Copel Geração e Transmissão conquistou a concessão para implantação e exploração da usina por 35 anos no leilão de energia realizado pela Aneel em 30.06.2010.

• Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu: Com participação de 30% no empreendimento, a Companhia estima investir R$ 592.400. Em março de 2015, foi publicada decisão autorizando a retomada das obras que haviam sido paralisadas em função da suspensão da Licença de Instalação do empreendimento pelo Tribunal Regional Federal da 4ª região. No entanto, o Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade - ICMBio impôs condicionantes adicionais ao licenciamento ambiental que impedem a retomada imediata da obra. O consórcio empreendedor encaminhou ao Instituto Ambiental do Paraná - IAP as informações necessárias para o atendimento de tais condicionantes e, em agosto de 2015, a licença foi emitida. Com a licença do IAP, o consórcio está tomando providências para que as obras sejam retomadas o mais breve possível.

Em decorrência de ato do poder público, caso fortuito e de força maior, a Aneel, através do Despacho n° 130 de 19.01.2016, reconheceu, a favor do Consórcio Energético Baixo Iguaçu, excludência de responsabilidade pelo atraso na implantação do empreendimento de um período correspondente a 626 dias, recomendando ao MME a prorrogação do prazo da outorga e determinando à CCEE que promova a postergação do início do período de suprimento dos CCEARs pelo período do excludente de responsabilidade reconhecido.

A usina terá capacidade instalada de 350,2 MW com participação de 30% da Copel Geração e Transmissão em parceria com a Geração Céu Azul S.A.

• Usina Hidrelétrica São Jerônimo: O projeto compreende o futuro aproveitamento hidrelétrico São Jerônimo, com potência instalada prevista de 331 MW, localizado no rio Tibagi, no Estado do Paraná. A implantação do empreendimento terá como base a concessão de uso do bem público constante do Edital de Leilão Aneel 02/2001 e que está adjudicada ao Consórcio São Jerônimo, no qual a Copel possui 41,2% de participação. Para o início das obras é necessária a autorização do Congresso Nacional, em conformidade com o artigo 231, parágrafo 3º, da Constituição Federal, visto que o reservatório da usina atinge áreas indígenas.

• Modernização da Usina Termelétrica de Figueira: A Companhia iniciou os trabalhos de modernização em 2015, visando aumentar sua eficiência e reduzir a emissão de gases e partículas resultantes da queima do carvão. A usina possui 20 MW de capacidade instalada e a modernização tem previsão de conclusão para setembro de 2016 a qual resultou até 31.12.2015 em R$ 55.600 de investimentos.

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2. Transmissão:

Ao final do exercício, a Companhia está concentrando esforços na construção de 10 empreendimentos, que adicionarão 4.329,6 km de extensão e 1.800 MVA de capacidade de transformação ao conjunto de linhas e subestações de transmissão próprios e em parceria, conforme quadro a seguir:

Projetos de Linhas e Subestações de Transmissão em Construção – Características Físicas

Empreendimento

Potência Instalada

(MW)

Garantia Física (MW médios)

Propriedade %

Potência Instalada

(MW) Proporc.

Garantia Fisica (MW

Médios) Proporc.

Previsão de Operação Comercial

Vencimento de Outorga

Hidrelétricas

UHE Colíder 300,0 179,6 100% 300,0 179,6 2º semestre 2016 16.01.2046

UHE Baixo Iguaçu 350,2 172,8 30% 105,1 51,8 01.12.2018 19.08.2047

Total das Hidrelétricas 650,2 352,4 405,1 231,4

Eólicas

GE Maria Helena 30,0 12,0 100% 30,0 12,0 01.10.2017 04.01.2042

Potiguar 28,8 11,5 100% 28,8 11,5 01.10.2017 10.05.2050

Paraíso dos Ventos do Nordeste 30,0 10,6 100% 30,0 10,6 01.10.2017 10.05.2050

GE Jangada 30,0 10,3 100% 30,0 10,3 01.10.2017 04.01.2042

Dreen Cutia 25,2 9,6 100% 25,2 9,6 01.10.2017 04.01.2042

Esperança do Nordeste 30,0 9,1 100% 30,0 9,1 01.10.2017 10.05.2050

Dreen Guajiru 21,6 8,3 100% 21,6 8,3 01.10.2017 04.01.2042

São Bento do Norte I 24,2 9,7 99,9% 24,2 9,7 01.01.2019 03.08.2050

São Bento do Norte II 24,2 10,0 99,9% 24,2 10,0 01.01.2019 03.08.2050

São Bento do Norte III 22,0 9,6 99,9% 22,0 9,6 01.01.2019 03.08.2050

São Miguel I 22,0 8,7 99,9% 22,0 8,7 01.01.2019 03.08.2050

São Miguel II 22,0 8,4 99,9% 22,0 8,4 01.01.2019 03.08.2050

São Miguel III 22,0 8,4 99,9% 22,0 8,4 01.01.2019 03.08.2050

Santo Cristo 27,0 15,3 49% 13,2 7,5 30.06.2015 (1)17.04.2047

Reduto 27,0 14,4 49% 13,2 7,1 26.06.2015 (1)15.04.2047

São João 27,0 14,3 49% 13,2 7,0 30.06.2015 (1)25.03.2047

Carnaúbas 27,0 13,1 49% 13,2 6,4 30.06.2015 (1)08.04.2047

Total das Eólicas 440,0 183,3 384,8 154,1 40%

Total das Fontes 1.090,2 535,7 789,8 385,6 (1) Aptas a operar comercialmente, contudo, aguarda conclusão das obras de responsabilidade do agente de transmissão.

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• Obras autorizadas pela Aneel

Em janeiro de 2015, entrou em operação um novo banco de capacitores em 230 kV – 50 Mvar na subestação Guaíra, localizada na região oeste do Paraná, o que proporcionou uma melhora significativa nos níveis de tensão do sistema elétrico da região. A obra foi autorizada pela Resolução Aneel nº 4.005/2013, proporcionando à Companhia por meio de sua controlada Copel Geração e Transmissão um incremento na RAP de aproximadamente R$ 900.

Em 29.03.2015, entrou em operação o segundo circuito da linha de transmissão em 230 kV que interliga as subestações Foz do Chopim e Salto Osório, situadas nos municípios de Quedas do Iguaçu e São Jorge D’Oeste respectivamente. A nova linha possui uma extensão de 10 km e reforça o fluxo de energia que é transmitida pelo Sistema Interligado Nacional - SIN. O empreendimento é parte do objeto do contrato de concessão nº 022/2012.

Já em 28.06.2015, foi concluído o segundo circuito da linha de transmissão em 230 kV entre as subestações Londrina e Figueira, situadas nos municípios de mesmo nome. A nova rede possui uma extensão de 88 km e também reforça o SIN. Com a conclusão do empreendimento, que também faz parte do contrato de concessão nº 022/2012, a Companhia passou a receber uma RAP de R$ 5.100.

Linhas e Subestações de Transmissão Circuito Tensão

(kV) Extensão

(km)

Capacidade Trans-

formação (MVA)

Previsão de Operação Comercial

Vencimento da Outorga

Copel Geração e Transmissão 582,6 600

Contrato nº 010/10 - LT Araraquara 2 - Taubaté CS 500 kV 334,3 - 30.03.2017 05.10.2040

Contrato nº 002/13 - LT Assis - Paraguaçu Paulista II CD 230 kV 41,5 - 25.01.2016 24.02.2043

- SE Paraguaçu Paulista II - 230 kV - 150

Contrato nº 005/14 - LT Bateias - Curitiba Norte CS 230 kV 31,7 - 29.07.2016 28.01.2044

- SE Curitiba Norte - 230/138 kV - 300

Contrato nº 021/14 - LT Foz do Chopim - Realeza CS 230 kV 52,1 - 05.03.2017 04.09.2044

- SE Realeza - 230/138 kV - 150

Contrato nº 022/14 - LT Assis - Londrina C2 CS 500 kV 123,0 - 05.09.2017 04.09.2044

Sociedades de Propósito Específico 3.747,0 1.200

Contrato nº 012/12 - LT Paranatinga - Ribeirãozinho CD 500 kV 355,0 - 31.03.2016 09.05.2042

- LT Paranaíta - Cláudia CD 500 kV 300,0 -

- LT Cláudia - Paranatinga CD 500 kV 350,0 -

- SE Paranaíta - 500 kV - -

- SE Cláudia - 500 kV - -

- SE Paranatinga - 500 kV - -

Contrato nº 013/12 - LT Ribeirãozinho - Rio Verde Norte C3 CS 500 kV 250,0 - 31.03.2016 09.05.2042

- LT Rio Verde Norte - Marimbondo II CD 500 kV 350,0 -

- SE Marimbondo II - 500 kV - -

Contrato nº 007/13 - LT Barreiras II – Rio das Éguas CS 500 kV 244,0 - 30.04.2016 01.05.2043

- LT Rio das Éguas – Luziânia CS 500 kV 373,0 -

- LT Luziânia – Pirapora 2 CS 500 kV 350,0 -

Contrato nº 001/14 - LT Itatiba - Bateias CS 500 kV 399,0 - 14.11.2017 13.05.2044

- LT Araraquara 2 - Itatiba CS 500 kV 207,0 -

- LT Araraquara 2 - Fernão Dias CS 500 kV 241,0 -

- SE Santa Bárbara d'Oeste - 440 kV - -

- SE Itatiba - 500 kV - -

- SE Fernão Dias - 500/440 kV - 1.200 14.05.2018

Contrato nº 019/14 - LT Estreito - Fernão Dias CD 500 kV 328,0 - 05.03.2018 04.09.2044

Total 4.329,6 1.800

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Em 28.06.2015 entrou em operação a SPE Marumbi Transmissora de Energia — investimento em parceria que contém 80% de participação da Copel — com a energização da Subestação e da Linha de Transmissão, objeto de contrato de concessão nº 008/2012.

Em 25.01.2016 iniciou-se a operação da nova subestação de energia em Paraguaçu Paulista, na região sudoeste de São Paulo. A subestação opera em 230 kV e conta com três transformadores monofásicos de 50 MVA cada, somando 150 MVA de potência de transformação total. A instalação possui ainda um transformador reserva para situações emergenciais. O empreendimento inclui uma linha de transmissão com 41,5 km de extensão que conecta Paraguaçu Paulista II a outra subestação já existente no município vizinho de Assis. O conjunto cumpre a função de melhorar o escoamento da energia proveniente de usinas térmicas à biomassa existentes na região, atendendo ao aumento da demanda por eletricidade registrado principalmente nos municípios de Presidente Prudente, Assis e Salto Grande. Este é o segundo empreendimento de transmissão da Copel fora das fronteiras do Paraná.

• Grandes obras e novas concessões

Começaram a ser construídas a subestação Curitiba Norte 230 kV, na região metropolitana de Curitiba, e a linha de transmissão com 31,7 km de extensão que irá conectá-la a outra subestação já existente denominada SE Bateias. Esse empreendimento prevê receber R$ 69.000 em investimentos e proporcionar à Companhia uma RAP de aproximadamente R$ 7.800 com a entrada em operação prevista para o segundo semestre de 2016.

Nesse ano, também foi emitida licença de instalação para um trecho da linha de transmissão Araraquara 2 — Taubaté, em construção no Estado de São Paulo, objeto do contrato de concessão n° 010/2010.

A Companhia trabalha ainda na implantação dos seguintes projetos:

• Subestação Realeza Sul, que será construída na região Sudoeste do PR e vai operar na tensão de 230 kV, e uma linha de transmissão com 52,1 km de extensão que irá conectá-la a outra subestação já existente denominada SE Foz do Chopim. A previsão de investimento para este empreendimento é de R$ 49.000 e proporcionará à Companhia uma RAP de aproximadamente R$ 6.500, com a entrada em operação prevista para o primeiro trimestre de 2017.

• Linha de transmissão 500 kV com 123 km de extensão que irá conectar as subestações Londrina e Assis, no Estado de São Paulo. Esse empreendimento deve receber R$ 135.000 em investimentos e proporcionar à Companhia uma RAP de aproximadamente R$ 16.800 quando entrar em operação em 2017.

• Ampliações nas subestações Bateias e Guaíra, com a instalação de novos bancos de capacitores, além da instalação de uma linha de transmissão 230 kV com 132 km de extensão (em dois trechos de 46 e 96 km, respectivamente) que irá conectar as subestações Ponta Grossa Norte e Figueira, com seccionamento na nova subestação KLACEL (Klabin Celulose), em Ortigueira. Esses empreendimentos têm previsão de receber R$ 88.000 em investimentos e proporcionar à Companhia uma RAP de aproximadamente R$ 12.300, com previsão de entrada em operação para novembro de 2016 e julho de 2017, respectivamente.

Em novembro de 2015, a Companhia arrematou o lote E no leilão de transmissão Aneel nº 005/2015. Com investimentos previstos de aproximadamente R$ 580.600, as obras somam 230 km de linhas de transmissão, além três novas subestações — que devem somar 900 MVA de potência instalada. O lote inclui os seguintes projetos:

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• Linha de transmissão Uberaba — Centro, com 8 km de linha subterrânea, além da subestação Curitiba Centro, na capital do Paraná;

• Linha de transmissão de 142 km a ser construída a partir da subestação Curitiba Leste, em São José dos Pinhais até a subestação Blumenau no Estado de Santa Catarina;

• Subestação Medianeira mais seccionamento de linha existente Cascavel — Foz do Iguaçu Norte;

• Linha de transmissão Baixo Iguaçu — Realeza, com 38 km de extensão e com objetivo de escoamento da energia da nova UHE Baixo Iguaçu.

• Subestação Andirá Leste mais seccionamento de linha existente Assis — Salto Grande.

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ii. fontes de financiamento dos investimentos

Destinação:

(1) Cobertura financeira de até 29,14% do total do projeto de Implantação da UHE Governador José Richa e do sistema de transmissão.

(2) Programa Nacional de Irrigação - Proni.

(3) Programa de Eletrificação Rural - Luz para Todos.

(4) Projeto BEL - serviço de internet banda ultra larga (Ultra Wide Band - UWB).

(5) (18) Implementação da UHE Mauá e sistema de transmissão associado, em consórcio com a Eletrosul

(6) Implantação de linha de transmissão entre as subestações Foz do Iguaçu e Cascavel Oeste.

(7) Aquisição de máquinas e equipamentos nacionais para a implantação da linha de transmissão descrita

Data da Nº de Vencimento Encargos financeiros a.a. Valor do Consolidado

Contrato Empresa emissão parcelas final (juros + comissão) contrato 31.12.2015 31.12.2014

Eletrobras

(1) 1293/94 Copel GeT 23.09.1994 180 30.06.2016 5,5% à 6,5% + 2,0% 307.713 16.980 50.237

(2) 980/95 Copel DIS 22.12.1994 80 15.11.2018 8,0% 11 8 11

(2) 981/95 Copel DIS 22.12.1994 80 15.08.2019 8,0% 1.169 246 311

(2) 982/95 Copel DIS 22.12.1994 80 15.02.2020 8,0% 1.283 95 119

(2) 983/95 Copel DIS 22.12.1994 80 15.11.2020 8,0% 11 128 154

(2) 984/95 Copel DIS 22.12.1994 80 15.11.2020 8,0% 14 55 72

(2) 985/95 Copel DIS 22.12.1994 80 15.08.2021 8,0% 61 35 99

(3) 002/04 Copel DIS 07.06.2004 120 30.07.2016 8,0% 30.240 643 1.737

(3) 142/06 Copel DIS 11.05.2006 120 30.09.2018 5,0% + 1,0% 74.340 10.007 13.588

(3) 206/07 Copel DIS 03.03.2008 120 30.08.2020 5,0% + 1,0% 109.642 41.550 50.455

(3) 273/09 Copel DIS 18.02.2010 120 30.12.2022 5,0% + 1,0% 63.944 11.510 13.154

(3) 2540/06 Copel DIS 12.05.2009 60 30.10.2016 5,0% + 1,5% 5.095 375 824

81.632 130.761

Caixa Econônica Federal

(3) 415.855-22/14 Copel DIS 31.03.2015 120 08.12.2026 6,0% 2.844 5.307 -

5.307 -

Finep

(4) 21120105-00 Copel Tel 17.05.2012 81 15.10.2020 4% 35.095 15.132 18.344

(4) 21120105-00 Copel Tel 17.05.2012 81 15.10.2020 3,5% + TR 17.103 12.406 14.824

27.538 33.168

BNDES

(5) 820989.1 Copel GeT 17.03.2009 179 15.01.2028 1,63% acima da TJLP 169.500 138.347 149.196

(6) 1120952.1-A Copel GeT 16.12.2011 168 15.04.2026 1,82% acima da TJLP 42.433 31.558 34.451

(7) 1120952.1-B Copel GeT 16.12.2011 168 15.04.2026 1,42% acima da TJLP 2.290 1.702 1.859

(8) 1220768.1 Copel GeT 28.09.2012 192 15.07.2029 1,36% acima da TJLP 73.122 63.312 67.700

(9) 13211061 Copel GeT 04.12.2013 192 15.10.2031 1,49% acima da TJLP 1.041.155 902.592 850.782

(10) 13210331 Copel GeT 03.12.2013 168 15.08.2028 1,49% e 1,89% acima da TJLP 17.644 16.077 17.273

(11) 15206041 Copel GeT 15.12.2015 168 15.06.2030 2,42% acima da TJLP 34.265 23.942 -

(12) 15205921 Copel GeT 15.12.2015 168 15.12.2029 2,32% acima da TJLP 21.584 14.663 -

(13) 14205611-A Copel DIS 15.12.2014 72 15.01.2021 2,09% a.a. acima da TJLP 41.583 34.266 30.008

(13) 14205611-B Copel DIS 15.12.2014 6 15.02.2021 2,09 a.a. acima da TR BNDES 17.821 21.267 17.874

(14) 14205611-C Copel DIS 15.12.2014 113 15.06.2024 6% a.a. 78.921 47.353 52.170

(15) 14.2.1271.1 Santa Maria 01.06.2015 192 15.08.2031 1,66% a.a. acima da TJLP 59.462 57.789 -

(15) 14.2.1272.1 Santa Helena 01.06.2015 192 15.08.2031 1,66% a.a. acima da TJLP 64.520 62.487 -

(16) 11211521 GE Farol 19.03.2012 192 15.06.2030 2,34% a.a. acima da TJLP 54.100 55.087 58.635

(16) 11211531 GE Boa Vista 19.03.2012 192 15.06.2030 2,34% a.a. acima da TJLP 40.050 40.726 43.349

(16) 11211541 GE S.B. Norte 19.03.2012 192 15.06.2030 2,34% a.a. acima da TJLP 90.900 92.362 98.311

(16) 11211551 GE Olho D'Água 19.03.2012 192 15.06.2030 2,34% a.a. acima da TJLP 97.000 98.228 104.533

1.701.758 1.526.141

(17) Notas Promissórias Copel GeT 29.12.2015 1 15.12.2017 117% do DI 500.000 496.694 -

496.694 -

Banco do Brasil

Repasse BNDES

(18) 21/02000-0 Copel GeT 16.04.2009 179 15.01.2028 2,13% acima da TJLP 169.500 138.347 149.198 138.347 149.198

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acima.

(8) Implantação da PCH Cavernoso II.

(9) Implantação da UHE Colíder e sistema de transmissão associado.

(10) Implantação da Subestação Cerquilho III em 230/138kV.

(11) Implantação de linha de transmissão Assis - Paraguaçu Palulista II.

(12) Implantação de linhas de transmissão Londrina - Figueira e Salta Osório - Foz do Chopim C2.

(13) Investimento em preservação de negócios, melhorias, suporte operacional e investimentos gerais em expansão.

(14) Máquinas e equipamentos nacionais credenciados no BNDES.

(15) (16) Construção e implantação de central geradora eólica.

(17) Pagamento de outorga - leilão nº 012/2015, referente UHE GPS.

iii. desinvestimentos relevantes em andamento e desinvestimentos previstos

Não houve desinvestimentos relevantes. Não há desinvestimentos previstos.

�� desde que já divulgada, indicar a aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros ativos que devam influenciar materialmente a capacidade produtiva do emissor

• A Copel Geração e Transmissão arrematou o Lote B1 do Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência. Com uma Bonificação de Outorga de R$ 574.800, o Lote B1 é composto pela Usina Hidrelétrica Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza (260,0 MW de potência e garantia física de 109,0 MW médios), empreendimento cuja concessão fazia parte do parque gerador da Copel GeT e teve o seu vencimento em 07 de julho de 2015. O empreendimento foi conquistado sem deságio, o que representa uma receita de prestação de serviço de R$ 130.900 ao ano.

• A Copel Geração e Transmissão arrematou o Lote E do Leilão de Transmissão nº 005/2015, realizado hoje. O empreendimento, que foi conquistado sem deságio, conta com uma Receita Anual Permitida (RAP) de R$ 97.900 e CAPEX total previsto pela Aneel de R$ 580.600, e é composto por 230 km de linhas de transmissão e 3 subestações que totalizam 900 MVA de potência,

�� c. novos produtos e serviços, indicando: i. descrição das pesquisas em andamento já divulgadas ii. montantes totais gastos pelo emissor em pesquisas para desenvolvimento de novos produtos ou serviços iii. projetos em desenvolvimento já divulgados iv. montantes totais gastos pelo emissor no desenvolvimento de novos produtos ou serviços

Em conformidade com a Lei n.º 9.991/2000, as concessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de energia elétrica devem aplicar anualmente um percentual mínimo de sua Receita Operacional Líquida - ROL em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica - P&D, segundo regulamentos estabelecidos pela Aneel. O projeto de P& D no setor de energia elétrica deve ser original e inovador.

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• Geração e Transmissão

Aplicou aproximadamente R$ 15.000 na execução de seu programa de P&D de geração e transmissão, composto por 29 projetos, sendo que, em 14 deles a Companhia participou de forma cooperada com outras empresas. Destes, 2 são estratégicos, cujos temas foram estabelecidos pela Aneel, por meio de Chamada de Projetos.

• Distribuição

Em 2015, foram investidos R$ 13.500 em 29 projetos de P&D, dos quais 10 contratados e 3 concluídos ao longo do ano, permanecendo em execução 26 projetos, participando de forma cooperada com outras empresas do setor elétrico em 8 projetos, dentre eles 3 estratégicos cujos temas foram estabelecidos pela Aneel, através de chamada de projetos.

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11.1 - Projeções divulgadas e premissas

Não se aplica ao emissor

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11.2 - Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas

�

Não se aplica ao emissor

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12.1 - Descrição da estrutura administrativa

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a. atribuições de cada órgão e comitê identificando se possuem regimento interno próprio

Assembleia Geral - A Assembleia Geral de Acionistas é o fórum no qual os acionistas têm poderes para decidir todos os negócios relativos ao objeto da Companhia e tomar as resoluções consideradas convenientes à sua defesa e desenvolvimento. Realizada no primeiro quadrimestre de cada ano, a Assembleia Geral Ordinária tem algumas competências específicas estabelecidas no artigo nº 132, da Lei Federal nº 6.404/76, Lei das Sociedades Anônimas. Além da Assembleia Ordinária, os acionistas podem se reunir eventualmente, sempre que entenderem necessário, em qualquer data, em Assembleias Gerais Extraordinárias. De todas as Assembleias Gerais são lavradas atas em livro próprio, as quais, após o devido registro na Junta Comercial do Estado do Paraná, são publicadas conforme determina a Lei Federal nº 6.404/76, Lei das Sociedades Anônimas. Não possui Regimento próprio.

Conselho de Administração - O Conselho de Administração é o órgão de deliberação da Companhia composto por sete ou nove membros eleitos em Assembleia Geral para o mandato de dois anos. Esse colegiado –– cuja principal responsabilidade é fixar a orientação geral dos negócios da Companhia –– tem sua forma de atuação e competência estabelecidas nos artigos 11 a 16 do Estatuto Social e em Regimento Interno específico. Anualmente, são realizadas quatro reuniões ordinárias desse Colegiado, conforme calendário pré-estabelecido, além de eventuais reuniões extraordinárias (em média, oito reuniões ao ano). De todas as reuniões do Conselho de Administração –– tanto ordinárias como extraordinárias –– são lavradas atas em livro próprio, as quais, após o devido registro na Junta Comercial do Estado do Paraná, são publicadas conforme determina a Lei Federal nº 6.404/76, Lei das Sociedades Anônimas. Atualmente o Conselho de Administração da Copel possui sete membros independentes conforme previsto na regra 10ª-3 da Securities Exchange Act, nos seguintes termos: a) ter independência técnica, econômica e de vínculos para com os acionistas (especialmente de subordinação) e para com a Companhia (nos termos da Análise da Independência dos membros do Conselho de Administração); b) não pode aceitar qualquer pagamento por consultoria, assessoria ou outro honorário compensatório por parte da empresa; c) não pode ser eleita pessoa que, nos últimos doze meses, foi (i) diretor executivo da Companhia ou de suas subsidiárias, controladas ou coligadas consolidadas; (ii) responsável técnico, diretor, gerente, supervisor ou qualquer outro integrante, com função de gerência, da equipe envolvida nos trabalhos de auditoria independente da Companhia ou suas subsidiárias, controladas e coligadas consolidadas; (iii) detentor de participação, direta ou indireta, superior a dez por cento do capital social votante da Companhia; d) não podem ser eleitos cônjuges ou parentes em linha reta, linha colateral ou por afinidade, até o segundo grau, de pessoa referida na letra "a" acima; e e) não podem ser eleitos os membros do Conselho de Administração em situação de conflito ou potencialmente conflituosa que afete sua independência. As boas práticas de Governança Corporativa recomendam que o Conselho de Administração, para melhor realizar suas atribuições, crie comitês de assessoramento. Diante disso, aquele Conselho constituiu o Comitê de Auditoria, composto por três membros escolhidos dentre seus pares. Para facilitar o entendimento das atribuições do Conselho foi disponibilizado na Intranet da Companhia, juntamente com outras normas e manuais, uma cartilha para que os empregados interessados em serem representantes no Conselho de Administração tenham fácil acesso à informação. Possui Regimento próprio.

Conselho Fiscal - O Conselho Fiscal da Copel é permanente, composto por cinco membros efetivos e cinco suplentes eleitos pela Assembleia Geral para o mandato de um ano, tendo sua composição, funcionamento e competências estabelecidas nos artigos 29 a 32 do Estatuto Social , em Regimento Interno, bem como nos artigos 161 a 165 da Lei das Sociedades

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Anônimas. São realizadas, no mínimo, quatro reuniões do Conselho Fiscal a cada exercício anual, conforme calendário pré-aprovado, com o objetivo específico de analisar e opinar sobre as demonstrações financeiras trimestrais e anuais. Além disso, o Conselho Fiscal realiza reuniões extraordinárias para tratar de assuntos de sua competência, dentre as quais a fiscalização dos atos dos administradores. De todas as reuniões do Conselho Fiscal – tanto ordinárias como extraordinárias – são lavradas atas em livro próprio e, eventualmente, de acordo com a exigência legal, também são lavrados pareceres. Possui Regimento próprio.

Diretoria Executiva da Holding - A Diretoria Executiva da Copel - responsável pelas funções executivas e com a atribuição privativa de representar a Companhia - é composta por cinco membros eleitos pelo Conselho de Administração para o mandato de três anos. As atribuições e deveres da Diretoria estão estabelecidos no artigo 20 e suas competências individuais são encontradas, respectivamente, nos artigos 21 a 25 do Estatuto Social, além da regulamentação quanto à forma de atuação ser prevista em Regimento Interno. As reuniões da Diretoria são realizadas semanalmente e de todas elas são lavradas atas em livro próprio. Possui Regimento próprio.

Comitê de Auditoria - Comitê de Auditoria da Copel está previsto no parágrafo terceiro do artigo 11 do Estatuto Social, sendo composto por três membros, Conselheiros de Administração, independentes conforme previsto na Regra 10ª-3 da Securities Exchange Act, sendo as características, composição, funcionamento e competências estabelecidas em Regimento Interno específico. Este Comitê subordina-se ao Conselho de Administração, ao qual está diretamente vinculado. Dentre as principais atribuições do Comitê de Auditoria estão as de fiscalização, revisão, supervisão, acompanhamento e, quando cabível, apresentação de recomendações sobre atividades da Companhia. Além disso, o Comitê de Auditoria é responsável pela operacionalização do Canal de Comunicação Confidencial. O Comitê de Auditoria também tem a responsabilidade de emitir relatórios semestral e anual, devendo o resumo do Relatório do Comitê de Auditoria, elaborado ao final do exercício, ser publicado em conjunto com as demonstrações contábeis e financeiras da Companhia. Suas reuniões ordinárias são realizadas, no mínimo, seis vezes ao ano, conforme calendário previamente definido, podendo haver outras, extraordinárias, sempre que necessário. Os membros do Comitê, ou ao menos um deles, participam também das reuniões do Conselho Fiscal, além de participarem das reuniões do Conselho de Administração, por serem integrantes deste. Possui Regimento próprio.

