LAJIDA (R$ milhões) 521,8 643,7 124,9 317,6 2.878,8 2.752 ...ri.copel.com/ptb/9808/609815.pdf ·...

Resultados 4T17 Copel registra LAJIDA de R$ 521,8 milhões no quarto trimestre

4T17 3T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var. %

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 3.910,7 3.643,7 3.297,1 18,6 14.024,6 13.101,8 7,0

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) 3.618,1 3.159,7 3.396,1 6,5 11.984,9 11.279,3 6,3

Resultado Operacional (R$ milhões) 146,9 318,2 (417,2) - 1.392,9 1.309,4 6,4

Lucro Líquido (R$ milhões) 160,2 389,8 (271,1) - 1.118,3 789,8 41,6

LPA - Lucro Líquido por ação (R$)¹ 0,37 1,40 (0,77) - 3,78 3,03 24,8

LAJIDA (R$ milhões) 521,8 643,7 124,9 317,6 2.878,8 2.752,4 4,6

Rentabilidade do Patrimônio Líquido (anualizada)² 4,3% 10,8% - - 7,5% 5,4% 37,7

Mercado Fio (GWh) 7.377 7.188 7.039 4,8 29.215 28.267 3,4

Programa de Investimentos (R$ milhões)³ 742,2 537,4 830,7 (10,7) 2.508,8 3.575,4 (29,8)

Margem LAJIDA 13,3% 17,7% 3,8% 252,1 20,5% 21,0% (2,3)

Margem Operacional 3,8% 8,7% - - 9,9% 10,0% (0,6)

Margem Líquida 4,1% 10,7% - - 8,0% 6,0% 32,3

¹ Considera o Lucro Líquido atribuído aos acionistas da empresa controladora.

² Considera o Patrimônio Líquido inicial do exercício.

³ Inclui aportes, adiantamentos para futuros investimentos e aumentos de capital.

Valores sujeitos a arredondamentos.

Tarifas Médias (R$/MWh) dez/17 set/17 jun/17 mar/17 dez/16

Tarifa Média de Compra - Copel Dis 1 163,64 184,88 152,14 152,67 156,88

Tarifa Média de Fornecimento - Copel Dis 2 403,17 404,99 379,77 384,19 380,27

Tarifa Média de Suprimento - Copel GeT3 211,76 211,03 208,36 205,10 187,18

Indicadores Econômico-Financeiros dez/17 set/17 jun/17 mar/17 dez/16

Patrimônio Líquido (R$ mil) 15.529.773 15.868.242 15.492.895 15.567.737 14.997.412

Dívida Líquida (R$ mil) 8.468.757 7.741.549 7.542.661 7.446.250 7.421.378

Valor Patrimonial por Ação (R$) 56,75 57,99 56,61 56,89 54,80

Endividamento do PL4 63,3% 60,0% 61,1% 57,3% 58,9%

Liquidez Corrente 0,9 0,8 0,8 0,8 0,7

¹ Com PIS e CONFINS.

² Não Considera as bandeiras tarifárias. Líquida de ICMS.3 Com PIS e CONFINS. Líquida de ICMS.4 Considera a dívida bruta sem avais e garantias.

CPLE3 | R$ 21,40 CPLE6 | R$ 24,95

ELP | US$ 7,63 XCOP | € 6,29

Valor de Mercado | R$ 6,3 bi

* Cotações em 31.12.2017

✓ Crescimento de 4,8% no mercado fio da Copel Distribuição;

✓ Redução de 5,1% em PMSO;

✓ Aumento de 42,4% nos custos com compra de energia;

✓ R$ 270,5 milhões em provisões para litígios;

✓ R$ 2,5 bilhões de investimentos em 2017;

✓

Teleconferência de

Resultados 4T17

17.04.2018 - 10h00 (horário de Brasília)

Telefone para acesso (11) 3127-4971 (11) 3728-5971 Código: COPEL

* Valores sujeitos a arredondamentos.

2

Earnings Release 4T17

ÍNDICE

1. Principais Eventos no Período _______________________________________________________________________ 3

2. Desempenho Econômico-Financeiro ________________________________________________________________ 14

2.1 Receita Operacional __________________________________________________________________ 14

2.2 Custos e Despesas Operacionais _______________________________________________________ 15

2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial ___________________________________________________ 18

2.4 LAJIDA ____________________________________________________________________________ 19

2.5 Resultado Financeiro _________________________________________________________________ 19

2.6 Lucro Líquido Consolidado _____________________________________________________________ 20

2.7 Demonstração do Resultado Consolidado – DRE ___________________________________________ 21

3. Principais Contas e Variações do Balanço Patrimonial __________________________________________________ 22

3.1 Principais Contas ____________________________________________________________________ 22

3.2 Balanço Patrimonial – Ativo ____________________________________________________________ 25

3.3 Endividamento ______________________________________________________________________ 26

3.4 Balanço Patrimonial - Passivo __________________________________________________________ 29

4. Desempenho das Principais Empresas _______________________________________________________________ 30

4.1 Copel Geração e Transmissão __________________________________________________________ 30

4.2 Copel Distribuição ____________________________________________________________________ 32

4.3 Copel Telecomunicações ______________________________________________________________ 34

4.4 UEG Araucária ______________________________________________________________________ 35

4.5 Informações Contábeis ________________________________________________________________ 36

5. Programa de Investimentos _______________________________________________________________________ 37

6. Mercado de Energia e Tarifas ______________________________________________________________________ 37

6.1 Mercado Cativo – Copel Distribuição _____________________________________________________ 37

6.2 Mercado Fio (TUSD)__________________________________________________________________ 38

6.3 Fornecimento de Energia Elétrica _______________________________________________________ 38

6.4 Total de Energia Vendida ______________________________________________________________ 39

6.5 Fluxos de Energia ____________________________________________________________________ 40

6.6 Tarifas _____________________________________________________________________________ 43

7. Mercado de Capitais _____________________________________________________________________________ 44

7.1 Capital Social _______________________________________________________________________ 44

7.2 Desempenho das Ações ______________________________________________________________ 45

7.3 Dividendos e JCP ____________________________________________________________________ 46

8. Performance Operacional _________________________________________________________________________ 47

8.1 Geração de Energia __________________________________________________________________ 47

8.2 Transmissão de Energia _______________________________________________________________ 54

8.3 Distribuição _________________________________________________________________________ 55

8.4 Telecomunicações ___________________________________________________________________ 57

8.5 Participações _______________________________________________________________________ 58

8.6 Novos Projetos ______________________________________________________________________ 59

9. Outras Informações ___________________________________________________________________ 61

9.1 Recursos Humanos __________________________________________________________________ 61

9.2 Principais Indicadores Físicos __________________________________________________________ 62

9.3 Teleconferência sobre Resultados do 4T17 ________________________________________________ 63

Anexos I – Fluxo de Caixa Consolidado ________________________________________________________________ 64

Anexos II – Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais ____________________________________________ 65

Anexos III – Demonstrações Financeiras por Empresa ____________________________________________________ 68


3


1. Principais Eventos no Período

A Copel apresentou LAJIDA de R$ 521,8 milhões no 4T17, montante 317,6% superior aos R$ 124,9 milhões

verificados no 4T16. O resultado foi impactado pelo registro de R$ 25,7 milhões relacionados a reversão de

perdas estimadas para redução ao valor recuperável (reversão de impairment), ante registro de provisão para

impairment no montante de R$ 567,1 milhões no 4T16, e pelo registro de R$ 270,5 milhões em provisões para

litígios relacionados a questões cíveis e administrativas, trabalhistas e benefício pós emprego.

O LAJIDA ajustado da Copel no 4T17 foi de R$ 665,8 milhões, crescimento de 5,1% em comparação com o

LAJIDA ajustado apresentado no 4T16 (R$ 633,3 milhões), e reflete, principalmente, (a) o crescimento de 4,8%

no mercado fio da Copel Distribuição, (b) o reajuste médio de 5,85% aplicado às tarifas da Copel Distribuição a

partir de 24 de junho de 2017, (c) o reajuste da RAP e a entrada em operação de novos ativos de transmissão ao

longo de 2017, e (d) redução de 5,1% em PMSO, excetuando provisões e reversões, parcialmente compensados

pelo aumento de 42,4% nos custos com compra de energia em decorrência, principalmente, do GSF do período.

Mais detalhes no item 2.

Reapresentação dos Saldos Comparativos de 2016

Conforme já divulgado na Nota Explicativa nº 3.2 das Informações Trimestrais – ITR referentes ao período

encerrado em 30 de setembro de 2017 (“ITR 3T17”), a Administração da Companhia identificou, durante a

preparação da ITR 3T17, que a controlada indireta UEG Araucária Ltda. mantém recursos em Fundo de

Investimento Multimercado, que detém cotas de outros fundos de investimentos, os quais, por sua vez,

mantêm investimentos em empresa de capital fechado, cujo ativo principal é um empreendimento imobiliário.

Em decorrência disso, em conformidade com as melhores práticas de governança, a Administração da

Companhia contou com a assistência de especialistas independentes, os quais, em conjunto com a

Administração da Companhia, realizaram investigação interna para avaliar a natureza, classificação e valorização

desse investimento, a abrangência de eventuais impactos e as condições em que tal investimento foi efetuado.

Os trabalhos de avaliação foram concluídos, enquanto que os trabalhos relacionados à investigação se

encontram em andamento.

Com a conclusão dos trabalhos de avaliação, e durante o processo de investigação, foi verificado (i) que o

investimento ocorreu de forma restrita à UEG Araucária, (ii) que o referido investimento ocorreu em desacordo

com a política de investimento da Copel, a qual dispõe que a alocação de recursos financeiros em fundos

exclusivos pode ocorrer quando esses forem compostos exclusivamente por títulos públicos federais e/ou

títulos emitidos por instituições financeiras públicas federais, e (iii) a necessidade de constituição de provisão

para a desvalorização desse investimento ainda em 2016, em razão (a) de suas características específicas, tais

como estágio do empreendimento imobiliário e perspectiva de geração de caixa futura, (b) de que, caso a


4


correta natureza desse investimento tivesse sido identificada durante aquele ano, teriam sido realizadas

análises adicionais, as quais possibilitariam concluir que existiam indícios de desvalorização.

Conforme divulgado nas DFs 2016 previamente apresentadas, em 31 de dezembro de 2016, o referido

investimento apresentava saldo de R$ 165,7 milhões na rubrica Títulos e Valores Mobiliários, no Ativo

Circulante. Esta classificação contábil foi realizada com base nas informações disponibilizadas, à época, pela

Administração da UEG Araucária de que tal investimento era em um fundo exclusivo, composto por cotas de

fundos de investimento e títulos públicos, com liquidez imediata, e mantidos para negociação.

Diante das conclusões sobre a apuração adequada a respeito da classificação e valorização desse investimento e

considerando as informações disponíveis até a elaboração das DFs 2017, foi constituída a provisão de R$

136,9 milhões para desvalorização desse investimento, na data base de 31 de dezembro de 2016. O registro foi

realizado na rubrica Títulos e Valores Mobiliários, com respectivo acréscimo na rubrica de Despesas Financeiras,

e o saldo remanescente desse investimento em 2016, no valor de R$ 28,8 milhões, foi reclassificado para o Ativo

Não Circulante, em virtude da expectativa do prazo de realização de tal investimento.

Em decorrência do exposto anteriormente, o relatório do auditor independente sobre as demonstrações

financeiras individuais e consolidadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2017 foi emitido com ressalva

em relação aos saldos comparativos relativos ao exercício de 2016, os quais estão sendo reapresentados com

ajustes acima descritos. Isso se deve ao fato de que, considerando que os trabalhos relacionados à investigação

interna ainda não foram concluídos, não é possível concluir se a provisão para desvalorização deve ser

registrada nas demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2016, ora

apresentadas nas demonstrações financeiras de 2017 para fins de comparação, ou se tal provisão deve ser

registrada em demonstrações financeiras de exercícios anteriores.

Adicionalmente, em 2017, a Copel Distribuição reconheceu ajustes de períodos anteriores relacionados a litígios

tributários. O impacto destes ajustes representa, em 31 de dezembro de 2016, aumento de R$ 32,0 milhões na

rubrica Despesas Financeiras, e respectivo aumento em Provisões para Litígios, no Passivo Não Circulante, e

aumento na rubrica de Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos, na Demonstração do Resultado, no

montante de R$ 10,9 milhões, com respectivo aumento na rubrica de Tributos Diferidos, no Ativo Não

Circulante.

Em decorrência da realização dos ajustes mencionados anteriormente, os saldos comparativos de 2016 foram

reapresentados com as Demonstrações Financeiras de 2017. Mais detalhes em nossas DFPs (NE nº 4.1)

Os quadros a seguir apresentam o impacto dos ajustes no Balanço Patrimonial e na Demonstração do Resultado

de 2016.


5


R$ mil

Apresentado Reclassificação Reapresentado Apresentado Reclassificação Reapresentado

BALANÇO PATRIMONIAL

Ativo 17.320.563 (130.651) 17.189.912 30.434.209 (126.039) 30.308.170

Ativo circulante 698.488 - 698.488 4.402.990 (165.749) 4.237.241

Títulos e valores mobiliários (ajuste UEG Araucária) 149 - 149 302.398 (165.749) 136.649

Ativo não circulante 16.622.075 (130.651) 16.491.424 26.031.219 39.710 26.070.929

Títulos e valores mobiliários (ajuste UEG Araucária) - - - 195.096 28.832 223.928

Imposto de renda e contribuição social diferidos (Ajuste Copel Dis) 47.462 - 47.462 803.477 10.878 814.355

Investimentos (Ajuste UEG Araucária) 14.111.959 (130.651) 13.981.308 2.334.950 - 2.334.950

Passivo 17.320.563 (130.651) 17.189.912 30.434.209 (126.039) 30.308.170

Passivo não circulante 1.386.559 - 1.386.559 9.622.727 31.995 9.654.722

Provisões para litígios (Ajuste Copel Distribuição) 152.944 - 152.944 1.241.343 31.995 1.273.338

Patrimônio líquido 14.864.165 (130.651) 14.733.514 15.155.446 (158.034) 14.997.412

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 14.864.165 (130.651) 14.733.514 14.864.165 (130.651) 14.733.514

Reserva de retenção de lucros 5.162.983 (130.651) 5.032.332 5.162.983 (130.651) 5.032.332

Atribuível aos acionistas não controladores - - - 291.281 (27.383) 263.898

31.12.2016Controladora Consolidado

R$ mil

Apresentado Reclassificação Reapresentado Apresentado Reclassificação Reapresentado

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

Outras Receitas (Despesas) Operacionais 1.026.621 (130.651) 895.970 (823.536) - (823.536)

Resultado da equivalência patrimonial (Ajuste UEG Araucária) 902.731 (130.651) 772.080 221.695 - 221.695

Lucro antes do resultado financeiro e dos tributos 1.026.621 (130.651) 895.970 2.044.102 - 2.044.102

Resultado Financeiro (13.057) - (13.057) (565.744) (168.912) (734.656)

Despesas financeiras (Ajuste UEG Araucária e Copel Dis) (334.113) - (334.113) (1.462.297) (168.912) (1.631.209)

Lucro operacional 1.013.564 (130.651) 882.913 1.478.358 (168.912) 1.309.446

Imposto de renda e contribuição social (54.914) - (54.914) (530.568) 10.878 (519.690)

Imposto de renda e contribuição social diferidos (50.032) - (50.032) 58.754 10.878 69.632

Lucro líquido do exercício 958.650 (130.651) 827.999 947.790 (158.034) 789.756

Atribuído aos acionistas da empresa controladora - - - 958.650 (130.651) 827.999

Atribuído aos acionistas não controladores - - - (10.860) (27.383) (38.243)

31.12.2016Controladora Consolidado

A Companhia informa que o relatório anual Formulário 20-F para a U.S. Securities and Exchange Commission –

SEC, referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2017 está em processo de elaboração e incluirá a

atualização das demonstrações financeiras de 2016. Como resultado, as demonstrações financeiras a partir de e

para o exercício findo em 31 de dezembro de 2016 e o respectivo relatório do auditor independente incluído no

relatório anual Formulário 20-F para o exercício findo em 31 de dezembro de 2016 não deve mais ser utilizado.

Reversão de Provisão para Perdas estimadas para redução ao valor recuperável - Impairment

No 4T17 foram registrados R$ 128,2 milhões referente à reversão de provisão constituída para perdas

estimadas ao valor recuperável do crédito decorrente do contrato de aquisição de gás firmado pela Compagas

junto à Petrobras, o qual contém cláusula de compensação futura de saldos relativos à aquisição de volumes

contratados e garantidos, superiores àqueles efetivamente retirados e utilizados. De acordo com as disposições

contratuais e perspectivas de consumo, decorrente da revisão dos projetos e cenários para os próximos anos, a

Compagas estima compensar integralmente os valores pagos até 2024. Além disso, caso a concessão termine de

forma antecipada por qualquer motivo, o contrato com a Petrobras prevê o direito de alienação deste ativo.


6


Essa reversão foi parcialmente compensada pelo registro de provisão para impairment relacionada à UHE

Colíder (R$ 44,2 milhões), UTE Figueira (R$ 33,8 milhões), ao Complexo Eólico Cutia e Bento Miguel (R$ 14,6

milhões), e aos demais ativos de geração hidráulica no Estado do Paraná (R$ 9,9 milhões). Essas provisões

resultam da revisão (i) da taxa de desconto, (ii) de premissas relacionadas a energia disponível para venda no

longo prazo, (iii) de atrasos na execução da obra e/ou modernização, e (iv) de acréscimo no capex previsto para

a conclusão do empreendimento.

Com isso, a Companhia apresentou um saldo líquido de R$ 25,7 milhões em reversão de impairment no 4T17.

Provisões para Litígios

A Companhia registrou R$ 270,5 milhões em provisões para litígios no 4T17, dos quais R$ 181,7 milhões

referem-se a questões cíveis e administrativas, R$ 85,6 milhões a questões trabalhistas e benefício a

empregados, e R$ 3,2 milhões a questões tributárias, regulatórias, ambientais e servidão de passagem. Do saldo

apresentado, R$ 204,7 milhões são considerados não recorrentes e estão relacionados a (i) a discussão em

arbitragem protegida por sigilo e confidencialidade, em fase de instrução probatória, sem decisão proferida, (ii)

a ação para indenização sobre supostos prejuízos causados pela implantação de empreendimento hidrelétrico,

e (iii) a questões trabalhistas.

Desempenho Copel Distribuição

A Copel Distribuição registrou LAJIDA de R$ 110,9 milhões no 4T17, montante 13,4% superior aos R$ 97,8

milhões registrados no 4T16. Esse resultado reflete, sobremaneira, o reajuste médio de 5,85% aplicado às

tarifas a partir de 24 de junho de 2017, o crescimento de 4,8% no mercado fio da distribuidora, e a redução de

6,5% nos custos gerenciáveis, parcialmente compensado por maiores saldos de provisões, relacionadas,

principalmente, a questões trabalhistas e benefício a empregados.

Em 2017, o LAJIDA atingiu R$ 573,1 milhões, montante 5 vezes maior que os R$ 116,6 milhões registrados em

2016. Esse resultado reflete, sobremaneira, o crescimento de 3,4% no mercado fio da distribuidora, o reajuste

médio de 5,85% aplicado às tarifas a partir de 24 de junho de 2017 e a redução de 2,6% em PMSO (Pessoal e

administradores, planos previdenciário e assistencial, material, serviços de terceiros, provisões e reversões e

outros).

Comparando o LAJIDA reportado com o LAJIDA regulatório (R$ 1,0 bilhão), o desempenho da Copel Dis ficou

42,8% abaixo do regulatório, reflexo da performance dos custos gerenciáveis acima da cobertura tarifária, os

quais foram impactados pelo registro de PECLD acima da cobertura tarifária no montante de R$ 35,4 milhões e

de R$ 168,6 milhões em demais provisões para litígios.