Comitê de Gestão de Riscos Corporativos - Como parte das ações para melhoria das práticas de Governança Corporativa, as Copel criou em 2009 o Comitê de Gestão de Riscos Corporativos. Trata-se de um órgão de caráter consultivo e permanente para questões relativas à Gestão Integrada de Riscos Corporativos, e rege-se por um regimento interno e pela legislação aplicável, tendo como objetivos principais a supervisão e o monitoramento do gerenciamento de riscos da Companhia e o assessoramento ao Comitê de Auditoria, de forma a assegurar a boa gestão dos recursos e a proteção e valorização do seu patrimônio. O Comitê de Gestão de Riscos Corporativos é composto por um representante de cada Diretoria, um representante da Superintendência de Controladoria, Gestão e Participações, um representante da Coordenação de Assuntos Regulatórios Corporativos e Planejamento Empresarial Integrado e um representante da Auditoria Interna. Dentre as principais atribuições do Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, incluem-se: Assessorar o Comitê de Auditoria na definição de diretrizes e estratégias para a Gestão de Riscos; Posicionar regularmente o Comitê de Auditoria sobre as atividades do Comitê de Riscos; Opinar sobre as matérias que lhe sejam submetidas pelo Comitê de Auditoria, bem como sobre aquelas que considerar relevantes; Supervisionar e monitorar o gerenciamento de riscos da Companhia, podendo manifestar-se a respeito; Verificar

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o cumprimento de suas recomendações ou esclarecimentos às suas manifestações; e Apreciar e deliberar sobre os riscos levantados por qualquer um de seus membros. Não possui Regimento próprio.

Comitê Permanente de Remuneração - O Comitê Permanente de Remuneração, composto por representantes das cinco diretorias da Copel (Holding) sob a coordenação do representante da Diretoria de Gestão Corporativa - DGE, tem as seguintes atribuições e competências: i. elaborar proposta, para aprovação da diretoria reunida da Copel (Holding), de política de fixação da remuneração dos administradores e conselho fiscal das subsidiárias integrais, controladas e coligadas da Copel; ii. revisar e recomendar anualmente à diretoria reunida da Copel (Holding) eventuais alterações nas políticas e reajuste nos valores de fixação da remuneração dos administradores e conselheiros fiscais das subsidiárias integrais, controladas e coligadas da Copel, de acordo com práticas de mercado; e iii. estudar e propor critérios e procedimentos para acúmulo de cargos e/ou funções diretivas e de colegiados — conselhos deliberativos e fiscais — de empreendimentos com participação acionária integral de empresas vinculadas à Copel. Não possui Regimento próprio

b. data de instalação do conselho fiscal, se este não for permanente, e de criação dos comitês

Conselho Fiscal - é de caráter permanente e estatutário.

Comitê de Auditoria – Criado em 19.05.2005, por deliberação da 71ª Reunião Extraordinária do Conselho de Administração, é de caráter permanente e estatutário.

Comitê de Gestão de Riscos Corporativos – Criado em 15.12.2009, por documento interno da Diretoria Circular nº 091/2009, é de caráter permanente e não estatutário.

Comitê Permanente de Remuneração – Criado em 30.01.2015, por documento interno da Diretoria Circular nº 006/2015, é de caráter permanente e não estatutário.

c. mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê e de seus membros, identificando o método utilizado

Conselho de Administração – Realizada anualmente, a autoavaliação dos Conselheiros é feita através de um questionário, específico para o Colegiado, cujas respostas são tabuladas e analisadas em documento, indicando pontos positivos e negativos e propostas de melhoria.

Conselho Fiscal – Não possui mecanismo de avaliação.

Diretoria Executiva - Desde 2007 é realizado processo formal de avaliação periódica da Diretoria e de seus diretores individualmente, através de um questionário, específico para o Colegiado, cujas respostas são tabuladas e analisadas em documento, indicando pontos positivos e negativos e propostas de melhoria.

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Comitê de Auditoria - Realizada anualmente, a autoavaliação do Comitê é feita através de um questionário, específico para o Colegiado, cujas respostas são tabuladas e analisadas em documento, indicando pontos positivos e negativos e propostas de melhoria

Comitê de Gestão de Riscos Corporativos - Não possui mecanismo de avaliação.

Comitê Permanente de Remuneração - Não possui mecanismo de avaliação.

d. em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais

As atribuições, deveres e responsabilidades individuais dos membros da Diretoria Executiva são estabelecidos no Estatuto Social, conforme descrito a seguir:

Compete ao Diretor Presidente: dirigir e coordenar os trabalhos da Diretoria; superintender e dirigir os negócios da Companhia; 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; assinar os documentos de responsabilidade da Companhia, observado o disposto no artigo 20, inciso I, e § 2º; apresentar à Assembleia Geral Ordinária o relatório anual dos negócios da Companhia, ouvido o Conselho de Administração; exercer as funções de Secretário Executivo do Conselho de Administração; dirigir e coordenar os assuntos relacionados: ao planejamento empresarial integrado e à gestão integrada do desempenho empresarial; à auditoria interna; e à Governança Corporativa abrangendo registros societários e comunicação oficial dos Diretores da Companhia e de suas Subsidiárias Integrais. definir políticas, diretrizes e coordenar as atividades referentes ao marketing e comunicação corporativos da Companhia e das suas Subsidiárias Integrais.

Compete ao Diretor de Gestão Empresarial: definir políticas e diretrizes, promovendo a aplicação na Companhia e nas Subsidiárias Integrais, referentes: 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. à logística de serviços e de suprimentos; à segurança empresarial; à tecnologia da informação; 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: 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; 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; 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; prover os recursos financeiros necessários à operação e expansão da Companhia e de suas Subsidiárias Integrais; 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 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.

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Compete ao Diretor de Relações Institucionais: dirigir e coordenar as relações político-institucionais da Companhia e de suas Subsidiárias Integrais com organismos governamentais e privados; 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; coordenar as atividades de ouvidoria; definir e coordenar as políticas e diretrizes referentes à assistência jurídica e à defesa dos interesses da Companhia e de suas Subsidiárias Integrais; 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; definir e coordenar as políticas e diretrizes relacionadas aos assuntos socioambientais e de cidadania empresarial para a Companhia e suas Subsidiárias Integrais; e 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: dirigir e coordenar a prospecção de negócios em atividades relacionadas ao objeto social da Companhia e alinhados ao seu planejamento estratégico; dirigir e coordenar a realização das análises de viabilidade técnica, econômico-financeira, jurídica, regulatória, fundiária e socioambiental dos negócios referidos no inciso anterior; 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; coordenar a participação da Companhia em leilões de negócios; dirigir os estudos relativos ao planejamento da expansão do setor de energia nas áreas de geração e de transmissão; 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; 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; 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; 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; acompanhar e supervisionar a gestão e o desenvolvimento das controladas e coligadas da Companhia e suas Subsidiárias Integrais, dentro dos critérios de boa governança corporativa e zelar pelo cumprimento de seus planos de negócios, observado o disposto neste Estatuto Social; e 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. Possui Regimento próprio.

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12.2 - Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais

a. prazos de convocação

Conforme o Estatuto Social da Companhia, 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.

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.

O quórum de instalação de Assembleias Gerais, bem como o das deliberações, serão aqueles determinados na legislação vigente.

b. competências

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 Assembleia convidará, dentre os presentes, um ou dois acionistas para servirem como Secretários.

Os acionistas poderão fazer-se representar por procuradores que preencham os requisitos legais.

c. endereços (físico ou eletrônico) nos quais os documentos relativos à assembleia geral estarão à disposição dos acionistas para análise

Endereço físico – sede social da Copel, na Rua Coronel Dulcídio nº 800 - 3º andar, Diretoria de Finanças e de Relações com Investidores, em seu Departamento de Acionistas e Custódia.

Endereço eletrônico - Os documentos pertinentes às matérias a serem debatidas na Assembleia Geral Ordinária, juntamente com o Manual de Orientação para Participação em Assembleia, encontram-se à disposição dos acionistas na sede da Companhia, bem como em seu website (www.copel.com)

d. identificação e administração de conflitos de interesses

Parte integrante das normas internas da Companhia, a Política de Governança Corporativa, que estabelece o padrão e as melhores práticas de governança corporativa adotadas pela Companhia Paranaense de Energia - Copel e em suas subsidiárias integrais, fixa como compromisso da Companhia, considerando os princípios da transparência, equidade, prestação de contas e responsabilidade, a avaliação das possibilidades de existência de situações que envolvam decisões motivadas por interesses distintos daqueles da organização, criando mecanismos para evitar conflito de interesses.

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12.2 - Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais

e. solicitação de procurações pela administração para o exercício do direito de voto

O acionista que não puder comparecer e desejar participar da Assembleia Geral poderá constituir procurador com poderes para representá-lo. Conforme previsto na Lei das S.A. (Lei nº 6.404, de 15.12.1976, parágrafo 1º do art. 126), o procurador deverá ser acionista da Companhia, advogado ou administrador da Companhia ou de instituição financeira/fundo de investimento. O procurador deverá ter sido instituído há menos de um ano da data da Assembleia Geral. A instituição financeira depositária das American Depositary Receipts (ADRs) nos Estados Unidos, o The Bank of New York Mellon, enviará as proxies aos titulares das ADRs para que exerçam seus direitos de voto na Assembleia Geral. A participação dar-se-á através do Banco Itaú, representante do The Bank of New York Mellon no Brasil.

f. formalidades necessárias para aceitação de instrumentos de procuração outorgados por acionistas, indicando se o emissor admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico

A Companhia ainda não admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico. Para 2017, está em andamento processo que permitirá voto eletrônico aos acionistas, com a disponibilização de Assembleia online.

g. manutenção de fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembleias

A Companhia disponibiliza profissionais especializados para recebimento de questões relativas a realização de Assembleias Gerais, seja através de endereço eletrônico ([email protected]), bem como pelo telefone 0800 41 2772 (Ligação gratuita).

h. transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembleias

Não há transmissão de vídeo ou áudio das assembleias.

i. mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por acionistas

A Copel mantém um canal de atendimento aos acionistas ([email protected]), sendo que na 126ª Reunião Ordinária do Conselho de Administração - CAD, realizada em 29.10.2009, este canal passou a atender, de forma exclusiva, os acionistas minoritários, com mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por eles.

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12.3 - Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração

a. número de reuniões realizadas no último exercício social, discriminando entre número de reuniões ordinárias e extraordinárias Reuniões Ordinárias - 04 Reuniões Extraordinárias - 12

b. se existirem, as disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou vinculação ao exercício do direito de voto de membros do conselho Não há disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou vinculação ao exercício do direito de voto de membros do conselho.

c. regras de identificação e administração de conflitos de interesses O regimento interno do Conselho de Administração estabelece regras para conflitos de interesses: (...) Art. 17 Em caso de constatado conflito de interesse ou interesse particular de um dos Conselheiros em relação a determinado assunto a ser decidido é dever do próprio Conselheiro se manifestar, tempestivamente. § 1º Caso o próprio Conselheiro não manifeste, qualquer dos presentes à reunião que tenha conhecimento do fato deve informar ao Conselho. § 2º Tão logo é identificado o conflito de interesse ou interesse particular a pessoa envolvida afasta-se das discussões e deliberações, podendo, por decisão dos demais Conselheiros, retirar-se temporariamente da reunião até o encerramento do assunto.

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12.4 - Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio dearbitragem

Não há cláusula estatutária para esse assunto.

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José Richa Filho 10/09/1964 Pertence apenas ao Conselho de Administração 23/04/2015 2015/2017 4

Não possui outro cargo/função Diretor de Gestão Empresarial

Especialista Financeiro no Comitê de Auditoria

567.562.919-04 Engenheiro Civil 27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 24/04/2015 Sim 89.40%

Não exerceu cargos e funções no emissor Não possui outro cargo/função

803.384.109-53 Bacharel em Direito 19 - Outros Diretores 01/01/2015 Sim 0.00%

317.905.859-53 Técnologo em Eletrônica

19 - Outros Diretores 16/09/2015 Sim 0.00%

Gilberto Mendes Fernandes 24/02/1957 Pertence apenas à Diretoria 16/09/2015 2015/2017 0

269.970.880-15 Médico Pediatra 27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 24/04/2015 Sim 100.00%

Carlos Homero Giacomini 27/09/1955 Pertence apenas ao Conselho de Administração 23/04/2015 2015/2017 4

Fernando Xavier Ferreira 13/02/1949 Pertence apenas ao Conselho de Administração 23/04/2015 2015/2017 2

Não exerceu cargos e funções no emissor

Diretor de Meio Ambiente e Cidadania Empresarial - de 18/03/2013 a 09/10/2013.

Diretor de Desenvolvimento de Negócios

Paulo Cesar Krauss 27/03/1965 Pertence apenas à Diretoria 10/10/2013 2015/2017 0

610.751.919-04 Jornalista 19 - Outros Diretores 10/10/2013 Sim 0.00%

Cristiano Hotz 02/08/1973 Pertence apenas à Diretoria 23/12/2014 2015/2017 0

Jonel Nazareno Iurk 09/04/1955 Pertence apenas à Diretoria 10/10/2013 2015/2017 0

221.896.299-34 Engenheiro Civil 19 - Outros Diretores 10/10/2013 Sim 0.00%

Não possui outro cargo/função Diretor Adjunto

Fabio Malina Losso 01/09/1974 Pertence apenas à Diretoria 22/12/2016 2015/2017 0

015.713.439-38 Advogado 19 - Outros Diretores 22/12/2016 Sim 0.00%

Não possui outro cargo/função Diretor de Governança, Diretor de Governança, Risco e Compliance

Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani 24/09/1960 Pertence apenas à Diretoria 23/12/2014 2015/2017 0

353.542.759-20 Economista 12 - Diretor de Relações com Investidores 01/01/2015 Sim 0.00%

Membro do Conselho Fiscal, Membro do Conselho de Administração e Diretor Financeiro

12.5/6 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal

Nome Data de nascimento Orgão administração Data da eleição Prazo do mandato Número de Mandatos Consecutivos

Outros cargos e funções exercidas no emissor Descrição de outro cargo / função

CPF Profissão Cargo eletivo ocupado Data de posse Foi eleito pelo controlador Percentual de participação nas reuniões

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050.837.708-06 advogado 47 - C.F.(Suplent)Eleito p/preferencialistas 29/04/2016 Não 0.00%

Aurelio Belarmino Barbosa 14/04/1940 Conselho Fiscal 28/04/2016 2016/2017 0

Gilmar Mendes Lourenço 19/05/1955 Conselho Fiscal 28/04/2016 2016/2017 3

Nãoexerceu outros cargos ou funções no emissor

Conselheiro de Administração da Copel (Holding)


574.730.999-49 Engenheiro Civil 33 - Conselheiro(Efetivo) e Dir. Presidente 23/03/2017 Sim 0.00%

Antonio Sergio de Souza Guetter 22/12/1961 Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração 22/03/2017 Diretoria: 2015/2017 CAD: 2015/2017

0

183.745.069-20 Economista 46 - C.F.(Suplent)Eleito p/Controlador 29/04/2016 Sim 0.00%


266.821.251-00 Administrador de empresas

22 - Conselho de Administração (Efetivo) 24/04/2015 Sim 83.30%

201.576.659-68 Técnico em eletrônica 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 24/04/2015 Não 100.00%

Helio Marques da Silva 02/06/1962 Pertence apenas ao Conselho de Administração 23/04/2015 2015/2017 0

142.144.239-68 Engenheiro Elétrico 20 - Presidente do Conselho de Administração 24/04/2015 Sim 100.00%

483.591.067-20 Economista 27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 20/10/2016 Não 0.00%

Mauro Ricardo Machado Costa 21/03/1962 Pertence apenas ao Conselho de Administração 23/04/2015 2015/2017 0


947.562.798-72 Administradora de empresas

27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 20/10/2016 Não 0.00%

Sandra Guerra 27/04/1955 Pertence apenas ao Conselho de Administração 20/10/2016 abril 2015 a abril 2017 0

Sergio Eduardo Weguelin Vieira 27/07/1955 Pertence apenas ao Conselho de Administração 20/10/2016 abril 2015 a abril 2017 0


Marlos Gaio 23/10/1974 Pertence apenas ao Conselho de Administração 23/04/2015 2015/2017 0

Técnico Industrial de Eletrotécnica


798.621.289-68 Advogado 27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 24/04/2015 Não 100.00%





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297.396.878-06 Contador 45 - C.F.(Efetivo)Eleito p/Minor.Ordinaristas 29/04/2016 Não 100.00%


João Carlos Flor Junior 28/01/1977 Conselho Fiscal 28/04/2016 2016/2017 1

Massao Fábio Oya 07/11/1981 Conselho Fiscal 28/04/2016 2016/2017 1


556.265.489-04 Engenheiro Civil 43 - C.F.(Efetivo)Eleito p/Controlador 29/04/2016 Sim 84.60%

Não exerceu outros cargos ou funções no emissor

Funcionário aposentado pela Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Vinícius Flor 29/10/1985 Conselho Fiscal 28/04/2016 2016/2017 1

046.334.719-61 Administrador de Empresa

48 - C.F.(Suplent)Eleito p/Minor.Ordinaristas 29/04/2016 Não 66.70%

114.387.549-49 Contador 46 - C.F.(Suplent)Eleito p/Controlador 29/04/2016 Sim 100.00%

017.192.339-18 Advogado 45 - C.F.(Efetivo)Eleito p/Minor.Ordinaristas 29/04/2016 Não 40.00%


roberto brunner 20/08/1942 Conselho Fiscal 28/04/2016 2016/2017 5

005.082.929-72 Advogado 40 - Pres. C.F.Eleito p/Controlador 29/04/2016 Sim 87.00%


Joaquim Antonio Guimarães de Oliveira Portes 17/07/1941 Conselho Fiscal 28/04/2016 2016/2017 5

Nelson Leal Júnior 30/10/1966 Conselho Fiscal 28/04/2016 2016/2017 1


Osni Ristow 24/08/1938 Conselho Fiscal 28/04/2016 2016/2017 5

247.119.341-20 Engenheiro civil 43 - C.F.(Efetivo)Eleito p/Controlador 29/04/2016 Sim 100.00%


George Hermann Rodolfo Tormin 24/03/1960 Conselho Fiscal 28/04/2016 2016/2017 2

110.282.709-68 Administrador 46 - C.F.(Suplent)Eleito p/Controlador 29/04/2016 Sim 100.00%

Funcionário aposentado da Companhia Paranaense de Energia - Copel





Experiência profissional / Declaração de eventuais condenações / Critérios de Independência

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Cristiano Hotz - 803.384.109-53

Fabio Malina Losso - 015.713.439-38

m.i Presidente liquidante do Banco de Desenvolvimento do Paraná S.A. - Badep (2011-2013); Fundador e Conselheiro do Fundo Especial de Segurança Pública do Estado do Paraná - Funesp (2012-2013); Secretário Geral do Conselho Estadual de Trânsito do Estado do Paraná (2012-2013); Professor convidado em cursos de mestrado e doutorado da Universidade de Chicago, bem como de pós-graduação da Universidade Positivo, UniCuritiba e FAAP.m.ii.Sócio e advogado de Losso Advogados Associados (desde 1999); Membro Fundador do “The Harris Council” da Universidade de Chicago (desde 2015);Presidente do Conselho Internacional do Reitor da Escola de Políticas Públicas da Universidade de Chicago (desde 2014).

n.i Não há qualquer condenaçãon.ii.Não há qualquer condenaçãon.iii.Não há qualquer condenação

Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani - 353.542.759-20

k. Membro independente de acordo com os termos da regra 10A-3 do Securities Exchange Act

m.i. Secretário de Estado da Fazenda 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); Diretor de Finanças das Subsidiárias Integrais 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);m.ii. Diretor de Finanças das Subsidiárias Integrais da Companhia Paranaense de Energia.

n.i Não há qualquer condenação criminaln.ii Não há qualquer condenação em processo administrativo da CVMn.iii Não qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer

Paulo Cesar Krauss - 610.751.919-04


m.i. Superintendente da Secretaria da Comunicação da Prefeitura de Curitiba (2007/2012)m.ii.Não ocupa nenhuma outra atividade em outras sociedades ou organizações do terceiro setor.

n.i Não há qualquer condenação criminaln.ii Não há qualquer condenação em processo administrativo da CVMn.iii Não há qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer

Jonel Nazareno Iurk - 221.896.299-34


m.i. Diretor de Meio Ambiente e Cidadania Empresarial da Companhia Paranaense de Energia - Copel (2013); Secretário de Estado do Meio Ambiente e Recursos Hídricos do Paraná (2011-2013);m.i.i. Membro do Conselho de Administração da Copel Telecomunicações S.A. e Membro do Conselho de Administração da Copel Renováveis S.A.


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Fernando Xavier Ferreira - 142.144.239-68

Carlos Homero Giacomini - 269.970.880-15


m.i. Presidente do Imap de Curitiba (2005-2012); e Secretário Municipal de Planejamento e Gestão Publica da Prefeitura de Curitiba (2009-2012).m.ii. Médico da Secretaria de Estado da Saúde do Paraná


José Richa Filho - 567.562.919-04


m.i. Presidente do Conselho de Administração da Estrada de Ferro Oeste PR - Ferroeste, reeleito na 25ª Assembleia Geral Ordinária, para o mandato 2012-2014; Membro do Comitê Gestor e Deliberativo do Programa Paraná Competitivo (2013-2014); e Membro do Conselho de Administração da Companhia de Informática do Paraná - Celepar (2011-2013).m.ii. Presidente do Conselho de Administração da Paraná Edificações – PRED (25.03.2013 – atual); Presidente do Conselho de Administração do Dep. de Estrada de Rodagens - DER, (2000 – atual); Secretário de Estado de Infraestrutura e Logística (2011-atual); Membro do Comitê Gestor e Deliberativo do Programa Paraná Competitivo, (2013 – atual); Membro do Conselho Gestor de Concessões, (11.01.2012-atual); Membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Infraestrutura (2015 - atual); Membro do Conselho de Administração da Agência Paraná de Desenvolvimento – APD (2014 – atual); Membro do Conselho de Administração do Departamento de Transito do Paraná –Detran PR (2014); e Presidente do Conselho de Administração dos Portos de Paranaguá e Antonina – APPA (13/08/2014 –atual).


Gilberto Mendes Fernandes - 317.905.859-53


m.i. 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); e Suplente do Conselho Fiscal da Fomentos Paraná - Agência de Fomento do Paraná (2011).m.ii. Conselheiro de Administração da Carbocampel - S.P.E. Copel/Cambui - exploração de carvão, desde 25.04.2014; Conselheiro de Administração da CS Bioenergia - S.P.E. Cattalini/Sanepar -geração de energia, desde 28.05.2015; Membro do Comitê Técnico de assessoramento do Conselho de Administração da Sanepar , desde 18.11.2013; Membro do Conselho Deliberativo da Usina a Gás de Araucária - UEGA, desde 15.02.2012; e Membro do Conselho Diretor do Consórcio Cruzeiro do Sul - Hidrelétrica Mauá, desde 05.08.2013.



m.i 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); e Suplente do Conselho Fiscal da Fomentos Paraná - Agência de Fomento do Paraná (2011).m.ii. Membro do Conselho de Administração da Copel Distribuição S.A. e Membro do Conselho de Administração da Copel Participações S.A.


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Sandra Guerra - 947.562.798-72

Marlos Gaio - 798.621.289-68


m.i. Superintendente da Secretaria da Administração Societária da Copel (2005-2011).m.ii. Sócio fundador e diretor de Gaio & Flor Junior Advogados Associados (2001-atual); e Sócio Fundador e administrador da empresa FBG Participações e Administração de Imóveis Ltda. (2010-atual).


Helio Marques da Silva - 201.576.659-68


m.i. Não exerceu nenhuma outra atividade profissional durante os últimos 5 anos.m.ii. Não ocupa nenhuma outra atividade em outras sociedades ou organizações do terceiro setor.


Mauro Ricardo Machado Costa - 266.821.251-00


m.i. Auditor Fiscal da Receita Federal do Brasil (cedido); Secretário da Fazenda Prefeitura de Salvador (2013-2014); e Secretário de Finanças da Prefeitura de São Paulo (2011-2012).m.ii. Secretário de Estado da Fazenda do Estado do Paraná (2015 - atual); Presidente do Conselho de Administração - FOMENTO PARANÁ (2015 - atual); Presidente do Conselho de Administração – PARANACIDADE (2015 - atual); Presidente do Conselho de Administração - Companhia de Saneamento do Paraná – SANEPAR (2015 - atual); Membro do Conselho de Administração - Companhia de Habitação do Paraná – COHAPAR (2015 - atual); e Membro do Conselho de Administração - Agência Paraná de Desenvolvimento – APD (2015 - atual).



m.i. Secretário de Educação do Estado do Paraná - (jan.-maio/2015); Conselheiro de Administração Telefônica S.A. - Telecomunicações 08/1998 a 04/2013; Conselheiro de Administração Telefônica Internacional - Telecomunicações Anterior a 2010 a 06/2012; Conselheiro de Administração Triunfo Participações e Investimentos - Infraestrutura 06/2007 a 04/2015; Conselheiro de Administração Alupar S.A. - Infraestrutura 12/2007 a 04/2015; Conselheiro de Administração Boa Vista Serviços Serviço de proteção ao crédito 10/2010 a 04/2015; Conselheiro de Administração Positivo Informática Produtos de informática 11/2013 a 12/2014; e Conselheiro ARSGSP- Agência reguladora de serviços de energia e sane amento Orgão Regulador 05/2011 a 07/2013.m.ii. 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.


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Antonio Sergio de Souza Guetter - 574.730.999-49

Sergio Eduardo Weguelin Vieira - 483.591.067-20


m.i.Sócio da BRZ Investimentos (2013-2015); Diretor da Comissão de Valores Mobiliários - CVM (2004-2008); Superintendente na área de meio ambiente (2009-2013), Chefe no Departamento de Mercado de Capitais e no Departamento de Desenvolvimento de Novos Produtos (2002-2004) e (2000-2001), respectivamente, no BNDES; Superintendente no BNDESPAR (1995-2000); Membro: do Conselho de Administração da Amata e do Terminal de Granéis de Santa Catarina - TGSC, do Comitê de Sustentabilidade da Fibria, da Câmara de Derivativos da BM&Fbovespa; Representante do Projeto Brazilian Excellence in Securities Transactions - Best, iniciativa da CVM, do Banco Central do Brasil, da BM&FBovespa e da Anbid.m.ii. Diretor de Investimentos da Fundação de Assistência e Previdência Social do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Fapes (2015-2016);

n.i Não há qualquer condenação criminal

n.ii Não há qualquer condenação em processo administrativo da CVM

n.iii Não qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer


m.i.Grupo Solvi (2011-2013), Coteminas S.A. (2007-2012), International Corporate Governance Network - ICGN (2001-2004), Mundomedia S.A. (2000-2002), Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC (1995-2001); Membro: do Nomination Committee (2012-2015) no ICGN, do ICGN Principles Revision Committee (2009), dos Congressos Anuais ICGN (2007-2009), do ICGN Award Committee (2006-2007), Membro: do Comitê Internacional (2009-2012), do Comitê de Governança Corporativa (2008) e do Comitê de Certificação (2008-2009) no IBGC; Coordenadora: do Comitê de Organização e Pessoas do Grupo Itapemirim (2010-2013), da Companies Circle Governança Corporativa na América Latina (2005-2012), do Congresso Anual ICGN, no Rio de Janeiro (2002-2004), do Comitê 10 anos IBGC 10 (2005) e do Comitê do Congresso Anual (2001-2003-2007); Presidente do Award Committee do ICGN (2008-2010); Membro do Conselho Consultivo do Grupo Itapemirim (2009-2013) e da InVent (2002-2003); Diretora de Marketing da CPM S.A. (2000-2005); Country Manager do Institute for International Research do Brasil - IIR (1996-1999); Sócia e Consultora Sênior da Paradygma Marketing e Comunicação(1991-1996); Sócia-Diretora da Mútua Assessoria de Comunicação (1982-1991); Jornalista em emissoras de rádio e televisão (1975-1987).m.ii. Presidente do Conselho de Administração do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC (2012-2016); Membro do Conselho de Administração de diversas empresas,quais sejam: International Integrated Reporting (2012-2016), Membro do Conselho de Administração da Vix Logística S.A. (desde 2015); Sócia Diretora da Better Governance Consulting Services (desde 2005)



n.iii Não há qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer

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Osni Ristow - 110.282.709-68

Joaquim Antonio Guimarães de Oliveira Portes - 005.082.929-72


m.i. Não exerceu nenhuma outra atividade profissional durante os últimos 5 anos. m.ii Não ocupa nenhuma outra atividade em outras sociedades ou organizações do terceiro setor.