7


R$ milhões

2017

Reportado

2017

Cobertura TarifáriaDif. %

LAJIDA 573,1 1.001,2 (42,8)

PMSO 1.795,4 1.283,8 39,8

Cabe ressaltar que em 2017 os custos com pessoal apresentaram crescimento de 0,9% em comparação com o

valor apresentado em 2016 (ante inflação dos últimos 12 meses de 2,94%), e reflete, principalmente, a política

salarial adotada a partir de outubro de 2016, parcialmente compensada pela redução de 276 funcionários no

quadro de pessoal ao longo de 2017 e pela revisão das premissas que subsidiam o cálculo atuarial.

A Companhia tem realizado esforços para reduzir a diferença entre a cobertura tarifária e o PMSO realizado,

sendo que em 2017, o PMSO foi 2,6% menor que o registrado em 2016 enquanto que a cobertura tarifária

cresceu 7,8%, conforme quadro a seguir.

R$ milhões

2017 2016 Dif. %

PMSO (cobertura tarifária) 1.283,9 1.191,0 7,8

PMSO (realizado) 1.795,4 1.842,9 (2,6)

% Acima da Cobertura tarifária 39,8% 54,7%

Participação em Sanepar

Em dezembro de 2017, a Companhia participou como vendedora da oferta pública de distribuição secundária de

certificados de depósitos de ações (“Units”), representativos cada um de uma ação ordinária e quatro ações

preferenciais de emissão da Companhia de Saneamento do Paraná – SANEPAR, nos termos dos documentos da

respectiva oferta.

A participação da Copel na operação contemplou a alienação de 8.859.914 Units, o que representa a totalidade

de suas Units de emissão da Sanepar, sendo 7.268.653 Units detidas pela Copel Holding e 1.591.261 Units

detidas pela Copel Comercialização, ao preço de R$ 55,20/Unit.

A liquidação da operação ocorreu no dia 18 de dezembro de 2017 e resultou no ingresso de R$ 484,6 milhões no

caixa da Companhia.

Desde dezembro de 2016 a Copel passou a classificar o seu investimento na Sanepar como ativo financeiro

disponível para venda, cujo reconhecimento inicial foi efetuado com base no valor justo e sua variação

registrada diretamente no patrimônio líquido, líquido dos efeitos tributários. Com a alienação total desse

investimento em dezembro de 2017, os ganhos acumulados mantidos no patrimônio líquido foram

reclassificados para o resultado do exercício, totalizando R$ 28,7 milhões.


8


Realização de Assembleia Geral de Debenturistas

Em 20 de dezembro de 2017, foi realizada a 1ª Assembleia Geral de Debenturistas da 5ª (quinta) emissão de

debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, em série única, da Companhia

(“Debêntures”), por meio da qual foi aprovada a alteração da definição de “Dívida Financeira Líquida

Consolidada” prevista na alínea (z) da Cláusula 7.1 da respectiva escritura de emissão, a qual contempla a

exclusão de avais ou fianças prestadas da definição em questão, passando a vigorar com a seguinte redação

“Dívida Financeira Líquida Consolidada” significa (a) o somatório de todas as dívidas financeiras consolidadas da

Emissora junto as pessoas físicas e/ou jurídicas, incluindo empréstimos e financiamentos com terceiros, emissão

de títulos de renda fixa, conversíveis ou não em ações, no mercado de capitais local e/ou internacional; (b)

menos o somatório das disponibilidades (caixa e aplicações financeiras) e do diferencial por operações com

derivativos.

A alteração em questão uniformiza os índices financeiros aplicáveis aos valores mobiliários de emissão da

Companhia e de suas controladas.

Em razão dessa aprovação, em 28 de dezembro de 2017 a Companhia pagou aos Debenturistas R$ 8,7 milhões,

referente a comissão de reestruturação (flat) equivalente a 1,30% incidente sobre o saldo do valor nominal

unitário das Debêntures acrescido dos juros remuneratórios.

UHE Colíder

Nos dias 29 e 31 de janeiro, foi concluído, respectivamente, o lançamento do rotor do gerador no poço da

unidade 1 e a descida do rotor da turbina da unidade geradora 2 da Usina Hidrelétrica Colíder. Com os

equipamentos já no poço, os próximos passos são a descida do estator e o fechamento da máquina para início

dos testes. A casa de força da Usina Colíder terá três grupos geradores com potência instalada total de 300

megawatts. A unidade 1 será a primeira a ficar pronta, prevista para maio de 2018, enquanto que a terceira (e

última) unidade geradora está prevista para entrar em operação em novembro de 2018.

Diante das decisões negativas da Aneel sobre o pedido de excludente de responsabilidade e suas

reconsiderações, a Copel GeT protocolou em 18 de dezembro de 2017 ação ordinária junto ao Poder Judiciário

referente à matéria.

A Companhia possui um saldo de R$ 181,6 milhões na conta “clientes” referente a venda de energia a ser

reprocessada pela CCEE do período de janeiro a maio de 2015 em decorrência do pedido de excludente de

responsabilidade na entrega de energia para cumprir os contratos de comercialização da UHE Colíder, dos quais

foi constituída uma perda estimada para créditos de liquidação duvidosa (PECLD) de R$ 119,7 milhões.

A Copel GeT vem cumprindo seus compromissos de suprimento de energia da seguinte forma:


9


- de janeiro de 2015 a maio de 2016: com sobras de energia descontratada em suas demais usinas;

- de junho de 2016 a dezembro de 2018: redução parcial no mês de junho de 2016 através de Acordo Bilateral e

de julho de 2016 a dezembro de 2018 com redução da totalidade dos Contratos de Comercialização de Energia

no Ambiento Regulado - CCEARs, através de Acordo Bilateral e da participação no Mecanismo de Compensação

de Sobras e Déficits - MCSD de Energia Nova. Mais detalhes no item 8.1.

Dividendos e Juros sobre o Capital Próprio

Em 13 de dezembro de 2017, o Conselho de Administração da Copel deliberou pela antecipação da parcela de

Juros sobre o Capital Próprio – JCP, no montante de R$ 266,0 milhões, em substituição aos dividendos do

exercício de 2017, aos acionistas com posição em 28.12.2017, de acordo com a Lei n.º 9.249/95. Os proventos

distribuídos, bem como a data de pagamento, serão ratificados na Assembleia Geral Ordinária, a qual analisará

o Relatório da Administração, Balanço Patrimonial e demais Demonstrações Financeiras referentes ao exercício

de 2017.

Em complemento a parcela de JCP, serão propostos na Assembleia Geral Ordinária (AGO) a distribuição de

R$ 23,4 milhões na forma de dividendos, totalizando R$ 289,4 milhões, o que representa R$ 1,00 por ação ON,

R$ 2,89 por ação PNA e R$ 1,11 por ação PNB.

Programa de Investimentos 2018

Em 2018, a Copel pretende realizar investimentos no montante de R$ 2,9 bilhões, sendo que R$ 888,5 milhões

dos investimentos programados serão destinados a conclusão da construção do Complexo Eólico Cutia, o qual

sofreu alteração em seu cronograma de entrada em operação e consequente readequação do seu cronograma

financeiro em 2017. No segmento de distribuição, estão planejados investimentos de R$ 790,0 milhões em

execução de obras de melhoria, modernização, ampliação e reforço do sistema de distribuição de energia

elétrica no Paraná. Empreendimentos de geração e transmissão vão receber R$ 743,6 milhões que serão

alocados, basicamente, na conclusão das obras em curso.

Emissão de R$ 600,0 milhões em debêntures – Copel Holding

Em 19 de janeiro de 2018, a Copel efetuou a 7ª Emissão de Debêntures Simples, não conversíveis em ações, de

espécie quirografária, em série única, para a sua distribuição pública, nos termos da ICVM 476/2009, no

montante total de R$ 600,0 milhões. Foram emitidas 600 mil debêntures, com valor nominal unitário de R$ 1

mil, com prazo de vencimento de três anos contados da data de emissão e amortização em duas parcelas

anuais, em 15 de janeiro de 2020 e 15 de fevereiro de 2021. As debêntures serão remuneradas com juros

correspondentes à variação acumulada de 119% das taxas médias diárias dos Depósitos Interfinanceiros - DI. Os

recursos captados foram destinados ao reforço da estrutura de capital da emissora.


10


Revisão da Garantia Física

Em 03 de maio de 2017, foi publicada a Portaria nº 178 do Ministério de Minas e Energia, que divulgou os

valores revistos de garantia física de energia das Usinas Hidrelétricas - UHEs Despachadas Centralizadamente no

Sistema Interligado Nacional – SIN, obtidos com a aplicação da metodologia apresentada no Relatório de

Revisão Ordinária de Garantia Física de Energia das UHEs, de 25 abril de 2017, elaborado pelo Grupo de

Trabalho instituído pela Portaria MME nº 681, de 30 de dezembro de 2014, composto por representantes do

MME, do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica - CEPEL e da Empresa de Pesquisa Energética – EPE.

A tabela a seguir apresenta a garantia física dos empreendimentos pertencentes à Copel que sofreram

alteração.

UsinasCapacidade

Instalada (MW)

Garantia Física anterior

(MW médio)

Garantia Física - revisada¹

(MW médio)

Vencimento da

Concessão

UHE Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 1.676,0 576,0 603,3 17.09.2023

UHE Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) 1.260,0 603,0 578,5 15.11.2029

UHE Gov. José Richa (Salto Caxias) 1.240,0 605,0 605,6 04.05.2030

UHE Dona Francisca

(23% Copel)125,0 78,0 76,0 27.08.2033

UHE Santa Clara e UHE Fundão - Elejor

(70% Copel)240,3 135,4 133,0 28.05.2037

TOTAL 4.541,3 1.997,4 1.996,4

¹ Válida a partir de 1º de janeiro de 2018.

Entrada em operação – LT Estreito – Fernão Dias

No dia 03 de fevereiro de 2018, entrou em operação comercial a linha de transmissão Estreito – Fernão Dias

(500 kV), empreendimento pertencente à SPE Cantareira (49% Copel GeT e 51% Celeo Redes). A linha, que passa

pelos estados de São Paulo e Minas Gerais, tem extensão de 342 km e conta com uma RAP de R$ 47,6 milhões.

Copel é a empresa estatal mais transparente do Brasil

A associação Transparência Internacional (TRAC Brasil) realizou um estudo inédito que mediu o nível de

transparência nas atividades das 100 maiores empresas e dos dez maiores bancos brasileiros, destacando a

Copel como a melhor colocada entre as empresas estatais avaliadas. No ranking geral, a Companhia Paranaense

de Energia aparece em 8º lugar.

Copel é eleita pela Aneel a melhor distribuidora do país

A Copel Distribuição foi eleita a melhor distribuidora de energia elétrica do País e da região Sul na avaliação do

cliente, segundo o Índice Aneel de Satisfação do Consumidor (IASC). Nos últimos quatro anos, esta é a segunda

vez que a Copel recebe o prêmio de melhor distribuidora do Brasil e a terceira vez como melhor distribuidora da

Região Sul na premiação promovida pela Aneel. Além disso, no ano passado, a Copel foi eleita, pelo quarto ano

consecutivo, a melhor distribuidora do Brasil no prêmio Abradee e, pela quinta vez nos últimos sete anos, a

melhor distribuidora da América Latina no prêmio Cier.


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Copel permanece na carteira do ISE – BM&FBovespa

A Copel continua a integrar a carteira do Índice de Sustentabilidade Empresarial (ISE) em 2018, reflexo da

constante preocupação da Companhia com o desenvolvimento da sustentabilidade, baseada em eficiência

econômica, equilíbrio ambiental, justiça social e governança corporativa. A décima terceira carteira do ISE tem

vigência de 08 de janeiro de 2018 a 04 de janeiro de 2019 e é composta por ações de 30 empresas, totalizando

R$ 1,3 trilhão em valor de mercado, o equivalente a 41,5% do total negociado B3.

Contratação de Formador de Mercado

Com o objetivo fomentar a liquidez das ações de emissão da Companhia, foi contratada a BTG Pactual Corretora

de Títulos e Valores Mobiliários S.A para exercer a função de Formador de Mercado das ações ordinárias

(CPLE3) e preferenciais (CPLE6) no âmbito da Brasil, Bolsa, Balcão – B3, conforme Instrução CVM nº 384/2003,

Regulamento do Formador de Mercado da B3, Regulamento de Operações da B3 e demais normas e

regulamentos aplicáveis. As atividades da BTG Pactual como Formador de Mercado iniciaram-se em 16 de

março de 2018, tendo prazo contratual de 12 (doze) meses a contar da data de sua celebração, podendo ser

renovado por iguais períodos, mas limitado à duração máxima de 60 meses.

Melhores em Gestão da FNQ

Em março de 2018 a Copel Distribuição ganhou o prêmio Melhores em Gestão, principal premiação de gestão

organizacional do país, promovida pela Fundação Nacional da Qualidade (FNQ). O prêmio é concedido às

empresas brasileiras que se destacam pela excelência nas práticas de gestão, consideradas nível classe mundial,

ou seja, que se enquadram entre as corporações com preceitos de liderança que são espelho para o mundo.

Das 11 organizações reconhecidas pela FNQ como melhores em gestão, três foram eleitas destaque. Entre elas,

a Copel Distribuição, única do segmento de energia a levar o título.

Reconhecida como case de sucesso, a Copel Telecom também foi contemplada na premiação.

Novo Diretor Presidente da Copel Holding

O engenheiro Jonel Nazareno Iurk é o novo Diretor Presidente da Copel, substituindo o Sr. Antonio Sergio de

Souza Guetter, que voltará a ser diretor presidente da Copel Distribuição, cargo que ocupou até março de 2017.

Engenheiro Civil, o Sr. Jonel Nazareno Iurk foi Coordenador de Saneamento Ambiental na Coordenação da

Região Metropolitana de Curitiba – Comec, Engenheiro de Desenvolvimento Operacional e Coordenador do

Saneamento Rural e de Estudos Ambientais na Companhia de Saneamento do Paraná – Sanepar, e

Superintendente do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis - Ibama no

Paraná. Foi também Diretor Técnico da empresa ECOBR Engenharia e Consultoria Ambiental, Secretário de

Estado do Meio Ambiente e Recursos Hídricos do Paraná e, recentemente, ocupava o cargo de Diretor

Presidente da Companhia Paranaense de Gás, Compagas. Na Copel, o Sr. Iurk foi Diretor de Desenvolvimento de

Negócios no período de 2013 a 2017 e Diretor de Meio Ambiente e Cidadania Empresarial em 2013.


12


Novo Diretor de Gestão Empresarial

O Sr. Deonilson Roldo é o novo Diretor de Gestão Empresarial da Copel. Graduado em Comunicação Social, com

especialização em Economia, o Sr. Deonilson foi, dentre outras funções, Secretário Especial da Chefia de

Gabinete do Governador do Estado do Paraná, Assessor Secretário de Comunicação e Chefe de Gabinete da

Prefeitura de Curitiba, Secretário de Comunicação da Prefeitura de Curitiba, Coordenador de Imprensa e

Secretário de Comunicação do Estado do Paraná, membro do Conselho Fiscal do Complexo Eólico Cutia e,

recentemente, ocupava o cargo de Secretário de Comunicação Social do Governo do Estado do Paraná.

Atualmente é Presidente do Comitê de Indicação e Avaliação da Companhia de Saneamento do Paraná –

Sanepar, Membro do Comitê de Indicação e Avaliação da Companhia de Tecnologia da Informação e

Comunicação do Paraná – Celepar, da Administração dos Portos de Paranaguá e Antonina - Appa e da Fomento

Paraná, Membro do Conselho Estadual de Trânsito – Cetran e do Conselho de Controle das Empresas Estaduais

do Governo do Paraná.

Novo Diretor de Desenvolvimento de Negócios

O engenheiro Jose Marques Filho é o novo Diretor de Desenvolvimento de Negócios da Copel. Funcionário de

carreira, o Sr. Marques possui graduação e mestrado em Engenharia Civil pela Universidade de São Paulo e

doutorado em Engenharia Civil pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul. Atualmente é professor adjunto

da Universidade Federal do Paraná, conselheiro do Instituto Brasileiro do Concreto, onde também atuou como

Presidente, coordenador da Comissão de Barragens de Concreto e Vice Presidente do Comitê Brasileiro de

Barragens, sendo representante do Brasil no Committe on Concrete Dams do ICOLD (International Commission

on Large Dams) e presidente da Paraná Gás. Foi coordenador geral do Laboratório de Materiais e Estruturas,

Diretor do Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC e Presidente do Conselho de

Administração das Centrais Elétricas do Rio Jordão – Elejor.

Novo Diretor Jurídico e de Relações Institucionais

O Sr. Harry Françóia Júnior é o novo Diretor Jurídico e de Relações Institucionais da Companhia. O executivo é

graduado em Direito pela PUC - PR e em Direito Contemporâneo pela Levin College of Low (University of

Florida), possui pós graduação em Direito Administrativo, pela Universidade Federal de Santa Catarina, e em

Direito Processual Civil, pelo Instituto Brasileiro de Estudos Jurídicos (IBEJ). Ao longo de sua carreira, o Sr. Harry

foi Diretor Adjunto da Copel Comercialização, Diretor Administrativo e Secretário Geral da Presidência da

Assembleia Legislativa do Estado do Paraná, Vice-Presidente da Comissão de Sociedade de Advogados da

OAB/PR, Vice-Presidente de Assuntos Políticos e Jurídicos da Federação das Associações Comerciais e Industriais

do Paraná (Faciap), membro das Comissões de Direito Ambiental e de Defesa do Consumidor da OAB/PR e

Advogado na área de Direito empresarial com ênfase em Direito Societário e Tributário na Harry Françóia -


13


Advogados Associados. Recentemente, ocupava o cargo de Diretor de Desenvolvimento de Negócios da

Companhia.

Copel Distribuição - Novo Diretor Presidente

O engenheiro Antonio Sergio de Souza Guetter é o novo Diretor Presidente da Copel Distribuição, cargo que

ocupou em 2016. Funcionário de carreira da Copel, o Sr. Guetter desempenhou as funções de Diretor de

Finanças e de Relações com Investidores, Diretor Presidente da Copel Renováveis, Diretor Adjunto da Copel

Participações, além de ter atuado na Fundação Copel de Previdência e Assistência Social, entidade na qual

exerceu as funções de Diretor Presidente e Diretor de Administração e Seguridade. Recentemente ocupava o

cargo de Diretor Presidente da Copel Holding.


14


2. Desempenho Econômico-Financeiro

As análises a seguir referem-se ao quarto trimestre de 2017 e ao acumulado do ano, em comparação com o

mesmo período de 2016.

2.1 Receita Operacional

No quarto trimestre de 2017, a receita operacional líquida totalizou R$ 3.910,7 milhões, crescimento de 18,6%

em relação aos R$ 3.297,1 milhões apresentados no 4T16, resultado (a) do crescimento de 29,2% em

“suprimento de energia elétrica”, em função, principalmente, do despacho de 195,2 GWh da UTE Araucária e da

venda de 920 GWh por parte da Copel Comercialização em contratos bilaterais; (b) do aumento de 14,4% na

receita de “fornecimento de energia elétrica”, em decorrência do reajuste tarifário da Copel Distribuição válido

a partir de 24 de junho de 2017, que reajustou a tarifa de energia (TE) em 10,28%, e da venda de 258 GWh para

clientes livres da Copel Comercialização; (c) do resultado positivo de R$ 381,1 milhões em ativos e passivos

financeiros setoriais (ante o resultado de R$ 110,5 milhões no 4T16), em função do menor GSF (69,3% no 4T17

contra 88,3% no 4T16), e do maior PLD médio no período (R$ 398,09/MWh no 4T17 ante R$ 162,82/MWh no

4T16).

Destacam-se ainda as seguintes variações:

(i) crescimento de 3,3% na linha de “disponibilidade de rede elétrica”, efeito (a) do crescimento de 4,8% no

mercado fio no 4T17, (b) do reajuste tarifário da Copel, que reajustou a TUSD em 0,85% a partir de 24 de junho

de 2017, e (c) do reajuste aplicado à RAP válido a partir de julho de 2017, parcialmente compensado pela

eliminação do saldo oriundo de receita entre empresas do grupo (Copel GeT e Copel Distribuição) referente a

parcela da RAP relacionada à RBSE, a qual foi reconhecida na receita da GeT ao longo de 2016 e início de 2017;

(ii) crescimento de 10,3% em “receita de telecomunicações” em virtude da ampliação do atendimento a novos

clientes;

(iii) redução de 34,4% em “outras receitas operacionais”, devido, principalmente, a menor receita com multas e

com prestação de serviços técnicos para terceiros; e

(iv) queda de 7,9% na “receita de distribuição de gás canalizado”, em função da retração no consumo de gás

natural, parcialmente compensado pelo despacho da UTE Araucária.


15


4T17 3T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Fornecimento de energia elétrica 1.258.915 1.197.358 1.100.531 14,4 4.681.533 5.231.505 (10,5)

Suprimento de energia elétrica 879.843 798.482 681.108 29,2 3.176.354 2.676.072 18,7

Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 855.319 794.692 827.635 3,3 3.617.941 3.976.583 (9,0)

Receita de construção 276.191 196.994 344.977 (19,9) 868.001 1.279.642 (32,2)

Valor justo do ativo indenizável da concessão 48.655 2.980 3.430 - 57.080 132.741 (57,0)

Receita de telecomunicações 81.897 81.918 74.232 10,3 308.952 261.581 18,1

Distribuição de gás canalizado 94.745 117.566 102.882 (7,9) 454.815 471.885 (3,6)

Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 381.121 417.889 110.470 245,0 718.826 (1.079.662) -

Outras receitas operacionais 33.978 35.790 51.787 (34,4) 141.071 151.406 (6,8)

Receita Operacional Líquida 3.910.664 3.643.669 3.297.052 18,6 14.024.573 13.101.753 7,0

Demonstrativo da Receita

R$ mil

Em 2017, a receita operacional líquida da Copel registou crescimento de 7,0%, consequência, principalmente,

do “resultado de ativos e passivos financeiros setoriais”, do aumento de 18,7% na receita de suprimento, em

razão, sobretudo, do registro de R$ 275,1 milhões de receita na Copel Comercialização, e do aumento de 18,1%

na “receita de telecomunicações”, em decorrência da ampliação da base de clientes, parcialmente compensado

pela (a) queda de 10,5% na receita de fornecimento, reflexo da redução de 11,6% do mercado cativo da Copel

Distribuição; (b) redução de 9,0% na receita de “disponibilidade da rede elétrica”, devido, principalmente, ao

registro de R$ 809,6 milhões referente ao reconhecimento da indenização dos ativos relacionados à RBSE em

2016; e (c) redução de 3,6% na receita de “distribuição de gás canalizado”, em decorrência da queda de 2,5% no

consumo de gás natural no período.

Desconsiderando o efeito do reconhecimento da indenização dos ativos relacionados à RBSE em 2016 e seu

ajuste em 2017 (R$ 183,0 milhões no 1T17), a Companhia teria finalizado 2017 com crescimento de 12,6% na

receita operacional líquida.

2.2 Custos e Despesas Operacionais

No 4T17, os custos e despesas operacionais cresceram 6,5%, totalizando R$ 3.618,1 milhões. Esse resultado se

deve, basicamente, ao aumento de 42,4% nos custos com “energia elétrica comprada para revenda”,

decorrente do maior déficit hidrológico (GSF de 69,3% no 4T17 ante 88,3% no 4T16) e do maior PLD médio no

período (R$ 398,09/MWh no 4T17 ante R$ 162,82/MWh no 4T16), parcialmente compensado pelo menor saldo

de provisões e reversões (R$ 268,4 milhões no 4T17 ante R$ 603,7 milhões no 4T16) devido ao efeito líquido de

R$ 25,7 milhões de reversão de impairment no 4T17, enquanto que no 4T16 foi registrado R$ 567,1 milhões em

impairment dos ativos de geração. Ainda nessa linha, destaca-se (i) a redução de 65,1% em provisões

relacionadas a créditos de liquidação duvidosa - PECLD (R$ 18,2 milhões no 4T17 frente aos R$ 52,3 milhões no

4T16), e (ii) redução de 78,1% em provisões para perdas de crédito tributário, compensado pelo registro de

R$ 270,5 milhões em provisões para litígios relacionados a questões cíveis e administrativas (R$ 181,7 milhões),

trabalhistas e benefício a empregados (R$ 85,6 milhões), tributárias regulatórias, ambientais e servidão de

passagem (R$ 3,2 milhões).


16


4T17 3T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Compra de energia no ambiente regulado - CCEAR 680.750 588.838 849.513 (19,9) 2.693.976 3.219.900 (16,3)

Itaipu Binacional 278.214 284.707 251.131 10,8 1.117.957 1.089.804 2,6

Câmara de Comercialização de Energia - CCEE 537.740 745.951 188.534 185,2 1.766.091 535.656 229,7

Micro e mini geradores e recompra de clientes 1.478 2.414 204 624,5 3.892 561 593,8

Proinfa 54.389 54.433 60.536 (10,2) 217.646 242.910 (10,4)

Contratos bilaterais 348.770 398.312 6.315 - 766.803 20.006 -

(-) PIS/Pasep e Cofins (109.065) (116.460) (98.006) 11,3 (400.915) (423.233) (5,3)

TOTAL 1.792.276 1.958.195 1.258.227 42,4 6.165.450 4.685.604 31,6

Energia Elétrica Comprada para Revenda

R$ mil

Destacam-se ainda as seguintes variações:

(i) aumento de 754,4% em matéria-prima e insumos para produção de energia devido a geração de 195,2 GWh

por parte da UTE Araucária;

(ii) crescimento de 24,4% em encargos de uso da rede elétrica, reflexo dos maiores custos com encargos de uso

do sistema – rede básica, devido ao reajuste na TUST em junho de 2017 e ao reajuste de 321,8% na tarifa de

transmissão da energia de Itaipu, parcialmente compensado pela decisão da CCEE em repassar ao mercado o

excedente de recursos acumulados na conta CONER - dada a perspectiva de alta do PLD ao longo de 2017; e

4T17 3T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Encargos de uso do sistema 243.821 245.763 156.543 55,8 779.311 618.195 26,1

Encargos de transporte de Itaipu 50.960 46.771 23.777 114,3 147.284 82.935 77,6

Encargo de Energia de Reserva - EER - - - - - 66.593 -

Encargos dos serviços do sistema - ESS (33.330) (98.768) 25.499 - (129.484) 185.105 -

(-) PIS / Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica (31.679) (20.698) (21.130) 49,9 (85.081) (86.585) (1,7)

TOTAL 229.772 173.068 184.689 24,4 712.030 866.243 (17,8)

Encargos de uso da rede elétrica

R$ mil

(iii) redução de 5,1% em PMSO, excetuando perdas estimadas, provisões e reversões, reflexo dos menores

custos com pessoal e administradores, plano previdenciário, serviços de terceiros, e pelo reconhecimento do

ganho de R$ 28,7 milhões em decorrência do resultado da alienação de investimento na Sanepar, parcialmente

compensado pelo (a) crescimento de 12,7% em outros custos e despesas operacionais devido, principalmente,

ao registro de R$ 13,0 milhões referentes à taxa estadual de controle e fiscalização do aproveitamento de

recursos hídricos (instituída pela Lei Estadual nº 18.878/2016, que passou a ser devida a partir de 1º de janeiro

de 2017), e ao maior montante de perdas com desativação de bens e direitos, e (b) crescimento de 32,3% nos

custos com materiais, relacionados, principalmente a materiais elétricos e combustíveis e peças para veículos.

Custos Gerenciáveis 4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %

Pessoal e administradores 423.350 457.905 (7,5) 1.343.344 1.304.418 3,0

Planos previdenciário e ass is tencia l 62.085 67.404 (7,9) 237.597 259.767 (8,5)

Materia l 24.290 18.365 32,3 83.124 81.463 2,0

Serviços de terceiros 136.023 147.936 (8,1) 521.515 550.493 (5,3)

Outros custos e despesas operacionais 65.399 58.008 12,7 413.950 414.856 (0,2)

TOTAL 711.147 749.618 (5,1) 2.599.530 2.610.997 (0,4)


17


Excetuando os custos com taxas de utilização de recursos hídricos e de fiscalização, bem como o efeito da

classificação e alienação do investimento na Sanepar, os custos gerenciáveis apresentaram redução de 4,0%

(R$ 733,0 milhões no 4T17 e R$ 763,2 milhões no 4T16).

Destaca-se que a linha de “pessoal e administradores” apresentou queda de 7,5% e reflete, principalmente, os

menores custos com remuneração, resultado da política salarial aplica a partir de outubro de 2017, e o menor

saldo de provisão para indenizações referente ao Plano de Demissão Incentiva (PDI). Até 31 de dezembro de

2017 houve a redução de 281 funcionários no quadro de pessoal da Copel, dos quais 248 aderiram ao PDI e se

desligaram da Companhia ao longo de 2017. A adesão desses empregados ao programa representou um custo

de R$ 40,4 milhões em 2017, com perspectiva de redução de custo na ordem R$ 60,2 milhões a partir de 2018.

Já os custos com “planos previdenciário e assistencial” apresentaram redução de 7,9%, devido ao menor

montante destinado ao “plano pós emprego”, motivado pela revisão das premissas que subsidiam o cálculo

atuarial.

Custo com Pessoal 4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %

Pessoal e administradores 423.350 457.905 (7,5) 1.343.344 1.304.418 3,0

(-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias ¹ (20.423) (28.550) (7,9) (53.468) (44.276) (8,5)

TOTAL 402.927 429.355 (6,2) 1.289.876 1.260.142 2,4

¹ Referente ao total de 275 empregados que aderiram ao PDI durante o ano de 2017.

Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI (R$ 20,4 milhões no 4T17 e R$ 28,6

milhões no 4T16), os custos com pessoal apresentaram queda de 6,2% em comparação com o 4T16, equivalente

a R$ 26,4 milhões, e totalizaram R$ 402,9 milhões no período.

4T17 3T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Energia elétrica comprada para revenda 1.792.276 1.958.195 1.258.227 42,4 6.165.450 4.685.604 31,6

Encargos de uso da rede elétrica 229.772 173.068 184.689 24,4 712.030 866.243 (17,8)

Pessoal e administradores 423.350 294.754 457.905 (7,5) 1.343.344 1.304.418 3,0

Planos previdenciário e assistencial 62.085 58.358 67.404 (7,9) 237.597 259.767 (8,5)

Material 24.290 19.875 18.365 32,3 83.124 81.463 2,0

Matéria-prima e insumos para produção de energia 74.970 8.902 8.775 754,4 97.360 33.352 191,9

Gás natural e insumos para operação de gás 61.628 78.079 61.177 0,7 309.542 325.413 (4,9)

Serviços de terceiros 136.023 134.906 147.936 (8,1) 521.515 550.493 (5,3)

Depreciação e amortização 182.208 182.197 176.188 3,4 731.599 708.296 3,3

Provisões e reversões 268.352 (100.038) 603.729 (55,6) 365.539 768.696 (52,4)

Custo de construção 297.771 189.011 353.720 (15,8) 1.003.881 1.280.745 (21,6)

Outros custos e despesas operacionais 65.399 162.395 58.008 12,7 413.950 414.856 (0,2)

TOTAL 3.618.124 3.159.702 3.396.123 6,5 11.984.931 11.279.346 6,3

Custos e Despesas Operacionais

R$ mil

Em 2017, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 11.894,9 milhões (aumento de 6,3%). Os motivos

que mais impactaram esse resultado foram (a) o aumento de 31,6% com compra de energia elétrica para

revenda, ocasionado pelo maior déficit hidrológico (18,4% em 2017 e 11,8% em 2016) e pelo maior PLD (PLD

médio de R$ 318,15/MWh em 2017 ante R$ 92,40/MWh em 2016), (b) crescimento de 191,9% nos custos


18


com “matéria-prima e insumos para produção de energia”, decorrente do despacho da UTE Araucária no 4T17,

e (c) aumento de 3,0% com “pessoal e administradores”, em linha com a inflação do período (IPCA de 2,94% em

2017), impactado pela provisão de R$ 51,4 milhões para indenização por demissões voluntárias e

aposentadoria, e pela política salarial adotada a partir de outubro de 2017.

Tais eventos foram parcialmente compensados (a) pela redução de 52,4% em “provisões e reversões”, reflexo

da reversão de impairment no montante de R$ 122,8 milhões em 2017 ante registro de provisão de R$ 581,6

milhões relacionado a impairment em 2016, e (b) redução de 17,8% em “encargos de uso da rede elétrica”,

impactado, principalmente pela decisão da CCEE em repassar ao mercado o excedente de recursos acumulados

na conta CONER - dada a perspectiva de alta do PLD ao longo de 2017.

2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial

O resultado de equivalência patrimonial demonstra os ganhos e perdas nos investimentos realizados nas

coligadas da Copel e é apresentado na tabela abaixo.

4T17 3T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Empreendimentos controlados em conjunto 44.240 (26.190) 36.614 20,8 91.982 159.739 (42,4)

Dominó Holdings Ltda.¹ 2 (22) 10.508 - (564) 37.492 -

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. (1.278) 6 1.171 - (565) 4.345 -

Paraná Gás Exploração e Produção S.A. (7) (5) (32) (78,1) (34) (69) (50,7)

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 618 (5.159) 493 25,4 (2.566) 7.372 -

Marumbi Transmissora de Energia S.A. 2.169 (16.597) (433) - (9.537) 16.188 -

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. (6.783) 273 530 - (5.009) 1.806 -

Caiuá Transmissora de Energia S.A. 827 (6.271) (6) - (4.020) 8.143 -

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 721 (12.104) 461 56,4 (8.852) 15.934 -

Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A. 26.862 2.009 9.496 182,9 57.376 41.910 36,9

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A. 6.752 2.016 6.675 1,2 25.377 11.194 126,7

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 5.064 4.267 4.052 25,0 17.020 12.847 32,5

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. 4.484 5.202 1.610 178,5 19.477 (2.578) -

Cantareira Transmissora de Energia S.A. 4.809 195 2.089 130,2 3.879 5.155 (24,8)

Coligadas 2.783 3.685 11.213 (75,2) 15.534 61.956 (74,9)

Cia. de Saneamento do Paraná - Sanepar¹ - - 6.600 - - 43.120 -

Dona Francisca Energética S.A. 2.411 2.190 1.876 28,5 8.876 7.901 12,3

Foz do Chopim Energética Ltda.² 378 1.503 2.200 (82,8) 6.645 10.675 (37,8)

Outras³ (6) (8) 537 - 13 260 (95,0)

TOTAL 47.023 (22.505) 47.827 (1,7) 107.516 221.695 (51,5)

Empresa

R$ mil

¹ Foi contabilizada equivalência patrimonial até 30.11.2016. Em decorrência da conversão de ações ordinárias em ações preferenciais de emissão da Sanepar e de titularidade da Dominó Holdings,

o Acordo de Acionistas, celebrado entre o Estado do Paraná e a Dominó Holdings, foi automaticamente extinto. Com a extinção desse acordo, a partir de dezembro de 2016, a Copel deixou de

classificar o seu investimento na Sanepar como coligada e passou a classificá-lo como ativo financeiro disponível para venda. Dessa forma, o seu reconhecimento não mais é registrado pelo

método de equivalência patrimonial e sim pelo valor justo.

² Em novembro de 2017 ocorreu a tranformação de Sociedade Anônima para Sociedade Limitada e a alteração do investimento de empreendimento controlado em conjunto para investimento

em Coligada.

³ Inclui Carbocampel S.A., Copel Amec S/C Ltda, Escoelectric Ltda e Dois Saltos Ltda.


19


2.4 LAJIDA

No 4T17, o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização atingiu R$ 521,8 milhões, 317,6% maior

que os R$ 124,9 milhões registrados no 4T16. Enquanto que em 2017, o LAJIDA alcançou R$ 2.878,8 milhões,

sendo 4,6% superior ao acumulado no mesmo período de 2016 (R$ 2.752,4 milhões).

Desconsiderando os efeitos extraordinários, o LAJIDA ajustado do 4T17 seria 5,1% superior ao registrado no

mesmo período do ano anterior, explicado, basicamente, pelo despacho da UTE Araucária, pelo crescimento de

4,8% no mercado fio da Copel Distribuição, e pela redução de 5,1% em PMSO, parcialmente compensado pela

piora do GSF, alinhado ao elevado PLD, gerando maiores custos com compra de energia.

Já o LAJIDA acumulado em 2017, seria 15,1% superior aos R$ 2.400,6 milhões de 2016, explicado

principalmente, pelo crescimento expressivo do LAJIDA da Copel Distribuição, reflexo do reajuste tarifário

aplicado a partir de 24 de junho de 2017, do crescimento de 3,4% no mercado fio, e do controle nos custos

gerenciáveis; e pelo crescimento de 2,7% e de 7,1% nas receitas de fornecimento e suprimento da Copel GeT,

parcialmente compensado pelos maiores custos com compra de energia devido ao efeito do GSF.

A tabela a seguir apresenta os itens considerados no cálculo do LAJIDA ajustado.

R$ milhões

4T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (1/2) (3) (4) (3/4)

LAJIDA 521,8 124,9 317,6 2.878,8 2.752,4 4,6

(-)/+ Remensuração do ativo financeiro RBSE - (38,3) - (183,0) (809,7) (77,4)

(-)/+ Provisão para PECLD acima da cobertura tarifária 5,7 39,8 (85,6) 40,6 129,9 (68,8)

(-)/+ Provisão para litígios 235,5 - - 237,5 - -

(-)/+ Revesão de provisão (42,8) - - (59,5) (193,4) (69,2)

(-)/+ Testes de Impairment (25,7) 567,1 - (122,8) 581,6 -

(-)/+ Remensuração da Indenização das Concessões de Geração - (8,1) - - (8,1) -

(-)/+ Resultado da alteração de método de avaliação - Sanepar - (52,1) - - (52,1) -

(-)/+ Resultado da alienação de investimento - Sanepar (28,7) - - (28,7) - -

LAJIDA Ajustado 665,8 633,3 5,1 2.762,9 2.400,6 15,1

LAJIDA Ajustado

2.5 Resultado Financeiro

No 4T17, as receitas financeiras totalizaram R$ 164,2 milhões, redução de 17,2%, ante os R$ 198,5 milhões

registrados no 4T16, decorrente, principalmente, da atualização de depósitos judiciais.

As despesas financeiras totalizaram R$ 357,0 milhões, saldo 36,8% menor que o registrado no 4T16, refletindo,

principalmente, a reapresentação dos saldos referentes a 2016, em decorrência do registro de provisão para

desvalorização do investimento realizado pela UEG Araucária em Fundo de Investimento Multimercado, no

valor de R$ 136,9 milhões. Ver mais detalhes na Nota Explicativa nº 4.1.1 de nossas Demonstrações Financeiras

Padronizadas.

Adicionalmente, a redução das despesas financeiras também foi impactada pela menor variação cambial sobre

a compra de energia elétrica de Itaipu, e pela redução dos encargos de dívidas decorrentes da redução da


20


taxa SELIC (no 4T17 a média do DI foi de 7,47% ante 13,84% no 4T16). O maior saldo de financiamentos e

debêntures reduziram, em parte, a queda apresentada nas despesas financeiras. A tabela a seguir demonstra

essas variações e o resultado financeiro.