Gilmar Mendes Lourenço - 183.745.069-20


m.i. Instituto Paranaense de Desenvolvimento Econômico e Social (Ipardes) - Diretor Presidente (2011-2015); e Instituto Paranaense de Desenvolvimento Econômico e Social (Ipardes) - Pesquisador desde 1977.m.ii. Faculdade de Administração e Economia (FAE) - Professor de Economia (2000-atual)


Aurelio Belarmino Barbosa - 050.837.708-06


m.i. Não exerceu nenhuma outra atividade profissional durante os últimos 5 anos.m.ii. Não ocupa cargos de administração em outras sociedades ou organizações do terceiro setor



m.i. Diretor Presidente da Copel Distribuição S.A. (2016 – 2017); Superintendente da Coordenação de Integridade Corporativa (2015); Assessor da Presidência da Companhia Paranaense de Energia - Copel (2015); Diretor de Finanças e de Relações com Investidores da Copel (2014); Diretor de Finanças das Copel Distribuição S.A., Copel Geração e Transmissão S.A., Copel Participações S.A., Copel Renováveis S.A., Copel Telecomunicações S.A. e Copel Renováveis S.A. (2014); Diretor Presidente da Copel Renováveis S.A. (2014); Presidente da Fundação Copel de Assistência e Previdência Social (2013) e Diretor de Administração e Seguridade da Fundação Copel de Assistência e Previdência Social (2011-2012).

m.ii. Não ocupa nenhuma outra atividade em outras sociedades ou organizações do terceiro setor.



n.iii Não há qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer

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João Carlos Flor Junior - 017.192.339-18

Massao Fábio Oya - 297.396.878-06


m.i. Membro titular do Conselho Fiscal das seguintes empresas: Cristal Pigmentos do Brasil S.A. (desde abr/13), WLM Indústria e Comércio S.A. (desde out/11), Pettenati Indústria Têxtil S.A. (desde out/14), , Bicicletas Monark S.A. (desde abr/15) e Companhia de Saneamento do Estado de São Paulo/ Sabesp (desde abr/15). Foi Conselheiro Fiscal Titular nas seguintes empresas e periodos: TIM Participações S.A. (set/11 a jan/12 e mar/12 a abr/12), Companhia de Saneamento do Paraná – Sanepar (abr/11 a abr/12), Wetzel S.A. (abr/11 a abr/12), Bardella S.A – Indústrias Mecânicas (abr/13 a abr/15), General Shopping S.A. (out/12 a abr/13), Companhia Providência Ind. e Comércio (abr/14 a mar/16) e Eucatex S.A. – Indústria e Comércio (abr/15 a abr/16).m.ii. Atualmente é Sócio Diretor da Solução Governança Corporativa e Consultoria Ltda e membro titular do Conselho Fiscal das seguintes empresas Cristal Pigmentos do Brasil S.A. (desde abr/13), WLM Indústria e Comércio S.A. (desde out/11), Pettenati Indústria Têxtil S.A. (desde out/14), Bicicletas Monark S.A. (desde abr/15) e Companhia de Saneamento do Estado de São Paulo/ Sabesp (desde abr/15).


Nelson Leal Júnior - 556.265.489-04


m.i. Não exerceu nenhuma outra atividade profissional durante os últimos 5 anosm.ii. Departamento de Estradas de Rodagem do Paraná - DER/PR - Diretor Geral, desde janeiro 2013


George Hermann Rodolfo Tormin - 247.119.341-20


m.i. Secretaria da Fazenda do Município do Salvador - Subsecretário (2013-2014); Secretaria da Receita Municipal de Salvador - Diretor (2013-2014); Secretaria de Finanças da Prefeitura de São Paulo - Secretário Adjunto (2011-2012); Companhia São Paulo de Desenvolvimento de Ativos (SPDA) - Diretor Presidente (2011-2012); e Companhia Paulistana de Securitização (SPSec) - Diretor Presidente (2011-2012).m.ii.Saneamento do Paraná (Sanepar) - Membro do Conselho Fiscal (desde 1º/01/2015); e Secretaria de Estado da Fazenda do Paraná - Diretor Geral (desde 1º/01/2015)



m.i. Não exerceu nenhuma outra atividade profissional durante os últimos 5 anos.m.ii. Não ocupa nenhuma outra atividade em outras sociedades ou organizações do terceiro setor.


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Vinícius Flor - 046.334.719-61


m.i. Escritório de Advocacia Gaio & Flor Junior Advogados Associados - Gerente dos departamentos financeiro e de controladoria (2013-atual); VJF Comércio de Artigos Esportivos Ltda. - Sócio fundador (2008-2014).m.ii. Não ocupa cargos de administração em outras sociedades ou organizações do terceiro setor


roberto brunner - 114.387.549-49


m.i. Não exerceu nenhuma outra atividade profissional durante os últimos 5 anos.m.ii. BJR - Serviços Administrativos Ltda - Sócio Diretor



m.i. Sócio fundador e advogado do Escritório de Advocacia Gaio & Flor Junior Advogados Associados, atuando como diretor empresarial, coordenador dos trabalhos de consultoria e contencioso empresarial (2003-atual)m.ii. Não ocupa cargos de administração em outras sociedades ou organizações do terceiro setor


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Franklin Kelly Miguel Comitê de Risco Membro do Comitê (Efetivo) EngenheiroEletricista

18/08/2014 permanente 42.90%

910.379.649-34 29/04/1973 18/08/2014 0

698.294.709-20 11/08/1969 18/08/2014 0

023.868.809-74 14/09/1978 18/08/2014 0

Eloir Joakinson Junior Comitê de Risco Membro do Comitê (Efetivo) Contador 18/08/2014 permanente 57.10%

Marco Antonio Biscaia Comitê de Risco Outros EngenheiroEletricista

18/08/2014 permanente 100.00%

Membro do Conselho de Administração - Independente - Eleito pelo Controlador.

José Richa Filho Comitê de Auditoria Membro do Comitê (Efetivo) Engenheiro Civil 03/05/2013 Mandato: 2013/2015, Recondução:2015/2017

95.70%

567.562.919-04 10/09/1964 03/05/2013 4

Eliane de Oliveira Comitê de Risco Membro do Comitê (Efetivo) Contadora 18/08/2014 permanente 62.50%

Carlos Homero Giacomini Comitê de Auditoria Presidente do Comitê Médico Pediatra 03/05/2013 Mandato: 2013/2015, Recondução:2015/2017

94.90%

269.970.880-15 27/09/1955 03/05/2013 4

Membro do Conselho de Administração da Companhia Paranaense de Energia - Copel, eleito na 181ª AGE, de 28.01.2011, para completar o mandato 2009-2011.

André Luis de Castro David Comitê de Risco Membro do Comitê (Efetivo) EngenheiroEletricista

18/08/2014 Permanente 66.70%

442.385.259-49 18/02/1962 18/08/2014 0

Mauro Ricardo Machado Costa Comitê de Auditoria Membro do Comitê (Efetivo) Administrador de Empresas

23/04/2015 Mandato: 2015/2017 0.00%

266.821.251-00 21/03/1962 24/04/2015 0

Membro do Conselho de Administração - Independente - Eleito pelo Controlador.

12.7/8 - Composição dos comitês

Nome Tipo comitê Cargo ocupado Profissão Data eleição Prazo mandato Percentual de participação nas reuniões

Outros cargos/funções exercidas no emissor

CPF Descrição outros comitês Descrição outros cargos ocupados Data de nascimento

Data posse Número de Mandatos Consecutivos

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688.738.409-49 18/06/1969 12/01/2015 0

544.802.999-04 21/10/1965 12/01/2015 0

Evelise Moreira Partika Comitê de Remuneração Membro do Comitê (Efetivo) Analista de Produção

12/01/2015 permanente 63.60%

457.072.279-20 21/05/1959 18/08/2014 0

Zeno Bannach Junior Comitê de Risco Membro do Comitê (Efetivo) Auditor Consultor 18/08/2014 permanente 77.80%

Ana Clara Morrissy Johnsson Comitê de Remuneração Membro do Comitê (Efetivo) Economista 12/01/2015 permanente 100.00%

Luiz Carlos Cavanha Junior Comitê de Remuneração Outros Administrador 12/01/2015 permanente 100.00%

851.780.989-00 24/02/1972 18/08/2016 0

Osmari Penteado Santos Comitê de Risco Membro do Comitê (Efetivo) Economista 18/08/2014 permanente 71.40%

Maximiliano Andres Orfali Comitê de Risco Membro do Comitê (Efetivo) EngenheiroEletricista

18/08/2016 permanente 62.50%

552.475.209-04 Coordenador 07/05/1962 18/08/2014 0

Vicente Loiacono Neto Comitê de Risco Membro do Comitê (Efetivo) Advogado 18/08/2014 permanente 66.70%

041.329.709-81 04/06/1983 18/08/2014 0

652.016.209-49 30/09/1964 18/08/2014 0

519.945.699-72 08/08/1964 18/08/2014 0

Robson Luiz Schiefler e Silva Comitê de Risco Membro do Comitê (Efetivo) EngenheiroEletricista

18/08/2014 permanente 87.50%






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519.476.769-20 09/10/1961 12/01/2015 0

Marcelo Sanchotene Cunha Comitê de Remuneração Membro do Comitê (Efetivo) EngenheiroMecânico

12/01/2015 permanente 100.00%

018.459.448-01 Comitê de Risco e Comitê de Remuneração

11/04/1958 28/08/2014 0

Jose Marques Filho Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Engenheiro Civil 28/08/2014 permanente 54.50%

475.442.289-91 Coordenador 25/09/1960 12/01/2015 0






Mauro Ricardo Machado Costa - 266.821.251-00

José Richa Filho - 567.562.919-04

m.i. Presidente do Conselho de Administração da Estrada de Ferro Oeste PR - Ferroeste, reeleito na 25ª Assembleia Geral Ordinária, para o mandato 2012-2014; Membro do Comitê Gestor e Deliberativo do Programa Paraná Competitivo (2013-2014); e Membro do Conselho de Administração da Companhia de Informática do Paraná - Celepar (2011-2013).m.ii. Presidente do Conselho de Administração da Paraná Edificações – PRED (25.03.2013 – atual); Presidente do Conselho de Administração do Dep. de Estrada de Rodagens - DER, (2000 – atual); Secretário de Estado de Infraestrutura e Logística (2011-atual); Membro do Comitê Gestor e Deliberativo do Programa Paraná Competitivo, (2013 – atual); Membro do Conselho Gestor de Concessões, (11.01.2012-atual); Membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Infraestrutura (2015 - atual); Membro do Conselho de Administração da Agência Paraná de Desenvolvimento – APD (2014 – atual); Membro do Conselho de Administração do Departamento de Transito do Paraná –Detran PR (2014); e Presidente do Conselho de Administração dos Portos de Paranaguá e Antonina – APPA (13/08/2014 –atual).


Carlos Homero Giacomini - 269.970.880-15

m.i. Presidente do Imap de Curitiba (2005-2012); e Secretário Municipal de Planejamento e Gestão Publica da Prefeitura de Curitiba (2009-2012).m.ii. Médico da Secretaria de Estado da Saúde do Paraná


Experiência profissional / Declaração de eventuais condenações / Critérios de Independência

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Marcelo Sanchotene Cunha - 519.476.769-20

Não aplicável conforme orientações do OFÍCIO-CIRCULAR/CVM/SEP/Nº02/2016

Luiz Carlos Cavanha Junior - 475.442.289-91


Evelise Moreira Partika - 544.802.999-04


Ana Clara Morrissy Johnsson - 688.738.409-49


Zeno Bannach Junior - 457.072.279-20


Vicente Loiacono Neto - 041.329.709-81


Robson Luiz Schiefler e Silva - 652.016.209-49


Osmari Penteado Santos - 519.945.699-72


Maximiliano Andres Orfali - 851.780.989-00


Marco Antonio Biscaia - 552.475.209-04


Franklin Kelly Miguel - 910.379.649-34


Eloir Joakinson Junior - 023.868.809-74


Eliane de Oliveira - 698.294.709-20


André Luis de Castro David - 442.385.259-49


m.i. Auditor Fiscal da Receita Federal do Brasil (cedido); Secretário da Fazenda Prefeitura de Salvador (2013-2014); e Secretário de Finanças da Prefeitura de São Paulo (2011-2012).m.ii. Secretário de Estado da Fazenda do Estado do Paraná (2015 - atual); Presidente do Conselho de Administração - FOMENTO PARANÁ (2015 - atual); Presidente do Conselho de Administração – PARANACIDADE (2015 - atual); Presidente do Conselho de Administração - Companhia de Saneamento do Paraná – SANEPAR (2015 - atual); Membro do Conselho de Administração - Companhia de Habitação do Paraná – COHAPAR (2015 - atual); e Membro do Conselho de Administração - Agência Paraná de Desenvolvimento – APD (2015 - atual).


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Jose Marques Filho - 018.459.448-01


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Pessoa relacionada

Carlos Alberto Richa 123.456.789-09 Estado do Paraná 76.416.890/0001-89

Observação

Governador do Estado do Paraná

Conselheiro de Administração

Administrador do emissor ou controlada

José Richa Filho 567.562.919-04 Companhia Paranaense de Energia - COPEL 76.483.817/0001-20 Irmão ou Irmã (1º grau por consangüinidade)

12.9 - Existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o 2º grau relacionadas a administradores do emissor, controladas e controladores

Cargo

Nome CPFNome empresarial do emissor, controlada ou controlador CNPJ

Tipo de parentesco com o administrador do emissor ou controlada

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Nos últimos três exercícios, não houve relações de subordinação, prestação de serviço ou controle mantidas, entre administradores do emissor e: sociedade controlada, direta ou indiretamente, pelo emissor; controlador direto ou indireto do emissor.

Justificativa para o não preenchimento do quadro:

12.10 - Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros

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12.11 - Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesassuportadas pelos administradores

Seguro de responsabilidade civil de sociedades comerciais para conselheiros, diretores e administradores D&O - Directors & Officers, com abrangência em todo território nacional e no exterior, contratado pela Companhia com limite máximo de garantia de US$ 25.000.000,00. A finalidade do seguro é a cobertura de pagamento dos prejuízos financeiros, honorários advocatícios e despesas processuais decorrentes de reclamação feita contra os segurados em virtude de atos danosos pelos quais sejam responsabilizados dentro dos seus atos regulares de gestão. Estão cobertos pelo seguro conselheiros, diretores, administradores da Copel e pessoas indicadas pela Copel para ocupar cargos equivalentes nas empresas subsidiárias e os Conselheiros de Administração, Conselheiros Fiscais, Diretores ou Administradores, representantes da Copel, legalmente eleitos nas respectivas empresas coligadas e/ou controladas. Criada em outubro de 1954, a Copel atua com tecnologia de ponta nas áreas de geração, transmissão, distribuição de energia e telecomunicações. Opera um sistema elétrico com parque gerador próprio de usinas, linhas de transmissão, subestações, linhas e redes de distribuição e um sistema óptico de telecomunicações que atende todas as cidades do Estado do Paraná. Participa também nos setores de saneamento e gás. Em 2013, a Companhia adquiriu sete empresas voltadas exclusivamente à energia eólica no Rio Grande do Norte: Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A., Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A., Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A., Nova Euros IV Energias Renováveis S.A., Santa Maria Energias Renováveis S.A., Santa Helena Energias Renováveis S.A. e Ventos de Santo Uriel S.A. Em outubro de 2013 foram criadas duas subsidiárias integrais: Copel Renováveis S.A., que concentrará os investimentos em geração a partir de fontes renováveis, além de prestar serviços de consultoria e engenharia dentro da sua área de atuação e a Copel Participações S.A., onde participa e se associa com empresas, consórcios e outras instituições. Diante do acima exposto, os atos praticados pelos administradores da Companhia Paranaense de Energia – COPEL sempre estarão atrelados à sua condição como administradores das Subsidiárias Integrais. Por esta razão as despesas com o Seguro D&O estão rateadas entre as Subsidiárias Integrais, de acordo com o contido no Edital de licitação para a próxima contratação, conforme segue:

HOLDING - SUBSIDIÁRIA INTEGRAL CNPJ INSCRIÇÃO ESTADUAL

%

COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA - COPEL (HOLDING)

76.483.817/0001-20 10.146.326-50 13,13%

COPEL DISTRIBUIÇÃO S/A 04.368.898/0001-06 90.233.073-99 24,07%

COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S/A 04.370.282/0001-70 90.233.068-21 20,0%

COPEL TELECOMUNICAÇÕES S/A 04.368.865/0001-66 90.233.099-28 5,71%

COPEL PARTICIPAÇÕES S.A. 19.125.927/0001-86 - 5,23%

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12.11 - Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesassuportadas pelos administradores

COPEL RENOVÁVEIS S.A. 19.126.003/0001-02 - 0,67%

COPEL BRISA POTIGUAR

21.974.148/0001-05 - 9,0%

CUTIA EMPREENDIMENTOS EÓLICOS S/A

10.979.076/0001-64 - 17,0%

SÃO BENTO ENERGIA, INVESTIMENTOS E PARTICIPAÇÕES S/A

13.985.420/0001-16 - 5,19%

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12.12 - Práticas de Governança Corporativa

Seguimos o Código das Melhores Práticas de Governança Corporativa, do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa – IBGC (http://www.ibgc.org.br/userfiles/2014/files/codigoMP_5edicao_baixa%5B1%5D.pdf)

Algumas práticas: a) O período do mandato do conselheiro de Administração não deve ultrapassar dois anos; b) Segregação das funções de presidente do conselho de Administração e diretor-presidente; c) Recomenda-se um número ímpar de conselheiros de Administração, entre cinco e onze; d) O Comitê de Auditoria dá suporte ao Conselho de Administração; e) O código de conduta é elaborado segundo os valores e princípios éticos da Companhia, e

seu processo de elaboração é liderado pela Diretoria, segundo princípios e políticas definidos pelo Conselho de Administração. Cabe ao Conselho de Administração a aprovação da versão final do código de conduta. A participação das partes interessadas no processo de elaboração do código de conduta contribui para sua aceitação e legitimidade;

f) O manual para a participação na assembleia geral é elaborado, visando a facilitar e estimular a participação nas assembleias, o qual oferece informações detalhadas sobre cada matéria a ser deliberada, incluindo a posição da administração. É fornecido aos sócios e enviado à CVM e à bolsa de valores em que os títulos de emissão da companhia estão listados e disponibilizado no seu website; entre outras práticas.

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OuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOutrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasas informações relevantes

1. Assembleias Gerais realizadas nos últimos três anos e publicações legais

Tipo de Assembleia Geral

Número da Assembleia

Geral Data de realização

Instalação em segunda

convocação?

Quórum de instalação

AGO 61ª 28/04/2016 não 63,28

AGE 192ª 02/12/2015 não 62,08

AGE 191ª 30/07/2015 não 61,39

AGO 60ª 23/04/2015 não 87,86%

AGE 190ª 23/04/2015 não 87,86%

AGE 189ª 09/02/2015 Não 62,18%

AGE 188ª 24/04/2014 Não 86,86%

AGO 59ª 24/04/2014 Não 86,86%

AGE 187ª 10/10/2013 Não 86,19%

AGE 186ª 25/07/2013 Não 85,91%

AGE 185ª 25/04/2013 Não 93,74%

AGO 58ª 25/04/2013 Não 93,74%

AGE 184ª 30/11/2012 Não 67,81%

AGO 57ª 26/04/2012 Não 94,81%

AGE 183ª 26/04/2012 Não 94,81%

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OuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOuOutrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrtrasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasasas informações relevantes

Exercício Social

Publicação Jornal-UF Datas

31/12/2015

Demonstrações Financeiras

Diário Oficial do Estado - PR

20/04/2016

Gazeta do Povo - PR 20/04/2016

Aviso aos Acionistas Comunicando a Disponibilização das Demonstrações Financeiras


17, 18 e 21/03/2016

Gazeta do Povo - PR 17, 18 e 21/03/2016

Convocação da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras


23, 24 e 25/03/2015

Gazeta do Povo - PR 23, 24 e 25/03/2015

Ata da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras


06/05/2015


31/12/2014



24/04/2015




20/03/2015




24/03/2015




05/05/2014


31/12/2013



16/04/2014




17/03/2014




24/03/2014




05/05/2014


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2. Lista dos cargos que ocupam no conselho de administração, conselho fiscal, comitês e órgãos executivos de outras sociedades ou entidades.

Diretoria Estatutária

Nome Cargo Entidade

Antonio Sergio de Souza Guetter Não ocupa cargos em outras sociedades

Luiz Eduardo da Veiga Sebastiani Não ocupa cargos em outras sociedades

Jonel Nazareno Iurk Não ocupa cargos em outras sociedades

Cristiano Hotz Não ocupa cargos em outras sociedades

Gilberto Mendes Fernandes

Membro do Conselho de Administração

Carbocampel - S.P.E. Copel/Cambui - exploração de carvão


CS Bioenergia - S.P.E. Cattalini/Sanepar -geração de energia

Membro do Comitê Técnico

assessoramento do Conselho de Administração da Sanepar

Membro do Conselho Deliberativo

Usina a Gás de Araucária - UEGA

Membro do Conselho Diretor

Consórcio Cruzeiro do Sul - Hidrelétrica Mauá

Paulo Cesar Krauss Não ocupa cargos em outras sociedades

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Membros do Conselho de Administração

Nome Cargo Entidade

Fernando Xavier Ferreira

Membro do Conselho Superior Estratégico

Federação das Industrias do Estado de São Paulo - FIESP

Membro do Conselho Associação Amigos do Hospital das Clínicas


Centro Educacional João Paulo II

José Richa Filho

Membro do Conselheiro de Administração

Agência Paraná de Desenvolvimento- APD


Departamento de Transito do Paraná-DETRAN

Presidente do Conselho de Administração

Estrada de Ferro Oeste do Paraná - Ferroeste


Departamento de Estradas de Rodagens do Paraná – DER

Secretário Infraestrutura e Logística do Estado do Paraná


Paraná Edificações – PRED

Membro do Comitê Gestor e Deliberativo

Programa Paraná Competitivo


Portos de Paranaguá e Antonina – APPA

Carlos Homero Giacomini

Médico Secretaria de Estado da Saúde do Paraná

Médico Secretaria Municipal da Saúde de Curitiba

Marlos Gaio Não ocupa cargos em outras sociedades

Helio Marques da Silva Não ocupa cargos em outras sociedades

Mauro Ricardo Machado Costa

Secretário Secretaria de Estado da Fazenda do Estado do Paraná


FOMENTO PARANÁ


PARANACIDADE


Companhia de Saneamento do Paraná – SANEPAR


Companhia de Habitação do Paraná – COHAPAR


Agência Paraná de Desenvolvimento – APD

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Membros do Comitê de Auditoria

Nome Cargo Entidade

Carlos Homero Giacomini

Médico Secretaria de Estado da Saúde do Paraná

Médico Secretaria Municipal da Saúde de Curitiba

José Richa Filho


Agência Paraná de Desenvolvimento- APD


Departamento de Transito do Paraná-DETRAN


Estrada de Ferro Oeste do Paraná - Ferroeste


Departamento de Estradas de Rodagens do Paraná – DER

Secretário Infraestrutura e Logística do Estado do Paraná


Paraná Edificações – PRED

Membro do Comitê Gestor e Deliberativo

Programa Paraná Competitivo


Portos de Paranaguá e Antonina – APPA

Mauro Ricardo Costa

Secretário Fazenda do Estado do Paraná


FOMENTO PARANÁ


PARANACIDADE


Companhia de Saneamento do Paraná – SANEPAR


Companhia de Habitação do Paraná – COHAPAR


Agência Paraná de Desenvolvimento – APD

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Membros do Conselho Fiscal

Nome Cargo Entidade

Joaquim Antônio Guimarães de Oliveira Portes

Não ocupa cargos em outras sociedades

George Hermann Rodolfo Tormin

Diretor Geral Secretaria de Estado da Fazenda do Paraná

Membro do Conselho Fiscal

Companhia de Saneamento do Paraná - Sanepar

Nelson Leal Diretor Geral Departamento de Estradas de Rodagem do Paraná

Massao Fábio Oya Membro do Conselho Fiscal

Cristal Pigmentos do Brasil S.A., Bardella S.A. - Indústrias Mecânicas, WLM Indústria e Comércio S.A., Companhia Providência Ind. E Comércio, Pettenati Indústria Têxtil S.A., Companhia de Ferro Ligas da Bahia - Ferbasa, Eucatex S.A. - Indústria e Comércio, M&G Poliéster S.A., São Martinho S.A., Mills Estruturas e Serviços de Engenharia S.A., Tegma Gestão Logística S.A., EZ TEC Empreendimentos e Participações S.A., Bicicletas Monark S.A.

João Carlos Flor Junior Não ocupa cargos em outras sociedades

Osni Ristow Não ocupa cargos em outras sociedades

Roberto Brunner Sócio Diretor BJR Assessoria Empresarial e Contabilidade Ltda.

Gilmar Medes Lourenço Professor Faculdade de Administração e Economia - FAE - Centro Universitário

Aurelio Belarmino Barbosa Não ocupa cargos em outras sociedades

Vinícius Flor Não ocupa cargos em outras sociedades

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3. Estatuto Social da Copel Holding e Regimento Interno

Para melhor entendimento sobre administração da Companhia, transcrevemos o nosso Estatuto Social, aprovado e consolidado pela 187ª Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas, de 10.10.2013 e alterado pela 193ª Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas, de 22.12.2016.

Em seguida ao Estatuto Social, está transcrito o Regimento Interno do Comitê de Auditoria, aprovado na 71ª Reunião Extraordinária do Conselho de Administração, de 19.05.2005.

ESTATUTO SOCIAL

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 f) 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$ 7.910.000.000,00 (sete 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, 328.627 (trezentos e vinte e oito mil, seiscentas e vinte e sete) são ações classe “A” e 128.295.668 (cento e vinte e oito milhões, duzentos e noventa e

cinco mil e seiscentas e sessenta e oito) são ações classe “B”. §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

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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 vice-versa. § 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. § 3º A Companhia poderá, mediante autorização do Conselho de Administração, adquirir suas próprias ações, observadas as normas estabelecidas pela Comissão de Valores Mobiliários. Art. 8 º Nas Assembleias Gerais, cada ação ordinária dará direito a um voto. CAPÍTULO III - DA ADMINISTRAÇÃO SEÇÃO/ Art. 9º A companhia será administrada pelo Conselho de Administração e pela Diretoria. Art. 10 A representação da Companhia é privativa da Diretoria. SEÇÃO IIDO 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 fixar-lhes as atribuições, na forma do presente Estatuto Social; II. 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; 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

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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 06 (seis) Diretores com funções executivas, todos residentes no País, brasileiros ou maioria de brasileiros, eleitos e destituíveis pelo Conselho de Administração, com mandato de 02 (dois) anos, permitidas, no máximo, 03 (três) reconduções consecutivas, sendo: 01 (um) Diretor Presidente; 01 (um) Diretor de Gestão Empresarial; 01 (um) Diretor de Finanças e de Relações com Investidores; 01 (um) Diretor Jurídico e de Relações Institucionais; 01 (um) Diretor de Desenvolvimento de Negócios; e 01 (um) Diretor de Governança, Risco e Compliance. A Companhia poderá ter, ainda, 01 (um) Diretor Adjunto. Parágrafo único: As atribuições individuais de cada diretor serão fixadas no Regimento Interno da Diretoria, aprovado pelo Conselho de Administração. 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, 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 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

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tanto, constituir mandatários dentre empregados da Companhia. § 2º 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. § 3º 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. § 4º 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.§ 5º 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. § 6º 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. § 7º Os Diretores exercerão seus cargos na Companhia, sendo permitido o exercício concomitante e não remunerado em cargos de Conselho de Administração 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, podendo constituir para este fim, procurador com poderes especiais, inclusive com poderes para receber citações iniciais e notificações, observado o disposto neste estatuto; IV. representar a Companhia de modo geral, em suas relações com terceiros, em Assembleias Gerais de acionistas das sociedades controladas e/ou coligadas, podendo para tal indicar um Diretor ou constituir um procurador, bem como designar e autorizar prepostos. V. convocar e presidir as reuniões da Diretoria; VI. zelar para o atingimento das metas da Companhia, estabelecidas de acordo com as orientações gerais da Assembleia Geral e do Conselho de Administração; VII. assinar os documentos de responsabilidade da Companhia, observado o disposto neste estatuto; VIII. apresentar à Assembleia Geral Ordinária o relatório anual dos negócios da Companhia, ouvido o Conselho de Administração; SEÇÃO IV DAS NORMAS COMUNS

AOS MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E AOS MEMBROS DA DIRETORIA Art. 22 Os administradores apresentarão, no início e no fim da gestão, declaração de bens na forma da Lei. Art. 23 A remuneração dos Administradores será fixada anualmente pela Assembleia Geral Ordinária, podendo ser alterada por decisão da Assembleia Geral Extraordinária. Art. 24 Os cargos de Presidente do Conselho de Administração e de Diretor Presidente não poderão ser acumulados pela mesma pessoa. Art. 25 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. 26 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. 27 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. 28 Os membros do Conselho Fiscal perceberão a remuneração fixada pela Assembleia que os eleger, observado o mínimo legal. Art. 29 O Conselho Fiscal funcionará com as atribuições e competências, deveres e responsabilidades estabelecidos em Lei. CAPÍTULO V - DA ASSEMBLEIA GERAL Art. 30 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. 31 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 Assembleia convidará, dentre os presentes, um ou dois acionistas para servirem como Secretários. Art. 32 Os acionistas poderão fazer-se representar por procuradores que

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preencham os requisitos legais. Art. 33 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. 34 O quórum de instalação de Assembleias Gerais, bem como o das deliberações, serão aqueles determinados na legislação vigente. CAPÍTULO

VI - DO EXERCÍCIO SOCIAL Art. 35 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. 36 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. 37 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. 38 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, 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. 39 A regra referente ao prazo de mandato dos membros da Diretoria previsto neste Estatuto será aplicada a partir do mandato iniciado após a publicação da Lei nº 13.303/2016, por força da adaptação preconizada em seu art. 91.

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- Outras informações relevantes

COMITÊ DE AUDITORIA – REGIMENTO INTERNO

Este regimento estabelece a composição, a forma de funcionamento e as competências do Comitê de Auditoria (“Comitê”) da COPEL, para fins da Sarbanes-Oxley Act, aprovado pelo Conselho de Administração da Companhia, em 19 de maio de 2005.

I – Características e Composição 1. As atribuições do Comitê da COPEL se estendem a suas subsidiárias integrais, controladas e coligadas consolidadas. 2. O Comitê é o órgão independente, de caráter consultivo e permanente, responsável pela revisão e supervisão (i) dos processos de apresentação de relatórios contábeis e financeiros; (ii) dos processos de controles internos e administração de riscos; e (iii) das atividades dos auditores internos e auditores externos independentes. 3. O Comitê reporta-se ao Conselho de Administração (“Conselho de Administração”) e será composto

por, no mínimo, três membros, eleitos pelo Conselho de Administração entre os seus pares, sendo que um dos membros do Comitê será designado Presidente, podendo, ainda, o Comitê contar em sua composição com a presença de um “Especialista Financeiro”. 3.1. A função de membro do Comitê é indelegável. 3.2. Em caso de vacância no Comitê, inclusive na hipótese do item 4.1 abaixo, o Conselho de Administração, no prazo de trinta dias, elegerá um membro substituto. 4. O prazo de gestão dos membros do Comitê é de dois anos, sendo que o término deste prazo sempre coincidirá com o termino de gestão dos membros do Conselho de Administração, podendo ser reeleitos por mais quatro mandatos consecutivos. 4.1 O Conselho de Administração, a qualquer tempo, destituirá qualquer membro do Comitê, se a sua independência tiver sido afetada por qualquer circunstância de conflito ou potencialmente conflituosa. 5. A eleição dos membros do Comitê será deliberada por ocasião da reunião do Conselho de Administração em que for aprovada a eleição dos membros da Diretoria da Companhia. 5.1. Não poderão ser eleitos como membros do Comitê: a. pessoa que, nos últimos doze meses, foi (i) diretor executivo da Companhia ou de suas subsidiárias, controladas ou coligadas consolidadas; (ii) responsável técnico, diretor, gerente, supervisor ou qualquer outro integrante, com função de gerência, da equipe envolvida nos trabalhos de auditoria independente da Companhia ou suas subsidiárias, controladas e coligadas consolidadas; (iii) detentor de participação, direta ou indireta, superior a dez por cento do capital social votante da Companhia; b. Cônjuges ou parentes em linha reta, linha colateral ou por afinidade, até o segundo grau, de pessoa referida na letra “a” acima; c. Os membros do Conselho de Administração em situação de conflito ou potencialmente conflituosa que afete sua independência. 6. É vedado a qualquer dos membros do Comitê, direta ou indiretamente, perceber qualquer tipo de remuneração da Companhia ou de suas subsidiárias controladas e coligadas consolidadas, ressalvadas as quantias recebidas pelo exercício do cargo de membro do Comitê ou montantes fixos relativos a planos de aposentadoria desvinculados da continuidade na prestação de serviços. 7. Somente poderá ser designado “Especialista Financeiro”, o membro do Comitê de Auditoria que tenha cumulativamente:

(i) conhecimento dos princípios de contabilidade geralmente aceito no Brasil; (ii) habilidade na aplicação de tais princípios na contabilização de provisões e reservas; (iii) experiência na preparação, auditoria, análise ou avaliação de demonstrações contábeis e financeiras de abrangência e complexidade similar as da COPEL ou experiência na supervisão ativa dessas atividades; e (iv) o domínio de regras e procedimentos referentes aos controles internos utilizados na elaboração de demonstrações contábeis e financeiras e (v) conhecimento das atribuições e do funcionamento do Comitê de Auditoria. 7.1. Os conhecimentos mencionados no item 7 deverão ter sido adquiridos academicamente e por experiência profissional comprovada nas áreas de: (i) contabilidade; (ii) auditoria ou (iii) administração financeira, no desenvolvimento de atividades de diretor financeiro, principal responsável pela contabilidade, principal responsável de controladoria (controller), contador ou auditor; ou experiência em um ou mais cargos que envolvam o desempenho de atividades similares; ou experiência na ativa supervisão de um diretor financeiro, principal responsável pela contabilidade, controller, contador ou auditor ou pessoa desempenhando funções similares; ou experiência na supervisão ou avaliação de performance de companhias ou contadores relativamente à elaboração, auditoria ou avaliação de demonstrações financeiras; ou outras experiências relevantes. 8. O Conselho de Administração definirá a remuneração dos membros do Comitê, bem como o orçamento destinado a cobrir as despesas de seu funcionamento, que poderá incluir previsão para a contratação de consultores externos para auxiliar o Comitê no cumprimento de suas atribuições. II – Funcionamento 9. O Comitê reunir-se-á no mínimo seis vezes ao ano, por convocação de seu Presidente, que explicitará a pauta da reunião. 9.1. As deliberações do Comitê serão tomadas pela maioria de seus membros. 9.2. Além das reuniões ordinárias,

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trimestralmente, o Comitê agendará reuniões com as diretorias da Companhia, auditores independentes e a auditoria interna para verificar o cumprimento de suas recomendações ou o esclarecimento de suas indagações, inclusive no que se refere ao planejamento dos trabalhos de auditoria e à adequação dos recursos necessários para realizá-los, bem como para discutir todos os assuntos considerados relevantes. 9.3. O Comitê, quando entender necessário, poderá reunir-se com qualquer membro das diretorias, da auditoria independente, da auditoria interna ou do Conselho Fiscal. 10. Com o objetivo de prestar esclarecimentos, o Comitê, por deliberação da maioria de seus membros, poderá convocar qualquer empregado ou gerente, mediante prévia comunicação, não inferior a dois dias, ao Diretor Presidente e/ou Diretor da área de lotação do empregado ou gerente. 11. Serão elaboradas atas das reuniões do Comitê. 11.1. Cópias das atas serão distribuídas aos participantes e aos membros do Comitê e enviadas ao Presidente do Conselho de Administração e ao Diretor Presidente da Companhia e, quando for o caso, aos demais Diretores, e arquivadas na área responsável por secretariar a diretoria executiva da Companhia. III – Competência 12. Compete ao Comitê zelar (i) pela qualidade e integridade das demonstrações contábeis e financeiras da Companhia; (ii) pelo cumprimento das exigências legais e regulamentares; (iii) pela atuação, independência e qualidade do trabalho da empresa de auditoria independente contratada para emitir parecer sobre as demonstrações contábeis e financeiras; (iv) pela atuação e qualidade do trabalho da auditoria interna; e (v) pela qualidade e eficiência dos sistemas de controles internos e de administração de riscos, cabendo-lhe as seguintes tarefas: a. estabelecer os procedimentos necessários à sua atuação de modo a atingir seus objetivos; b. participar do processo de contratação da empresa para prestação de serviços de auditoria independente, opinando sobre a remuneração e a sua eventual substituição, bem como aprovar, previamente, a contratação de serviços de auditoria independente das empresas consolidadas nas demonstrações contábeis da COPEL; c. revisar, previamente à publicação, as demonstrações contábeis e financeiras da Companhia, anuais e trimestrais, bem como as notas explicativas, relatórios da administração, parecer da empresa de auditoria independente e do Conselho Fiscal; d. supervisionar o trabalho da auditoria interna e da empresa de auditoria independente, de forma a avaliar sua efetividade e verificar o cumprimento da legislação, regulamentação e normas internas; e. acompanhar a contratação de empregados ou de prestadores de serviço que tenham atuado nas equipes de empresa de auditoria independente que presta ou tenha prestado serviços de auditoria para a Companhia nos doze meses anteriores; f. revisar e propor sugestões ao Conselho de Administração, anualmente, sobre a política de contratação de outros serviços que possam ser prestados por empresa de auditoria independente que esteja auditando as demonstrações contábeis e financeiras da Companhia, e uma lista desses serviços, já pré-aprovados pelo Comitê; g. propor ao Conselho de Administração da COPEL, implementar e promover a divulgação interna dos procedimentos para recepção e tratamento de informações sobre erros ou fraudes relevantes referentes à contabilidade, auditoria e controles internos, bem como sobre o descumprimento de dispositivos legais e regulamentares e de normas internas, prevendo procedimentos específicos para proteção do informante, tais como seu anonimato e a confidencialidade da informação; h. recomendar, às diretorias a correção ou o aprimoramento de políticas, práticas e procedimentos identificados no âmbito das atribuições do Comitê; i. verificar a implementação de recomendações feitas pela empresa de auditoria independente e pela auditoria interna da COPEL e, ainda, as feitas pelo próprio Comitê; j. discutir anualmente com a empresa de auditoria independente o relatório sobre: (i) os procedimentos de controles internos de qualidade dessa empresa; (ii) sua independência; (iii) revisão da qualidade pelos pares; (iv) questionamentos de autoridades governamentais e reguladores; e (v) todos os relacionamentos entre essa empresa de auditoria independente e a Companhia; l. revisar, anualmente, as principais políticas, práticas e princípios de contabilidade utilizados pela COPEL na elaboração das demonstrações contábeis e financeiras, bem como quaisquer mudanças significativas na aplicação ou escolha de tais políticas, práticas e princípios; m. revisar, anualmente, os métodos alternativos de tratamento contábil, à luz dos princípios de contabilidade geralmente aceitos, relativos a informações contábeis e financeiras, inclusive estruturas fora de balanço e informações pro forma ou ajustadas, seus efeitos nas demonstrações contábeis e financeiras e os critérios utilizados para sua divulgação, bem como o tratamento contábil eventualmente aconselhado pela empresa de auditoria independente; n. estabelecer mecanismos e resolver quaisquer divergências entre a empresa de auditoria independente e o Conselho de Administração e a diretoria da COPEL; o. revisar, juntamente com as diretorias, com a auditoria interna e a empresa de auditoria independente, o escopo, o planejamento dos trabalhos e o quadro de pessoal a

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ser alocado para a realização dos trabalhos; p. fiscalizar a atuação, a organização, as responsabilidades, o planejamento, os resultados, os orçamentos e a qualificação dos empregados da auditoria interna; q. recomendar a substituição do responsável pela auditoria interna da Companhia; r. discutir com as diretorias quaisquer questionamentos ou fiscalizações relevantes de autoridades governamentais ou regulamentares, incluindo processos pendentes relacionados à auditoria e as medidas adotadas para saná-los; s. reunir-se com o Conselho de Administração, o Conselho Fiscal e as diretorias, mediante solicitação desses ou por iniciativa do próprio Comitê, a fim de discutir políticas, práticas e procedimentos relacionados às responsabilidades do Comitê; t. revisar, anualmente, as políticas de avaliação e administração de riscos da Companhia; u. reportar os trabalhos desenvolvidos e comunicar os principais fatos, por seu Presidente, ao Conselho de Administração e ao Conselho Fiscal nas reuniões que apreciam as demonstrações contábeis e financeiras; v. acompanhar os trabalhos dos órgãos governamentais de supervisão e fiscalização; e x. exercer as funções e praticar os demais atos que forem necessários ao cumprimento de suas responsabilidades. 13. O Comitê poderá contratar ou solicitar a contratação de especialistas externos, e acompanhar tal processo, zelando pela integridade e confidencialidade dos trabalhos. 13.1. O trabalho dos consultores externos não exime o Comitê de suas responsabilidades. 14. O Comitê deve, individualmente ou em conjunto com a empresa de auditoria independente contratada pela Companhia, comunicar formalmente aos órgãos de administração da Companhia, no prazo máximo de três dias úteis da identificação, a existência ou as evidências de: (i) inobservância de normas legais e regulamentares, que coloquem em risco a continuidade dos negócios da COPEL ou de suas subsidiárias; (ii) fraudes de qualquer valor perpetradas pela administração; (iii) fraudes relevantes perpetradas por empregados, ou terceiros; e (iv) erros que resultem em incorreções relevantes nas demonstrações contábeis e financeiras. 15. Serão fornecidos regularmente ao Comitê relatórios emitidos pela empresa de auditoria independente e pela auditoria interna, sobre a conformidade dos procedimentos adotados com as leis e regulamentos. 16. Na supervisão dos sistemas de controles internos e administração de riscos, o Comitê avaliará: (i) a eficiência no uso de recursos e no estabelecimento de controles que protejam a Companhia contra eventuais perdas em face dos riscos de suas respectivas atividades; (ii) a emissão de relatórios sobre a adequação dos processos de informação e de decisão; e (iii) a conformidade das operações e dos negócios da Companhia com a legislação, os regulamentos e suas respectivas políticas. 17. Nos semestres findos em 30 de junho e 31 de dezembro, o Comitê elaborará o “Relatório do Comitê de Auditoria”, contendo as seguintes

informações: (i) suas atividades no período, incluindo análise da eficácia de tais atividades; (ii) avaliação da efetividade dos sistemas de controles internos e administração de riscos, apontando eventuais deficiências; (iii) descrição das recomendações apresentadas às diretorias, assinalando as não acatadas e respectivas justificativas; (iv) avaliação da efetividade do trabalho da empresa de auditoria independente e da auditoria interna, verificando inclusive o cumprimento da legislação, da regulamentação e das normas internas da Companhia, destacando eventuais deficiências; e (v) avaliação das demonstrações contábeis e financeiras, com ênfase na aplicação das práticas contábeis adotadas no Brasil e no cumprimento de normas editadas pela ANEEL e ANATEL, ressaltando eventuais deficiências. 18. Em conjunto com as demonstrações contábeis e financeiras da Companhia, será publicado resumo do “Relatório do Comitê de Auditoria” contendo suas principais informações. 19. O “Relatório do Comitê de Auditoria” ficará à disposição do Conselho de Administração e do Conselho

Fiscal pelo prazo mínimo de cinco anos de sua conclusão.

4. Mecanismos de Avaliação de Desempenho

A Copel realiza, anualmente, autoavaliação do Conselho de Administração e de seus Conselheiros, da Diretoria e de seus Diretores e dos Membros do Comitê de Auditoria. O mecanismo utilizado não influencia diretamente na determinação da remuneração dos componentes. É um mecanismo utilizado como boa prática de governança corporativa, com vistas à melhoria contínua do desempenho das atribuições dos membros daqueles Colegiados. Os Conselheiros e Diretores respondem a um questionário, específico para cada Colegiado, cujas respostas são tabuladas e analisadas em

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documento, indicando pontos positivos e negativos e propostas de melhoria. A partir de 2016, o processo de avaliação será conduzido por consultoria externa como medida de aperfeiçoamento do mecanismo.

5. Programas de Treinamento de membros do Conselho de Administração

A Companhia desenvolveu treinamento específico com o objetivo de desenvolver competências para o exercício da atividade de Conselheiro de Administração e Conselheiro Fiscal, visando maior efetividade no desempenho de suas respectivas atividades. O Treinamento compreende cinco módulos: Governança Corporativa; Estratégia Empresarial; Conselho de Administração; Conselho Fiscal; e Aspectos Econômico-Financeiros, num total de 32 horas.

6. Número de denúncias internas relativas do Código de Conduta

O Conselho de Orientação Ética não divulga o número de denúncias recebidas.

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13.1 - Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria nãoestatutária

�� objetivos da política ou prática de remuneração

Não há outro objetivo específico dessa prática que não seja, simplesmente, remunerar os administradores e conselheiros fiscais pelos serviços prestados à Companhia, pois não há pagamentos vinculados ao atingimento de quaisquer metas, nem tampouco remuneração variável ou indicadores de desempenho, sendo assim a remuneração é composta apenas pelo honorário e, acrescida de gratificação específica no valor de R$ 5.000,00 por mês para os membros do Comitê de Auditoria, e para o presidente do conselho de administração se este não pertencer ao Comitê.

�� composição da remuneração, indicando:

i elementos da remuneração e os objetivos de cada um deles

A Assembleia Geral, de acordo com o artigo 152, da Lei 6.404/76, define a remuneração anual, com encargos, dos Administradores e Conselheiros Fiscais da Copel que, de acordo com a mesma prática adotada nos anos anteriores, leva em consideração a remuneração do exercício anterior acrescida de correção monetária acumulada no período e, eventualmente, de ganho real.

A remuneração anual é composta dos honorários mensais e complementares, e dos benefícios de verba de representação e dos valores do plano previdenciário e de saúde (optativo), com encargos de INSS e FGTS.

ii proporção de cada elemento na remuneração total metodologia de cálculo e de reajuste de cada um dos elementos da remuneração

A remuneração é integralmente fixa, sendo que os benefícios representam ate 15% desta.

iii metodologia de cálculo e de reajuste de cada um dos elementos da remuneração

Para 2016, e atendendo ao item 1 do Art. 12 da Instrução CVM 481/2009, informamos que o Acionista Majoritário deverá propor o limite global anual, com encargos, de até R$ 9.846.885,00 o qual contempla:

• para o Diretor Presidente, Diretores e Diretor-Adjunto, a remuneração do exercício anterior, acrescida de correção monetária até o limite e critério estabelecido para as empresas do Grupo I da Deliberação Normativa CCEE nº 001/2015 (Conselho de Controle das Empresas Estaduais do Estado do Paraná);,

• para cada um dos membros em exercício do Conselho de Administração, remuneração mensal equivalente a 15% (quinze por cento) da remuneração mensal do Diretor Presidente, considerando também a gratificação de uma remuneração anual destinada a este, a ser paga aos Conselheiros proporcionalmente nos 12 meses. Ao Presidente do Conselho de Administração caberá um adicional à remuneração mensal no valor equivalente ao estipulado a cada membro do Comitê de Auditoria, não sendo cumulativa caso este tenha sido designado como membro do referido Comitê; e

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• para cada um dos membros do Conselho Fiscal, remuneração mensal equivalente a 10% (dez por cento) da remuneração mensal do Diretor Presidente, considerando também a gratificação de uma remuneração anual destinada a este, a ser paga aos Conselheiros proporcionalmente nos 12 meses; e

• a cada um dos membros do Comitê de Auditoria, remuneração mensal de 50% (cinquenta por cento) da remuneração dos membros do Conselho de Administração.

Sendo assim, do limite global anual, até R$ 7.688.647,00, com encargos (Instituto Nacional do Seguro Social - INSS, Fundo de Garantia do Tempo de Serviço - FGTS e Planos Próprios Previdenciário e Assistencial), deverá ser proposto para a Diretoria; até R$ 1.350.492,00, com encargos (INSS) para o Conselho de Administração; até R$ 518.486,00, com encargos (INSS) para o Conselho Fiscal; e até R$ 289.260,00, com encargos (INSS) para o Comitê de Auditoria. Para verba de representação foi aplicado o reajuste do INPC acumulado no período de Março/2015 a Fevereiro/2016.

iv razões que justificam a composição da remuneração

Além de remunerar os serviços prestados, os benefícios oferecidos aos diretores já integram o rol daqueles principais concedidos aos diretores empregados, os quais para o exercício da função diretiva são licenciados sem remuneração do quadro funcional das empresas do Grupo. Também estes, benefícios são usualmente praticados pelo mercado.

v a existência de membros não remunerados pelo emissor e a razão para esse fato

Dois conselheiros de administração não são remunerados, por força do item 3 do anexo da Resolução n° 1023/2002 – BNDES, empregados do sistema BNDES, é vedada, sob qualquer hipótese, a percepção de remuneração ou vantagem pelo exercício da representação em qualquer colegiado de Entidades e Empresas.

�� principais indicadores de desempenho que são levados em consideração na determinação de cada elemento da remuneração

Não se aplica

�� como a remuneração é estruturada para refletir a evolução dos indicadores de desempenho

Não se aplica

�� como a política ou prática de remuneração se alinha aos interesses do emissor de curto, médio e longo prazo

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Não se aplica.

�� existência de remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou indiretos

A exceção do Diretor Financeiro, que consta no contrato de Compartilhamento de Estrutura da Companhia Paranaense de Energia com a Copel Renováveis S.A. e Copel Comercialização S.A., nenhuma remuneração dos demais administradores e conselheiros fiscais é suportada por subsidiária, controlada ou controladores diretos ou indiretos e não há qualquer remuneração ou benefício vinculado à ocorrência de determinado evento societário, tal como alienação do controle societário da Companhia.

�� existência de qualquer remuneração ou benefício vinculado à ocorrência de determinado evento societário, tal como a alienação do controle societário do emissor

Não se aplica.

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Remuneração variável

Bônus 0,00 0,00 0,00 0,00

Outros 48.821,14 703.619,98 36.385,68 788.826,80

Pós-emprego 0,00 0,00 0,00 0,00

Participação de resultados 0,00 0,00 0,00 0,00

Outros 0,00 0,00 0,00 0,00

Descrição de outras remunerações variáveis

Participação em reuniões 0,00 0,00 0,00 0,00

Comissões 0,00 0,00 0,00 0,00

Participações em comitês 241.050,07 0,00 0,00 241.050,07

Baseada em ações (incluindo opções)

0,00 0,00 0,00 0,00

Cessação do cargo 0,00 0,00 0,00 0,00

Descrição de outras remunerações fixas

Contribuição Previdência Privada e Plano Assistencial

Contribuição Previdência Privada, Plano Assistencial e Verba de Representação.


Observação O número de membros foi apurado da forma especificada no item 9.2.13.b do OFÍCIO-CIRCULAR/CVM/SEP/Nº02/2016

O número de membros foi apurado da forma especificada no item 9.2.13.b do OFÍCIO-CIRCULAR/CVM/SEP/Nº02/2016

O número de membros foi apurado da forma especificada no item 9.2.13.b do OFÍCIO-CIRCULAR/CVM/SEP/Nº02/2016

Nº total de membros 9,00 6,00 5,00 20,00

Salário ou pró-labore 1.349.880,39 6.985.027,20 482.100,14 8.817.007,73

Benefícios direto e indireto 0,00 0,00 0,00 0,00

Nº de membros remunerados 0,00 0,00 0,00 0,00

Remuneração fixa anual

Total da remuneração 1.639.751,60 7.688.647,18 518.485,82 9.846.884,60

13.2 - Remuneração total do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal

Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total

Remuneração total prevista para o Exercício Social corrente 31/12/2016 - Valores Anuais

Outros 22.518,13 491.673,11 15.875,00 530.066,24






Salário ou pró-labore 955.544,65 6.507.889,96 543.990,39 8.007.425,00

Remuneração total do Exercício Social em 31/12/2015 - Valores Anuais


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Pós-emprego 0,00 0,00 0,00 0,00


Outros 0,00 0,00 0,00 0,00

Observação O Conselho de Administração do Emissor é composto de 9 (nove) conselheiros. Em 2015, 7 (sete) receberam remuneração pelo trabalho desempenhado. A remuneração média dos conselheiros é calculada pelo número médio de membros que receberam remuneração do emissor em 12 (doze) meses.

A Diretoria Estatutária do Emissor é composto de 6 (seis) diretores membros, sendo 5 (cinco) diretores e 1 (um) adjunto. A remuneração média dos diretores é calculada pelo número médio de membros que receberam remuneração do emissor em 12 (doze) meses.

É composto por 5 (cinco) membros titulares remunerados e 5 (cinco) membros suplentes. O suplente será remunerado se for convocado para alguma reunião.


0,00 0,00 0,00 0,00


Bônus 0,00 0,00 0,00 0,00



Contribuição Previdenciária Privada e Plano Assistencial

Contribuição Previdência Privada, Plano Assistencial e Verba de Representação

Contribuição Previdenciária Privada e Plano Assistencial

Comissões 0,00 0,00 0,00 0,00




Bônus 0,00 0,00 0,00 0,00





Plano Assistencial


Comissões 0,00 0,00 0,00 0,00

Outros 0,00 0,00 0,00 0,00

Outros 33.794,71 493.451,50 16.918,67 544.164,88










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0,00 0,00 0,00 0,00

Observação O Conselho de Administração do Emissor é composto de 9 (nove) conselheiros. A partir de outubro de 2013, 8 (oito) conselheiros receberam remuneração pelo trabalho desempenhado. A remuneração média dos conselheiros foi calculada pelo número médio de membros que receberam remuneração do emissor em 12 (doze) meses. O número de membros foi apurado da forma especificada no item 9.2.13.b do OFÍCIO-CIRCULAR/CVM/SEP/Nº02/2015

A Diretoria Estatutária do Emissor é composta de 6 (seis) membros, sendo 5 (cinco) diretores e 1 (um) diretor adjunto. A remuneração média dos diretores foi calculada pelo número médio de membros que receberam remuneração do emissor em 12 (doze) meses. O número de membros foi apurado da forma especificada no item 9.2.13.b do OFÍCIO-CIRCULAR/CVM/SEP/Nº02/2015.

É composto por 5 (cinco) membros titulares remunerados e 5 (cinco) membros suplentes. O suplente será remunerado se for convocado para alguma reunião. O número de membros foi apurado da forma especificada no item 9.2.13.b do OFÍCIO-CIRCULAR/CVM/SEP/Nº02/2015.



Pós-emprego 0,00 0,00 0,00 0,00


Bônus 0,00 0,00 0,00 0,00









Pós-emprego 0,00 0,00 0,00 0,00

Comissões 0,00 0,00 0,00 0,00

Outros 0,00 0,00 0,00 0,00

Outros 26.038,76 680.497,33 13.230,54 719.766,63


0,00 0,00 0,00 0,00










PÁGINA: 231 de 383


Observação O Conselho de Administração do Emissor é composto de 9 (nove) conselheiros. A partir de outubro de 2013, 8 (oito) conselheiros receberam remuneração pelo trabalho desempenhado. A remuneração média dos conselheiros foi calculada pelo número médio de membros que receberam remuneração do emissor em 12 (doze) meses. O número de membros foi apurado da forma especificada no item 9.2.13.b do OFÍCIO-CIRCULAR/CVM/SEP/Nº02/2015.

A Diretoria Estatutária do Emissor ao final de 2013 estava composta de 6 (seis) membros, sendo 5 (cinco) diretores e 1 (um) diretor adjunto. De janeiro a junho de 2013 estava composta de 9 (nove) diretores, de julho até setembro de 2013 estava composta de 10 (dez) diretores em função da criação de uma nova diretoria. Com a restruturação societária da companhia foi reduzido o número de diretorias, assim, de outubro a dezembro de 2013 estava composta de 6 (seis) membros, sendo 5 (cinco) diretores e 1 (um) diretor adjunto. Desta forma, em 2013, 6 (seis) receberam remuneração pelo trabalho desempenhado nos 12 (doze) meses, 3 (três) receberam remuneração pelo trabalho desempenhado em 6 (seis) meses e 1 (um) recebeu remuneração pelo trabalho desempenhado em 3 (três) meses. A remuneração média dos diretores foi calculada pelo número médio de membros que receberam remuneração do emissor em 12 (doze) meses. O número de membros foi apurado da forma especificada no item 9.2.13.b do OFÍCIO-CIRCULAR/CVM/SEP/Nº02/2015.

É composto por 5 (cinco) membros titulares remunerados e 5 (cinco) membros suplentes. O suplente será remunerado se for convocado para alguma reunião. O número de membros foi apurado da forma especificada no item 9.2.13.b do OFÍCIO-CIRCULAR/CVM/SEP/Nº02/2015.

Total da remuneração 919.038,67 9.675.279,18 529.664,15 11.123.982,00

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13.3 - Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e conselhofiscal

O emissor não aplica remuneração variável para o conselho de administração, para a diretoria estatutária e para o conselho fiscal.

PÁGINA: 233 de 383


13.4 - Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoriaestatutária

O emissor não aplica plano de remuneração baseado em ações para o conselho de administração e para a diretoria estatutária.

PÁGINA: 234 de 383


13.5 - Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoriaestatuária

O emissor não aplica plano de remuneração baseado em ações para o conselho de administração e para a diretoria estatutária.

PÁGINA: 235 de 383


13.6 - Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração epela diretoria estatuária

Não existem opções em aberto do conselho de administração e da diretoria estatutária.

PÁGINA: 236 de 383


13.7 - Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações doconselho de administração e da diretoria estatuária

Não existem opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária.