4T17 3T17 4T16 Var% 2017 2016 Var.%(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Receitas Financeiras 164.248 236.246 198.467 (17,2) 699.310 896.553 (22,0)

Renda e variação monetária sobre repasse CRC 48.746 36.620 46.117 5,7 141.923 194.153 (26,9)

Renda de aplicações financeiras mantidas para negociação 28.262 18.848 35.524 (20,4) 95.221 175.367 (45,7)

Acréscimos moratórios sobre faturas de energia 63.134 37.106 43.698 44,5 191.554 221.673 (13,6)

Renda de aplicações financeiras disponíveis para venda 3.542 4.591 - - 19.302 13.497 43,0

Variação monetária e ajuste a valor presente sobre contas a pagar vinculadas à concessão (5.995) 2.807 1 - 10.813 1.116 868,9

Remuneração de ativos e passivos setoriais (522) (1) 1 - 20.493 27.734 (26,1)

Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu (742) 9.771 2.999 - 17.777 39.283 (54,7)

Outras receitas financeiras 27.823 126.504 70.127 (60,3) 202.227 223.730 (9,6)

Despesas Financeiras (356.948) (379.501) (564.427) (36,8) (1.453.527) (1.631.209) (10,9)

Variação monetária, cambial e encargos da dívida (227.839) (239.123) (287.223) (20,7) (993.970) (1.072.875) (7,4)

Variação monetária e reversão de juros sobre contas a pagar vinculadas à concessão - UBP (16.355) (16.180) (16.846) (2,9) (65.418) (90.480) (27,7)

Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu (4.568) 652 (8.889) - (12.264) (20.597) (40,5)

PIS/Pasep e Cofins sobre juros sobre capital próprio (45.196) - (40.607) 11,3 (45.196) (40.607) 11,3

Remuneração de ativos e passivos setoriais (8.127) (14.613) 4.257 - (29.622) (13.947) 112,4

Juros sobre P&D e PEE (6.585) (8.244) (10.813) (39,1) (34.345) (41.781) (17,8)

Variação monetária sobre repasse CRC - (4.380) - - (51.211) (5.235) 878,2

Perdas estimadas p/ redução ao valor recuperável de ativos f inanceiros (5.372) - (136.917) (96,1) (5.372) (136.917) (96,1)

Outras despesas financeiras (42.906) (97.613) (67.389) (36,3) (216.129) (208.770) 3,5

Resultado Financeiro (192.700) (143.255) (365.960) (47,3) (754.217) (734.656) 2,7

2.6 Lucro Líquido Consolidado

No 4T17, a Copel registrou lucro líquido de R$ 160,2 milhões ante prejuízo de R$ 271,1 milhões registrados no

mesmo período de 2016.

Em 2017, o lucro líquido foi de R$ 1.118,3 milhões, aumento de 41,6% em relação aos R$ 789,8 milhões

acumulados em 2016.


21


2.7 Demonstração do Resultado Consolidado – DRE

4T17 3T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.% (1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 3.910.664 3.643.669 3.297.052 18,6 14.024.573 13.101.753 7,0

Fornecimento de energia elétrica 1.258.915 1.197.358 1.100.531 14,4 4.681.533 5.231.505 (10,5)

Suprimento de energia elétrica 879.843 798.482 681.108 29,2 3.176.354 2.676.072 18,7

Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 855.319 794.692 827.635 3,3 3.617.941 3.976.583 (9,0)

Receita de construção 276.191 196.994 344.977 (19,9) 868.001 1.279.642 (32,2)

Valor justo do ativo indenizável da concessão 48.655 2.980 3.430 - 57.080 132.741 (57,0)

Receita de Telecomunicações 81.897 81.918 74.232 10,3 308.952 261.581 18,1

Distribuição de gás canalizado 94.745 117.566 102.882 (7,9) 454.815 471.885 (3,6)

Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 381.121 417.889 110.470 245,0 718.826 (1.079.662) -

Outras receitas operacionais 33.978 35.790 51.787 (34,4) 141.071 151.406 (6,8)

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (3.618.124) (3.159.702) (3.396.123) 6,5 (11.984.931) (11.279.346) 6,3

Energia elétrica comprada para revenda (1.792.276) (1.958.195) (1.258.227) 42,4 (6.165.450) (4.685.604) 31,6

Encargos de uso da rede elétrica (229.772) (173.068) (184.689) 24,4 (712.030) (866.243) (17,8)

Pessoal e administradores (423.350) (294.754) (457.905) (7,5) (1.343.344) (1.304.418) 3,0

Planos previdenciário e assistencial (62.085) (58.358) (67.404) (7,9) (237.597) (259.767) (8,5)

Material (24.290) (19.875) (18.365) 32,3 (83.124) (81.463) 2,0

Matéria-prima e insumos para produção de energia (74.970) (8.902) (8.775) 754,4 (97.360) (33.352) 191,9

Gás natural e insumos para operação de gás (61.628) (78.079) (61.177) 0,7 (309.542) (325.413) (4,9)

Serviços de terceiros (136.023) (134.906) (147.936) (8,1) (521.515) (550.493) (5,3)

Depreciação e amortização (182.208) (182.197) (176.188) 3,4 (731.599) (708.296) 3,3

Provisões e reversões (268.352) 100.038 (603.729) (55,6) (365.539) (768.696) (52,4)

Custo de construção (297.771) (189.011) (353.720) (15,8) (1.003.881) (1.280.745) (21,6)

Outros custos e despesas operacionais (65.399) (162.395) (58.008) 12,7 (413.950) (414.856) (0,2)

RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 47.023 (22.505) 47.827 (1,7) 107.516 221.695 (51,5)

LUCRO ANTES DO RESULTADO FIN. E TRIBUTOS 339.563 461.462 (51.244) - 2.147.158 2.044.102 5,0

RESULTADO FINANCEIRO (192.700) (143.255) (365.960) (47,3) (754.217) (734.656) 2,7

Receitas financeiras 164.248 236.246 198.467 (17,2) 699.310 896.553 (22,0)

Despesas financeiras (356.948) (379.501) (564.427) (36,8) (1.453.527) (1.631.209) (10,9)

LUCRO OPERACIONAL 146.863 318.207 (417.204) - 1.392.941 1.309.446 6,4

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 13.357 71.577 146.147 (90,9) (274.686) (519.690) (47,1)

Imposto de Renda e Contribuição Social 89.879 (143.708) 50.315 78,6 (379.943) (589.322) (35,5)

Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos (76.522) 215.285 95.832 - 105.257 69.632 51,2

LUCRO LÍQUIDO 160.220 389.784 (271.057) - 1.118.255 789.756 41,6

Atribuído aos acionistas da empresa controladora 99.930 383.314 (211.350) - 1.033.626 827.999 24,8

Atribuído aos acionistas não controladores 60.290 6.470 (56.507) - 84.629 (38.243) -

LAJIDA 521.771 643.659 124.944 317,6 2.878.757 2.752.398 4,6

Demonstração do Resultado

R$ mil


22


3. Principais Contas e Variações do Balanço Patrimonial

A seguir descrevemos as principais contas e variações observadas no Balanço Patrimonial em relação a

dezembro de 2016. Informações adicionais podem ser obtidas nas Notas Explicativas de nossa DFP.

3.1 Principais Contas

Caixa, Equivalentes de Caixa e Títulos e Valores Mobiliários

Em 31 de dezembro de 2017, as disponibilidades das subsidiárias integrais e controladas da Copel (caixa,

equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários) totalizaram R$ 1.286,1 milhões, montante 4,2% inferior aos

R$ 1.342,7 milhões registrados em dezembro de 2016. Tais recursos estavam aplicados, majoritariamente, em

Certificados de Depósitos Bancários (CDBs) e operações compromissadas. Essas aplicações são remuneradas

entre 60% e 100% da taxa de variação do Certificado de Depósito Interbancário - CDI.

Repasse CRC ao Estado do Paraná

Por meio do quarto termo aditivo, assinado em 21 de janeiro de 2005, a Companhia renegociou com o Governo

do Estado do Paraná o saldo da Conta de Resultados a Compensar (CRC) em 31 de dezembro de 2004, no

montante de R$ 1.197,4 milhões, em 244 prestações mensais recalculadas pelo sistema price de amortização,

atualizado pela variação do IGP-DI e juros de 6,65% a.a. O vencimento da primeira parcela ocorreu em 30 de

janeiro de 2005 e as demais têm vencimentos subsequentes e consecutivos até abril de 2025.

O Estado do Paraná solicitou à Companhia e o Conselho de Administração aprovou em 16 de junho de 2016,

condicionado à anuência do Ministério da Fazenda, a Novação do Termo de Ajuste da CRC, que contemplou: (i)

no período de abril a dezembro de 2016, carência total dos pagamentos de principal e juros; e (ii) de janeiro a

dezembro de 2017, carência somente do valor principal, porém com pagamentos dos juros mensais. As demais

cláusulas foram mantidas, inclusive a manutenção dos índices de correção e juros atualmente vigentes, não

afetando desta forma, o valor presente líquido global do referido contrato.

O Estado do Paraná cumpriu os termos acordados e efetuou os pagamentos das parcelas mensais de juros

previstas até dezembro de 2017. Encerrado o período de carência, a partir de janeiro de 2018 restam 88

parcelas mensais, que vem sendo pagas rigorosamente nas condições contratadas.

A Administração da Companhia e o Estado do Paraná formalizaram o quinto termo aditivo em 31 de outubro de

2017. O saldo atual da CRC é de R$ 1.516,4 milhões.

Outros investimentos temporários

Em novembro de 2016, o Acordo de Acionistas celebrado entre o Estado do Paraná e a Dominó Holdings foi

extinto, retirando da Dominó Holdings a influência significativa sobre seu investimento na Sanepar. Isso ocorreu

como consequência da conversão de ações ordinárias em ações preferenciais de emissão da Sanepar e de

titularidade da Dominó Holdings. Dado esse fato, o investimento da Sanepar deixou de ser classificado como


23


coligada e passou a ser considerado um ativo financeiro disponível para venda. Dessa forma, o seu

reconhecimento não mais foi registrado pelo método de equivalência patrimonial e sim pelo valor justo. Em 30

de setembro de 2017, o saldo dessa conta totalizou R$ 489,3 milhões, sendo R$ 470,7 milhões referente ao

investimento da Copel na Sanepar.

Em dezembro de 2017 a Companhia participou como vendedora da oferta pública de distribuição secundária de


preferenciais, de emissão da Companhia de Saneamento do Paraná – SANEPAR, nos termos dos documentos da

respectiva oferta.



detidas pela Copel Comercialização, ao preço de R$ 55,20/Unit. Com isso, a Companhia deixou de ter

investimento na Sanepar, sendo que em 31 de dezembro de 2017, o saldo dessa conta totalizou R$ 18,7

milhões.

Ativos e Passivos Financeiros Setoriais

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 2017, a Companhia possuía um ativo líquido de

R$ 59,7 milhões. Mais detalhes em nossa DFP (NE nº 9).

Contas a Receber Vinculadas à Concessão

Essa conta refere-se a créditos a receber relacionados aos contratos de concessão da atividade de geração,

transmissão, distribuição de energia elétrica e distribuição de gás natural. Os montantes são relativos (a) à

bonificação de outorga paga em virtude do leilão envolvendo a Usina Governador Parigot de Souza - UHE GPS,

arrematada pela Copel GeT em 25 de novembro de 2015 (R$ 606,5 milhões), (b) 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 (R$ 2.181,6 milhões), (c) aos valores a receber dos ativos de transmissão de

energia elétrica da Rede Básica do Sistema Existente - RBSE e das instalações de conexão e Demais Instalações

de Transmissão - RPC, em decorrência do reconhecimento dos efeitos da Portaria MME n° 120 e da

homologação, por parte da Aneel, do resultado da fiscalização do laudo de avaliação desses ativos (R$ 1.418,4

milhões) e (d) ao contrato de concessão de distribuição de gás – Compagas (R$ 303,6 milhões).

Em decorrência da publicação da Lei Estadual Complementar nº 205/2017, a qual trouxe nova interpretação


24


quanto à data de vencimento da concessão da Compagas (de 06 de julho de 2024 para 20 de janeiro de 2019),

em dezembro de 2017 foi realizada a transferência de R$ 160,0 milhões do intangível para Contas a Receber

Vinculadas a Concessão. Mais detalhes em nossa DFP (NE nº 2.1.1).

Em 31 de dezembro de 2017, o saldo da conta totalizou R$ 4.510,1 milhões. Mais detalhes em nossa DFP (NE n°

10).

Contas a Receber Vinculadas à Indenização da Concessão

Essa conta refere-se ao residual dos ativos de geração que tiveram a concessão vencida em 2015 (UHE Rio dos

Patos, UHE GPS e UHE Mourão I). Em 31 de dezembro de 2017, o montante registrado nessa conta era de R$

68,9 milhões. Mais detalhes em nossa DFP (NE nº 11).

Investimento, Imobilizado e Intangível

O saldo na conta “investimentos” apresentou aumento de 9,8% até 31 de dezembro de 2017, reflexo da

equivalência patrimonial e dos aportes registrados no período. A conta “imobilizado” cresceu 10,0% em função

da entrada de novos ativos, conforme o programa de investimentos da Companhia, líquido da cota de

depreciação do período. Já a conta “intangível” apresentou queda de 0,1% devido ao ajuste realizado em

decorrência da nova interpretação sobre o vencimento da concessão da Compagas, parcialmente compensado

pelos investimentos em novos ativos realizados no período.


25


3.2 Balanço Patrimonial – Ativo

dez/17 set/17 dez/16 Var.% Var.%

(1) (2) (3) (1/2) (1/3)

CIRCULANTE 5.701.834 6.180.714 4.237.241 (7,7) 34,6

Caixa e equivalentes de caixa 1.040.075 1.305.400 982.073 (20,3) 5,9

Títulos e Valores Mobiliários 1.341 241.567 136.649 (99,4) (99,0)

Cauções e depósitos vinculados 59.372 65.749 1.294 (9,7) -

Clientes 2.733.240 2.653.868 2.217.355 3,0 23,3

Dividendos a receber 80.815 52.662 71.758 53,5 12,6

Repasse CRC ao Estado do Paraná 167.109 122.302 - 36,6 -

Ativos Financeiros Setoriais 171.609 64.908 - 164,4 -

Contas a receber vinculadas à concessão 149.744 152.228 65.595 (1,6) 128,3

Outros créditos 409.351 366.729 306.933 11,6 33,4

Estoques 110.559 116.701 130.637 (5,3) (15,4)

Imposto de Renda e Contribuição Social 501.685 762.758 188.952 (34,2) 165,5

Outros tributos correntes a recuperar 198.232 204.380 67.931 (3,0) 191,8

Despesas antecipadas 39.867 34.194 39.096 16,6 2,0

Partes Relacionadas 38.835 37.268 28.968 4,2 34,1

NÃO CIRCULANTE 27.479.812 27.526.470 26.070.929 (0,2) 5,4

Realizável a Longo Prazo 8.639.147 8.801.560 8.341.864 (1,8) 3,6

Títulos e Valores Mobiliários 244.645 165.414 223.928 47,9 9,3

Outros investimentos temporários 18.727 489.334 408.297 (96,2) (95,4)

Cauções e depósitos vinculados 75.665 72.765 73.074 4,0 3,5

Clientes 261.082 270.450 270.786 (3,5) (3,6)

Repasse CRC ao Estado do Paraná 1.349.253 1.369.471 1.522.735 (1,5) (11,4)

Depósitos judiciais 582.529 574.453 657.603 1,4 (11,4)

Ativos Financeiros Setoriais 171.609 194.725 - (11,9) -

Contas a receber vinculadas à concessão 4.365.577 4.060.841 3.748.335 7,5 16,5

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 68.859 68.182 67.401 1,0 2,2

Outros créditos 149.416 102.835 73.551 45,3 103,1

Imposto de renda e contribuição social 176.480 162.844 169.967 8,4 3,8

Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos 915.492 994.010 814.355 (7,9) 12,4

Outros tributos correntes a recuperar 116.974 117.018 131.108 - (10,8)

Despesas antecipadas 12.684 16.570 25.583 (23,5) (50,4)

Partes Relacionadas 130.156 142.648 155.141 (8,8) (16,1)

Investimentos 2.563.590 2.500.985 2.334.950 2,5 9,8

Imobilizado 9.829.450 9.661.798 8.934.303 1,7 10,0

Intangível 6.452.824 6.562.127 6.459.812 (1,7) (0,1)

TOTAL 33.181.647 33.707.184 30.308.170 (1,6) 9,5

R$ mil

Ativo


26


3.3 Endividamento

Dívida Bruta

O total da dívida consolidada da Copel somava R$ 9.830,5 milhões em 31 de dezembro de 2017, aumento de

11,2% em comparação com os R$ 8.837,1 milhões registrados em 2016 e decorre, principalmente, da 6ª

emissão de debêntures da Copel Holding (R$ 520,0 milhões) e da 2ª emissão de debêntures da Copel

Telecomunicações, (R$ 220,0 milhões).

Em 31 de dezembro de 2017, o endividamento bruto da Companhia representava 63,3% do patrimônio líquido

consolidado, o qual era de R$ 15.529,8 milhões, equivalente a R$ 56,75 por ação (Valor Patrimonial por Ação –

VPA). A composição dos saldos de empréstimos, financiamentos e debêntures está demonstrada na tabela a

seguir:

TotalComposição

%

Eletrobras - COPEL 34.997 0,4

FINEP 16.337 0,2

BNDES 1.576.660 16,0

Banco do Brasil S/A e outros 1.512.322 15,4

Debêntures e Notas Promissórias 6.600.897 67,1

Total 9.741.213 99,1

Tesouro Nacional 89.270 0,9

Total 89.270 0,9

TOTAL 9.830.483 100,0

R$ mil

Moeda Estrangeira

Moeda Nacional

A seguir demonstramos o vencimento das parcelas dos empréstimos, financiamentos e debêntures:

R$ mil

Curto Prazo

2018 2019 2020 2021 2022 2023 A partir de 2024

Moeda Nacional 2.415.943 3.192.751 1.103.102 759.627 1.003.861 204.403 1.061.526 9.741.213

Moeda Estrangeira 785 - - - - - 88.485 89.270

TOTAL 2.416.728 3.192.751 1.103.102 759.627 1.003.861 204.403 1.150.011 9.830.483

Longo PrazoTotal


27


Avais e Garantias

Até 31 de dezembro de 2017, a Companhia concedeu R$ 1.538,1 milhões em avais e garantias, conforme tabela

a seguir.


(1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. - 64.142 66.802 - -

Caiuá Transmissora de Energia S.A. 35.039 35.843 38.230 (2,2) (8,3)

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 57.328 58.797 63.171 (2,5) (9,2)

Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A. 372.833 381.776 392.164 (2,3) (4,9)

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A. 206.502 191.133 190.343 8,0 8,5

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. - - 15.573 - -

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. 352.652 272.768 244.998 29,3 43,9

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 169.564 169.966 148.872 (0,2) 13,9

Marumbi Transmissora de Energia S.A. - - 38.689 - -

Cantareira Transmissora de Energia S.A. 215.204 208.101 32.192 3,4 568,5

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. 129.018 131.014 142.030 (1,5) (9,2)

TOTAL 1.538.140 1.513.540 1.373.064 1,6 12,0

¹ Proporcional à participação da Copel nos empreendimentos.

Avais e Garantias¹

R$ mil

A dívida líquida consolidada da Copel (empréstimos, financiamentos e debêntures, menos disponibilidades) e a

relação Dívida Líquida/Lajida são demonstradas no gráfico a seguir:

1.014 2.233

4.652 5.695

7.421 8.469

0,7

1,2

2,0 2,3

2,9 3,1

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Dívida Líquida/LAJIDA¹(R$ milhões)

Dívida Líquida Dívida Líquida/LAJIDA

¹ LAJIDA 12 meses


28


Dívida por Subsidiária

A tabela a seguir apresenta a dívida bruta e a dívida líquida das subsidiárias:

GeT DIS Telecom Holding Outras Total

Dívida Total 4.872.871 1.712.991 416.518 2.201.593 626.510 9.830.483

Disponibilidade 403.391 251.145 31.977 313.228 361.985 1.361.726

Dívida Líquida 4.469.480 1.461.846 384.541 1.888.365 264.525 8.468.757

R$ mil

Contas a pagar vinculadas à concessão

Utilização do Bem Público

Refere-se aos encargos de outorga de concessão pela Utilização do Bem Público (UBP) incorridos a partir da

assinatura do contrato de concessão do empreendimento até a data final da concessão.

R$ mil

Mauá Colíder Baixo Iguaçu PCHs¹ Elejor Total

16.384 23.188 6.977 845 507.560 554.954

¹Referente às PCHs Cavernoso, Apucaraninha, Chaminé e Derivação Rio Jordão.

Provisões para Litígios

A Companhia responde por diversos processos judiciais perante diferentes tribunais e instâncias. A

Administração da Copel, fundamentada na opinião de seus assessores legais, mantém provisão para litígios

sobre as causas cuja probabilidade de perda é considerada provável. Os saldos das provisões para litígios são os

seguintes:

dez/17 set/17 dez/16 Var % Var %

(1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Fiscais 138.541 134.026 236.877 3,4 (41,5)

Trabalhistas 475.631 449.167 458.901 5,9 3,6

Benefícios a Empregados 89.438 57.073 42.366 56,7 111,1

Cíveis 742.554 542.839 465.804 36,8 59,4

Cíveis e direito administrativo 527.613 344.772 295.484 53,0 78,6

Servidões de passagem 110.936 103.806 99.380 6,9 11,6

Desapropriações e patrimoniais 95.627 87.648 65.712 9,1 45,5

Consumidores 8.378 6.613 5.228 26,7 60,3

Ambientais 1.584 1.257 1.432 26,0 10,6

Regulatórias 64.316 67.211 67.958 (4,3) (5,4)

TOTAL 1.512.064 1.251.573 1.273.338 20,8 18,7

Perdas Prováveis - Consolidado

R$ mil

As causas classificadas como perdas possíveis, estimadas pela Companhia e suas controladas, totalizaram R$

3.113,3 milhões ao final de dezembro de 2017, montante 21,6% maior que o registrado em dezembro de 2016

(R$ 2.559,9 milhões). As perdas estão compostas por ações das seguintes naturezas: fiscais (R$ 858,1 milhões);


29


regulatórias (R$ 793,4 milhões); cíveis (R$ 1.081,5 milhões); trabalhistas (R$ 360,1 milhões); e benefícios a

empregados (R$ 20,2 milhões).

3.4 Balanço Patrimonial - Passivo


(1) (2) (3) (1/2) (1/3)

CIRCULANTE 6.109.914 7.666.236 5.656.036 (20,3) 8,0

Obrigações socia is e trabalhis tas 313.967 320.065 287.797 (1,9) 9,1

Fornecedores 1.683.577 2.175.030 1.255.639 (22,6) 34,1

Imposto de renda e contribuição socia l 86.310 245.134 41.454 (64,8) 108,2

Outras obrigações fi sca is 345.487 375.903 294.994 (8,1) 17,1

Empréstimos , financiamentos e debêntures 2.416.728 3.277.407 2.601.940 (26,3) (7,1)

Dividendo mínimo obrigatório a pagar 288.981 313.304 266.831 (7,8) 8,3

Benefícios pós-emprego 53.225 47.572 47.894 11,9 11,1

Encargos do consumidor a recolher 150.025 143.468 141.712 4,6 5,9

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 282.766 269.755 231.513 4,8 22,1

Contas a pagar vinculadas à concessão 62.624 61.798 66.210 1,3 (5,4)

Pass ivos financeiros setoria is l íquidos 192.819 293.130 155.261 (34,2) 24,2

Outras contas a pagar 121.405 143.670 264.791 (15,5) (54,2)

Provisões para l i tígios 112.000 - - - -

NÃO CIRCULANTE 11.541.960 10.172.706 9.654.722 13,5 19,5

Fornecedores 43.469 36.710 36.711 18,4 18,4

Imposto de renda e contribuição socia l di feridos 156.630 189.795 178.430 (17,5) (12,2)

Outras Obrigações fi sca is 809.576 811.092 303.146 (0,2) 167,1

Empréstimos , financiamentos e debêntures 7.413.755 6.249.288 6.235.162 18,6 18,9

Benefícios pós-emprego 812.878 758.617 721.971 7,2 12,6

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 249.709 244.784 252.376 2,0 (1,1)

Contas a pagar vinculadas à concessão 492.330 487.040 499.332 1,1 (1,4)

Pass ivos financeiros setoria is l íquidos 90.700 89.131 123.731 1,8 (26,7)

Outras contas a pagar 72.849 54.676 30.525 33,2 138,7

Provisões para l i tígios 1.400.064 1.251.573 1.273.338 11,9 10,0

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 15.529.773 15.868.242 14.997.412 (2,1) 3,5

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 15.223.258 15.579.664 14.733.514 (2,3) 3,3

Capita l Socia l 7.910.000 7.910.000 7.910.000 - -

Ajustes de ava l iação patrimonia l 895.601 949.011 998.466 (5,6) (10,3)

Reserva lega l 844.398 792.716 792.716 6,5 6,5

Reserva de retenção de lucros 5.573.259 4.939.717 5.032.332 12,8 10,7

Lucros acumulados - 988.220 - - -

Atribuível aos acionistas não controladores 306.515 288.578 263.898 6,2 16,1

TOTAL 33.181.647 33.707.184 30.308.170 (1,6) 9,5

Passivo

R$ mil


30


4. Desempenho das Principais Empresas

4.1 Copel Geração e Transmissão

A Copel GeT apresentou LAJIDA positivo de R$ 118,2 milhões no 4T17 ante LAJIDA negativo de R$ 100,5 milhões

registrados no 4T16. Destaca-se que o resultado apresentado pela Copel GeT no 4T16 foi adversamente

impactado (a) pelo resultado de equivalência patrimonial negativo de R$ 445,4 milhões relacionados (i) a

redução ao valor recuperável (impairment) do Complexo Eólico Cutia e (ii) ao registro de R$ 69,1 milhões de

impairment e de R$ 136,9 milhões para desvalorização de investimento realizado na UEG Araucária (este último,

foi realizado em 2017 com a reapresentação dos saldos de 2016), e (b) pelo registro de R$ 110,6 milhões em

provisões para impairment.

Em relação ao LAJIDA apurado no 4T17, o valor apurado foi afetado, principalmente, pelo maior custo com

compra de energia (R$ 147,5 milhões no 4T17 ante R$ 11,8 milhões no 4T16) em decorrência do menor GSF

(69,3% no 4T17 ante 88,3% no 4T16) e pelo registro de R$ 185,1 milhões em provisões e reversões.

Os custos gerenciáveis, excetuando perdas estimadas, provisões e reversões, e taxas referentes à utilização de

recursos hídricos e à fiscalização, apresentaram redução de 0,2%, e refletem, principalmente, os menores custos

com pessoal e administradores, plano previdenciário e assistencial, e materiais.

A linha de pessoal apresentou redução de 1,5% e reflete, principalmente, o menor saldo de provisão para

indenizações referente ao Plano de Demissão Incentiva. Até 31 de dezembro de 2017, 53 empregados aderiram

ao programa de demissão incentivada e se desligaram da Companhia ao longo do ano. A adesão desses

empregados ao programa representou um custo de R$ 11,3 milhões em 2017, com perspectiva de redução de

custo na ordem R$ 15,5 milhões a partir de 2018.


Pessoal e administradores 107.694 109.329 (1,5) 318.438 302.139 5,4


Materia l 3.625 3.890 (6,8) 16.129 16.803 (4,0)

Serviços de terceiros 30.185 26.290 14,8 110.285 104.675 5,4

Outros custos e despesas operacionais 5.297 6.640 (20,2) 32.264 45.130 (28,5)

TOTAL 162.486 162.856 (0,2) 535.637 532.630 0,6

Desconsiderando as provisões para indenização referente ao Programa de Demissão Incentiva, os custos com

pessoal e administradores apresentaram crescimento de 0,8% (ante inflação dos últimos 12 meses de 2,94%),

reflexo do reajuste aplicado aos salários a partir de outubro de 2017 e da reestruturação organizacional da

Copel Renováveis a partir de setembro de 2017, que acarretou na transferência das atividades e de 56

empregados para a Copel GeT.


31





TOTAL 99.112 98.364 0,8 304.777 285.538 6,7


A tabela a seguir apresenta os principais indicadores da Copel GeT.

4T17 3T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 824,4 729,3 876,1 (5,9) 3.409,9 3.935,3 (13,4)

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (760,8) (510,4) (593,4) 28,2 (2.116,0) (1.885,0) 12,3

Resultado Operacional (R$ milhões) (49,9) 196,0 (271,2) (81,6) 892,6 1.258,0 (29,0)

Lucro Líquido (R$ milhões) 84,3 164,9 (226,3) - 739,0 822,4 (10,1)

LAJIDA (R$ milhões) 118,2 381,4 (100,5) - 1.632,7 1.976,2 (17,4)

Margem Operacional - 26,9% - - 26,2% 32,0% (18,1)

Margem Líquida 10,2% 22,6% - - 21,7% 20,9% 3,7

Margem LAJIDA 14,3% 52,3% - - 47,9% 50,2% (4,7)

Programa de Investimento (R$ milhões) 327,2 240,9 297,4 10,0 1.071,3 1.879,2 (43,0)

R$ mil

Principais Indicadores

Desconsiderando os eventos extraordinários, o LAJIDA da Copel GeT apresentou queda de 18,3% no 4T17,

totalizando R$ 316,5 milhões e reflete, principalmente, o maior custo com energia elétrica comprada para

revenda (R$ 147,5 milhões no 4T17 ante R$ 11,8 milhões no 4T16) em decorrência do menor GSF (69,3% no

4T17 ante 88,3% no 4T16).

O lucro líquido no 4T17 foi de R$ 84,3 milhões ante prejuízo de R$ 226,3 milhões registrado no 4T16.

R$ milhões

4T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (1/2) (3) (4) (3/4)

LAJIDA 118,2 (100,5) - 1.632,7 1.976,2 (17,4)

(-)/+ Remensuração do ativo financeiro RBSE - (38,3) - (183,0) (809,7) -

(-)/+ Provisão para l i tígios 92,7 - - 92,7 - -

(-)/+ Teste de Impairment GeT 87,9 96,1 (8,5) 61,6 110,6 (44,3)

(-)/+ Teste de Impairment UEG Araucária (60%) - 41,5 - (41,5) 41,5 -

(-)/+ Provisão para desvalorização de Investimento UEG Araucária (60%) 3,2 82,1 (96,1) 3,2 82,1 (96,1)

(-)/+ Teste de Impairment Parques Eól icos 14,5 314,4 - (8,3) 314,4 -

(-)/+ Remensuração da Indenização das Concessões de Geração - (8,1) - - (8,1) -

LAJIDA Ajustado 316,5 387,2 (18,3) 1.557,5 1.707,0 (8,8)

LAJIDA Ajustado

Em 2017, a Copel GeT apresentou um LAJIDA de R$ 1.632,7 milhões, redução de 17,4% em comparação com o

mesmo período do ano anterior, e reflete, principalmente, os eventos extraordinários relacionados ao

reconhecimento da remensuração da RBSE, que melhorou o resultado em R$ 809,7 milhões em 2016, ao

registro de R$ 92,7 milhões relacionados a provisões para litígios, e ao registro de R$ 361,2 milhões em custos

relacionados a compra de energia (R$ 60,8 milhões em 2016).

Desconsiderando os efeitos extraordinários apresentados na tabela anterior, o LAJIDA ajustado da Copel GeT foi

de R$ 1.557,5 milhões em 2017, redução de 8,8% em comparação com o LAJIDA ajustado de 2016.


32


4.2 Copel Distribuição

A Copel Distribuição registrou LAJIDA de R$ 110,9 milhões no 4T17, montante 13,4% superior aos R$ 97,8

milhões registrados no 4T16. Esse resultado reflete, sobremaneira, o reajuste médio de 5,85% aplicado às

tarifas a partir de 24 de junho de 2017, o crescimento de 4,8% no mercado fio da distribuidora, parcialmente

compensado pelo maior saldo em provisões e reversões relacionadas, principalmente, a questões trabalhistas e

benefício a empregados (registro de R$ 80,0 milhões no 4T17 contra R$ 8,5 milhões no 4T16).

A conta “resultado de ativos e passivos financeiros setoriais” totalizou R$ 381,1 milhões e corresponde aos

maiores custos com energia elétrica comprada para revenda devido, principalmente, ao maior déficit

hidrológico (30,7% no 4T17 ante 11,7% no 4T16) e PLD médio (398,09/MWh no 4T17 e R$ 162,82/MWh no

4T16).

Os custos gerenciáveis, excetuando provisões e reversões, apresentaram queda de 6,5% e refletem,

principalmente, os menores custos com pessoal e administradores, plano previdenciário e assistencial e

indenizações.




Materia l 18.731 12.954 44,6 60.320 59.178 1,9

Serviços de terceiros 89.069 82.446 8,0 347.393 348.479 (0,3)

Outros custos e despesas operacionais 32.390 56.219 (42,4) 157.921 167.035 (5,5)

TOTAL 447.510 478.834 (6,5) 1.542.882 1.542.995 -

Destaca-se que o custo com pessoal e administradores apresentou queda de 6,5%, em decorrência,

principalmente, dos menores custos com remuneração, resultado da política salarial aplicada a partir de

outubro de 2017 e do menor saldo de provisão para indenizações referente ao Plano de Demissão Incentiva. Até

31 de dezembro de 2017 houve a redução de 276 funcionários no quadro de pessoal da Copel Distribuição, dos

quais 175 aderiram ao programa de demissão incentivada e se desligaram da Companhia ao longo de 2017. A

adesão desses empregados ao programa representou um custo de R$ 23,5 milhões em 2017, com perspectiva

de redução de custo na ordem R$ 37,7 milhões a partir de 2018.




TOTAL 254.928 269.014 (5,2) 793.775 779.418 1,8


Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI, os custos com pessoal apresentaram

queda de 5,2% em comparação com o 4T16, o equivalente a R$ 14,1 milhões, e totalizaram R$ 254,9 milhões no

período.

O lucro líquido no 4T17 foi de R$ 85,8 milhões, montante 73,1% superior aos R$ 49,6 milhões registrados no


33


mesmo período de 2016, sendo influenciado, além dos fatores citados anteriormente, pela menor despesa

financeira relacionada a encargos da dívida.

4T17 3T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 2.605,6 2.588,1 2.244,7 16,1 9.358,7 8.344,8 12,2

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (2.566,0) (2.525,3) (2.215,9) 15,8 (9.071,4) (8.502,4) 6,7

Resultado Operacional (R$ milhões) 72,6 90,5 4,6 1.494,9 324,4 (162,6) -

Lucro Líquido (R$ milhões) 85,8 182,2 49,6 73,1 347,3 (180,4) -

LAJIDA (R$ milhões) 110,9 134,1 97,8 13,4 573,1 116,6 391,7

Margem Operacional 2,8% 3,5% 0,2% 1.274,1 3,5% - -

Margem Líquida 3,3% 7,0% 2,2% 49,1 3,7% - -

Margem LAJIDA 4,3% 5,2% 4,4% (2,3) 6,1% 1,4% 338,4

Programa de Investimento (R$ milhões) 192,4 155,0 224,4 (14,3) 630,4 777,1 (18,9)

R$ mil


Em 2017 a Copel Distribuição apresentou um LAJIDA de R$ 573,1 milhões, desempenho 5 vezes maior que o

registrado em 2016, quando foi registrado um LAJIDA de R$ 116,6 milhões. Esse desempenho foi impactado,

essencialmente, pelo (i) crescimento de 3,4% no mercado fio em 2017, (ii) reajuste médio de 5,85% aplicado às

tarifas a partir de 24 de junho de 2017, e (iii) pela redução de 15,8% em provisões e reversões devido,

principalmente, ao menor saldo registrado em PECLD (R$ 83,9 milhões em 2017 ante R$ 171,0 milhões em

2016), parcialmente compensado por maiores provisões relacionadas a litígios benefício a empregados.

Os custos gerenciáveis, excetuando provisões e reversões, ficaram em linha com o registrado em 2016,

totalizando R$ 1.542,9 milhões, enquanto que os custos com pessoal e administradores apresentaram

crescimento de 2,2%, desempenho abaixo da inflação do período, reflexo, principalmente, da política de não

reposição de vagas.

Desconsiderando os efeitos extraordinários relacionados a provisões e reversões e o registro de PECLD acima da

cobertura tarifária, o LAJIDA da Copel Distribuição seria de R$ 142,7 milhões no 4T17, crescimento de 3,7% em

relação aos R$ 137,6 apresentados no 4T16. Em 2017 o LAJIDA seria de R$ 636,5 milhões, montante 106,2%

superior ao registrado em 2016 (R$ 308,8 milhões).

4T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (1/2) (3) (4) (3/4)

LAJIDA 110,9 97,8 13,4 573,1 116,6 391,7

+/(-) PECLD adicional à cobertura tari fária 5,7 39,8 (85,7) 40,6 129,9 (68,7)

+ Provisão para l i tígios 30,8 - - 30,8 62,3 -

(-) Reversão de l i tígios (4,7) - - (8,0) - -

LAJIDA Ajustado 142,7 137,6 3,7 636,5 308,8 106,2

R$ milhões

LAJIDA Ajustado


34


4.3 Copel Telecomunicações

A Copel Telecom registrou um LAJIDA de R$ 23,9 milhões no 4T17, montante 2,5% inferior aos R$ 24,5 milhões

registrados no 4T16. Esse resultado reflete os maiores custos com serviços de terceiros e publicidade e

propaganda, parcialmente compensado pelo crescimento de 13,0% na receita de telecomunicações, efeito da

ampliação da base de clientes.

Os custos gerenciáveis, excetuando provisões e reversões, aumentaram 13,5% no período, devido,

principalmente, ao aumento de custos com publicidade e propaganda (na na linha de outros custos e despesas

operacionais) e com serviços de terceiros, os quais são necessários para a ampliação da área de atuação,

parcialmente compensado pela redução na linha de pessoal e de plano previdenciário e assistencial.




Materia l 1.152 660 74,5 2.978 2.044 45,7

Serviços de terceiros 18.807 13.772 36,6 67.612 46.552 45,2

Outros custos e despesas operacionais 15.041 9.774 53,9 41.589 31.132 33,6

TOTAL 73.008 64.329 13,5 234.853 199.952 17,5

Destaca-se que os custos com pessoal e administradores, no 4T17, apresentaram queda de 3,6%, reflexo da

política salarial aplicada a partir de outubro de 2017 e da redução do quadro de pessoal em razão do Plano de

Demissão Incentivada. Durante 2017, 25 empregados se desligaram da empresa, totalizando um custo de

indenização de R$ 2,9 milhões, com perspectiva de redução de custo a partir de 2018 no montante de R$ 3,7

milhões.



(-) Provisão p/ indenização por demissões voluntárias¹ (2.057) (981) (17,3) (5.813) (2.036) (21,4)

TOTAL 31.990 34.351 (6,9) 102.061 99.361 2,7


Desconsiderando o efeito da provisão para indenização relacionada ao PDI, os custos com pessoal apresentaram

queda de 6,9% em comparação com o 4T16.


35


4T17 3T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 100,3 99,4 88,3 13,6 380,6 325,1 17,1

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (87,2) (67,7) (72,9) 19,5 (286,4) (241,8) 18,4

Resultado Operacional (R$ milhões) 6,7 28,2 16,1 (58,7) 75,3 73,7 2,3

Lucro Líquido (R$ milhões) 8,1 18,8 19,7 (58,8) 54,1 58,3 (7,3)

LAJIDA (R$ milhões) 23,9 41,5 24,5 (2,5) 133,7 117,9 13,4

Margem Operacional 6,7% 28,3% 18,3% (63,6) 19,8% 22,7% (12,6)

Margem Líquida 8,1% 18,9% 22,3% (63,7) 14,2% 17,9% (20,8)

Margem LAJIDA 23,9% 41,7% 27,8% (14,1) 35,1% 36,3% (3,1)

Programa de Investimento (R$ milhões) 62,6 75,5 44,9 39,4 241,1 193,8 24,4

R$ mil


O lucro líquido totalizou R$ 8,1 milhões, queda de 58,8% em comparação com os R$ 19,7 milhões registrados no

4T16, reflexo do maior custo com encargos da dívida em decorrência do maior saldo de debêntures.

Em 2017 o LAJIDA da Copel Telecom alcançou R$ 133,7 milhões, crescimento de 13,4% em comparação

desempenho registrado em 2016. Enquanto que o lucro líquido apresentou queda de 7,3%, totalizando R$ 54,1

milhões.