PÁGINA: 237 de 383


13.8 - Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.5 a13.7 - Método de precificação do valor das ações e das opções

��

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13.9 - Participações em ações, cotas e outros valores mobiliários conversíveis, detidas poradministradores e conselheiros fiscais - por órgão

AÇÕES DETIDAS POR ADMINISTRADORES E CONSELHEIROS FISCAIS

>> Posição: Dezembro/2015

Órgão Quantidade de ações

ON PNA PNB

Conselho de Administração 108 - 100

Diretoria Estatutária - - -

Conselho Fiscal - - -

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13.10 - Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho deadministração e aos diretores estatutários

Órgão Conselho de

Administração Conselho

Fiscal Diretoria

Estatutária

Nº de membros 9 5 6

Nº de membros remunerados 0 2 0

Nome do plano Plano Unificado Plano Unificado Plano Unificado

Quantidade de administradores que reúnem condições para se aposentar (elegível)

- Em gozo de

benefício -

Condições para se aposentar antecipadamente - - -

Valor acumulado atualizado das contribuições até 31/12/2015, descontada a parcela relativa às contribuições feitas diretamente pelos administradores

- - -

Valor total acumulado das contribuições realizadas durante o exercício de 2015, descontada a parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores

- - -

Possibilidade de resgate antecipado e quais condições

- - -

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13.10 - Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho deadministração e aos diretores estatutários

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PÁGINA: 241 de 383


Valor da menor remuneração(Reais)

321.788,84 412.115,43 159.984,18 11.839,48 59.477,36 33.790,22 111.973,08 102.203,64 105.932,83

Valor da maior remuneração(Reais)

1.303.774,15 1.218.650,58 1.142.120,75 211.281,10 201.206,90 192.004,72 111.973,08 102.203,64 105.932,83

Valor médio da remuneração(Reais)

1.166.593,85 1.155.311,10 1.138.268,14 162.604,21 152.555,78 126.763,95 111.973,08 102.203,64 105.932,83

Observação

Diretoria Estatutária Conselho de Administração Conselho Fiscal

Valores anuais

31/12/2015 31/12/2014 31/12/2013 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2013 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2013

Nº de membros remunerados

6,00 6,00 8,50 7,00 7,00 7,25 5,00 5,00 5,00

Nº de membros 6,00 6,00 6,00 9,00 9,00 9,00 5,00 5,00 5,00

31/12/2013 A Diretoria Estatutária do Emissor ao final de 2013 estava composta de 6 (seis) membros, sendo 5 (cinco) diretores e 1 (um) diretor adjunto. De janeiro a junho de 2013 estava composta de 9 (nove) diretores, de julho até setembro de 2013 estava composta de 10 (dez) diretores em função da criação de uma nova diretoria, com a restruturação societária da companhia foi reduzido o número de diretorias, assim, de outubro a dezembro de 2013 a estava composta de 6 (seis) membros, sendo 5 (cinco) diretores e 1 (um) diretor adjunto. Desta forma, em 2013, 6 (seis) receberam remuneração pelo trabalho desempenhado nos 12 (doze) meses, 3 (três) receberam remuneração pelo trabalho desempenhado em 6 (seis) meses e 1 (um) recebeu remuneração pelo trabalho desempenhado em 3 (três) meses. A remuneração média dos diretores foi calculada pelo número médio de membros que receberam remuneração do emissor em 12 (doze) meses.

31/12/2014 A Diretoria Estatutária do Emissor é composta de 6 (seis) membros, sendo 5 (cinco) diretores e 1 (um) diretor adjunto. A remuneração média dos diretores foi calculada pelo número médio de membros que receberam remuneração do emissor em 12 (doze) meses.

Diretoria Estatutária

31/12/2015 A Diretoria Estatutária do Emissor é composta de 6 (seis) membros, sendo 5 (cinco) diretores e 1 (um) diretor adjunto. A remuneração média dos diretores foi calculada pelo número médio de membros que receberam remuneração do emissor em 12 (doze) meses.

31/12/2013 O Conselho de Administração do Emissor é composto de 9 (nove) conselheiros. A partir de outubro de 2013, 8 (oito) conselheiros receberam remuneração pelo trabalho desempenhado. A remuneração média dos conselheiros foi calculada pelo número médio de membros que receberam remuneração do emissor em 12 (doze) meses.

31/12/2014 O Conselho de Administração do Emissor é composto de 9 (nove) conselheiros. Em 2014, 7 (sete) conselheiros receberam remuneração pelo trabalho desempenhado. A remuneração média dos conselheiros foi calculada pelo número médio de membros que receberam remuneração do emissor em 12 (doze) meses.

Conselho de Administração

31/12/2015 O Conselho de Administração do Emissor é composto de 9 (nove) conselheiros. Em 2015, 7 (sete) conselheiros receberam remuneração pelo trabalho desempenhado. A remuneração média dos conselheiros foi calculada pelo número médio de membros que receberam remuneração do emissor em 12 (doze) meses.

31/12/2014 É composto por 5 (cinco) membros titulares remunerados e 5 (cinco) membros suplentes. O suplente será remunerado se for convocado para alguma reunião.

Conselho Fiscal


13.11 - Remuneração individual máxima, mínima e média do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal

PÁGINA: 242 de 383



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13.12 - Mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso dedestituição do cargo ou de aposentadoria

O emissor não possui instrumentos de indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou aposentadoria.

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13.13 - Percentual na remuneração total detido por administradores e membros doconselho fiscal que sejam partes relacionadas aos controladores

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Exercício Remuneração total do órgão (R$) Remuneração destinada a administradores

que sejam partes relacionadas ao controlador (%)*

2015 1.138.229,45 18,56

2014 1.067.890,48 18,84

2013 919.038,67 20,72

*O percentual de remuneração apresentado na tabela acima, refere-se a parte relacionada destacada no item 12.9 deste formulário.

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13.14 - Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal, agrupados porórgão, recebida por qualquer razão que não a função que ocupam

O emissor não aplica remuneração além da que se refere a função que os membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal ocupam.

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13.15 - Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal reconhecida no resultado de

controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas do emissor

Não se aplica ao emissor. �

PÁGINA: 247 de 383



Todas as informações julgadas relevantes, comentadas nos itens anteriores.�

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14.1 - Descrição dos recursos humanos

a. Número de empregados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização geográfica)

Os 8.628 empregados do quadro próprio, considerando a Copel Holding, Copel Distribuição, Copel Geração e Transmissão, Copel Telecomunicações, Copel Participações e Copel Renováveis, estão distribuídos em três carreiras: profissional de nível médio (4.807 empregados), profissional técnico de nível médio (2.045 empregados) e profissional de nível superior (1.121 empregados). A Companhia vem redimensionando seu quadro funcional, tendo admitido 225 novos empregados em 2015 mediante concurso público. Durante o mesmo período, 191 empregados desligaram-se da Companhia, grande parte por aposentadoria, tendo sido 2,43% a taxa de rotatividade. Em relação ao atendimento das cotas, em 2015, a Companhia admitiu 10 afrodescendentes, os quais representam 4,44% do total de contratados no período.

Dezembro/2015

Região Operacional Profissional de

Nível Médio

Profissional Técnico de Nível Médio

Profissional de Nível Superior

Gerencial Total

Curitiba – PR 50 1796 709 972 357 3884

Interior do Paraná 85 3001 1300 136 159 4681

Colíder - MT 0 10 36 13 4 63

Total 135 4807 2045 1121 520 8628

Dezembro/2014


Nível Médio



Gerencial Total

Curitiba – PR 45 1745 687 988 323 3788


Colíder - MT 0 10 34 15 4 63

Total 139 4797 2032 1142 482 8592

Dezembro/2013


Nível Médio



Gerencial Total

Curitiba – PR 46 1706 697 1019 297 3765


Colíder - MT 0 8 35 16 5 64

Total 143 4858 2024 1168 454 8647

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b. Número de terceirizados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização geográfica)

Dezembro/2015

Tipos de atividades Total

Atendimento a clientes e usuário e entregas de Avisos de Desligamento 34

Vendas, promoção e marketing 0

Manutenção, limpeza, segurança e conservação 1.631

Outras atividades da administração 235

Outras atividades da produção 4.304

Serviços auxiliares 237

Aprendizes 219

Total 6.660

Dezembro/2014


Atendimento a clientes e usuário e entregas de Avisos de Desligamento 16





Aprendizes 177

Total 5.927

Dezembro/2013


Atendimento a clientes e usuário 9





Aprendizes 254

Total 5.870

Obs.: Os prestadores de serviços terceirizados estão distribuídos em todo o Estado do Paraná, nas mais diversas localidades.

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c. Índice de rotatividade

Ano %

2015 2,43

2014 2,79

2013 8,70

Fórmula utilizada:

ROTATIVIDADE = MOVIMENTAÇÃO / EFETIVO MÉDIO * 100

Onde:

Movimentação (admitidos + desligados / 2)

Efetivo Médio (quadro no último dia do ano anterior + quadro no último dia do ano considerado / 2)

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14.2 - Alterações relevantes - Recursos humanos

· Comentários de qualquer alteração relevante ocorrida com relação aos números divulgados no item 14.1

Em julho de 2011, foi constituída a carreira Profissional de Nível Médio - CPNM pela unificação das carreiras Administrativa e Operacional, ambas de requisito de formação de 2º grau completo. Foram mantidos 217 empregados em funções da carreira operacional que serão gradualmente substituídas, com vagas a serem ocupadas por empregados de formação Técnica. São as seguintes as funções mantidas: Operador de Usina (Grandes Usinas), Controlador de Operação, Operador de Centro de Operação (COG, COS e COD) e Operador Usina Termoelétrica e UPGN. Em dezembro de 2015, estavam mantidos 135 empregados em funções da carreira operacional.

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14.3 - Descrição da política de remuneração dos empregados

�� Política de salários e remuneração variável

As práticas de remuneração, reconhecimento e incentivo estão baseadas no modelo de remuneração estruturado pela Companhia, apoiado em dois pilares: remuneração fixa (comparação de mercado e mérito) e variável (Participação dos Empregados nos Lucros e/ou Resultados - PLR). A PLR dos empregados da Copel ocorre de acordo com a Lei Federal nº 10.101, de 19 de dezembro de 2000, com o Decreto Estadual nº 1978, de 20 de Dezembro de 2007, e com a Lei Estadual nº 16560, de 09 de agosto de 2010.

O Plano de Cargos e Salários da Copel, estruturado de maneira a refletir a realidade ocupacional da Companhia, serve como referência para a remuneração fixa e busca a comparação dos salários pagos pela Copel com valores de mercado e aplicação da política salarial. A proporção entre o menor salário praticado pela Companhia em 31.12.2015 (R$ 1.590,91) e o salário mínimo nacional vigente naquela data (R$ 788,00) era de 2,00 vezes, sem existir diferença significativa no mesmo período relativamente à proporção de salário-base entre homens e mulheres.

O Plano de Cargos e Salários, está dividido em carreiras e utiliza o sistema de avaliação por pontos para obtenção do equilíbrio interno entre os cargos/funções. Com a finalidade de estabelecer o equilíbrio salarial perante o mercado, realiza periodicamente pesquisas salariais cujos resultados indicam a posição dos salários pagos pela Companhia com relação ao mercado pesquisado.

Periodicamente, dependendo da disponibilidade financeira e do desempenho do empregado, conforme regras estabelecidas internamente, são distribuídos valores para ajustes de eventuais diferenças em relação ao mercado.

O emissor não pratica planos de remuneração baseados em ações dos empregados não administradores.

�� Política de benefícios

Entre os benefícios concedidos diretamente pela Companhia a todos os empregados, além dos previstos pela legislação, destacam-se: auxílio-educação, abono de férias, auxílio-alimentação e refeição, auxílio-creche, auxílio a portadores de necessidades especiais, além de outros possibilitados pelo convênio existente entre a Copel e o Instituto Nacional do Seguro Social - INSS.

Adicionalmente, através da Fundação Copel de Previdência e Assistência Social, da qual a Copel é mantenedora, há concessão de plano de previdência privada, adicional ao valor da previdência oficial para a complementação da aposentadoria, plano de assistência médico-hospitalar e odontológica, complementação de pecúlios e auxílios previdenciários, reembolso de despesas médicas e empréstimos subsidiados. Deste modo, a política de benefícios é administrada em parte pela Fundação Copel e também pela Companhia.

�� Características dos planos de remuneração baseados em ações dos empregados não-administradores, identificando:

�� grupos de beneficiários �� condições para exercício �� preços de exercício �� prazos de exercício �� quantidade de ações comprometidas pelo plano

A Companhia não pratica remuneração baseada em ações.

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14.4 - Descrição das relações entre o emissor e sindicatos

A totalidade dos empregados da Copel é representada nas relações de trabalho com a Companhia por meio de sindicatos independentes, os quais, em conformidade com a legislação brasileira, podem organizar-se por categoria e base territorial (município).

A Copel mantém estreito relacionamento com todas as 19 entidades representativas dos empregados: sindicatos de categorias de base (eletricitários) e categorias profissionais e/ou diferenciadas.

Nos termos da legislação trabalhista (art. 543 da CLT), os dirigentes sindicais têm garantido o exercício da atividade sindical, com acesso aos empregados para as comunicações e divulgações necessárias, inclusive mantendo canal de comunicação direta com a área de recursos humanos.

Não houve paralisações e greves nos 3 últimos exercícios sociais

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Não há outras informações que o emissor julgue relevantes, para este item.

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Preferencial Classe B 27.282.006 21,264947%

TOTAL 27.282.006 21,210617%

00.383.281/0001-09 Sim Não 08/08/2001

BNDES Participações S.A. - BNDESPAR

Não

Classe ação Qtde. de ações (Unidades) Ações %

38.298.775 26,407288% 27.282.006 21,210617% 65.580.781 23,964733%

Não

85.028.598 58,627846% 0 0,000000% 85.028.598 31,071415%

Estado do Paraná

76.416.890/0001-89 Sim Sim 31/12/2014

Preferencial Classe A 39.200 11,928417%

TOTAL 39.200 0,030476%

203.840.097-00 Brasileira-RJ Não Não 28/06/2013

Victor Adler

Não


0 0,000000% 39.200 0,030476% 39.200 0,014325%

CPF/CNPJ acionista Nacionalidade-UF Participa de acordo de acionistas Acionista controlador Última alteração

Acionista

15.1 / 15.2 - Posição acionária

Acionista Residente no Exterior Nome do Representante Legal ou Mandatório Tipo pessoa CPF/CNPJ


Detalhamento por classes de ações (Unidades)

Qtde. ações ordinárias (Unidades) Ações ordinárias % Qtde. ações preferenciais (Unidades) Ações preferenciais % Qtde. total de ações (Unidades) Total ações %

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TOTAL 6.445.890 5,011409%

Estrangeira Não Não 02/06/2014

BlackRock Inc. (FUNDOS)

Não

0 0,000000% 6.445.890 5,011409% 6.445.890 2,355477%



TOTAL 6.639.807 5,162172%

Não Não 15/10/2012

Allianz Global Investors Managed Accounts LLC

Não


0 0,000000% 6.639.807 5,162172% 6.639.807 2,426339%


TOTAL 6.716.081 5,221472%

Estrangeira Não Não 11/05/2016

LSV Asset Management

Não


0 0,000000% 6.716.081 5,221472% 6.716.081 2,454211%


Acionista






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TOTAL 0 0,000000%

TOTAL 128.624.295 100,000000%

TOTAL 27.282.006 21,210617%

TOTAL

145.031.080 100,000000% 128.624.295 100,000000% 273.655.375 100,000000%


AÇÕES EM TESOURARIA - Data da última alteração:

0 0,000000% 0 0,000000% 0 0,000000%

TOTAL 81.501.311 63,363854%



OUTROS

21.703.707 14,964866% 81.501.311 63,363854% 103.205.018 37,713500%



Acionista






PÁGINA: 258 de 383


TOTAL

1 100,000000 1 100,000000 2 100,000000

0 0,000000 0 0,000000 0 0,000000

OUTROS

TOTAL 0 0,000000

33.657.248/0001-89 Brasileira-DF Não Não 31/12/2009

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES

Não


1 100,000000 1 100,000000 2 100,000000

CONTROLADORA / INVESTIDORA CPF/CNPJ acionista Composição capital social

BNDES Participações S.A. - BNDESPAR 00.383.281/0001-09

ACIONISTA

CONTROLADORA / INVESTIDORA




Detalhamento de ações (Unidades)


PÁGINA: 259 de 383


TOTAL

1 100,000000 1 100,000000 2 100,000000

OUTROS

0 0,000000 0 0,000000 0 0,000000

TOTAL 0 0,000000

1 100,000000 1 100,000000 2 100,000000


Estado do Paraná

76.416.890/0001-89 Não Não 31/12/2009

Não

CONTROLADORA / INVESTIDORA CPF/CNPJ acionista Composição capital social

Estado do Paraná 76.416.890/0001-89

ACIONISTA

CONTROLADORA / INVESTIDORA




Detalhamento de ações (Unidades)


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Total 123.045.996 44,963851%

Ações em circulação correspondente a todas ações do emissor com exceção das de titularidade do controlador, das pessoas a ele vinculadas, dos administradores do emissor e das ações mantdas em tesouraria

Quantidade preferenciais (Unidades) 101.342.289 78,789383%

Quantidade ordinárias (Unidades) 21.703.707 14,964866%

Quantidade acionistas pessoa jurídica (Unidades)

14.473

Quantidade acionistas pessoa física (Unidades)

9.787

Data da última assembleia / Data da última alteração

28/04/2016

Ações em Circulação

Quantidade investidores institucionais (Unidades)

829

15.3 - Distribuição de capital

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15.4 - Organograma dos acionistas e do grupo econômico

COPEL

OUTROS ACIONISTASEstado do ParanáBNDES Participações S.A. -

BNDESPAR

Allianz Global Investors

Managed Accounts LLC

BlackRock Inc.

(FUNDOS)Victor AdlerLSV Asset Management

58,63% ON 26,41% ON 0,00% ON 0,00% ON 0,00% ON 14,96% ON

0,00% PNA 0,00% PNA 0,00% PNA 0,00% PNA 11,93% PNA 88,07% PNA

0,00% PNB 21,26% PNB 5,18% PNB 5,02% PNB 0,00% PNB 63,30% PNB

31,07% Total 23,96% Total 2,43% Total 37,71% TotalTotal 2,36% Total 0,01%2,45% Total

0,00% ON

0,00% PNA

5,23% PNB

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15.5 - Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador sejaparte

a. Partes

ESTADO DO PARANÁ e BNDES PARTICIPAÇÕES S.A. - BNDESPAR

b. data de celebração 22 de dezembro de 1998, aditado em 29 de março de 2001.

c. prazo de vigência

Este Acordo vigorará enquanto a BNDESPAR mantiver a qualidade de acionista da EMPRESA ou durante o prazo de 20 (vinte) anos, contados de 22.12.98, prevalecendo o que primeiro ocorrer. Na ocorrência da hipótese prevista na Cláusula quarta subitem 4.1.2, alínea (ii) do acordo, o presente Acordo de Acionistas terá a duração de 20(vinte) anos contados da primeira alienação. Na hipótese de alienação fracionada das AÇOES ORDINÁRIAS, os direitos a elas conferidos por este instrumento serão exercidos de forma uníssona, mediante deliberação, por maioria de votos, em reunião prévia convocada para esta finalidade, da qual somente participarão os titulares das citadas AÇÕES ORDINÁRIAS.

d. descrição das cláusulas relativas ao exercício do direito de voto e do poder de controle O ESTADO, na qualidade de acionista controlador da EMPRESA, obriga-se, durante a vigência deste Acordo, a exercer seu direito de voto, de modo a: a) eleger 2 (dois) membros efetivos quando indicados pela BNDESPAR para compor o Conselho de Administração da Empresa, bem como indicar 01 (um) membro para compor a Diretoria; b) não aprovar, sem a prévia autorização por escrito, da BNDESPAR, qualquer das matérias a seguir relacionadas: I. reforma do Estatuto da EMPRESA; II. aumento do capital da EMPRESA; III. criação de uma nova classe de ação preferencial, ainda que menos favorecida, e mudanças nas características das ações existentes; IV. redução do capital social; V. mudança do objeto social da EMPRESA; VI. redução do dividendo obrigatório ou distribuição de dividendos em montante diverso do previsto no Estatuto da EMPRESA ou retenção de todo o lucro; VII. emissão dos seguintes valores mobiliários: debêntures conversíveis em ações, bônus de subscrição de ações ou debêntures conversíveis em ações, partes beneficiárias e opções de compra de ações; VIII. grupamento ou desdobramento ("split") do número de ações de emissão da EMPRESA; IX. constituição de reservas, fundos ou provisões contábeis com repercussões nos direitos e interesses dos acionistas minoritários; X. cessação do estado de liquidação da EMPRESA; XI. liquidação, dissolução e atos voluntários de reorganização financeira ou societária; XII. fusão, incorporação, cisão, associações, transformação, alienação de participações societárias e/ou aquisição de participações societárias com o intuito de tornar outras sociedades coligadas, controladas ou subsidiárias integrais da EMPRESA, bem como a constituição de sociedades com essas características ou, ainda, a participação em Grupo de Sociedades.

e. descrição das cláusulas relativas à indicação de administradores ou membros de comitês estatutários

O Governo do Paraná indicará cinco membros do Conselho de Administração; e o BNDESPAR dois membros do Conselho de Administração.

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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.

f. descrição das cláusulas relativas à transferência de ações e à preferência para adquiri-las Não sendo exercida a opção de compra das ações ordinárias, de emissão da EMPRESA, objeto do Instrumento de opção de compra firmado em 22/12/1998, o ESTADO se obriga, de forma irrevogável e irretratável, a adquirir, no prazo máximo de 48 horas contado da data da solicitação feita pela BNDESPAR, as referidas ações ordinárias de emissão da EMPRESA, com a única e exclusiva finalidade de incluí-Ias no leilão de privatização da EMPRESA. Esta obrigação compreende não só as ações objeto do exercício da opção de compra, bem como todas as ações ordinárias, de emissão da EMPRESA, que a BNDESPAR vier a ser titular.

O preço do exercício da obrigação de adquirir as ações ordinárias, de emissão da EMPRESA, de propriedade da BNDESPAR, observará as seguintes condições:

a) Caso o leilão de privatização da EMPRESA ocorra até 30 de setembro de 2.002, o ESTADO se obriga a pagar à BNDESPAR: (i) o valor correspondente ao preço de aquisição pago pela BNDESPAR pelas referidas ações atualizado pela T JLP acrescido de 8% ao ano, e mais, (ii) 100% da diferença positiva, se houver, entre o valor de venda das ações (no pressuposto de que todos os direitos inerentes à ação sejam transferidos ao adquirente) alcançado no leilão deduzido o valor do preço de aquisição atualizado, conforme mencionado na letra (i) anterior. Na hipótese de alguns direitos inerentes à ação não serem transferidos ao adquirente, o valor correspondente a esses direitos será acrescido na aplicação da regra contida na letra (ii) acima; (iii) o percentual referido no item(ii) poderá variar, tendo em vista o seguinte percentual de valorização cumulativa das ações que poderá ser auferido pelo ESTADO, observadas as datas e eventos abaixo descritos:

Parcela de valorização

auferida pelo Estado

% Máx. acumulado de participação do Estado na eventual valorização das

ações da Bndespar no leilão da Copel

Eventos associados à privatização da Copel Data

+ 10% 10% Publicação do Edital de Contratação das Consultorias

Até 15.02.2001

+ 10% 20% Contratação das Consultorias Até 31.07.2001

+ 25% 45% Publicação do Edital de Privatização da Copel

Até 30.11.2001

+ 25% 70% Leilão de Privatização Até 31.01.2002

- 10% 60% Leilão de Privatização Até 31.03.2002




- 20% 0% Leilão de Privatização Após

30.09.2002

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b) Caso o leilão de privatização da EMPRESA ocorra entre 1° de julho de 2.000 e 31 de dezembro de 2.000, o ESTADO se obriga a pagar à BNDESPAR: (i) o valor correspondente ao preço de aquisição pago pela BNDESPAR pelas referidas ações, atualizado pela TJLP acrescido de 8% ao ano, e mais, (ii) 50% da diferença positiva, se houver, entre o valor de venda das ações (no pressuposto de que todos os direitos inerentes à ação sejam transferidos ao adquirente) alcançado no leilão deduzido o valor do preço de aquisição atualizado, conforme mencionado na letra (i) anterior. Na hipótese de alguns direitos inerentes à ação não sejam transferidos ao adquirente, o valor correspondente a esses direitos serão acrescidos na aplicação da regra contida na letra (ii) acima.

Na hipótese de a BNDESPAR não usar contra o ESTADO o direito que lhe é facultado, fica assegurado, ainda, à BNDESPAR o direito de participar no Leilão de Privatização na qualidade de ofertante das suas Ações Ordinárias, respeitado o que dispõe no mencionado acima, uma vez que estas AÇÓES ORDINÁRIAS integram o controle da EMPRESA.

Na hipótese de o ESTADO realizar o leilão de privatização da EMPRESA após 30 de setembro de 2002, fica assegurado à

BNDESPAR:

i. o direito de exigir a inclusão de todas as AÇOES ORDINÁRIAS , no lote de controle a ser alienado, quer dito controle seja alienado, em conjunto ou separadamente, pelo ESTADO ou pela PARANÁ INVESTIMENTOS; ii. a faculdade de vender as AÇOES ORDINÁRIAS em lote único ou diversos lotes a terceiro(s) interessado(s), reconhecendo o ESTADO, desde já, o direito destes terceiros aderirem, no que couber, ao presente Acordo de Acionistas com todos os seus direitos e obrigações;

No caso de a BNDESPAR usar a faculdade prevista nos itens acima, caberá à BNDESPAR o recebimento da totalidade do preço das AÇÕES ORDINÁRIAS.

No caso do modelo de privatização contemplar a cisão da EMPRESA, por AÇOES ORDINÁRIAS entender-se-ão todas aquelas oriundas da referida cisão. Na hipótese do leilão de privatização não incluir todas as ações provenientes da cisão, aquelas que ficarem excluídas após 30 de setembro de 2002, deverão ser adquiridas pelo ESTADO ou pela PARANÁ INVESTIMENTOS, a critério da BNDESPAR, mediante o pagamento à vista, em espécie, do seguinte preço: o valor dispendido pela BNDESPAR na aquisição das AÇOES ORDINÁRIAS, atualizado pela TJLP acrescido de 8% (oito por cento) ao ano, calculado "pro rata", utilizando-se o mesmo critério de divisão do patrimônio líquido da EMPRESA adotado na operação de cisão;

Em qualquer das hipóteses mencionadas, a BNDESPAR está autorizada, quando for o caso, pelo ESTADO, a promover a liquidação financeira relativa a alienação das AÇÓES ORDINÁRIAS diretamente com a Instituição Liquidante, podendo, para tal, em nome do ESTADO, dar quitação, passar recibo, assinar todos os documentos que se fizerem necessários à concretização da venda e transferência das AÇÕES ORDINÁRIAS ao adquirente.

Para o cálculo do preço de aquisição das ações da BNDESPAR mencionado tomar-se-á como base a o preço médio de R$ 11,50 (onze reais e cinquenta centavos) por lote de mil ações, tendo como referência a data de aquisição de 22.12.98.

Os prazos estabelecidos nesta cláusula serão prorrogados, pelos dias necessários, desde que, conjuntamente, tenham ocorrido os seguintes fatos: (a) o procedimento de privatização tenha sido paralisado por ordem judicial; (b) ter o ESTADO comunicado, por escrito, em 72 (setenta e duas) horas, a BNDESPAR da existência da citada ordem judicial, identificando as providências processuais que tomará para torná-la sem efeito; (c) diligenciar para que a ORDEM JUDICIAL seja tornada sem efeito, praticando, imediatamente, todos os atos processuais, tecnicamente adequados tendentes a tornar sem efeito a ORDEM JUDICIAL podendo o ESTADO deixar de praticá-los , desde que informe, fundamentadamente, no prazo de 72 (setenta e duas) horas à BNDESPAR; (d) o ESTADO manterá à

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BNDESPAR informada do andamento das ações judiciais em curso, encaminhando cópia de todas as suas petições e memoriais; (e) ter o ESTADO comunicado, por escrito, a cessação da ORDEM JUDICIAL, com os respectivos dias a serem incluídos na prorrogação do respectivo prazo contratual que reza estes itens seja, tempestivamente, atendido.

As mesmas regras acima estabelecidas serão aplicáveis, na hipótese em que as ações ordinárias de emissão da EMPRESA, de propriedade da PARANÁ INVESTIMENTOS, necessárias à configuração do controle acionário da EMPRESA, sejam alcançadas por ORDEM JUDICIAL, de modo que caberá à PARANÁ INVESTIMENTOS a cumprir com as mesmas obrigações assumidas pelo ESTADO no item acima.

Todas as despesas incorridas para a realização do leilão de Privatização da COPEL, inclusive as de natureza tributária, serão de responsabilidade do ESTADO. Dos percentuais mencionados não serão deduzidos quaisquer despesas relativamente ao leilão de privatização da COPEL.

Ao pagamento do preço de compra e venda aplicar-se-ão todas disposições contidas no edital de venda das AÇOES ORDINÁRIA emissão da COPEL.

g. descrição das cláusulas que restrinjam ou vinculem o direito de voto de membros do conselho de administração

O Acordo de Acionistas da Copel não restringe ou vincula ao exercício do direito de voto de membros do Conselho de Administração.

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15.6 - Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle eadministradores do emissor

a) membros do grupo de controle: não houve alterações b) administradores: constam no item 13.9 do presente Formulário de Referência.

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15.7 - Principais operações societárias

Operações societárias ocorridas em 2015

a. evento Leilão de Contratação da Concessão da Usina Hidrelétrica Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza

b. principais condições do negócio

O empreendimento foi conquistado sem deságio, o que representa uma receita de prestação de serviço de R$ 130,9 milhões ao ano, composto por R$ 46,0 milhões referente ao Custo de Gestão dos Ativos de Geração – GAG (incluindo as melhorias a serem executadas durante o prazo de concessão) e R$ 84,9 milhões referente à parcela de Retorno de Bonificação pela Outorga -RBO A Bonificação de Outorga será paga em duas parcelas, sendo que a primeira, no valor de R$ 373,6 milhões deverá ocorrer até o dia 30 de dezembro de 2015, e a segunda parcela, R$ 201,2 milhões, em até 180 dias contados da data de assinatura do contrato, atualizados pela variação da taxa do Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC da data de pagamento da primeira parcela até a data de seu pagamento

c. sociedades envolvidas -

d. efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores do emissor

Participação de 100% no Capital Social da Usina Hidrelétrica Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza A energia gerada pela usina será alocada 100% no regime de cotas de garantia física em 2016, e 70% a partir de 1º de janeiro de 2017, sendo que, para essa parcela de energia, a Copel GeT não arcará com os riscos hidrológicos nem com os resultados financeiros do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) associados à Usina Hidrelétrica

e. quadro societário antes e depois da operação ATIVO

ANTES DEPOIS

COPEL COPEL

UHE GPS 100,0% 100,0%

f. mecanismos utilizados para garantir o tratamento equitativo entre os acionistas

Companhia com 100% de participação.

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a. evento Aquisição de projetos do Complexo Eólico Santos,

b. principais condições do negócio

O Complexo Eólico Santos é composto por 6 parques eólicos, cuja energia está prevista para ser comercializada no 20º Leilão de Energia Nova (A-5).

c. sociedades envolvidas Rodrigo Pedroso Energia Ltda – RPE Energia


Participação de 100% no Capital Social dos seguintes ativos: São Bento do Norte I (25,2 MW) São Bento do Norte II (23,1 MW) São Bento do Norte III (23,1 MW) São Miguel I (21,0 MW) São Miguel II (21,0 MW) São Miguel III (21,0 MW)


ANTES DEPOIS RODRIGO COPEL TOTAL RODRIGO COPEL TOTAL

São Bento do Norte I 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0% São Bento do Norte II 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0% São Bento do Norte III 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0% São Miguel I 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0% São Miguel II 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0% São Miguel III 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0%



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a. evento Aquisição do Complexo Eólico Brisa Potiguar

b. principais condições do negócio A Companhia investiu R$ 342.077 mil na aquisição. Toda a energia a ser gerada foi comercializada por meio de contratos de 20 anos pelo preço médio de R$ 121,00/MWh. A entrada em operação comercial dos parques está prevista para o início de 2015.

c. sociedades envolvidas Salus Fundos de Investimento em Participações


Participação de 100% no Capital Social dos seguintes ativos: Asa Branca I (27 MW) Asa Branca II (27 MW) Asa Branca III (27 MW) Euros IV (27 MW) Santa Maria (29,7 MW) Santa Helena (29,7 MW) Santo Uriel (16,2 MW)

e. quadro societário antes e depois da operação



SALUS COPEL TOTAL SALUS COPEL TOTAL

Asa Branca I 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0%

Asa Branca II 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0%

Asa Branca III 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0%

Euros IV 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0%

Santa Maria 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0%

Santa Helena 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0%

Santo Uriel 100,0% 0,0% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0%

ANTES DEPOISATIVO

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a. evento Constituição do Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu" - CEBI

b. principais condições do negócio A Copel Geração e Transmissão constituiu consórcio, em 27 de agosto de 2013 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. Copel Geração e Transmissão executará as atividades de Engenharia do Proprietário para o CEBI, cujo valor dessa atividade, fixado em R$ 15.392, será considerado como aporte da Copel Geração e Transmissão no consórcio

c. sociedades envolvidas Geração Céu Azul S.A


Participação com a Geração Céu Azul S.A. de 30% e 70%

e. quadro societário antes e depois da operação

ATIVO ATUALMENTE

GERAÇÃO CÉU AZUL

COPEL TOTAL

Consórcio Baixo Iguaçu 70,0% 30,0% 100,0%


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a. evento Aquisição da Carteira de projetos eólicos

b. principais condições do negócio Aquisição, por R$ 160 milhões, da carteira de projetos eólicos da Galvão Energia e Participações S.A., totalizando o equivalente a 553 MW

c. sociedades envolvidas Galvão Energia e Participações S.A


Participação de 50,1% no Capital Social da São Bento Energia (94 MW) e do Complexo Eólico Cutia (129 MW), empreendimentos nos quais a COPEL já possui participação de 49,9%.

Copel passa a ter 100% de participação no Capital da São Bento Energia e do Complexo Eólico Cutia


ANTES DEPOIS GALVÃO COPEL TOTAL GALVÃO COPEL TOTAL

São Bento Energia

50,1% 49,9% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0%

Complexo Eólico Cutia

50,1% 49,9% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0%



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a. evento Direito de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural

b. principais condições do negócio Na 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), realizada em 28 de novembro de 2013 conquistou, em consórcio com outras empresas, o direito de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural dos seguintes blocos: O valor total do bônus de assinatura dos quatro blocos será de R$ 12,5 milhões e o programa exploratório mínimo prevê investimento de R$ 78,1 milhões durante os próximos seis anos. Os blocos estão localizados na região centro-sul do Estado do Paraná (Bacia do Paraná) numa área correspondente a 11.297 km², equivalente a 7% da área total ofertada no leilão.

c. sociedades envolvidas Tucumann Engenharia Bayar Participações Petra Energia


Participação de 50,1% no Capital Social da São Bento Energia (94 MW) e do Complexo Eólico Cutia (129 MW), empreendimentos nos quais a COPEL já possui participação de 49,9%.

Copel passa a ter 100% de participação no Capital da São Bento Energia e do Complexo Eólico Cutia


ANTES DEPOIS GALVÃO COPEL TOTAL GALVÃO COPEL TOTAL

São Bento Energia

50,1% 49,9% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0%

Complexo Eólico Cutia

50,1% 49,9% 100,0% 0,0% 100,0% 100,0%



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Não houve informações que o emissor julgue relevantes

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16.1 - Descrição das regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização detransações com partes relacionadas

• Regras, políticas e práticas: “Controladora”

A Companhia utiliza critérios estabelecidos em normas internas para a prática de atos e negócios jurídicos entre partes relacionadas, conforme a regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel e da Comissão de Valores Mobiliários – CVM. Também são observados os preceitos da Lei das Sociedades Anônimas (Lei 6.404/76, art. 245).

A Companhia tem como prática utilizar em suas transações com partes relacionadas em condições equivalentes às aplicadas com partes independentes. Os valores decorrentes de atividades operacionais da Copel Distribuição com as partes relacionadas são faturados de acordo com as tarifas homologadas pela Aneel.

A Companhia também se utiliza do questionário anual exigido para o Relatório 20-F respondido pelos Diretores, Conselheiros de Administração e Conselheiros Fiscais para identificar possíveis relacionamentos com partes relacionadas, inclusive com familiares.

A divulgação do relacionamento e das transações com partes relacionadas em notas explicativas às demonstrações financeiras da Copel está em conformidade com Pronunciamento Técnico CPC 05 (R1), Divulgação sobre Partes Relacionadas, sendo neste sentido, adotados procedimentos formais de controles internos.

Adicionalmente, a Companhia possui um Conselho de Orientação Ética, atribuição de contribuir para que a atuação da Companhia seja permanentemente conduzida por princípios morais e éticos, bem como pela divulgação e efetiva aplicação dos preceitos e orientações do Código de Conduta pelos empregados, administradores e contratados, em consonância com os valores da Copel, os princípios do Pacto Global e os princípios da Governança Corporativa.

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Posição contratual do emissor

Especificar

Estado do Paraná 31/12/2015 29.456.000,00 42.634.000,00 - - NÃO 0,000000

Natureza e razão para a operação

Garantia e seguros -

Rescisão ou extinção -


Relação com o emissor Controlador

Objeto contrato Serviços de telecomunicações conforme contrato com a Copel Telecomunicações S.A.


Objeto contrato Custos relativos aos projetos de mobilidade para a Copa do Mundo de Futebol da FIFA 2014 realizados pela Copel Distribuição e de responsabilidade do Estado do Paraná.


Objeto contrato O Programa Morar Bem Paraná, instituído pelo Decreto nº 2.845/2011, é um convênio entre o Estado do Paraná, a Companhia de Habitação do Paraná - Cohapar e a Copel Distribuição, cuja gestão é realizada pela Cohapar. As principais atribuições da Copel no convênio são as construções das redes de distribuição de energia elétrica e das entradas de serviços das unidades consumidoras dos conjuntos habitacionais.







Especificar

16.2 - Informações sobre as transações com partes relacionadas

Parte relacionada Datatransação

Montante envolvido (Reais)

Saldo existente Montante (Reais) Duração Empréstimoou outro tipo de divida

Taxa de juroscobrados

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Natureza e razão para a operação Indexação - TJLP + 1,49% a.a

Rescisão ou extinção Não há

Especificar


Relação com o emissor Mantém contratos de financiamentos

Garantia e seguros Contrato nº 1.321.106.1

Objeto contrato Financiamento da Implantação da UHE Colíder e sistema de transmissão associado.

BNDES 31/12/2015 17.644.000,00 16.077.000,00 Não é possível aferir - SIM 1,890000

Especificar

BNDES 31/12/2015 73.122.000,00 63.312.000,00 - - SIM 1,360000




Relação com o emissor Mantém contratos de financiamento


Especificar

BNDES 31/12/2015 1.041.155.000,00 902.592.000,00 Não é possível aferir - SIM 1,490000


Objeto contrato Financiamento da Implantação da PCH Cavernoso II.

Garantia e seguros Contrato 1.220.768.1







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Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 31/12/2015 1.783.000,00 1.783.000,00 - - NÃO 0,000000

Objeto contrato Dividendos e/ou juros sobre capital próprio propostos para a Copel Geração e Transmissão.

Relação com o emissor Controlada em conjunta

Natureza e razão para a operação Indexação - TJLP + 1,49% e 1,89% a.a


Especificar



Especificar


Objeto contrato Financiamento da Implantação da Subestação Cerquilho III em 230/138kV.





Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 31/12/2015 3.577.000,00 24.000,00 - - NÃO 0,000000

Objeto contrato Contrato de uso de rede básica e de conexão do sistema de transmissão pela Copel Distribuição.

Relação com o emissor Controlada em conjunto






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Especificar

Marumbi Transmissora de Energia S.A. 31/12/2015 3.101.000,00 3.101.000,00 - - NÃO 0,000000






Especificar


Marumbi Transmissora de Energia S.A. 31/12/2015 148.000,00 9.000,00 - - NÃO 0,000000


Objeto contrato Contrato de prestação de serviço de engenharia pela Copel Geração e Transmissão.




Especificar


Marumbi Transmissora de Energia S.A. 31/12/2015 1.264.000,00 - - - NÃO 0,000000






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Especificar





Cauiá Transmissora de Energia S.A. 31/12/2015 2.069.000,00 2.634.000,00 - - SIM 0,000000

Especificar

Cauiá Transmissora de Energia S.A. 31/12/2015 14.270.000,00 154.000,00 - - NÃO 0,000000






Especificar

Cauiá Transmissora de Energia S.A. 31/12/2015 914.000,00 - - - NÃO 0,000000










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31/12/2015 995.000,00 - - - NÃO 0,000000

Objeto contrato Contrato de uso do sistema de transmissão pela Copel Distribuição.




Especificar



Especificar







Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 31/12/2015 1.586.000,00 - - - NÃO 0,000000








PÁGINA: 281 de 383




Especificar


Matrinchã Transmissora de Energia S.A. 31/12/2015 8.116.000,00 8.116.000,00 - - NÃO 0,000000








31/12/2015 4.249.000,00 4.476.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar







Matrinchã Transmissora de Energia S.A. 31/12/2015 214.000,00 55.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar






PÁGINA: 282 de 383




Especificar

Posição contratual do emissor Outra

Relação com o emissor Coligada


Objeto contrato Água tratada, coleta e tratamento de esgoto.

Companhia de Saneamento do Paraná 31/12/2015 159.000,00 159.000,00 - - NÃO 0,000000


Especificar

Guaraciaba Transmissora de Energia S.A. 31/12/2015 3.930.000,00 3.930.000,00 - - NÃO 0,000000


Companhia de Saneamento do Paraná 31/12/2015 1.409.000,00 3.000,00 - - SIM 0,000000





Especificar










PÁGINA: 283 de 383





Objeto contrato Dividendos e/ou juros sobre capital próprio pagos para a Copel.

Companhia de Saneamento do Paraná 31/12/2015 16.387.000,00 6.202.000,00 - - NÃO 0,000000






Especificar

Objeto contrato Utilização de água retirada da represa do Alagado


Especificar





Companhia de Saneamento do Paraná 31/12/2015 2.886.000,00 492.000,00 - - NÃO 0,000000

Objeto contrato Serviços de telecomunicações prestados pela Copel Telecomunicações S.A.







PÁGINA: 284 de 383




Especificar





31/12/2014 227.000,00 227.000,00 - - NÃO 0,000000


Relação com o emissor Administrador dos planos de previdência privada e assistencial

Objeto contrato Serviços de telecomunicações prestados e aluguéis e arrendamentos de equiipamentos e infraestrutura, conforme contratos com a Copel Telecomunicações.

Fundação Copel de Previdência e Assistência Social

31/12/2015 292.000,00 44.000,00 - - NÃO 0,000000



Especificar

Especificar


31/12/2014 14.000,00 5.000,00 - - NÃO 0,000000










PÁGINA: 285 de 383








Especificar



Matrinchã Transmissora de Energia S.A. 31/12/2014 7.277.000,00 8.116.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar


Guaraciaba Transmissora de Energia S.A. 31/12/2014 3.749.000,00 3.930.000,00 - - NÃO 0,000000





Especificar










PÁGINA: 286 de 383




Objeto contrato Dividendos e/ou juros sobre capital próprio propostos para a Copel.

Dominó Holdings S.A. 31/12/2014 6.804.000,00 1.211.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar






Cantareira Transmissora de Energia S.A. 31/12/2014 3.749.000,00 3.930.000,00 - - NÃO 0,000000





Objeto contrato Dividendos e/ou juros sobre capital próprio propostos para a Copel Participações.



Dominó Holdings S.A. 31/12/2014 3.366.000,00 2.861.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar







PÁGINA: 287 de 383




Especificar





Foz do Chopim Energética S.A. 31/12/2014 1.827.000,00 155.000,00 - - NÃO 0,000000


Dona Francisca Energética S.A. 31/12/2014 81.342.000,00 6.538.000,00 - - NÃO 0,000000


Especificar




Especificar

Dona Francisca Energética S.A. 31/12/2014 14.344.000,00 - - - NÃO 0,000000


Objeto contrato Compra de energia da Dona Francisca pela Copel Geração e Transmissão S.A.








PÁGINA: 288 de 383






Objeto contrato Compartilhamento dos postes da Copel Distribuição S.A. pela Sercomtel.




Foz do Chopim Energética S.A. 31/12/2014 9.348.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar

Objeto contrato Prestação de serviços de operação e manutenção realizado pela Copel Geração e Transmissão com vencimento em maio de 2015 e conexão ao sistema de transmissão, com vencimento em julho de 2015.

Sercomtel S.A. Telecomunicações 31/12/2014 735.000,00 - - - NÃO 0,000000





Especificar




Objeto contrato Dividendos e/ou juros sobre capital próprio pagos para a Copel.






PÁGINA: 289 de 383



Objeto contrato Serviços de telecomunicações prestados pela Copel Telecomunicações S.A.


Especificar



Objeto contrato Água tratada, coleta e tratamento de esgoto.




Especificar




Objeto contrato Utilização de água retirada da represa do Alagado




Especificar


Companhia de Saneamento do Paraná 31/12/2014 272.000,00 72.000,00 - - NÃO 0,000000






PÁGINA: 290 de 383




Especificar


Relação com o emissor Outras partes relacionadas


Objeto contrato Aluguel de imóveis administrativos da Fundação Copel para subsidiárias da Copel.

Especificar


31/12/2014 898.618.000,00 898.618.000,00 - - NÃO 0,000000




Relação com o emissor Outras Partes Relacionadas


Especificar


31/12/2014 11.119.000,00 11.119.000,00 - - NÃO 0,000000


Objeto contrato A Companhia e suas controladas patrocinam planlos 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.








PÁGINA: 291 de 383


Objeto contrato A Copel 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 Copel.

Copel Distribuição S.A. 31/12/2013 64.815.000,00 64.815.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000

Especificar

Relação com o emissor Subsidiária Integral


Objeto contrato Projetos de Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento, contabilizados na conta de Serviços em curso, no Circulante, até a conclusão do projeto, conforme determinação da Aneel.



Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec

31/12/2014 28.693.000,00 28.693.000,00 - - NÃO 0,000000





Objeto contrato Prestação de serviços executados pelo Lactec para a Copel Geração e Transmissão e Copel Distribuição.



Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec

31/12/2014 9.455.000,00 1.168.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar







PÁGINA: 292 de 383




Especificar


Relação com o emissor Controlada



Companhia Paranaense de de Gás - Compagás 31/12/2013 2.635.000,00 2.239.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000


Especificar

Copel Telecomunicações S.A. 31/12/2013 16.004.000,00 21.585.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000


Ventos de Santo Uriel S.A. 31/12/2013 5.000,00 5.000,00 Não é póssível aferir - NÃO 0,000000





Especificar










PÁGINA: 293 de 383



Garantia e seguros Lei Estadual 491 de 11/09/2003


Objeto contrato O Programa Luz Fraterna, instituído pela Lei Estadual nº 491, de 11.09.2003, permite ao Governo do Estado do Paraná, quitar as contas de energia elétrica de famílias paranaenses de baixa renda(devidamente cadastradas) quando o consumo não ultrapassar o limite de 100 KWH no mês.

Estado do Paraná 31/12/2013 78.987.000,00 78.987.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000






Especificar



Especificar





Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. 31/12/2013 31.354.000,00 28.718.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000








PÁGINA: 294 de 383


Objeto contrato Financiamento UHE Mauá e Sistema de Transmissão Associada.


Especificar



Objeto contrato Ressarcimento de remuneração e encargos sociais de empregados cedidos ao Estado do Paraná







Especificar

Objeto contrato Dividendos e/ou Juros sobre o Capital Próprio propostos para a Copel






Dominá Holdings S.A. 31/12/2014 6.804.000,00 1.211.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000

Especificar






PÁGINA: 295 de 383





Garantia e seguros Quarto termo aditivo assinado em 21.01.2005

Objeto contrato Quarto termo aditivo assinado em 21.01.2005, foi renegociado com o Governo do Estado do Paraná o saldo da Conta de Resultados a Compensar - CRC em 31.12.2004, em 244 prestações recalculadas pelo sistema price de amortização, atualizado pela variação do 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. Em 31.12.2013, o saldo da CRC foi transferido pela Copel Distribuição para a Copel, com a quitação do Mútuo, no valor de R$ 912.237.000,00, e a transferência do saldo financeiro remanescente, no valor de R$ 468.317.000,00.


Especificar


Natureza e razão para a operação Indexação = TJLP + 1,63% a.a.

Estado do Paraná 31/12/2013 1.380.554.000,00 1.380.554.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000

Garantia e seguros Contrato nº 08.20989-1


Natureza e razão para a operação Indexação = TJLP + 1,82% a.a.


Especificar



Objeto contrato Financiamento implantação da Linha de Transmissão entre SEs Foz do Iguaçú e Cascavel Oeste

Garantia e seguros Contrato nº 1120952-1-A






PÁGINA: 296 de 383


Objeto contrato Dividendos propostos. Deste montante, foi antecipado em novembro de 2014 o valor líquido de R$ 113.010.000,00.


Especificar


Estado do Paraná 31/12/2014 184.733.000,00 - Não é possivel aferir - NÃO 0,000000

Objeto contrato Dividendos e/ou Juros sobre o Capital Próprio propostos para a Copel Participações.






Dominó Holdings S.A. 31/12/2014 3.366.000,00 2.861.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000

Especificar

Objeto contrato Pagamento de Proventos

Relação com o emissor Controlador Indireto - Acordo de Acionistas


Garantia e seguros Lei 6.404/76



BNDESPAR 31/12/2015 70.722.000,00 - Não é possível aferir 31/12/2016 NÃO 0,000000

Especificar






PÁGINA: 297 de 383




Especificar




Objeto contrato O Programa Luz Fraterna, instituído pela Lei Estadual nº 491, de 11.09.2003, permite ao Governo do Estado do Paraná quitar as contas de energia elétrica de famílias paranaenses de baixa renda (devidamente cadastradas) quando o consumo não ultrapassar o limite de 100 KWh no mês.


Especificar

Dona Francisca Energética 31/12/2015 30.556.000,00 1.304.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000







Especificar



Objeto contrato Contrato de compra e venda de energia, realizado entre a empresa Dona Francisca Energética e a Copel Geração e Transmissão S.A.







PÁGINA: 298 de 383



Garantia e seguros Contrato 820.989.1

Objeto contrato Financiamento da UHE Mauá e sistema de transmissão associado


Especificar



Objeto contrato Financiamento de implantação de linha de transmissão Assis - Paraguaçu Paulista II.








Objeto contrato Ressarcimento de remuneração e encargos sociais de empregados cedidos, líquido da PCLD no valor de R$ 1.195.000.



Estado do Paraná 31/12/2014 908.000,00 908.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar







PÁGINA: 299 de 383




Especificar


Relação com o emissor Outras Partes Relacionadas e Subsidiária Integral

Objeto contrato A Copel Geração e Transmissão S.A. efetua operação e manutenção da Foz do Chopim Energética, por meio de Contrato de Prestação de Serviços de Operação e Manutençao.

Garantia e seguros O próprio contrato

Estado do Paraná 31/12/2014 1.197.404.000,00 1.344.108.000,00 - - NÃO 0,000000


Especificar

Natureza e razão para a operação Encargos financeiros R$ 10.824.000,00 - Indexação = TJLP + 1,63% a.a.



Especificar

Foz do Chopim Energética e Copel Geração e Transmissão S.A.

31/12/2015 1.856.000,00 - Não é possível aferir - NÃO 0,000000


Objeto contrato Quarto termo aditivo assinado em 21.01.2005, foi renegociado com o Governo do Estado do Paraná o saldo da Conta de Resultados a Compensar - CRC em 31.12.2004, em 244 prestações recalculadas pelo sistema price de amortização, atualizado pela variação do 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.








PÁGINA: 300 de 383


Objeto contrato Financiamento da Implantação da PCH Cavernoso II


Especificar


Garantia e seguros Contrato 1.120.952.1-A-B

Objeto contrato Financiamento de linha de transmissão entre as subestações Foz do Iguaçu e Cascavel Oeste: (b)





Relação com o emissor Matém contratos de financiamentos



Objeto contrato Planos Previdenciários e assistenciais. A Companhia e suas controladoras patrocinam planos de complemantação de aposentadoria e pensão(Plano Previdênciario I, II e III) e de assistênciamédica e odontológica(Plano Assistencial) para seus empregados e dependentes legais ativos e pós-emprego. Os planos previdenciários I e II são planos de benefício definido(BD) em que a renda é pré-determinada em função do nível salarial de cada indivíduo e o plano previdenciário III é um plano de contribuição definida(CD).




31/12/2015 594.660.000,00 594.660.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000

Especificar







PÁGINA: 301 de 383


Natureza e razão para a operação Encargos financeiros R$ 22.000,00 - Indexação = TJLP + 1,49% a.a. e 1,89% a.a.


Especificar




Objeto contrato Financiamento da Implantação da Subestação Cerquilho III em 230/138kV



Especificar

BNDES 31/12/2013 1.041.155.000,00 840.106.000,00 Não é possível aferir - SIM 1,490000





Natureza e razão para a operação Encargos financeiros R$ 734.000,00 - Indexação = TJLP + 1,49% a.a.


Especificar



Objeto contrato Financiamento da Implantação da UHE Colíder e sistema de transmissão associado







PÁGINA: 302 de 383


Rescisão ou extinção


Objeto contrato Dividendos propostos. Deste montante, foi antecipado em novembro de 2014 o valor líquido de R$ 89.705.000 - A parcela restante será distribuída após a aprovação da destinação do lucro do exercício, na A.G.O.

BNDESPAR 31/12/2014 148.402.000,00 - - - NÃO 0,000000






Especificar

Objeto contrato Serviços de telecomunicações conforme contrato com a Copel Telecomunicações S.A.


Especificar






31/12/2015 15.390.000,00 - Não é possível aferir - NÃO 0,000000

Objeto contrato Contrato de locação - Despesas com aluguel







PÁGINA: 303 de 383




Especificar



Objeto contrato Pagamento de proventos


BNDES 31/12/2014 169.500.000,00 149.196.000,00 - - SIM 1,630000

Instituto de Tecnologia para Desenvolvimento - LACTEC



Especificar




Especificar

BNDESPAR 31/12/2013 133.603.000,00 62.548.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000


Objeto contrato Os saldos do ativo referen-se a Programas de Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento, contabilizados no Circulante, na conta Serviços em curso, na qual devem permanecer até a conclusão do projeto, conforme determinação da Aneel.


Rescisão ou extinção 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.






PÁGINA: 304 de 383





Dona Francisca Energética 31/12/2013 71.950.000,00 6.320.000,00 Náo é possível aferir 31/03/2015 NÃO 0,000000

Objeto contrato Contrato de compra e venda de energia, realizado entre a empresa Dona Francisca Energética e a Copel Geração e Transmissão S.A.


Natureza e razão para a operação Encargos financeiros - indexação TJLP + 1,63% a.a.


Especificar



Especificar

Garantia e seguros Contrato nº 08.20989-1

Objeto contrato Financiamento da UHE Mauá e sistema de transmissão associado.






31/12/2015 14.752.000,00 938.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000

Objeto contrato Prestação de serviços, pesquisas e desenvolvimento.







PÁGINA: 305 de 383


Objeto contrato Financiamento da Implantação da UHE Colíder e sistema de transmissão associado.


Especificar


BNDES 31/12/2014 1.041.155.000,00 850.782.000,00 - - SIM 1,490000

Objeto contrato Financiamento de linha de transmissão entre as subestações Foz do Iguaçu e Cascavel Oeste.



Garantia e seguros Contrato nº 1120952-1-A-B


Natureza e razão para a operação Encargos financeiros - TJLP + 1,36% a.a.

BNDES 31/12/2014 44.723.000,00 36.310.000,00 - - SIM 1,820000

Especificar

Objeto contrato Financiamento da Implantação da PCH Cavernoso II.





Natureza e razão para a operação Encargos financeiros - indexação = TJLP + 1,82% a.a.

BNDES 31/12/2014 73.122.000,00 67.700.000,00 - - SIM 1,360000

Especificar






PÁGINA: 306 de 383




Especificar




Objeto contrato Prestação de serviços de operação e manutenção realizado pela Copel Geração e Transmissão.



Especificar

Dona Francisca Energética 31/12/2013 10.540.000,00 85.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000


Foz do Chopim Energética S.A. 31/12/2013 1.725.000,00 201.000,00 Não é possível aferir 24/05/2015 NÃO 0,000000





Especificar



Objeto contrato Recebimento de proventos







PÁGINA: 307 de 383



Garantia e seguros Contrato nº 1.420.561.1-A


Objeto contrato Financiamentos da Copel Distribuição S.A: Financiamento em preservação de negócios, melhorias, supore operacional e investimentos gerais em expansão.







Especificar

Objeto contrato Financiamento de implantação de linha de transmissão Londrina - Figueira e Salto Osório - Foz do Chopim C2.


Especificar




Natureza e razão para a operação Encargos financeiros - TJLP + 1,49% a.a. e 1,89%

BNDES 31/12/2014 17.644.000,00 17.273.000,00 - - SIM 1,890000

Objeto contrato Financiamento da Implantação da Subestação Cerquilho III em 230/138kV.







PÁGINA: 308 de 383




Especificar


Objeto contrato Financiamento em preservação de negócios, melhorias, supore operacional e investimentos gerais em expansão.

Garantia e seguros Contrato nº 14205611-A

BNDES 31/12/2014 17.821.000,00 17.874.000,00 - - SIM 2,090000

Relação com o emissor Outra partes relacionadas

Objeto contrato Planos Previdenciários e assistenciais. A Companhia e suas controladoras patrocinam planos de complemantação de aposentadoria e pensão(PlanoPrevidênciario I, II e III) e de assistênciamédica e odontológica(Plano Assistencial) para seus empregados e dependentes legais ativos e pósemprego.Os planos previdenciários I e II são planos de benefício definido(BD) em que a renda é pré-determinada em função do nível salarial decada indivíduo e o plano previdenciário III é um plano de contribuição definida(CD).





Especificar

Especificar

BNDES 31/12/2014 41.583.000,00 30.008.000,00 - - SIM 2,090000










PÁGINA: 309 de 383







Objeto contrato Contrato de locação - Despesas com aluguel


Natureza e razão para a operação Encargos financeiros - TR BNDES + 2,09% a.a.


Especificar



Especificar

Garantia e seguros Contrato nº 14205611-B

Objeto contrato Financiamento em preservação de negócios, melhorias, supore operacional e investimentos gerais em expansão.


Garantia e seguros Contrato nº 1.420.561.1-B


Natureza e razão para a operação Indexação - TR BNDES + 2,09% a.a


Objeto contrato Financiamentos da Copel Distribuição S.A: Financiamento em preservação de negócios, melhorias, supore operacional e investimentos gerais em expansão.







PÁGINA: 310 de 383



Especificar


BNDES 31/12/2014 78.921.000,00 52.170.000,00 - - SIM 6,000000

Objeto contrato Financiamentos da Copel Distribuição S.A: Financiamento de máquinas e equipamentos nacionais credenciados no BNDES



Garantia e seguros Contrato nº 1.420.561.1-C




Especificar

Objeto contrato Programas de Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento, contabilizados na conta de Serviços em curso, no Circulante, até a conclusão do projeto, conforme determinação da Aneel.





Natureza e razão para a operação -



Especificar






PÁGINA: 311 de 383





Natureza e razão para a operação Indexador - TJLP + 1,66% a.a

Objeto contrato Financiamentos das Eólicas: Financiamento da construção e implantação da central geradora eólica EOL Santa Maria


Especificar


Natureza e razão para a operação Encargos financeiros - 6% a.a.