4.4 UEG Araucária

No 4T17, a UEG Araucária apresentou uma receita líquida de R$ 128,0 milhões, reflexo da geração de 195,2

GWh no período. Os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 115,8 milhões, montante 1,6% superior ao

registrado no 4T16 e representa, principalmente, os maiores gastos com matéria-prima e insumos para

produção de energia, enquanto que no 4T16 foram registrados R$ 69,1 milhões em impairment e R$ 28,4

milhões em custos com serviços de terceiros relacionados a manutenção da usina. Em decorrência disso, a UEG

Araucária registrou LAJIDA de R$ 18,2 milhões e prejuízo de R$ 8,5 milhões no 4T17.

No acumulado do ano, a UEG Araucária registrou R$ 31,1 milhões de LAJIDA e prejuízo de R$ 0,4 milhões.

4T17 3T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (4) (4/5)

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 128,0 1,1 - - 129,1 57,4 (91,0)

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (115,8) 42,9 (114,0) 1,6 (121,9) (259,3) (89,1)

Resultado Operacional (R$ milhões) 17,8 35,9 (257,5) - 6,7 (323,4) -

Lucro Líquido (R$ milhões) (8,5) 55,2 (211,2) (96,0) (0,4) (277,0) -

LAJIDA (R$ milhões) 18,2 50,0 (108,1) - 31,1 (178,4) -

Margem Operacional 13,9% - - - 5,2% - -

Margem Líquida - - - - - - -

Margem LAJIDA 14,2% - - - 24,1% - -


Cabe ressaltar que em 31 de dezembro de 2017 foi realizado ajuste nos saldos do resultado apresentado pela

UEG Araucária em 2016, referente ao registro de provisão no valor de R$ 136,9 milhões para desvalorização de

investimento mantidos em Fundo de Investimento Multimercado, na data base de 31 de dezembro de 2016.

Mais detalhes ver item 1.


36


4.5 Informações Contábeis

Na tabela a seguir apresentamos informações contábeis de 31 de dezembro de 2017 referentes às principais

participações da Copel:

R$ mil

Participações - Dez/17 Ativo TotalPatrimônio

Líquido¹Rec. Oper. Líquida Lucro Líquido

Controladas (Consolida com Copel)

Companhia Paranaense de Gás - Compagás 632.910 397.758 515.563 113.953

Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. 675.450 61.727 291.597 96.220

UEG Araucária Ltda 526.330 465.474 129.084 (7.861)

Controladas em Conjunto (Equivalência Patrimonial)

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 99.028 65.972 11.837 (5.032)

Caiuá Transmissora de Energia S.A. 230.743 114.361 (2.904) (8.207)

Cantareira Transmissora S.A 952.670 408.200 392.766 7.917

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP Sul) S.A. 1.428.247 853.716 208.444 51.791

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 466.783 231.430 (14.460) (18.066)

Marumbi Transmissora de Energia S.A. 162.155 106.677 19.498 (11.921)

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. 1.722.063 916.914 588.123 38.877

Matrinchã Transmissora de Energia (TP Norte) S.A. 2.774.973 1.705.752 403.891 117.092

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 1.698.213 662.342 320.302 69.469

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 659.464 321.801 53.374 (25.042)

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. 155.272 153.058 - (1.152)

Coligadas (Equivalência Patrimonial)

Dona Francisca Energética S.A. 138.079 129.492 70.716 38.540

Foz do Chopim Energética Ltda 61.163 36.579 40.441 18.579


37


5. Programa de Investimentos

A tabela a seguir apresenta o programa de investimentos realizado em 2017 e o previsto para 2018.

R$ milhões

Copel Geração e Transmissão 327,2 1.071,3 743,6

UHE Colíder 46,2 159,6 98,7

UHE Baixo Iguaçu1 55,5 249,7 71,7

LT Araraquara / Taubaté 34,8 141,0 40,4

LT Foz do Chopim - Realeza - 3,1 -

LT Assis - Londrina - 28,5 -

LT Curitiba Leste / Blumenau 32,9 47,9 281,8

Mata de Santa Genebra Transmissão2 34,1 210,9 -

Cantareira Transmissora 2 12,3 35,2 14,8

Paranaíba Transmissora 2 - 2,1 -

SE Bateias - - 17,5

Outros 111,5 193,3 218,7

Copel Distribuição 192,4 630,4 790,0

Copel Telecomunicações 62,6 241,1 340,2

Copel Comercialização - - 0,2

Copel Renováveis - - -

Holding - - 2,4

Cutia Empreendimentos Eólicos 160,0 566,0 888,5

Copel Brisa Potiguar - - 156,3

São Bento Energia - - 6,6

Outras Participações3 - - 0,8

TOTAL 742,2 2.508,8 2.928,6

2 Referente à participação da Copel nos Empreendimentos.3 Inclui Paraná Gás, Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações entre outros.

Realizado

4T17Subsidiária / SPE

1 Orçamento de capital originalmente aprovado pelo Conselho de Administração. Não

considera apropriação de mão de obra própria, encargos e outros.

Previsto

2018¹

Realizado

2017

6. Mercado de Energia e Tarifas

6.1 Mercado Cativo – Copel Distribuição

A venda de energia para o mercado cativo da Copel Distribuição totalizou 4.865 GWh no 4T17, queda de 6,5%.

Esse resultado foi influenciado pela redução do consumo das classes industrial e comercial, devido,

principalmente, à migração de clientes para o mercado livre.

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

dez/17 dez/16 Var. % 4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %

Residencial 3.682.009 3.597.105 2,4 1.784 1.724 3,5 7.126 6.932 2,8

Industrial 76.328 82.021 (6,9) 756 1.149 (34,2) 3.254 5.753 (43,4)

Comercial 389.844 382.121 2,0 1.143 1.197 (4,5) 4.651 5.059 (8,1)

Rural 354.829 360.066 (1,5) 556 526 5,7 2.257 2.180 3,5

Outros 57.483 57.454 0,1 626 608 3,0 2.455 2.404 2,1

Mercado Cativo 4.560.493 4.478.767 1,8 4.865 5.204 (6,5) 19.743 22.328 (11,6)

No de consumidores Energia vendida (GWh)


38


Para mais detalhes acesse o Comunicado ao Mercado – RI 04/18 (link).

6.2 Mercado Fio (TUSD)

O mercado fio da Copel Distribuição, composto pelo mercado cativo, pelo suprimento a concessionárias e

permissionárias dentro do Estado do Paraná e pela totalidade dos consumidores livres existentes na sua área de

concessão, apresentou crescimento de 4,8% no consumo de energia no 4T17, conforme verificado na tabela

abaixo:


Mercado Cativo 4.560.493 4.478.767 1,8 4.865 5.204 (6,5) 19.743 22.328 (11,6)

Concessionárias e Permissionárias 6 6 - 160 141 13,3 599 665 (10,0)

Consumidores Livres ¹ 991 620 59,8 2.352 1.694 38,8 8.873 5.274 68,2

Mercado Fio 4.561.490 4.479.393 1,8 7.377 7.039 4,8 29.215 28.267 3,4

¹ Total de consumidores livres atendidos pela Copel GeT, Copel Comercialização e por outros fornecedores dentro da área de concessão da Copel Distribuição.

No de consumidores / Contratos Energia vendida (GWh)

O resultado observado é reflexo, principalmente, do incremento de 5,4% no consumo total da classe industrial

no 4T17, o qual é resultado da melhora na produção industrial no estado do Paraná, que encerrou 2017 com

um crescimento de 4,4% em comparação com 2016. Os setores que mais contribuíram para o aumento do

consumo de energia foram: fabricação de produtos alimentícios, fabricação de papel e celulose e fabricação

de produtos de madeira.

6.3 Fornecimento de Energia Elétrica

O fornecimento de energia elétrica da Copel, que representa o volume de energia vendido aos consumidores

finais e é composto pelas vendas no mercado cativo da Copel Distribuição e pelas vendas no mercado livre da

Copel Geração e Transmissão e da Copel Comercialização, registrou queda de 2,0% entre outubro e dezembro

de 2017.

A tabela a seguir apresenta o fornecimento de energia aberto por classe de consumo:

4T17 4T16 Var. % 2017 2016 Var. %

Residencial 1.784 1.724 3,5 7.126 6.932 2,8

Total 1.957 2.195 (10,9) 7.689 9.574 (19,7)

Cativo 756 1.149 (34,2) 3.254 5.753 (43,4)

Livre 1.201 1.046 14,8 4.435 3.821 16,1

Total 1.201 1.197 0,3 4.847 5.061 (4,2)

Cativo 1.143 1.197 (4,5) 4.651 5.059 (8,1)

Livre 58 - - 196 2 -

Rural 556 526 5,7 2.257 2.180 3,5

Outros 626 608 3,0 2.455 2.404 2,1

6.124 6.250 (2,0) 24.374 26.151 (6,8)

Energia vendida (GWh)Classe Mercado

Industrial

Comercial

Fornecimento de Energia

http://ri.copel.com/ptb/9708/596088.pdf


39


6.4 Total de Energia Vendida1

O total de energia vendida pela Copel, composto pelas vendas da Copel Distribuição, da Copel Geração e

Transmissão, dos Complexos Eólicos e da Copel Comercialização em todos os mercados, atingiu 11.309 GWh no

quarto trimestre de 2017, representando um crescimento de 2,7%.

A tabela a seguir apresenta as vendas totais de energia da Copel, segmentadas entre Copel Distribuição, Copel

Geração e Transmissão, Parques Eólicos e Copel Comercialização:


Copel DIS

Mercado Cativo 4.560.493 4.478.767 1,8 4.865 5.205 (6,5) 19.743 22.328 (11,6)

Concessionárias e Permissionárias 3 4 (25,0) 130 130 - 521 614 (15,1)

CCEE (MCP) - - - 27 1.359 (98,0) 1.530 3.611 (57,6)

Total Copel DIS 4.560.496 4.478.771 1,8 5.022 6.694 (25,0) 21.794 26.553 (17,9)

Copel GeT

CCEAR (Copel DIS) 1 1 - 24 42 (42,9) 87 158 (45,0)

CCEAR (outras concessionárias) 27 39 (30,8) 218 672 (67,6) 837 3.347 (75,0)

Consumidores Livres 52 40 30,0 1.001 1.046 (4,3) 3.861 3.823 1,0

Contratos Bilaterais ¹ 37 30 23,3 2.248 1.886 19,2 8.504 7.682 10,7

CCEE (MCP)² - - - 1.307 367 256,1 4.656 1.762 164,2

Total Copel GeT 117 110 6,4 4.798 4.013 19,6 17.945 16.772 7,0

Complexos Eólicos

CCEAR (outras concessionárias) 112 112 - 213 212 0,5 840 842 (0,2)

CER 3 3 - 90 90 - 357 358 (0,3)

Total Parques Eólicos 115 115 - 303 302 0,3 1.197 1.200 (0,2)

Copel Comercialização

Consumidores Livres 139 - - 258 - - 771 - -

Contratos Bilaterais 53 - - 920 - - 1.882 - -

CCEE (MCP)² - - - 8 - - 18 - -

Total Copel Comercialização 192 - - 1.186 - - 2.671 - -

Total Copel Consolidado 4.560.920 4.478.996 1,8 11.309 11.009 2,7 43.607 44.525 (2,1)

Nº de consumidores / contratos Energia vendida (GWh)

Obs.: Não cons idera a energia disponibi l i zada através do MRE (Mecanismo de Realocação de Energia).

¹ Inclui Contratos de Venda no Curto Prazo.

² Garantia Fís ica a locada no período, não cons idera o impacto do GSF.

CCEE: Câmara de Comercia l i zação de Energia Elétrica / CCEAR: Contratos de Comercia l i zação de Energia no Ambiente Regulado / MCP: Mercado de Curto Prazo / CER:

Contrato de Energia de Reserva.

Adicionalmente, em novembro de 2017 a UTE Araucária foi acionada pelo Operador Nacional do Sistema – ONS,

e gerou energia por duas semanas, totalizando 195,2 GWh, enquanto que em 2016 a usina não foi acionada.

1 Esse item apresenta saldo diferente do que foi publicado no Comunicado ao Mercado RI 04/18, por efeito das recontabilizações da CCEE relativas ao MCSD de Energia nova, as quais impactaram na linha MCP da Copel Dis em 2017.


40


6.5 Fluxos de Energia

Fluxo de Energia – Copel Dis GWh

Fluxo de Energia - Copel Dis 2017 2016 Var. %

Itaipu 5.934 5.958 (0,4)

CCEAR – Copel Geração e Transmissão 87 157 (44,6)

CCEAR – Outras 9.860 13.387 (26,3)

CCEE (MCP) 215 - -

Angra 1.023 1.026 (0,3)

CCGF 7.271 7.553 (3,7)

Proinfa 514 593 (13,3)

Elejor S.A 1.186 1.189 (0,3)

Disponibilidade 26.090 29.863 (12,6)

Mercado cativo 19.743 22.328 (11,6)

Concessionárias e Permissionárias 1 402 614 (34,5)

Suprimento concessionária CCEE2 142 - -

Cessões MCSD EN3 980 - -

CCEE (MCP) 1.530 3.611 (57,6)

Perdas e diferenças 3.293 3.310 (0,5)

Rede básica 455 484 (6,0)

Distribuição 2.505 2.510 (0,2)

Alocação de contratos no CG 333 316 5,4 1 Suprimento de energia a concessionárias e permissionárias com mercado próprio inferior a 500GWh/ano2 Suprimento de energia a distribuidora agente da CCEE, através de Contrato Bilateral Regulado - CBR3 Cessões MCSD EN - Cessões contratuais a outras distribudoras através do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova

Fluxo de Energia – Copel GeT

GWh

Fluxo de Energia - Copel GeT 2017 2016 Var. %

Geração Própria 19.867 25.850 (23,1)

MRE 1.272 - -

Dona Francisca e terceiros 1.055 141 648,2

Disponibilidade Total 22.194 25.991 (14,6)

Contratos Bilaterais 8.504 7.682 10,7

CCEAR – COPEL Distribuição 87 157 (44,6)

CCEAR – Outras 837 3.348 (75,0)

Consumidores Livres 3.861 3.823 1,0

CCEE (MCP) 4.656 1.762 164,2

MRE 3.754 8.575 (56,2)

Perdas e diferenças 495 644 (23,1)


41


Fluxo de Energia – Parques Eólicos

GWh

Fluxo de Energia - São Bento Energia 2017 2016 Var. %

Geração Própria 306 437 (30,0)

Disponibilidade Total 306 437 (30,0)

CCEAR – Outras 383 382 0,3

Perdas e diferenças (77) 55 -

GWh

Fluxo de Energia - Brisa Potiguar 2017 2016 Var. %

Geração Própria 718 781 (8,1)

Disponibilidade Total 718 781 (8,1)

CCEAR – Outras 457 459 (0,4)

CER 357 358 (0,3)

Perdas e diferenças (96) (36) 166,7

Fluxo de Energia – Copel Comercialização

GWh

Fluxo de Energia - Copel Com 2017 2016 Var. %

Outros 2.671 - -

Disponibilidade Total 2.671 - -

Consumidores Livres 771 - -

Contratos Bilaterais 1.882 - -

CCEE (MCP) 18 - -


42


Fluxo de Energia Consolidado (Jan a Dez 2017)

20.891 40,2% 38,0%

0,8%

0,3%

1,9%

8,9%

43,2%

31.088 59,8%

CCEAR: 9.947

Itaipu: 5.934

Dona Francisca: 1.055

CCEE (MCP): 215

Angra: 1.023

CCGF: 7.271

MRE: 1.272 7,0%

Elejor: 1.186

Proinfa: 514

Outros1: 2.671

CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.

CER: Contrato de Energia de Reserva.

CCEE (MCP): Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (Mercado de Curto Prazo).

MRE: Mecanismo de Realocação de Energia.

CG: Centro de Gravidade do Submercado (diferença entre a energia faturada e a recebida no CG).1Outros: Energia comprada pela Copel Comercialização.2 Suprimento de energia a concessionárias e permissionárias com mercado próprio inferior a 500GWh/ano3 Suprimento de energia a distribuidora agente da CCEE, através de Contrato Bilateral Regulado - CBR4 Cessões MCSD EN - Cessões contratuais a outras distribudoras através do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova

Não considera a energia produzida pela UTE Araucária vendida no mercado de curto prazo (MCP).

357

GWh

Consumidores Livres

CCEAR:

Contratos Bilaterais

Energia Suprida

22.465

10.386

1.764

Suprimento concessionária CCEE3

142

Cessões MCSD EN4

980

Geração Própria Mercado Cativo

19.743

Concessionárias2

402

Disponibilidade Total

4.632

Energia Comprada

51.979

Distribuição

CCEE (MCP):

MRE:

CER:

6.204

3.754

2.505

Alocação de contratos no CG: 333

Perdas e Diferenças

3.615

Rede Básica 777


43


6.6 Tarifas

Tarifas médias de Suprimento de Energia (CCEARs) – Copel Geração e Transmissão

Quantidade dez/17 set/17 dez/16 Var. % Var. %

MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Copel Geração e Transmissão 108 211,76 211,03 187,18 0,3 13,1

Leilão – CCEAR 2009 - 2016 - - - 178,38 - -

Leilão – CCEAR 2011 - 2040 (UHE Mauá) 100 210,36 209,78 203,71 0,3 3,3

Leilão – CCEAR 2013 - 2042 (Cavernoso II) 8 229,30 225,81 222,65 1,5 3,0

Leilão - CCEAR 2015 - 2044 (UHE Colíder) - 160,72 160,08 142,47 0,4 12,8

Copel Distribuição

Concessionárias no Estado do Paraná 59 239,43 236,16 215,32 1,4 11,2

Total / Tarifa Média Ponderada de Suprimento 167 221,54 220,37 192,05 0,5 15,4

Tarifas

R$ / MWh

Com PIS/COFINS. Líquida de ICMS.

Tarifas Médias de Compra de Energia – Copel Distribuição

Quantidade dez/17 set/17 dez/16 Var. % Var. %

MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Ita ipu 1 639,0 195,04 209,76 164,90 (7,0) 18,3

Lei lão 2010 - H30 71,9 201,94 218,27 209,98 (7,5) (3,8)

Lei lão 2010 - T15 2 54,0 157,61 273,39 143,08 (42,3) 10,2

Lei lão 2011 - H30 59,1 225,50 225,62 217,72 (0,1) 3,6

Lei lão 2011 - T15 2 54,2 200,84 356,45 180,47 (43,7) 11,3

Lei lão 2012 - T15 2 115,4 285,74 304,55 233,91 (6,2) 22,2

Lei lão CCEAR 2014 - 2019 ³ 109,0 144,49 365,41 139,64 (60,5) 3,5

Lei lão CCEAR 2014 - 2019 4 15,3 333,19 333,19 320,12 - 4,1

Lei lão 2014 - 36M - - - 176,64 - -

Lei lão 2016 - T20² 14,0 162,01 163,55 151,83 (0,9) 6,7

Angra 116,6 222,30 229,71 197,79 (3,2) 12,4

CCGF 5 811,2 69,04 64,39 66,57 7,2 3,7

Santo Antônio 103,6 139,84 139,84 134,99 - 3,6

Ji rau 37,0 123,00 123,00 118,73 - 3,6

Outros Lei lões 6 342,0 224,22 249,51 213,11 (10,1) 5,2

Bi latera is 135,4 240,53 240,53 232,69 - 3,4

Total / Tarifa Média de Compra 2.677,8 163,64 184,88 156,88 (11,5) 4,31 Transporte de Furnas não incluído.

³ Disponibilidade.4 Quantidade.

Com PIS e CONFINS

Tarifas*

2 Preço médio do leilão conforme pagamento bilateral aos vendedores. Não inclui efeitos de contratação contabilizados pela CCEE.

6 Preço médio ponderado dos produtos. Não inclui PROINFA.

R$ / MWh

5 Contrato de cotas de garantia física das UHEs que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos da Lei 12.783/13.