BNDES 31/12/2014 54.100.000,00 58.635.000,00 - - SIM 2,340000

Especificar

Objeto contrato Financiamento de máquinas e equipamentos nacionais credenciados no BNDES.



Garantia e seguros Contrato nº 14205611-C

Natureza e razão para a operação Encargos financeiro - TJLP + 2,34% a.a.


Especificar



Garantia e seguros Contrato nº 11211521

Objeto contrato Financiamento da construção e implantação da central geradora eólica EOL Farol






PÁGINA: 312 de 383




Objeto contrato Financiamento da construção e implantação da central geradora eólica EOL Dreen São Bento do Norte.

BNDES 31/12/2014 90.900.000,00 98.311.000,00 - - SIM 2,340000

Especificar



Objeto contrato Financiamento da construção e implantação da central geradora eólica EOL Dreen Boa Vista



BNDES 31/12/2014 40.050.000,00 43.349.000,00 - - SIM 2,340000





Objeto contrato Financiamento da construção e implantação da central geradora eólica EOL Santa Helena




Especificar

Relação com o emissor Mantém constratos de financiamentos






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Especificar



Objeto contrato Financiamento da construção e implantação da central geradora eólica EOL Dreen Olho D'Água.


Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - LACTEC



31/12/2013 587.000,00 587.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000


Especificar

Natureza e razão para a operação Encargos financeiros - TJLP 2,34% a.a.



Especificar

BNDES 31/12/2014 97.000.000,00 104.533.000,00 - - SIM 2,340000


Objeto contrato Prestação de serviços, pesquisas e desenvolvimento executados pelo Lactec para a Copel Geração e Transmissão e Copel Distribuição.








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Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda 31/12/2013 1.265.000,00 2.283.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000





Especificar



Especificar


Objeto contrato Resultado referente as despesas com serviços de Pesquisa e Desenvolvimento.






Objeto contrato Financiamento da construção e implantação da central geradora eólica EOL Farol







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Objeto contrato Arrendamento da usina termelétrica UTE Araucária pela UEG Araucária Ltda para a Petrobras.


Especificar

Petrobras 31/12/2013 6.499.000,00 6.499.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000


Objeto contrato Financiamento da construção e implantação da central geradora eólica EOL Dreen Boa Vista




Especificar








Especificar


Paineira Participações S.A. 31/12/2013 13.436.000,00 11.985.000,00 Não é possivel aferir - NÃO 0,000000






PÁGINA: 316 de 383




Especificar




Objeto contrato Compartilhamento de postes

Paineira Participações 31/12/2014 1.367.000,00 1.367.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar

Mitsui Gás e Enenrgia Ltda. 31/12/2014 4.022.000,00 4.720.000,00 - - NÃO 0,000000






Especificar

Sercomtel S.A. Telecomunicações 31/12/2015 708.000,00 236.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000


Objeto contrato Dividendos e/ou juros sobre capital próprio propostos pela Compagás.








PÁGINA: 317 de 383







Objeto contrato Resultado do arrendamento da usina termelétrica UTE Araucária pela UEG Araucária Ltda para a Petrobras.




Especificar



Especificar


Objeto contrato Dividendos e/ou juros sobre capital próprio propostos pela ELEJOR.





Estado do Paraná 31/12/2015 96.691.000,00 96.691.000,00 Não é possível aferir 31/12/2016 NÃO 0,000000

Objeto contrato Pagamento de Proventos







PÁGINA: 318 de 383



Objeto contrato Arrendamento da usina termelétrica UTE Araucária pela UEG Araucária Ltda. para a Petrobras.

Relação com o emissor Outra partes relacionadas

Especificar

Petrobras 31/12/2014 6.405.000,00 - - - NÃO 0,000000


Objeto contrato Fornecimento e transporte de gás pela Compagás para a Petrobras.




Especificar


Petrobras 31/12/2013 374.000,00 374.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000


Objeto contrato Resultado do fornecimento e transporte de gás pela Compagás para a Petrobras.




Especificar








PÁGINA: 319 de 383




Especificar




Objeto contrato Aquisição de gás para revenda da Petrobras pela Compagás.


Especificar







Especificar



Objeto contrato O Programa Luz Fraterna, instituído pela Lei Estadual nº 491, de 11.09.2003, permite ao Governo do Estado do Paraná, quitar as contas de energia elétrica de famílias paranaenses de baixa renda(devidamente cadastradas) quando o consumo não ultrapassar o limite de 100 KWH no mês.

Garantia e seguros Lei Estadual nº 491, de 11.09.2003







PÁGINA: 320 de 383





Petrobras 31/12/2014 11.842.000,00 327.000,00 - - NÃO 0,000000

Objeto contrato Fornecimento e transporte de gás pela Compagás para a Petrobras.




Especificar


Relação com o emissor Outros partes relacionadas

Especificar


Objeto contrato Resultado da aquisição de gás para revenda da Petrobras pela Compagás.






Objeto contrato Adiantamento à Compagás referene à aquisição de volumes e capacidades de transporte contratados e garantidos, superiores àqueles efetivamente retirados e utilizados, e contém cláusulas de compensação futura.







PÁGINA: 321 de 383



Especificar


Petrobras 31/12/2014 26.797.000,00 26.797.000,00 - - NÃO 0,000000

Objeto contrato Ressarcimento do valor correspondente à remuneração e encargos sociais de empregados cedidos ao Governo do Estado do Paraná.






Estado do Paraná 31/12/2015 407.000,00 407.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000

Especificar

Objeto contrato Aquisição de gás para revenda da Petrobras pela Compagás.






Petrobras 31/12/2014 1.469.689.000,00 252.103.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar






PÁGINA: 322 de 383






Objeto contrato Compartilhamento dos postes da Copel Distribuição S.A. pela Sercomtel.





Especificar

Objeto contrato Adiantamento à Compagás referente à aquisição de volumes e capacidades de transporte contratados e garantidos, superiores àqueles efetivamente retirados e utilizados, e contém cláusulas de compensação futura. Em 2014, foi efetuado ajuste de valor recuperável no valor de R$ 23.729.

Sercomtel S.A. Telecomunicações 31/12/2013 192.000,00 192.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000





Especificar










PÁGINA: 323 de 383



Objeto contrato Dividendos e/ou juros sobre capital próprio propostos pela Compagás.


Especificar

Petrobras 31/12/2014 4.022.000,00 3.513.000,00 - - NÃO 0,000000


Objeto contrato Resultado do compartilhamento dos postes da Copel Distribuição S.A. pela Sercomtel.




Especificar


Sercomtel S.A. Telecomunicações 31/12/2013 2.287.000,00 2.287.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000


Objeto contrato Contrato de prestação de serviço de engenharia pela Copel Geração e Transmissão




Especificar


Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 31/12/2013 190.000,00 190.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000






PÁGINA: 324 de 383




Especificar






Especificar

Estado do Paraná 31/12/2015 1.197.404.000,00 1.383.242.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000






Especificar

Copel Geração e Transmissão S.A. 31/12/2014 1.057.903.000,00 202.617.000,00 - - NÃO 0,000000


Objeto contrato Quarto termo aditivo assinado em 21.01.2005, a Companhia renegociou com o Governo do Estado do Paraná o saldo da Conta de Resultado a compensar - CRC em 31.12.2004.








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Copel Distribuição S.A. 31/12/2014 124.791.000,00 124.791.000,00 - - NÃO 0,000000





Especificar



Especificar


Objeto contrato Financiamento da construção e implantação da central geradora eólica EOL Dreen São Bento do Norte.





Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 31/12/2013 2.113.000,00 2.113.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000

Objeto contrato Resultado do contrato de prestação de serviço de engenharia pela Copel Geração e Transmissão







PÁGINA: 326 de 383



Objeto contrato Contrato de prestação de serviço de engenharia pela Copel Geração e Transmissão


Especificar

Marumbi Transmissora de Energia S.A. 31/12/2013 184.000,00 184.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000


Objeto contrato Financiamento da construção e implantação da central geradora eólica EOL Dreen Olho D'Água.




Especificar








Especificar


Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 31/12/2013 478.000,00 478.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000






PÁGINA: 327 de 383




Especificar





Cauiá Transmissora de Energia S.A. 31/12/2013 221.000,00 221.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000

Especificar

Marumbi Transmissora de Energia S.A. 31/12/2013 2.042.000,00 2.042.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000






Especificar

Marumbi Transmissora de Energia S.A. 31/12/2013 402.000,00 402.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000


Objeto contrato Resultado do contrato de prestação de serviço de engenharia pela Copel Geração e Transmissão








PÁGINA: 328 de 383











Especificar



Especificar


Objeto contrato Contrato de prestação de serviços específicos de gestão ambiental pela Copel Geração e Transmissão






Objeto contrato Resultado do contrato de prestação de serviços específicos de gestão ambiental pela Copel Geração e Transmissão







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Objeto contrato A Copel 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 Copel.


Especificar

Copel Distribuição S.A. 31/12/2014 71.197.000,00 71.197.000,00 - - NÃO 0,000000


Objeto contrato Variação monetária/Renda sobre repasses de CRC




Especificar



Garantia e seguros Não há

Objeto contrato Créditos de ICMS decorrentes das operações da Companhia e de suas controladas ICMS a recolher decorrentes das operações da Companhia e de suas controladas




Especificar








PÁGINA: 330 de 383




Especificar




Objeto contrato Pagamento de Dividendos

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 31/12/2015 247.000,00 48.000,00 - - NÃO 0,000000


Especificar

Dominó Holdings S.A 31/12/2015 16.074.000,00 9.067.000,00 - 31/12/2016 NÃO 0,000000







Especificar



Objeto contrato Dividendos e/ou juros sobre capital próprio propostos para a Copel Comercialização S.A.







PÁGINA: 331 de 383







31/12/2013 227.000,00 227.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000






Especificar

Objeto contrato Serviços de operação e manutenção prestados pela Copel Geração e Transmissão.


Especificar





Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 31/12/2013 361.000,00 361.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000








PÁGINA: 332 de 383




Especificar


Copel Telecomunicações S.A. 31/12/2014 19.385.000,00 31.300.000,00 - - NÃO 0,000000







Matrinchã Transmissora de Energia S.A. 31/12/2013 840.000,00 840.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000

Especificar







Guaraciaba Transmissora de Energia S.A. 31/12/2013 182.000,00 182.000,00 Não é possível aferir - NÃO 0,000000

Especificar






PÁGINA: 333 de 383




Especificar







Especificar

Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A. 31/12/2014 113.000,00 113.000,00 - - NÃO 0,000000


Copel Geração e Transmissão S.A. 31/12/2013 322.242.000,00 321.902.000,00 Não é possível aferir -- NÃO 0,000000





Especificar










PÁGINA: 334 de 383




Objeto contrato Obrigação financeira com a Copel Distribuição pela transferência do saldo da CRC em 31.12.2013.







Especificar

Objeto contrato Contrato de mútuo aprovado pela Aneel em 09.02.2012 entre a Copel (mutuante) e a Copel Distribuição (mutuária), com prazo definido de dois anos e juros de 109,41% da taxa DI. O saldo foi quitado em 31.12.2013.


Especificar






Objeto contrato Resultado do contrato de mútuo aprovado pela Aneel em 09.02.2012 entre a Copel (mutuante) e a Copel Distribuição (mutuária), com prazo definido de dois anos e juros de 109,41% da taxa DI. O saldo foi quitado em 31.12.2013.







PÁGINA: 335 de 383




Especificar





Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A. 31/12/2014 46.000,00 46,000,00 - - NÃO 0,000000


Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A. 31/12/2014 155.000,00 155.000,00 - - NÃO 0,000000


Especificar




Especificar

Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A. 31/12/2014 74.000,00 74,000,00 - - NÃO 0,000000










PÁGINA: 336 de 383








Especificar



Santa Maria Energias Renováveis S.A. 31/12/2014 170.000,00 170,000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar


Santa Helena Energias Renováveis S.A. 31/12/2014 175.000,00 175,000,00 - - NÃO 0,000000





Especificar










PÁGINA: 337 de 383





Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. 31/12/2014 3.189.000,00 3.189.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar






Ventos de Santo Uriel S.A. 31/12/2014 231.000,00 235,000,00 - - NÃO 0,000000








Companhia Paranaense de de Gás - Compagás 31/12/2014 8.371.000,00 7.312.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar







PÁGINA: 338 de 383




Especificar



Objeto contrato Serviços de operação e manutenção pela Copel Geração e Transmissão.




UEG Araucária Ltda. 31/12/2014 44.267.000,00 6.267.000,00 - - NÃO 0,000000


Especificar




Especificar











PÁGINA: 339 de 383








Especificar



Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 31/12/2014 247.000,00 48.000,00 - 26/12/2018 NÃO 0,000000

Especificar

Objeto contrato Contrato de uso de rede básica e de conexão do sistema de transmissão pela Copel Geração e Transmissão.






Especificar


Relação com o emissor Controlada em Conjunto


Objeto contrato Serviços de operação e manutenção pela Copel Geração e Transmissão.






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Objeto contrato Contrato de prestação de serviços específicos de gestão ambiental pela Copel Geração e Transmissão.

Cauiá Transmissora de Energia S.A. 31/12/2014 4.104.000,00 - - 14/03/2015 NÃO 0,000000

Especificar






Marumbi Transmissora de Energia S.A. 31/12/2014 1.654.000,00 - - 30/09/2015 NÃO 0,000000








Marumbi Transmissora de Energia S.A. 31/12/2014 1.809.000,00 2.211.000,00 - - NÃO 0,000000

Especificar







PÁGINA: 341 de 383




Especificar





Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 31/12/2014 305.000,00 665.000,00 - - NÃO 0,000000


Cauiá Transmissora de Energia S.A. 31/12/2014 477.000,00 566.000,00 - - NÃO 0,000000


Especificar




Especificar











PÁGINA: 342 de 383




Especificar









Especificar








PÁGINA: 343 de 383


16.3 - Identificação das medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses e demonstração do caráter

estritamente comutativo das condições pactuadas ou do pagamento compensatório adequado

As operações celebradas entre a Companhia e partes relacionadas estão amparadas na observação da política prevista na Lei das Sociedades Anônimas, na Política de Sustentabilidade e Cidadania e no Código de Conduta da Companhia.

Da Lei das Sociedades Anônimas (Lei 6.404/76, artigo 245)

“Responsabilidade dos Administradores e das Sociedades Controladoras

Administradores

Art. 245. Os administradores não podem, em prejuízo da companhia, favorecer sociedade coligada, controladora ou controlada, cumprindo-lhes zelar para que as operações entre as sociedades, se houver, observem condições estritamente comutativas, ou com pagamento compensatório adequado; e respondem perante a companhia pelas perdas e danos resultantes de atos praticados com infração ao disposto neste artigo.”

Da Política de Sustentabilidade e Cidadania

A Companhia adotou a Política de Sustentabilidade e Cidadania para guiar todas as decisões e ações da Empresa, buscando sustentabilidade interna, respeito a todas as partes interessadas e ampla promoção da diversidade e da ética na condução dos negócios. Ela é complementar ao Código de Conduta da Copel.

A política é fundamentada na missão da Empresa e nos valores que alinham seu posicionamento estratégico.

Do Código de Conduta da Copel

Os preceitos estabelecidos no Código de Conduta da Copel têm o objetivo de servir como orientadores dos atos de todas as pessoas que exercem atividades em nome da Copel, empregados, administradores e contratados. Os preceitos incorporam os Valores da Copel, os Princípios do Pacto Global e os Princípios da Governança Corporativa, constituindo-se guia em contínua evolução.

I. Lealdade

A. Condutas recomendadas

8. Atuar com vistas a que interesses pessoais não interfiram em interesses da Companhia, evitando relações que apresentem ou pareçam apresentar conflito de interesses, principalmente quando esses envolverem parentes ou pessoas de seu relacionamento profissional ou pessoal.

9. Levar ao conhecimento de sua chefia imediata, de seus pares ou do Conselho de Orientação Ética situação que represente ou possa representar conflito de interesses, principalmente quando tal situação for inevitável.

II. Integridade

B. Condutas não aceitas:

6. Manter relações comerciais, em nome da Copel, sem conhecimento/autorização prévios desta, com empresas em que parentes/familiares ou pessoas de seu relacionamento sejam proprietárias ou sócias, mesmo que minoritariamente, bem como com fornecedores, notadamente aqueles em que o profissional, por força de função ou atividade, possa ter influência direta sobre a compra ou venda de materiais e serviços.

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16.3 - Identificação das medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses e demonstração do caráter

estritamente comutativo das condições pactuadas ou do pagamento compensatório adequado

IV. Transparência

Assegurar que as comunicações, informações e relatórios externos e internos sejam divulgados às partes relacionadas e interessadas pertinentes e que estejam completos, exatos e em conformidade com os controles e procedimentos da Companhia.

O que significa: não ocultar, ser claro em seus objetivos, intenções e ações.

VII. Respeito

Conduzir com respeito o relacionamento com as partes interessadas e com as partes relacionadas.

O que significa: consideração e cortesia para com ações, opiniões e necessidades das partes interessadas.

I. Relacionamento com clientes internos, partes interessadas e partes relacionadas

A. Condutas recomendadas:

1. Tratar de forma justa, cortês e igualitária superiores, subordinados, colegas e demais clientes internos, partes interessadas e partes relacionadas, incluindo grupos minoritários.

3. Negociar de forma justa e honesta com as partes interessadas e as partes relacionadas.

III. RELACIONAMENTO COM ACIONISTAS

Condutas recomendadas:

1. Respeitar o acionista controlador e os acionistas minoritários nas decisões da Companhia, visando ao equilíbrio entre os interesses das partes.

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Não há outras informações que o emissor julgue relevantes

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Preferencial Classe B 128.295.668

Preferencial Classe A 328.627

22/12/2016 7.910.000.000,00 145.031.080 128.624.295 273.655.375

Tipo de capital Capital Integralizado

Classe de ação preferencial Quantidade de ações (Unidades) Título Condições para conversão

Capital social por classe de ações Outros títulos conversíveis em ações

Preferencial Classe B 128.295.668

Preferencial Classe A 328.627

22/12/2016 7.910.000.000,00 145.031.080 128.624.295 273.655.375

Tipo de capital Capital Subscrito

Classe de ação preferencial Quantidade de ações (Unidades) Título Condições para conversão

Capital social por classe de ações Outros títulos conversíveis em ações

17.1 - Informações sobre o capital social

Data da autorização ou aprovação Valor do capital (Reais) Prazo de integralização

Quantidade de ações ordinárias (Unidades)

Quantidade de ações preferenciais (Unidades)

Quantidade total de ações (Unidades)

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Critério para determinação do preço de emissão

Forma de integralização

22/12/2016 AGE 22/12/2016 1.000.000.000,00 Sem emissão de ações

0 0 0 0,00000000 0,00 R$ por Unidade

17.2 - Aumentos do capital social

Data de deliberação

Orgão que deliberou o aumento Data emissão

Valor total emissão (Reais)

Tipo de aumento

Ordinárias(Unidades)

Preferênciais(Unidades)

Total ações (Unidades)

Subscrição / Capital anterior Preço emissão Fator cotação

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Nos últimos três exercícios, não houve desdobramento, grupamento e bonificação.


17.3 - Informações sobre desdobramentos, grupamentos e bonificações de ações

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Nos últimos três exercícios, não houve redução do capital social.


17.4 - Informações sobre reduções do capital social

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Histórico das alterações do Capital Social

ORIGEM DA ALTERAÇÃO

ORGÃO QUE DELIBEROU

DATA DA ALTERAÇÃO

VALOR DA ALTERAÇÃO

VALOR DO CAPITAL SOCIAL

QUANTIDADE DE AÇÕES EMITIDAS

PREÇO DA AÇÃO

NA EMISSÃO

RESERVA DE LUCRO AGE 29/04/2004 580.000.000,00 3.480.000.000,00



RESERVA DE LUCRO AGE 27/04/2010 2.450.000.000,00 6.910.000.000,00

RESERVA DE LUCRO AGE 22/12/2016 1.000.000.000,00 7.910.000.000,00

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Restrição a circulação Não

Direito a reembolso de capital Não

Condição da conversibilidade e efeitos sobre o capital-social

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 vice-versa.

Resgatável

Hipóteses de resgate e fórmula de cálculo do valor de resgate

Direito a dividendos 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.Os portadores de ações preferenciais 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.

Tag along 0,000000

Classe de ação preferencial Preferencial Classe A

Conversibilidade Sim

Descrição de voto restrito A eleição de Conselheiros

Direito a voto Restrito

Espécie de ações ou CDA Preferencial

Conversibilidade Não


Restrição a circulação Sim

Tag along 80,000000

Direito a dividendos 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. 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 (1) ao dividendo obrigatório dividido pelo (2) 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.

Direito a voto Pleno

Condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários

O dividendo não será obrigatório no exercício social em que a Administração informar à Assembléia Geral Ordinária, com parecer do Conselho Fiscal, ser ele incompatível com a situação financeira da Companhia.

Outras características relevantes

-


Descrição da restrição A restrição se impõe apenas ao acionistas controlador.

Resgatável

Espécie de ações ou CDA Ordinária

18.1 - Direitos das ações

PÁGINA: 352 de 383



Direito a dividendos 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.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 (1) ao dividendo obrigatório dividido pelo (2) número total de ações classe B existente ao final do exercício fiscal em relação ao qual os dividendos estão sendo declarados.

Tag along 0,000000



Descrição de voto restrito Eleição de Conselheiros




Independente de classe, as ações Preferenciais recebem 10% a mais do que as ações Ordinárias.

Direito a voto Restrito

Classe de ação preferencial Preferencial Classe B

Resgatável


Espécie de ações ou CDA Preferencial


Independente de classe, as ações Preferenciais recebem 10% a mais do que as ações Ordinárias.



18.1 - Direitos das ações

PÁGINA: 353 de 383


18.2 - Descrição de eventuais regras estatutárias que limitem o direito de voto deacionistas significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública

�

A companhia não tem regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública.

PÁGINA: 354 de 383


18.3 - Descrição de exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais oupolíticos previstos no estatuto

�

Não há cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto da companhia.

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31/12/2014 Ações Ordinária Bolsa BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros

91.356.076 27,49 20,39 R$ por Unidade 23,80

30/03/2014 Ações Preferencial PNA Bolsa BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros

0 0,00 0,00 R$ por Unidade 0,00


133.296.267 28,18 22,01 R$ por Unidade 25,35


116.812.819 22,47 17,02 R$ por Unidade 19,84


119.414.800 24,75 20,91 R$ por Unidade 22,82


3.000 30,00 30,00 R$ por Unidade 30,00


0 0,00 0,00 R$ por Unidade 0,00

Exercício social 31/12/2014

Trimestre Valor Mobiliário Espécie Classe Mercado Entidade administrativaVolume financeiro negociado (Reais)

Valor maior cotação (Reais)

Valor menor cotação (Reais) Fator cotação

Valor média cotação (Reais)

30/09/2015 Ações Preferencial PNB BalcãoOrganizado

BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros

1.382.039.364 36,47 28,45 R$ por Unidade 32,96

31/12/2015 Ações Ordinária BalcãoOrganizado


91.987.339 23,50 15,40 R$ por Unidade 20,02

31/03/2015 Ações Preferencial PNA BalcãoOrganizado


0 0,00 0,00 R$ por Unidade 0,00



99.638.729 23,98 19,60 R$ por Unidade 22,17



60.291.599 24,50 20,65 R$ por Unidade 22,72



133.820.623 25,62 21,20 R$ por Unidade 23,28



1.056.948.444 35,60 30,59 R$ por Unidade 32,78



1.279.996.957 37,09 32,25 R$ por Unidade 34,35



0 0,00 0,00 R$ por Unidade 0,00



76.781 35,00 32,81 R$ por Unidade 33,91



0 0,00 0,00 R$ por Unidade 0,00






18.4 - Volume de negociações e maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados

PÁGINA: 356 de 383



170.654.580 24,27 19,97 R$ por Unidade 22,21


75.712.367 24,92 21,26 R$ por Unidade 22,65


79.221.858 30,50 19,45 R$ por Unidade 27,23


0 0,00 0,00 R$ por Unidade 0,00

31/03/2013 Ações Preferencial PNB Bolsa BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros

961.345.256 33,29 27,68 R$ por Unidade 30,57


1.241.657.028 31,86 26,47 R$ por Unidade 29,49


1.148.229.476 33,99 28,90 R$ por Unidade 31,00


1.444.126.726 37,33 24,60 R$ por Unidade 33,83


143.880 34,95 30,00 R$ por Unidade 32,48


3.000 30,00 30,00 R$ por Unidade 30,00


0 0,00 0,00 R$ por Unidade 0,00


33.518.060 26,37 22,00 R$ por Unidade 24,17







1.072.264.947 31,20 23,38 R$ por Unidade 27,41


0 0,00 0,00 R$ por Unidade 0,00


1.247.567.684 39,79 28,79 R$ por Unidade 34,15


1.521.567.581 40,89 32,03 R$ por Unidade 36,58


1.101.978.917 36,08 28,82 R$ por Unidade 32,80






18.4 - Volume de negociações e maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados

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Valor nominal global(Reais)

1.000.000.000,00

Quantidade(Unidades)

100.000

Saldo devedor em aberto 1.090.754.579,56



Valor mobiliário Debêntures

Identificação do valor mobiliário

Dispensa ICVM 476 e ICVM 134

Data de vencimento 15/05/2020

Data de emissão 15/05/2015

Possibilidade resgate Sim



Dispensa ICVM 476 e ICVM 134



100


Não se aplica

Características dos valores mobiliários de dívida

Condição de Remuneração Vigente : 113,0% do DI Garantia : aval da Companhia Paranaense de Energia- Copel Espécie do crédito : quirografário Série: única Pagamento de juros: Anual, em 15 de maio.Prazo: 5 anos Amortizações: 3º , 4º e 5º anos Agente Fiduciário : Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários Banco Mandatário: Itaú Unibanco S.A. Instituição Depositária: Itaú Corretora de Valores S.A. Condições de vencimento antecipado: As Notas Promissórias contém cláusula com hipóteses de vencimento antecipado, com vencimento automático independente de aviso ou notificação judicial ou extrajudicial: extinção, liquidação ou dissolução da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer das controladas relevantes, entendidas como tal quaisquer controladas, diretas ou indiretas da Garantidora (exceto a Emissora), cuja receita operacional líquida represente, isolada ou conjuntamente, valor igual ou superior a 10% da receita operacional líquida da Garantidora, calculada de forma consolidada, conforme refletido no último demonstrativo contábil auditado ou objeto de revisão limitada da Garantidora disponível à época da apuração (“Controladas Relevantes”), exceto se a extinção, liquidação ou dissolução decorrer de uma operação societária que não constitua um Evento de Inadimplemento, nos termos permitidos pelos itens “ix” e “x” abaixo; (ii) pedido de autofalência formulado pela Emissora, pela Garantidora e/ou por qualquer Controlada Relevante; (iii) pedido de falência formulado por terceiros, não elidido no prazo legal, da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer Controlada Relevante; (iv) decretação de falência da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer Controlada Relevante; ou (v) pedido de recuperação judicial ou recuperação extrajudicial da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer Controlada Relevante, independentemente do deferimento do respectivo pedido; não cumprimento, pela Emissora ou pela Garantidora, de quaisquer obrigações pecuniárias assumidas junto aos titulares de Notas Promissórias, nas datas previstas nesta Cártula, conforme aplicável.


Os recursos oriundos da captação serão destinados para investimento e/ou capital de giro


18.5 - Outros valores mobiliários emitidos no Brasil

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Condição de Remuneração Vigente : 117,0 % do DI. Garantia : aval da Companhia Paranaense de Energia- Copel Espécie do crédito : quirografário Série: única Pagamento de juros: no resgate ou no vencimento Prazo: 24 meses Amortizações: no vencimento Agente de Notas : Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores MobiliáriosBanco Mandatário: Itaú Unibanco S.A. Instituição Depositária: Itaú Corretora de Valores S.A. Condições de vencimento antecipado: As Notas Promissórias contém cláusula com hipóteses de vencimento antecipado, com vencimento automático independente de aviso ou notificação judicial ou extrajudicial: extinção, liquidação ou dissolução da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer das controladas relevantes, entendidas como tal quaisquer controladas, diretas ou indiretas da Garantidora (exceto a Emissora), cuja receita operacional líquida represente, isolada ou conjuntamente, valor igual ou superior a 10% da receita operacional líquida da Garantidora, calculada de forma consolidada, conforme refletido no último demonstrativo contábil auditado ou objeto de revisão limitada da Garantidora disponível à época da apuração (“Controladas Relevantes”), exceto se a extinção, liquidação ou dissolução decorrer de uma operação societária que não constitua um Evento de Inadimplemento.(ii) pedido de autofalência formulado pela Emissora, pela Garantidora e/ou por qualquer Controlada Relevante; (iii) pedido de falência formulado por terceiros, não elidido no prazo legal, da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer Controlada Relevante; (iv) decretação de falência da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer Controlada Relevante; ou (v) pedido de recuperação judicial ou recuperação extrajudicial da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer Controlada Relevante, independentemente do deferimento do respectivo pedido; não cumprimento, pela Emissora ou pela Garantidora, de quaisquer obrigações pecuniárias assumidas junto aos titulares de Notas Promissórias, nas datas previstas nesta Cártula, conforme aplicável.