44


Tarifas Médias de Fornecimento de Energia Copel Distribuição

dez/17 set/17 dez/16 Var. % Var. %

(1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Industrial 406,04 408,44 373,80 (0,6) 8,6

Residencial 440,53 440,54 421,43 - 4,5

Comercial 436,37 440,25 408,16 (0,9) 6,9

Rural 297,60 298,48 284,51 (0,3) 4,6

Outros 324,42 324,98 308,18 (0,2) 5,3

Tarifa média de fornecimento 403,17 404,99 380,27 (0,4) 6,0

¹ Não considera as bandeiras tarifárias. Líquido de ICMS.

R$ / MWh

Tarifas¹

7. Mercado de Capitais

7.1 Capital Social

O capital social da Copel é de R$ 7.910,0 milhões, composto por ações sem valor nominal e o número atual de

acionistas é de 27.808. Em dezembro de 2017, o capital da Companhia estava assim representado:

Mil ações

Acionistas ON % PNA % PNB % TOTAL %

Estado do Paraná 85.029 58,6 - - - - 85.029 31,0

BNDESPAR 38.299 26,4 - - 27.282 21,3 65.581 24,0

Eletrobras 1.531 1,1 - - - - 1.531 0,6

Custódia da Bolsa 19.836 13,7 77 23,4 100.965 78,7 120.878 44,2

B3 18.692 12,9 77 23,4 68.879 53,7 87.648 32,0

NYSE 1.144 0,8 - - 31.958 24,9 33.102 12,1

LATIBEX - - - - 128 0,1 128 0,1

Outros 336 0,2 252 76,6 49 - 636 0,2

TOTAL 145.031 100,0 329 100,0 128.296 100,0 273.655 100,0

58,6%

26,4%

1,1%

13,7%

0,2%

ON

Estado do Paraná

BNDESPAR

Eletrobras

Custódia da Bolsa

Outros

21,2%

78,6%

0,2%

PN

BNDESPAR

Custódia da Bolsa

Outros

31,0%

24,0%

0,6%

44,2%

0,2%

Total

Estado do Paraná

BNDESPAR

Eletrobras

Custódia da Bolsa

Outros


45


7.2 Desempenho das Ações

Total Média diária Total Média diária

Negócios 55.357 225 932.069 3.789

Quantidade 16.576.500 67.384 192.357.800 781.942

Volume (R$ mil) 366.631 1.490 5.551.491 22.567

Presença nos Pregões 246 100% 246 100%

Quantidade 321.743 1.797 128.316.176 511.220

Volume (US$ mil) 2.110 12 1.118.770 4.457

Presença nos Pregões 179 71% 251 100%

Quantidade - - 1.515.580 12.736

Volume (Euro mil) - - 496 4

Presença nos Pregões - - 119 46%

LATIBEX

ON

(CPLE3 / ELPVY)

PNB

(CPLE6 / ELP / XCOP)

B3

NYSE

Desempenho das Ações (Jan -Dez/17)

De janeiro a dezembro de 2017, as ações ordinárias nominativas (ON - código CPLE3) e as ações preferenciais

nominativas classe B (PNB - código CPLE6) da COPEL estiveram presentes em 100% dos pregões da Bolsa de

Valores, Mercadoria e Futuros (B3).

As ações em circulação totalizaram 45,0% do capital da Companhia. Ao final de dezembro de 2017, o valor de

mercado da COPEL, considerando as cotações de todos os mercados, ficou em R$ 6.321,5 mil.

Dos 59 papéis que compõem a carteira teórica do Ibovespa, as ações PNB da COPEL participam com 0,204% e

com índice Beta de 1,251.

Já na carteira do IEE (Índice Setorial de Energia Elétrica), a Copel participa com 4,8%, enquanto no Índice de

Sustentabilidade Empresarial da B3 (ISE), a Copel PNB tem participação de 0,7%.

Na B3, as ações ON fecharam o período cotadas a R$ 21,40, com variação positiva de 12,2%, e as ações PNB

fecharam a R$ 24,95, com variação negativa de 8,8%. No mesmo período o Ibovespa teve variação positiva de

26,9%.

Na Bolsa de Valores de Nova Iorque (NYSE), as ações PNB são negociadas no “Nível 3” na forma de ADS’s, sob o

código ELP, as quais estiveram presentes em 100% dos pregões, fechando o período cotadas a US$ 7.63 com

variação negativa de 10,0%. Neste mesmo período o índice DOW JONES teve variação positiva de 25,1%.

No Latibex (Mercado de Valores Latino-Americano em Euros), vinculado à Bolsa de Valores de Madri, as ações

PNB da Companhia são negociadas sob o código XCOP, as quais estiveram presentes em 46% dos pregões,

fechando o período cotadas a € 6,29 com variação negativa de 22,2%. No mesmo período o índice Latibex All

Shares teve variação positiva de 9,0%.


46


A tabela a seguir sintetiza o comportamento das ações da Copel no ano de 2017.

31.12.2017 31.12.2016

CPLE3 R$ 21,40 R$ 19,08 12,2

CPLE6 R$ 24,95 R$ 27,36 (8,8)

Ibovespa 76.402 60.227 26,9

ELP US$ 7,63 US$ 8,48 (10,0)

Dow Jones 24.719 19.763 25,1

XCOP € 6,29 € 8,08 (22,2)

Latibex 1.974 1.812 9,0 LATIBEX

Preço / PontosVar. (%)Código / Índice

B3

NYSE

7.3 Dividendos e JCP

Na tabela a seguir estão discriminadas as distribuições de Dividendos e/ou JCP a partir de 2011:

ON PNA PNB

Total 2011 421.091 1,46833 2,52507 1,61546

JCP¹ 2011 11/08/11 15/09/11 225.814 0,78803 0,86706 0,86706

JCP 2011 26/04/12 29/05/12 195.277 0,68030 1,65801 0,74840

Total 2012 268.554 0,93527 2,52507 1,02889

JCP¹ 2012 19/12/12 15/01/13 138.072 0,47920 2,52507 0,52720

Dividendos 2012 25/04/13 23/05/13 130.482 0,45607 - 0,50169

Total 2013 560.537 1,95572 2,52507 2,15165

JCP¹ 2013 13/11/13 16/12/13 180.000 0,62819 0,69111 0,69111

Dividendos ¹ 2013 13/11/13 16/12/13 145.039 0,50617 0,55688 0,55688

Dividendos 2013 24/04/14 28/05/14 235.498 0,82136 1,27708 0,90366

Total 2014 622.523 2,17236 2,52507 2,39000

JCP¹ 2014 24/10/14 21/11/14 30.000 0,10469 0,11519 0,11519

Dividendos ¹ 2014 24/10/14 21/11/14 350.770 1,22416 1,34678 1,34678

Dividendos 2014 23/04/15 22/06/15 241.753 0,84351 1,06310 0,92803

Total 2015 326.795 1,13716 2,52507 1,25473

JCP 2015 28/04/16 15/06/16 198.000 0,68748 2,10511 0,76022

Dividendos 2015 28/04/16 15/06/16 128.795 0,44968 0,41996 0,49451

Total 2016 506.213 1,76466 2,89050 1,94342

JCP 2016 28/04/17 30/06/17 282.947 0,98539 2,89050 1,08410

Dividendos 2016 28/04/17 28/12/17 223.266 0,77927 - 0,85932

Total 2017 266.000 0,92624 2,89050 1,01887

JCP¹ 2017 13/12/17 a definir 266.000 0,92624 2,89050 1,01887

¹ Antecipação

R$ por AçãoTipo de Provento Exercício Aprovado Pagamento Valor Bruto R$ Mil


47


8. Performance Operacional

8.1 Geração de Energia

Ativos em Operação

Copel Geração e Transmissão

A seguir são apresentadas as principais informações do parque gerador da Copel GeT e a energia produzida no

ano de 2017.

UsinasCapacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MW médio)

Geração

(GWh)

Vencimento da

Concessão

Hidrelétricas 4.541,9 1.976,1 19.792,9

UHE Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 1.676,0 576,0 4.788,3 17.09.2023

UHE Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) 1.260,0 603,0 6.373,8 15.11.2029

UHE Gov. José Richa (Salto Caxias) 1.240,0 605,0 6.632,2 04.05.2030

UHE Gov. Parigot de Souza (1) 78,0 32,7 379,0 05.01.2046

UHE Mauá (2) 185,2 100,8 1.112,7 02.07.2042

UHE Guaricana 36,0 16,1 150,2 16.08.2026

PCH Cavernoso II 19,0 10,6 69,7 27.02.2046

UHE Chaminé 18,0 11,6 114,5 16.08.2026

UHE Apucaraninha 10,0 6,7 64,0 12.10.2025

UHE Derivação do Rio Jordão 6,5 5,9 50,6 15.11.2029

UHE Marumbi 4,8 2,4 19,0 (3)

UHE São Jorge 2,3 1,5 14,6 03.12.2024

UHE Chopim I 2,0 1,5 10,4 (4)

UHE Cavernoso 1,3 1,0 2,6 07.01.2031

PCH Melissa 1,0 0,6 5,6 (4)

PCH Salto do Vau 0,9 0,6 4,8 (4)

PCH Pitangui 0,9 0,1 0,8 (4)

Termelétrica 20,0 10,3 70,3

UTE Figueira 20,0 10,3 70,3 26.03.2019

Eólica 2,5 0,5 3,7

UEE Eólica de Palmas (5) 2,5 0,5 3,7 28.09.2029

TOTAL 4.564,4 1.986,9 19.866,9

Observações :

(1) Us ina Gov. Parigot de Souza: 30% da energia gerada em 2017 destinada a Copel GeT e 70% ao regime de cotas .

(2) Corresponde à parcela da Copel (51% do empreendimento de 363 MW).

(3) Em homologação na ANEEL.

(4) Us inas dispensadas de concessão, possuem apenas regis tro na ANEEL.

(5) Garantia Fís ica cons iderada a geração média da eól ica .

A Copel GeT protocolou, em 24 de março de 2017, junto à Aneel, sua intenção em prorrogar a outorga da

concessão de geração da UTE Figueira, ressaltando, porém, que firmará os necessários contratos e/ou aditivos,


48


somente após conhecer e aceitar os termos contratuais e as regras que orientarão todo processo relacionado à

prorrogação da outorga.

Adicionalmente, a Copel GeT realiza a operação de uma usina sob o regime de cotas, conforme demonstrado a

seguir:

Usinas - Regime de CotasCapacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MW médio)

RAG² (jul.17 - jun.18)

(R$ milhões)

Bonificação de Outorga

(R$ milhões)

Vencimento da

Concessão

UHE Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS)¹ 182,0 76,3 114,1 574,8 05.01.2046

TOTAL 182,0 76,3 114,1 574,8

(1) Proporcional a energia alocada no regime de cotas de garantia física (70% da energia da usina). Para essa parcela de energia, a Copel GeT não arcará com os riscos hidrológicos nem com

os resultados financeiros do MRE associados à usina.(2) Atualizada pela Resolução Homologatória nº 2.265, de 4 de julho 2017, da Aneel.

A Copel foi designada como o operador provisório da usina Rio dos Patos (1,7 MW de capacidade instalada e

garantia física de 1MW médio) após o termo final da concessão, e aguarda a decisão da MME sobre a

recomendação da ANEEL para a extinção da usina sem a reversão dos bens para o poder concedente. Contudo,

sua operação foi suspensa em setembro de 2014, em virtude de danos causados pelas inundações em julho

daquele ano.

Diante deste cenário, no aguardo da confirmação pelo MME, a Copel está efetuando as análises pertinentes

quanto ao melhor aproveitamento a ser dado para os ativos desta usina, bem como quanto às ações necessárias

em caso de reversão dos bens para a Copel.

Complexos Eólicos

A Copel possui 11 parques eólicos em operação comercial, que geraram 1.024,6 GWh no ano de 2017, conforme

apresentado na tabela a seguir:

Complexo Eólico Leilão ¹Capacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MWméd)

Geração

(GWh)Preço ²

Vencimento da

Autorização

São Bento Energia, Invest. e Part. S.A. 94,0 46,3 306,1 213,79

GE Boa Vista S.A. 14,0 6,3 41,2 219,31 27.04.2046

GE Olho D’Água S.A. 30,0 15,3 103,9 212,92 31.05.2046

GE São Bento do Norte S.A. 30,0 14,6 96,8 212,92 18.05.2046

GE Farol S.A. 20,0 10,1 64,3 212,92 19.04.2046

Copel Brisa Potiguar S.A. 183,6 98,4 718,5 188,60

Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A. 27,0 14,2 106,7 215,20 24.04.2046

Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A. 27,0 14,3 104,5 215,20 30.05.2046

Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A. 27,0 14,5 111,1 215,20 30.05.2046

Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A. 27,0 14,7 106,3 215,20 26.04.2046

Santa Maria Energias Renováveis S.A. 29,7 15,7 102,8 151,16 07.05.2047

Santa Helena Energias Renováveis S.A. 29,7 16,0 111,1 151,16 08.04.2047

Ventos de Santo Uriel S.A. 16,2 9,0 76,0 149,99 08.04.2047

Total 277,6 144,7 1.024,6 196,66

¹LFA - Leilão de Fontes Alternativas/ LER - Leilão de Energia de Reserva.

² Preço atualizado até março/2018. Fonte: CCEE.

2º LFA

(26/08/2010)

4º LER

(18/08/2011)

2º LFA

(26/08/2010)


49


Participação em Empreendimentos de Geração

A Copel tem participação em sete empreendimentos de geração de energia elétrica em fase operacional com

capacidade instalada total de 884,7 MW, sendo 599,0 MW ajustados à participação da Copel, conforme

demonstrado a seguir:

EmpreendimentoCapacidade

Instalada

(MW)

Garantia Física

(MW médio)Sócios PPA assinado com

Vencimento da

Concessão

UTE Araucária

(UEG Araucária)484,1 390,3

COPEL - 20%

COPEL GeT - 60%

Petrobras - 20%

¹ 22.12.2029

UHE Santa Clara

(Elejor)120,2 69,2

COPEL - 70%

Paineira Participações - 30%

COPEL Dis

Consumidores

Livres

28.05.2037

PCH Santa Clara I

(Elejor)3,6 2,8

COPEL - 70%


Consumidores

Livres18.12.2032

UHE Fundão

(Elejor)120,2 63,8

COPEL - 70%


COPEL Dis

Consumidores

Livres

28.05.2037

PCH Fundão I

(Elejor)2,5 2,1

COPEL - 70%


Consumidores

Livres18.12.2032

UHE Dona Francisca

(DFESA)125,0 75,9

COPEL GeT - 23,03%

Gerdau - 51,82%

Celesc - 23,03%

Desenvix - 2,12%

COPEL

Gerdau

Celesc

Desenvix

27.08.2033

PCH Arturo Andreoli

(Foz do Chopim)²29,1 20,4

COPEL - 35,77%

Silea Participações - 64,23%

Consumidores

livres23.04.2030

¹ A partir de 1º de fevereiro de 2014 a operação da Usina voltou a ser de responsabilidade da UEGA. A UTE Araucária não possui contrato de disponibilidade e

opera sob a modalidade “merchant”.

² Em fevereiro de 2018, a coligada Foz do Chopim foi transferida da Copel para a Copel GeT.

Participação em Parques Eólicos

A Copel possui 49% de participação no Complexo Eólico Voltalia São Miguel do Gostoso I, localizado no Estado

do Rio Grande do Norte. A energia foi comercializada no 4º Leilão de Energia de Reserva em contratos de 20

anos com início de suprimento em julho de 2015, conforme tabela a seguir.

EmpreendimentoCapacidade Instalada¹

(MW)

Garantia Física

(MWméd)Preço²

Início de

Suprimento

Participação

(%)

Localização do

Parque

Vencimento da

Autorização

Voltalia - São Miguel do Gostoso I Participações S.A.

Carnaúbas 27,0 13,1 08.04.2047

Reduto 27,0 14,4 15.04.2047

Santo Cristo 27,0 15,3 17.04.2047

São João 27,0 14,3 25.03.2047

Total 108,0 57,1 146,62

² Preço atualizado até março/2018.

jul/15146,62 São Miguel do

Gostoso (RN)

49% COPEL

51% Voltalia

¹ A capacidade instalada prevista no Leilão foi alterada de acordo com as características dos equipamentos da Acciona Windpower, respeitando o volume de energia vendido.


50


Em 17 de junho de 2017, os quatro parques eólicos que compõem o complexo foram conectados ao Sistema

Interligado Nacional (SIN). O complexo estava apto a operar desde junho de 2015, época em que a construção

do complexo foi finalizada. Deste então, o complexo recebia a receita total de remuneração, conforme previsto

pelo leilão público realizado em 2011.

Ativos em Construção


A Copel GeT está construindo duas usinas hidrelétricas que irão adicionar um total de 405 MW em capacidade

instalada ao seu parque gerador.

UsinasContrato de

Concessão

Capacidade Instalada

(MW)

Garantia Física

(MW médio)

Energia Vendida no ACR

(MW médio)

Início de

SuprimentoPreço1

(R$/MWh)

CAPEX²

(R$ milhões)

Vencimento da

Concessão

UHE Colíder100% Copel GeT

01/2011

de 17.01.2011300 178,1 125,0 01.01.2015 164,40 2.364,0 16.01.2046

UHE Baixo Iguaçu30% Copel GeT

70% Geração Céu Azul S.A

02/2012

de 20.08.2012350 171,3 121,0 12/11/2018³ 171,10 703,8 30.10.2049

Total³ 650 349,4

¹ Atualizado pelo IPCA até março/2018. Fonte CCEE.

² Proporcional à participação da Copel no empreendimento (considera capital próprio e capital de terceiros).

³ Conforme 2º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, que considera o excludente de responsabilidade de 756 dias e o Despacho Aneel Nº 3770 de 7 de novembro de 2017, que reconheceu um adicional de

excludente de responsabilidade de 46 dias.

Usina Hidrelétrica Colíder

Em 30 de julho de 2010, por meio do Leilão de Energia Nova nº 003/2010 Aneel, a Copel GeT conquistou a

concessão para exploração da UHE Colíder, com prazo de 35 anos, a partir de 17 de janeiro de 2011, data da

assinatura do Contrato de Concessão nº 001/11-MME-UHE Colíder.

O empreendimento está inserido no Programa de Aceleração do Crescimento - PAC, do Governo Federal, e será

constituído por uma casa de força principal de 300 MW de potência instalada, suficientes para atender cerca de

1 milhão de habitantes, a partir do aproveitamento energético inventariado no rio Teles Pires, na divisa dos

municípios de Nova Canaã do Norte e Itaúba, na região Norte do Estado de Mato Grosso.

O BNDES aprovou o enquadramento do projeto da UHE Colíder para apoio financeiro no montante total de R$

1.041,2 milhões (NE nº 23). Os montantes liberados até 31 de dezembro de 2017 totalizam R$ 975,1 milhões.

Devido a questões de caso fortuito ou de força maior e atos do poder público, tais como incêndio no canteiro de

obras, dificuldades relacionadas ao licenciamento ambiental, atraso de fornecedores no cumprimento do

cronograma de entrega de equipamentos, dos serviços de montagem eletromecânica e da construção da linha

de transmissão associada à usina, o empreendimento sofreu impactos no seu cronograma, de modo que a

geração comercial da usina foi postergada, sendo que a primeira unidade geradora está prevista para maio de

2018, enquanto que a terceira (e última) unidade geradora está prevista para entrar em operação em novembro

de 2018. Em decorrência desses eventos, consta registrado para este empreendimento um saldo de perdas


51


estimadas por redução ao valor recuperável do ativo, no montante de R$ 683,0 milhões em 31 de dezembro de

2017 (R$ 595,5 milhões em 31 de dezembro 2016).