Possibilidade resgate Sim


Os recursos oriundos da captação serão destinados ao pagamento das despesas relacionadas ao Leilão nº 12/2015 realizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL (“Leilão”), incluindo o pagamento de bonificação de outorga referente ao Lote B do Edital 012/2015-ANEEL, publicado em 7 de outubro de 2015.


Não se aplica



500.000.000,00



Saldo devedor em aberto 496.693.807,27


53.000.000,00


5.300







Dispensa ICVM 476, em 23.06.2014


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Os recursos oriundos da captação serão destinados para o resgate das notas promissórias e investimento nos parques eólicos da Companhia




Possibilidade resgate Não


Não se aplica


Condição de Remuneração Vigente : DI+1,45% Garantia : aval da Companhia Paranaense de Energia - Copel Espécie do crédito : quirografário Série: única Pagamento de juros: no vencimento Prazo: 12 meses Amortização: no vencimento Agente Fiduciário : Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários. Banco Mandatário: Itaú Corretora de Valores S.A. Instituição depositária: Itaú Unibanco S.A. Condições de vencimento antecipado: A escritura das debêntures contemcláusula com hipóteses de vencimento antecipado, com vencimento automático independente de aviso ou notificação judicial ou extrajudicial: pedido de recuperação extrajudicial ou judicial formulado (i) pela Emissora, (ii) pela Garantidora, (iii) por quaisquer controladas, diretas ou indiretas, da Garantidora (exceto a Emissora), cuja receita operacional líquida represente, isolada ou conjuntamente, valor igual ou superior a 10% (dez por cento) da receita operacional líquida total da Garantidora, calculada de forma consolidada (“Controladas Relevantes”) e/ou (iv) por quaisquer terceiros legalmente habilitados à propositura de referido pedido contra a Emissora e/ou a Garantidora e/ou as Controladas Relevantes, independentemente da aceitação por qualquer credor de pedido de negociação de plano de recuperação extrajudicial ou de ter sido requerida homologação judicial do plano respectivo, bem como independentemente de deferimento do processamento da recuperação judicial ou de sua concessão pelo juízo competente; extinção, liquidação, insolvência, dissolução, pedido de autofalência, pedido de falência não elidido no prazo legal, decretação de falência ou qualquer evento análogo, da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer das Controladas Relevantes; não pagamento, pela Emissora, de qualquer das obrigações pecuniárias relativas às Debêntures na Data de Vencimento.








58.000.000,00


5.800


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Condição de Remuneração Vigente : DI+1,45% Garantia : aval da Companhia Paranaense de Energia - Copel Espécie do crédito : quirografário Série: única Pagamento de juros: no vencimentoPrazo: 12 meses Amortização: no vencimento Agente Fiduciário : Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários . Banco Mandatário: Itaú Corretora de Valores S.A. Instituição depositária: Itaú Unibanco S.A. Condições de vencimento antecipado: A escritura das debêntures contemcláusula com hipóteses de vencimento antecipado, com vencimento automático independente de aviso ou notificação judicial ou extrajudicial: pedido de recuperação extrajudicial ou judicial formulado (i) pela Emissora, (ii) pela Garantidora, (iii) por quaisquer controladas, diretas ou indiretas, da Garantidora (exceto a Emissora), cuja receita operacional líquida represente, isolada ou conjuntamente, valor igual ou superior a 10% (dez por cento) da receita operacional líquida total da Garantidora, calculada de forma consolidada (“Controladas Relevantes”) e/ou (iv) por quaisquer terceiros legalmente habilitados à propositura de referido pedido contra a Emissora e/ou a Garantidora e/ou as Controladas Relevantes, independentemente da aceitação por qualquer credor de pedido de negociação de plano de recuperação extrajudicial ou de ter sido requerida homologação judicial do plano respectivo, bem como independentemente de deferimento do processamento da recuperação judicial ou de sua concessão pelo juízo competente; extinção, liquidação, insolvência, dissolução, pedido de autofalência, pedido de falência não elidido no prazo legal, decretação de falência ou qualquer evento análogo, da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer das Controladas Relevantes; não pagamento, pela Emissora, de qualquer das obrigações pecuniárias relativas às Debêntures na Data de Vencimento.




Não se aplica





3.000




30.000.000,00


PÁGINA: 361 de 383







Condição de Remuneração Vigente : DI+1,45% Garantia : aval da Companhia Paranaense de Energia - Copel, Espécie do crédito : quirografário, Série: única, Pagamento de juros: no vencimento Prazo: 12 meses, Amortização: no vencimento, Agente Fiduciário : Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários ., Banco Mandatário: Itaú Corretora de Valores S.A., Instituição depositária: Itaú Unibanco S.A., Condições de vencimento antecipado: A escritura das debêntures contemcláusula com hipóteses de vencimento antecipado, com vencimento automático independente de aviso ou notificação judicial ou extrajudicial: pedido de recuperação extrajudicial ou judicial formulado (i) pela Emissora, (ii) pela Garantidora, (iii) por quaisquer controladas, diretas ou indiretas, da Garantidora (exceto a Emissora), cuja receita operacional líquida represente, isolada ou conjuntamente, valor igual ou superior a 10% (dez por cento) da receita operacional líquida total da Garantidora, calculada de forma consolidada (“Controladas Relevantes”) e/ou (iv) por quaisquer terceiros legalmente habilitados à propositura de referido pedido contra a Emissora e/ou a Garantidora e/ou as Controladas Relevantes, independentemente da aceitação por qualquer credor de pedido de negociação de plano de recuperação extrajudicial ou de ter sido requerida homologação judicial do plano respectivo, bem como independentemente de deferimento do processamento da recuperação judicial ou de sua concessão pelo juízo competente; extinção, liquidação, insolvência, dissolução, pedido de autofalência, pedido de falência não elidido no prazo legal, decretação de falência ou qualquer evento análogo, da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer das Controladas Relevantes; não pagamento, pela Emissora, de qualquer das obrigações pecuniárias relativas às Debêntures na Data de Vencimento.




Não se aplica





3.100




31.000.000,00


PÁGINA: 362 de 383







Condição de Remuneração Vigente : DI+1,45% Garantia : aval da Companhia Paranaense de Energia - Copel Espécie do crédito : quirografário Série: única Pagamento de juros: no vencimento Prazo: 12 meses Amortização: no vencimento Agente Fiduciário : Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários . Banco Mandatário: Itaú Corretora de Valores S.A. Instituição depositária: Itaú Unibanco S.A. Condições de vencimento antecipado: A escritura das debêntures contemcláusula com hipóteses de vencimento antecipado, com vencimento automático independente de aviso ou notificação judicial ou extrajudicial: pedido de recuperação extrajudicial ou judicial formulado (i) pela Emissora, (ii) pela Garantidora, (iii) por quaisquer controladas, diretas ou indiretas, da Garantidora (exceto a Emissora), cuja receita operacional líquida represente, isolada ou conjuntamente, valor igual ou superior a 10% (dez por cento) da receita operacional líquida total da Garantidora, calculada de forma consolidada (“Controladas Relevantes”) e/ou (iv) por quaisquer terceiros legalmente habilitados à propositura de referido pedido contra a Emissora e/ou a Garantidora e/ou as Controladas Relevantes, independentemente da aceitação por qualquer credor de pedido de negociação de plano de recuperação extrajudicial ou de ter sido requerida homologação judicial do plano respectivo, bem como independentemente de deferimento do processamento da recuperação judicial ou de sua concessão pelo juízo competente; extinção, liquidação, insolvência, dissolução, pedido de autofalência, pedido de falência não elidido no prazo legal, decretação de falência ou qualquer evento análogo, da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer das Controladas Relevantes; não pagamento, pela Emissora, de qualquer das obrigações pecuniárias relativas às Debêntures na Data de Vencimento.




Não se aplica





16.000




160.000.000,00


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Condição de Remuneração Vigente : 113,0% do DI Garantia : aval da Companhia Paranaense de Energia- Copel Espécie do crédito : quirografário Série: única Pagamento de juros: Anual, em 15 de maio.Prazo: 5 anos Amortizações: 3º , 4º e 5º anos Agente Fiduciário : Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários Banco Mandatário: Itaú Unibanco S.A. Instituição Depositária: Itaú Corretora de Valores S.A. Condições de vencimento antecipado: As Notas Promissórias contém cláusula com hipóteses de vencimento antecipado, com vencimento automático independente de aviso ou notificação judicial ou extrajudicial: extinção, liquidação ou dissolução da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer das controladas relevantes, entendidas como tal quaisquer controladas, diretas ou indiretas da Garantidora (exceto a Emissora), cuja receita operacional líquida represente, isolada ou conjuntamente, valor igual ou superior a 10% (dez por cento) da receita operacional líquida da Garantidora, calculada de forma consolidada, conforme refletido no último demonstrativo contábil auditado ou objeto de revisão limitada da Garantidora disponível à época da apuração (“Controladas Relevantes”), exceto se a extinção, liquidação ou dissolução decorrer de uma operação societária que não constitua um Evento de Inadimplemento, nos termos permitidos pelos itens “ix” e “x” abaixo; (ii) pedido de autofalência formulado pela Emissora, pela Garantidora e/ou por qualquer Controlada Relevante; (iii) pedido de falência formulado por terceiros, não elidido no prazo legal, da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer Controlada Relevante; (iv) decretação de falência da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer Controlada Relevante; ou (v) pedido de recuperação judicial ou recuperação extrajudicial da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer Controlada Relevante, independentemente do deferimento do respectivo pedido.


Nos termos do artigo 2º, parágrafo 1º, da Lei 12.431, os recursos líquidos captados serão utilizados exclusivamente para implantação, ampliação e modernização de rede de telecomunicações, utilizando cabos ópticos e sistemas de transmissão digital, no estado do Paraná compreendendo: (a) compra e instalação de infraestrutura de cabos ópticos; (b) compra e instalação de equipamentos de rede; (c) construção, ampliação e modernização de salas, equipamentos e sistemas para Gerência e Comando de Rede; (d) compra e instalação de equipamentos para restabelecimento de rotas em casos de rompimento de cabos ópticos; e (e) implementação de redes de acesso.


Não se aplica





100.000




1.000.000.000,00


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1.000.000.000,00




Não se aplica


Os recursos oriundos da captação serão destinados para investimento e capital de giro


100.000


Condição de Remuneração:111,5 % do DI, Crédito quirografário, Série única, Pagamento de juros semestral, Prazo 5 anos, Amortizações: 3º , 4º e 5º anos, Agente Fiduciário Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários, Banco Mandatário: Itaú Corretora de Valores S.A. Instituição depositária: Itaú Unibanco S.A. A escritura das debêntures contem cláusula com hipóteses de vencimento antecipado, com vencimento automático independente de aviso ou notificação judicial ou extrajudicial (i) extinção, liquidação, ou dissolução da Emissora e/ou de qualquer das Controladas Relevantes, entendidas como tal quaisquer controladas, diretas ou indiretas da Emissora, cuja receita operacional líquida represente, isolada ou conjuntamente, valor igual ou superior a 10% da receita operacional líquida da Emissora, (ii) pedido de autofalência formulado pela Companhia e/ou por qualquer Controlada Relevante; (iii) pedido de falência formulado por terceiros não elidido no prazo legal da Emissora e/ou de qualquer Controlada Relevante; (iv) decretação de falência da Emissora e/ou de qualquer Controlada Relevante; ou (v) pedido de recuperação judicial ou recuperação extrajudicial da Companhia e/ou de qualquer Controlada Relevante, independentemente do deferimento do respectivo pedido; não cumprimento de quaisquer obrigações pecuniárias assumidas junto aos Debenturistas, nas datas previstas nesta Escritura;







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Os recursos oriundos da captação serão destinados para investimento e capital de giro


Não se aplica


Condição de Remuneração Vigente : DI+ 0,99%, Garantia : aval da Companhia Paranaense de Energia - Copel, Crédito : quirografário, Série: única, Pagamento de juros: semestral, Prazo: 5 anos Amortizações: 4º e 5º anos, Agente Fiduciário : Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários . Banco Mandatário: Banco Citibank S.A. Instituição depositária: Banco Citibank S.A. Condições de vencimento antecipado: A escritura das debêntures contem cláusula com hipóteses de vencimento antecipado, com vencimento automático independente de aviso ou notificação judicial ou extrajudicial: pedido de recuperação extrajudicial ou judicial formulado (i) pela Emissora, (ii) pela Garantidora, (iii) por quaisquer controladas, diretas ou indiretas, da Emissora ou da Garantidora cuja receita operacional líquida represente, isolada ou conjuntamente, valor igual ou superior a 10% da receita operacional líquida total da Garantidora, calculada de forma consolidada (“Controladas Relevantes”) e/ou (iv) por quaisquer terceiros legalmente habilitados à propositura de referido pedido contra a Emissora e/ou a Garantidora, independentemente de ter sido requerida homologação judicial do plano respectivo e independentemente de deferimento pelo juízo competente, ou submissão a qualquer credor de pedido de negociação de plano de recuperação extrajudicial; extinção, liquidação, insolvência, dissolução, pedido de autofalência, pedido de falência não elidido no prazo legal, ou decretação de falência da Emissora, da Garantidora e/ou de qualquer das Controladas Relevantes; não pagamento, pela Emissora, de qualquer das obrigações pecuniárias relativas às Debêntures na respectiva data de vencimento;


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18.6 - Mercados brasileiros em que valores mobiliários são admitidos à negociação

�

Os valores mobiliários da Companhia são admitidos à negociação na BM&FBOVESPA S/A.

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18.7 - Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação emmercados estrangeiros

a. Países Estados Unidos da América Espanha

b. Mercado Bolsa de Valores

c. Entidade administradora do mercado

NYSE - New York Stock Exchange (Bolsa de Valores de Nova Iorque) - EUA LATIBEX – Bolsa de Valores de Madri (Latibex é o único mercado internacional apenas para valores latino americanos) - Espanha

d. Data de admissão à negociação

NYSE – 30 de julho de 1997 - EUA LATIBEX – 19 de junho de 2002 - Espanha

e. Segmento de negociação

NYSE – ações ON – ELPVY – Nível 1 – ADRs - EUA NYSE – ações PNB – ELP – Nível 3 – ADSs - EUA LATIBEX – ações PNB – XCOP - Espanha

f. Início de listagem no segmento de negociação

NYSE – 30 de julho de 1997 - EUA LATIBEX – 19 junho de 2002 – Espanha

g. Percentual do volume de negociações no exterior em relação ao volume total de negociações de cada classe e espécie no último exercício:

ON % PNB %

BRASIL 17.640.200 95,97% 156.192.500 50,55%

USA 739.993 4,03% 152.385.157 49,32%

ESPANHA - 0,00% 388.687 0,13%

TOTAL 18.380.193 100,00% 308.966.344 100,00%

h. se houver, proporção de certificados de depósito no exterior em relação a cada classe e espécie de ações

Não há proporção de certificados de depósito no exterior em relação a cada classe e espécie de ações.

i. se houver, banco depositário

The Bank of New York Mellon, nos Estados Unidos

j. se houver, instituição custodiante

Banco Itaú S/A, no Brasil.

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A companhia não emite título no exterior


18.8 - Títulos emitidos no exterior

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18.9 - Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e

sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor

Nos últimos três exercícios sociais, não houve ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor.

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18.10 - Destinação de recursos de ofertas públicas de distribuição e eventuais desvios

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Nos últimos três exercícios sociais, não houve ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros.

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18.11 - Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações deemissão de terceiros

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Nos últimos três exercícios sociais, não houve ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros.

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18.12 - Outras infomações relevantes

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Não há outras informações que o emissor julgue relevantes, para este item.

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O emissor não tem planos de recompra de ações.


19.1 - Informações sobre planos de recompra de ações do emissor

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O emissor não mantém valores mobiliários em tesouraria.


19.2 - Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria

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Principais características e locais de consulta

Deverão assinar Termo de Adesão à Política de Negociação, tornando-se Pessoas Vinculadas para os fins aqui previstos, os acionistas controladores, os membros do Conselho de Administração, os membros do Conselho Fiscal e os integrantes de quaisquer órgãos com funções técnicas ou consultivas criados por disposição estatutária, gerentes e empregados da Companhia que, em decorrência do exercício normal de suas funções, tenham acesso a Informações Relevantes, e quaisquer outras pessoas para as quais a Companhia considere necessária a adesão à Política de Negociação, tais como auditores, consultores e assessores de qualquer natureza.O objetivo da Política de Negociação é estabelecer as regras e procedimentos que deverão ser observados pelas Pessoas Vinculadas quando da negociação de Valores Mobiliários. As regras desta Política de Negociação definem períodos nos quais as Pessoas Vinculadas deverão abster-se de negociar com Valores Mobiliários, de modo a evitar o questionamento pelo uso indevido de Informações Relevantes não divulgadas ao público. A Política de Negociação da Companhia foi elaborada nos termos da Instrução CVM nº 358/2002.

Quaisquer dúvidas acerca das disposições da Política de Negociação, da regulamentação aplicável editada pela CVM e/ou sobre a possibilidade de se realizar ou não determinada negociação deverão ser esclarecidas juntamente ao Administrador das Políticas designado pelo Conselho de Administração da Companhia.

Cargo e/ou função Acionistas ControladoresDiretoresMembros do Conselho de AdministraçãoMembros do Conselho FiscalOutros órgãos com funções técnicas ou consultivas criados por disposição estatutária

Data aprovação 26/06/2002

20.1 - Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários

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Períodos de vedação e descrição dos procedimentos de fiscalização

Anteriormente à divulgação ao público de Informação Relevante, nos termos da Política de Divulgação adotada pela Companhia, é vedada a negociação, prestação de aconselhamento ou assistência de investimento em Valores Mobiliários por parte das Pessoas Vinculadas que tenham conhecimento de tal Informação Relevante e/ou da data de sua divulgação.

As Pessoas Vinculadas que se afastarem de cargos na administração da Companhia anteriormente à divulgação de Informação Relevante originada durante seu período de gestão não poderão negociar com Valores Mobiliários até (i) o encerramento do prazo de seis meses contado da data de seu afastamento ou (ii) a divulgação ao público da Informação Relevante.

Estão abrangidas nas vedações da Política de Negociação as negociações realizadas direta e indiretamente por Pessoas Vinculadas, excluídas aquelas realizadas por fundos de investimento dos quais as Pessoas Vinculadas sejam quotistas, desde que não sejam fundos de investimento exclusivos ou fundos de investimento cujas decisões de negociação do administrador ou gestor da carteira sejam diretamente influenciadas pelas Pessoas Vinculadas.

As Pessoas Vinculadas deverão assegurar que aqueles com quem mantenham relação comercial, profissional ou de confiança não negociem Valores Mobiliários quando tiverem acesso a Informações Relevantes não divulgadas. Para tanto, as Pessoas Vinculadas deverão fazer com que todos que tenham acesso a Informações Relevantes adiram incondicionalmente ao Termo de Adesão por estas firmado.

Sempre que estiver em curso processo de aquisição ou venda de ações de emissão da Companhia por Pessoa Vinculada, que seja de conhecimento público, e sempre que tenha sido celebrado acordo ou contrato para transferência do controle acionário da Companhia, ou se houver sido outorgada opção ou mandato para os mesmos fins, bem como se existir a intenção de promover incorporação, cisão total ou parcial, fusão, transformação ou reorganização societária da Companhia, será vedada a negociação com Valores Mobiliários pelas Pessoas Vinculadas, até a conclusão do respectivo processo.

As vedações para negociação com Valores Mobiliários devem ser observadas pelas Pessoas Vinculadas até a divulgação da Informação Relevante ao público. No entanto, tais vedações serão mantidas, mesmo após a divulgação da Informação Relevante, na hipótese em que eventuais negociações com Valores Mobiliários pelas Pessoas Vinculadas possam interferir, em prejuízo da Companhia ou de seus acionistas, com o ato ou fato associado à Informação Relevante.

A Informação Relevante, ainda que tomadas as providências para a sua divulgação, deve ser considerada como não tendo sido divulgada até que tenha sido efetivamente tornada pública pelos meios usualmente utilizados pela Companhia para a sua divulgação, nos termos da legislação aplicável.

PERÍODO DE NÃO-NEGOCIAÇÃO

As Pessoas Vinculadas deverão abster-se de realizar quaisquer negociações com Valores Mobiliários no período de 15 (quinze) dias que anteceder a divulgação das informações trimestrais (ITR) e anuais (DFP e Formulário de Referência) exigidas pela CVM.

20.1 - Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários

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É sempre permitido às Pessoas Vinculadas realizar aquisição privada de ações de emissão da Companhia por meio do exercício de Opção de Compra de Ações, nos termos aprovado pela Assembleia Geral. A aquisição, manutenção e alienação de ações adquiridas nessas condições deverão observar o disposto no plano aprovado pela Assembleia Geral. No ato da assinatura do Termo de Adesão, as Pessoas Vinculadas deverão informar à Companhia, na pessoa do Administrador das Políticas, a quantidade, as características e a forma de aquisição de ações de emissão da Companhia, ficando obrigadas a comunicar imediatamente qualquer alteração nas posições informadas, até o 5º (quinto) dia útil do mês imediatamente subsequente àquele em que se verificar alteração de suas posições, indicando o saldo da posição no período. A Companhia poderá estabelecer períodos de não negociação com Valores Mobiliários adicionais aos previstos na Política de Negociação, aplicáveis às Pessoas Vinculadas, devendo estas serem imediatamente notificadas. A negociação com Valores Mobiliários por Pessoas Vinculadas durante os períodos de não negociação estabelecidos na Política de Negociação poderá ser excepcionalmente autorizada pela Diretoria da Companhia, mediante solicitação apresentada por escrito, contendo a justificativa da necessidade da negociação. Quaisquer violações da Política de Negociação, verificadas pelas Pessoas Vinculadas, deverão ser comunicadas imediatamente à Companhia, na pessoa do Administrador das Políticas..

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21.1 - Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgaçãode informações

Com o intuito de preservar a imagem e a credibilidade da Companhia junto a investidores, analistas e ao mercado em geral, bem como de promover a divulgação e disseminação das informações de forma proativa, transparente, completa e equitativa, em consonância com os requisitos legais e regulatórios pertinentes, a Copel possui uma Política interna de Divulgação de Informações Relevantes e Preservação de Sigilo a qual estabelece diretrizes a serem observadas e seguidas por todas as pessoas vinculadas no que tange à divulgação de informações relevantes e à manutenção de sigilo de informações que ainda não tenham sido divulgadas ao público, no âmbito da Companhia Paranaense de Energia – Copel (Holding), suas subsidiárias integrais – SIs e sociedades controladas e/ou sob controle comum, doravante denominadas Copel e a partir dessa Política constituiu por meio de Circular, o Comitê Permanente de Divulgação de Atos e Fatos Relevantes composto por representantes da Presidência, da Diretoria de Finanças e de Relações com Investidores, da Diretoria de Relações Institucionais, da Diretoria de Gestão Empresarial e da Diretoria de Desenvolvimento de Negócios, bem como por representantes das Subsidiárias Integrais.

Sendo que o Diretor de Finanças e de Relações com Investidores – DFI que, por intermédio do Departamento de Acionistas e custódia – DACC acompanha e fiscaliza o cumprimento das políticas de divulgação e de negociação, exercendo as atribuições previstas na regulamentação da comissão de Valores Mobiliários – CVM, já Comitê Permanente de Divulgação de Atos e Fatos Relevantes é o órgão ao qual compete zelar pelo cumprimento dos prazos de divulgação, exatidão e pertinência das informações contidas nos:

• Relatórios Contábeis Trimestrais (ITR);

• Demonstrações Financeiras Padronizadas (DFP);

• Formulário de Referência para arquivo na CVM;

• Formulários para arquivo na SEC (20F

• Formulário 6-K, Fatos Relevantes, Comunicados, Press Releases e outros documentos da área de Relações com Investidores.

Qualquer informação a ser divulgada ao mercado –– seja à CVM, Securities and Exchange Commission (SEC), Bolsas de Valores, apresentações, Internet, ou outra mídia –– deve passar pela aprovação dos membros desse Comitê Permanente de Divulgação de Atos e Fatos Relevantes.

A versão integral da Política de Divulgação de Informações Relevantes e Preservação de Sigilo está disponível no website da CVM e da Companhia: http://www.cvm.gov.br e http://copel.com/ri

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21.2 - Descrição da política de divulgação de ato ou fato relevante e dos procedimentosrelativos à manutenção de sigilo sobre informações relevantes não divulgadas

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Data aprovação 10.05.2016

Principais características

Assinam o Termo de Adesão à Política de Divulgação, tornando-se Pessoas Vinculadas para os fins aqui previstos, os acionistas controladores da Companhia diretos e indiretos, seus diretores, membros do conselho de administração, do conselho fiscal e de quaisquer órgãos com funções técnicas ou consultivas, criados por disposição estatutária, gerentes e empregados, prestadores de serviços e outros profissionais que, em decorrência do exercício de suas funções, tenham acesso a informações relevantes..

A Companhia manterá em sua sede, por meio do Departamento de Acionistas e Custódia - DACC a relação das Pessoas Vinculadas e suas respectivas qualificações, indicando cargo ou função, registro funcional, endereço e número de inscrição do Cadastro Nacional de Pessoas Físicas e/ou Pessoas Jurídicas, atualizando-a sempre que houver qualquer alteração na relação de Pessoas Vinculadas.

O objetivo da Política de Divulgação é estabelecer as regras que deverão ser observadas pelo Diretor de Relações com Investidores e demais pessoas vinculadas no que tange à divulgação de Informações Relevantes e à manutenção de sigilo acerca de Informações Relevantes que ainda não tenham sido divulgadas ao público. A Política de Divulgação da Companhia foi elaborada nos termos da regulamentação de mercado de capitais aplicável.

A comunicação de Informações Relevantes à CVM e às Bolsas de Valores deve ser feita imediatamente por meio de documento escrito, descrevendo detalhadamente os atos e/ou fatos ocorridos, indicando, sempre que possível, os valores envolvidos e outros esclarecimentos.

A Informação Relevante deve ser divulgada ao público por meio de anúncio publicado nos jornais utilizados pela Companhia, podendo o anúncio conter a descrição resumida da Informação Relevante, desde que indique endereço na Internet onde esteja disponível a descrição completa da Informação Relevante, em teor no mínimo idêntico ao texto enviado à CVM e Bolsas de Valores.

Sempre que for veiculada Informação Relevante por qualquer meio de comunicação, inclusive informação à imprensa ou em reuniões de entidades de classe, investidores, analistas ou com público selecionado, no País ou no exterior, a Informação Relevante será divulgada simultaneamente à CVM, Bolsas de Valores e ao público investidor em geral.

A Informação Relevante, sempre que possível deverá ser divulgada antes do início ou após o encerramento dos negócios nas Bolsas de Valores. Caso as Bolsas de Valores não estejam operando simultaneamente, a divulgação será feita observando o horário de funcionamento das Bolsas de Valores localizadas no Brasil.

Caso qualquer Pessoa Vinculada verifique que uma Informação Relevante ainda não divulgada ao público e que tiveram

originalmente conhecimento da mesma; e/ou por decisão da Administração da Copel; e/ou ocorreu oscilação atípica na cotação,

preço ou quantidade negociada dos Valores Mobiliários, tais fatos deverão ser imediatamente comunicados à Companhia, na

pessoa do Administrador de Políticas para divulgação imediata junto à CVM.

Exceção à imediata divulgação de informação relevante

Os atos ou fatos que constituam informação relevante poderão deixar de ser divulgados se a sua revelação puder colocar em risco

interesse legítimo da Copel.

A Copel (Holding) poderá decidir por submeter à apreciação da CVM questão acerca da divulgação ao público de Informação

relevante que possa colocar em risco interesse legítimo da Copel.

Sigilo da informação relevante

As Pessoas Vinculadas devem guardar sigilo acerca de Informações Relevantes que ainda não tenham sido divulgadas, às quais

tenham acesso em razão do cargo ou posição que ocupam, até que tais Informações Relevantes sejam divulgadas ao público, bem

como zelar para que subordinados e terceiros de sua confiança também o façam.

As Pessoas Vinculadas não devem discutir Informações Relevantes em lugares públicos, da mesma forma, somente deverão tratar

de assuntos relacionados à Informação Relevante com aqueles que tenham necessidade de conhecer a Informação Relevante.

Qualquer Pessoa Vinculada que tenha conhecimento de atos ou fatos que possam configurar Informação Relevante

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21.2 - Descrição da política de divulgação de ato ou fato relevante e dos procedimentosrelativos à manutenção de sigilo sobre informações relevantes não divulgadas

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deverá proceder à comunicação imediata e formal ao Diretor de Relações com Investidores.

As Pessoas Vinculadas que tiverem conhecimento de Informação Relevante, sempre que se certificarem e puderem provar omissão na divulgação de Informações Relevantes, deverão comunicar a Informação Relevante diretamente à CVM.

A Informação Relevante, ainda que tomadas as providências para a sua divulgação, deve ser considerada como não tendo sido

divulgada até que tenha sido efetivamente tornada pública pelos meios usualmente utilizados pela Companhia para a divulgação

de suas Informações Relevantes, nos termos da legislação aplicável.

Quaisquer violações da Política de Divulgação verificadas pelas Pessoas Vinculadas deverão ser comunicadas imediatamente à

Companhia, por meio do Administrador de Políticas.

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21.3 - Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação efiscalização da política de divulgação de informações

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