A energia da UHE Colíder foi comercializada em leilão da Aneel, à tarifa final de R$ 103,40/MWh, na data base

de 1º de julho de 2010, atualizada pela variação do IPCA para R$163,41 em 31 de dezembro de 2017. Foram

negociados 125 MW médios, com fornecimento a partir de janeiro de 2015, por 30 anos. A Copel GeT

protocolou junto à Aneel um pedido de excludente de responsabilidade para que a obrigatoriedade do

fornecimento da energia vendida seja postergado. Em primeiro julgamento, o pedido não foi aceito, no entanto,

exercendo seu direito ao contraditório, a Copel GeT solicitou tempestivamente reconsideração da decisão, a

qual também foi negada em 14 de março de 2017. Não concordando com a decisão, a Copel GeT tornou a

solicitar a reconsideração, a qual foi definitivamente negada em 04 de julho de 2017. A Copel GeT protocolou

em 18 de dezembro de 2017 ação ordinária junto ao Poder Judiciário solicitando a reversão da decisão da

agência.

A Companhia vem cumprindo seus compromissos de suprimento de energia da seguinte forma:

• de janeiro de 2015 a maio de 2016: com sobras de energia descontratada em suas demais usinas;

• de junho de 2016 a dezembro de 2017: redução parcial no mês de junho de 2016 através de Acordo

Bilateral e no período de julho de 2016 a dezembro de 2017 redução da totalidade dos CCEARs -

Contrato de Comercialização de Energia no Ambiento Regulado, através de Acordo Bilateral e

participação no Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD de Energia Nova.

A garantia física de 177,9 MW médios da planta, estabelecida pela Portaria MME nº 258, em 21 de dezembro de

2016, foi aumentada para 178,1 MW médio, de acordo com a Portaria MME nº 213/SPE, de 14 de julho de

2017.

Em 31 de dezembro de 2017, os gastos realizados na UHE Colíder apresentavam o saldo de R$ 2.197,6 milhões.

Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu

A Copel detém 30% de participação no Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu – CEBI. O consórcio tem o

objetivo de construir e explorar o empreendimento denominado Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu, com potência

instalada de 350,2 MW e garantia física de 171,3 MW médios, está 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 investimento total estimado de R$ 2,3 bilhões, a entrada em operação da

primeira unidade da usina está prevista para novembro de 2018. Os trabalhos no canteiro de obras foram

iniciados em julho de 2013, com a escavação do circuito de geração, a terraplanagem do canteiro e a construção

das áreas de alojamento.

O início da geração comercial da unidade 1 está atualmente previsto para final de novembro de 2018, e das

unidades 2 e 3, para dezembro de 2018 e janeiro de 2019, respectivamente. O cronograma original sofreu


52


alterações em função da suspensão da Licença de Instalação, conforme a decisão do Tribunal Regional Federal

da 4ª Região (TRF-RS), ocorrida em 16 de junho de 2014, que paralisou as obras a partir de julho daquele ano.

Em março de 2015 foi publicada decisão autorizando a retomada das obras. No entanto, o Instituto Chico

Mendes de Conservação da Biodiversidade - ICMBio impôs condicionantes adicionais ao licenciamento

ambiental que impediam a retomada imediata da obra. O CEBI encaminhou ao Instituto Ambiental do Paraná -

IAP todas as informações necessárias para o atendimento de tais condicionantes e, em agosto de 2015, a licença

foi emitida. Após as providências discutidas e acordadas junto ao Consórcio Construtor, em 1º de fevereiro de

2016 a obra reiniciou sua plena retomada.

Em agosto de 2016, a ANEEL publicou o 2º Termo Aditivo do Contrato de Concessão que teve por objetivo

formalizar a redefinição do cronograma da UHE Baixo Iguaçu bem como de sua data final de encerramento,

reconhecendo a favor do CEBI excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação do empreendimento

de um período correspondente a 756 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.

Em 07 de novembro de 2017 a Aneel reconheceu um adicional de 46 dias de excludente de responsabilidade

pelo atraso na implantação da UHE Baixo Iguaçu, afastando a aplicação de quaisquer penalidades e obrigações

contratuais, comerciais ou regulatórias advindas do atraso. Com isso, o empreendimento, que já contava com

um excludente de responsabilidade de 746 dias, passa a ter o vencimento da sua concessão em 30 de outubro

de 2049 e o início de suprimento dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica em 12 de novembro de

2018.

No canteiro de obras, os trabalhos seguem dentro do cronograma estabelecido quando da retomada. As

atividades na montagem da casa de força e do vertedouro estão em pleno andamento, assim como os

programas socioambientais.

Complexos Eólicos

A Copel está ampliando sua matriz de geração de energia com fontes renováveis através da construção de

Complexos Eólicos no Rio Grande do Norte, formado por 13 empreendimentos, que totalizam 312,9 MW de

capacidade instalada estimada, conforme tabela a seguir:


53


Leilão ¹

Capacidade

Instalada

(MW) 2

Garantia

Física

(MWméd)

Preço ³Início de

Suprimento

CAPEX

(R$ milhões)

Valor do

Prêmio

(R$ milhões)

Localização

do Parque

Vencimento

da

Autorização

Complexo Eólico Cutia 180,6 71,4 177,72

UEE Cutia S.A. 23,1 9,6 177,72 Pedra Grande 04.01.2042

UEE Guajiru S.A. 21,0 8,3 177,72 Pedra Grande 04.01.2042

UEE Esperança do Nordeste S.A. 27,3 9,1 177,72 São Bento do Norte 10.05.2050

UEE Jangada S.A. 27,3 10,3 177,72 São Bento do Norte 04.01.2042

UEE Maria Helena S.A. 27,3 12,0 177,72 São Bento do Norte 04.01.2042

UEE Paraíso dos Ventos do Nordeste S.A. 27,3 10,6 177,72 São Bento do Norte 10.05.2050

UEE Potiguar S.A. 27,3 11,5 177,72 São Bento do Norte 10.05.2050

Complexo Eólico Bento Miguel 132,3 58,1 168,18

CGE São Bento do Norte I S.A. 23,1 10,1 168,18 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Bento do Norte II S.A. 23,1 10,8 168,18 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Bento do Norte III S.A. 23,1 9,6 168,18 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Miguel I S.A. 21,0 9,3 168,18 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Miguel II S.A. 21,0 9,1 168,18 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Miguel III S.A. 21,0 9,2 168,18 São Bento do Norte 03.08.2050

Total 312,9 129,5 173,44 2.008,4 23,6

¹ Tipos de Leilões: LER - Leilão de Energia de Reserva / LEN - Leilão de Energia Nova.

² A capacidade instalada dos novos projetos poderá ser otimizada em relação à cadastrada nos leilões.

³ Preço atualizado até março/2018.

6º LER

(31/10/2014)9,4

20ª LEN

(28/11/2014)14,2

1.161,9

846,5

jul/18

jan/19

O empreendimento eólico da Copel denominado Cutia, está dividido em dois grandes complexos:

• Complexo Cutia: composto por sete parques eólicos (Guajiru, Jangada, Potiguar, Cutia, Maria Helena,

Esperança do Nordeste e Paraíso dos Ventos do Nordeste) com 180,6 MW de capacidade total

instalada, 71,4 MW médios de garantia física, todos localizados no Estado do Rio Grande do Norte. A

energia que será gerada pelos parques foi comercializada no 6º Leilão de Reserva que ocorreu em

31.10.2014, ao preço médio histórico de R$ 144,00/MWh. A entrada em operação comercial desses

parques está prevista para julho de 2018; e

• Complexo Bento Miguel: composto por seis parques eólicos (São Bento do Norte I, São Bento do Norte

II, São Bento do Norte III, São Miguel I, São Miguel II e São Miguel III) com 132,3 MW de capacidade

total instalada, 54,8 MW médios de garantia física, todos localizados no Estado do Rio Grande do Norte.

A energia que será gerada pelos parques eólicos foi comercializada no 20º Leilão de Energia Nova que

ocorreu em 28 de novembro de 2014, ao preço médio histórico de R$ 136,97/MWh. A previsão inicial

para entrada em operação comercial desses parques é janeiro de 2019.

Destaca-se, a seguir, os marcos relevantes da execução das obras desde janeiro de 2016 até dezembro de 2017.

Em janeiro de 2016 foram obtidas as licenças ambientais, iniciadas as execuções de vias de acesso, bases e

plataforma de montagem do conjunto gerador. Em abril de 2016 iniciou-se a construção da Subestação Cutia,

com potência instalada de três transformadores de 120 MVA e 26 circuitos de 34,0 KV, sendo dois circuitos para

cada parque eólico. Em outubro de 2016, com o estágio avançado dos serviços civis em alguns parques,

começaram a ser entregues os primeiros conjuntos geradores, bem como entrou em operação o Centro

Produtivo de Torres, estrutura na qual serão confeccionados elementos pré-moldados que constituirão as torres

de sustentação dos aerogeradores. Em janeiro de 2017 iniciou-se o processo de montagem das torres dos

aerogeradores.


54


Em decorrência da revisão do valor recuperável desses empreendimentos, consta registrado um saldo de perdas

estimadas por redução ao valor recuperável do ativo, no montante de R$ 322,7 milhões em 31 de dezembro de

2017 (R$ 314,5 milhões em 31 de dezembro de 2016).

8.2 Transmissão de Energia

Ativos em operação

A tabela a seguir apresenta os contratos de concessão de transmissão e o dimensionamento do parque de

subestações e linhas de transmissão em operação:

LT

Extensão (km) Quantidade MVA

Copel GeT 060/20012 Diversos 2.024 32 12.202 473,9 31.12.2042

Copel GeT 075/20013 LT Bateias - Jaguariaiva 137 - - 18,3 16.08.2031

Copel GeT 006/2008 LT Bateias - Pilarzinho 32 - - 1,0 16.03.2038

Copel GeT 027/2009 LT Foz - Cascavel Oeste 116 - - 10,9 18.11.2039

Copel GeT 015/2010 SE Cerquilho III - 1 300 4,5 05.10.2040

Copel GeT 022/2012LT Foz do Chopim - Salto Osório

LT Londrina - Figueira102 - - 5,5 26.08.2042

Copel GeT 002/2013 LT Assis — Paraguaçu Paulista II 83 1 200 7,6 24.02.2043

Copel GeT 005/2014 LT Bateias - Curitiba Norte 31 1 300 8,3 28.01.2044

Copel GeT 021/2014 LT Foz do Chopim - Realeza 52 1 150 7,2 04.09.2044

Copel GeT 022/2014 LT Assis – Londrina 122 - - 18,9 04.09.2044

Subtotal Copel GeT 4 2.699 36 13.152 556,1

Costa Oeste Copel Get - 51%

Eletrosul - 49%

001/2012

LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste

LT Cascavel Norte - Umuarama Sul

SE Umuarama Sul

152 1 300 5,5 11.01.2042

Transm. Sul BrasileiraCopel GeT - 20%

Eletrosul - 80%

004/2012 LT Nova Sta Rita - Camaquã 785 1 300 11,5 09.05.2042

Caiuá TransmissoraCopel GeT - 49%

Elecnor - 51%

007/2012

LT Guaíra - Umuarama Sul

LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste

SE Santa Quitéria / SE Cascavel Norte

136 2 700 9,5 09.05.2042

Integração MaranhenseCopel GeT - 49%

Elecnor - 51%

011/2012 LT Açailandia - Miranda II 365 - - 15,2 09.05.2042

MarumbiCopel GeT - 80%

Eletrosul - 20%

008/2012 LT Curitiba - Curitiba Leste 29 1 300 13,5 09.05.2042

Matrinchã Copel GeT - 49%

State Grid - 51%

012/2012 LT Paranaíta - Ribeirãozinho 1.005 3 - 92,8 09.05.2042

GuaraciabaCopel GeT - 49%

State Grid - 51%

013/2012 LT Ribeirãozinho - Marimbondo 600 1 - 48,7 09.05.2042

ParanaíbaCopel GeT - 24,5%

Furnas - 24,5%

State Grid - 51%

007/2012 LT Barreiras II - Pirapora II 953 - - 30,1 01.05.2043

CantareiraCopel GeT - 49%

Elecnor - 51%

19/2014 LT Estreito - Fernão Dias 342 - - 47,6 04.09.2044

Subtotal SPEs 5 4.367 9 1.600 274,4

Total 7.066 45 14.752 830,5

1 Proporcional à participação da Copel no empreendimento. Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel 2.258/2017 de 27.06.2017 2 Contrato renovado conforme Lei 12.783/13.3 A partir de 31.10.2018 a RAP sofrerá redução de 50%.4 Resultado Consolidado.5 Resultado por Equivalência Patrimonial.

Vencimento da

Concessão

RAP ¹ com redução de PA

(R$ milhões)Subsidiária / SPE

Contrato de

ConcessãoEmpreendimento

SE


55


Ativos em construção

A Copel GeT está ampliando significativamente a sua participação no segmento de transmissão por meio de

investimentos próprios e parcerias em SPEs. Em conjunto, os empreendimentos equivalem a um total de 1.471

km de linhas de transmissão e 4 subestações que irão proporcionar uma RAP atualizada de R$ 251,3 milhões

referentes à participação da Copel GeT nos empreendimentos. A seguir estão descritas as principais obras de

transmissão em andamento.

Subsidiária / SPE LeilãoAssinatura do

ContratoEmpreendimento Local km SE

RAP¹

(R$ milhões)

CAPEX²

(R$ milhões)

Entrada em

operação

estimada

Próxima RevisãoVencimento da

Concessão

Copel GeT 001/10 out/10 LT Araraquara II — Taubaté SP 334 - 29,0 434,3 abr/18 2021 05.10.2040

LT Curitiba Leste - Blumenau mar/21

LT Baixo Iguaçu - Realeza set/19

Subtotal Copel GeT 523 3 137,6 995,1

Mata de Santa GenebraCopel GeT - 50,1%

Furnas - 49,9%

007/13 mai/14 LT Araraquara II - Bateias SP / PR 885 1 113,9 823,1 nov/18 2019 13.05.2044

Subtotal SPEs 885 1 113,8 823,1

Total 1.408 4 251,3 1.818,3

2021560,9PR / SC 108,6189005/15 abr/16Copel GeT 3 06.04.2046

¹ Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel 2.258/2017 de 27.06.2017 / Valor referente à participação da Copel no empreendimento.

² Valor referente à participação da Copel no empreendimento (considera capital próprio e capital de terceiros).

8.3 Distribuição

Contrato de concessão

Em dezembro de 2015, a Companhia assinou o quinto termo aditivo ao Contrato de Concessão de Serviço

Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 46/1999 da Copel Distribuição S.A., o qual prorroga a concessão

até 07 de julho de 2045.

O contrato de concessão impõe condicionantes de eficiência econômico-financeira e de qualidade, sendo que o

descumprimento das condições por dois anos consecutivos ou de quaisquer dos limites ao final do período dos

primeiros cinco anos acarretará na extinção da concessão. A partir do sexto ano subsequente à celebração do

contrato, o descumprimento dos critérios de qualidade por três anos consecutivos ou de gestão econômico-

financeira por dois anos consecutivos implicará na abertura do processo de caducidade.

A tabela a seguir apresenta as metas definidas para a Copel Distribuição nos primeiros 5 anos da renovação:

DECi² FECi² DECi² FECi

²

2016 13,61 9,24 10,80 7,14

2017 LAJIDA4 ≥ 0 12,54 8,74 10,41 6,79

2018 LAJIDA4 (-) QRR³ ≥ 0 11,23 8,24 - -

2019 {Dívida Líquida / [LAJIDA4 (-) QRR³]} ≤ 1 / (0,8 * SELIC5) 10,12 7,74 - -

2020 {Dívida Líquida / [LAJIDA4 (-) QRR³]} ≤ 1 / (1,11 * SELIC5) 9,83 7,24 - -

Qualidade (Limite estabelecido)¹Ano

1 Conforme NT 0335/2015 ANEEL

5 Selic: limitada a 12,87% a.a.

Gestão Econômico-Financeira

4 LAJIDA ajustado por efeitos de beneficio pós-emprego, provisões e PDV.

Qualidade Realizado

² DECi - Duração Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade Consumidora; e FECi - Frequência Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade Consumidora.

³ QRR: Quota de Reintegração Regulatória ou Despesa de Depreciação Regulatória. Será o valor definido na última Revisão Tarifária Periódica - RTP, acrescido do IGP-M entre o mês anterior ao da RTP e o

mês anterior ao do período de 12 (doze) meses da aferição de sustentabilidade econômico-financeira. Em junho/2016 o valor definido foi R$ 333,8 milhões.


56


Dados Operacionais

No negócio distribuição, a Copel atende mais de 4,5 milhões de consumidores de energia em 1.113 localidades,

pertencentes a 394 municípios do Paraná e 1 em Santa Catarina. A Copel Distribuição opera e mantém as

instalações nos níveis de tensão 13,8 kV, 34,5 kV, 69 kV e 138 kV.

Tensão Km de linhas Quantidade de Subestações MVA

13,8 kV 105.511 - -

34,5 kV 84.639 225 1.538

69 kV 866 35 2.406

88 kV ¹ - - 5

138 kV 5.935 109 7.286

Total 196.951 369 11.235

¹ Não automatizada.

A Copel Dis migrou de sistema de cadastro de redes e o dado antes apurado com tensão de isolamento para 230 kV hoje reflete a tensão de operação,

motivo pelo qual as linhas em 230 kV foram zerados

Redes Compactas

A Copel Distribuição vem implantando redes compactas em áreas urbanas com elevado grau de arborização nas

proximidades das redes de distribuição. Essa tecnologia evita cortes e podas de árvores e melhora a qualidade

do fornecimento, pois reduz o número de desligamentos. Ao final de dezembro de 2017, a extensão das redes

de distribuição compactas instaladas era de 9.616 km.

Redes Secundárias Isoladas

A Copel Distribuição também está investindo em redes secundárias isoladas em baixa tensão (127/220V), as

quais apresentam vantagens significativas em relação à rede aérea convencional, tais como: melhorar os

indicadores DEC e FEC, dificultar o roubo de energia, melhorar as condições do meio ambiente, reduzir a área de

podas, aumentar a segurança, reduzir a queda de tensão ao longo da rede e aumentar a vida útil dos

transformadores pela redução do número de curtos-circuitos na rede, entre outras. Ao final de dezembro de

2017, a extensão das redes de distribuição secundária isolada instalada era de 17.384 km.

Qualidade de Fornecimento

Os dois principais indicadores da qualidade do fornecimento de energia elétrica são o DEC e o FEC. O

desempenho desses indicadores e o tempo total de atendimento é mostrado no gráfico a seguir:


57


11,62

14,01 13,67

10,82 10,46

8,06

9,088,33

7,236,83

12,8512,22 11,78

13,6112,54

10,7010,00

9,339,24

8,74

2013 2014 2015 2016 2017

DEC Apurado FEC Apurado Limite Anual Aneel DEC Limite Anual Aneel FEC

8.4 Telecomunicações

A Copel Telecomunicações possui um backbone óptico composto por uma rede de transmissão de altíssima

capacidade e uma rede de acesso óptico de atendimento aos clientes. A rede de acesso pode ser multiponto

(GPON) ou ponto a ponto, conectando assim os clientes à rede de transmissão da Copel Telecom e provendo os

serviços contratados.

Em dezembro de 2017, a rede de cabos de backbone era de 10.152 km e de cabos de acesso 21.206 km.

Atualmente são atendidos os 399 municípios do estado do Paraná e mais 2 em Santa Catarina.

Rede de Fibra Óptica - Copel Telecomunicações

Mapa do Estado do Paraná


58


8.5 Participações

Outros Setores

A Copel tem participação em empresas de gás, telecomunicações e serviços, conforme apresentado na tabela a

seguir:

Empreendimento Setor Sócios

Dominó Holdings Ltda¹ Participação em sociedadeCOPEL - 49,0%

Andrade Gutierrez - 51,0%

Companhia Paranaense de Gás - Compagas Gás

COPEL - 51,0%

Mitsui Gás - 24,5%

Gaspetro - 24,5%

Paraná Gás Exploração

e Produção S.A²Petróleo e gás natural

COPEL - 30,0%

Petra Energia - 30,0%

Bayar Participações -30,0%

Tucumann Engenharia - 10,0%

Sercomtel S.A. Telecom Telecomunicação

COPEL - 45,0%

Município de Londrina - 44,4%

Banco Itauleasing S.A. - 7,1%

Outros - 3,5%

Carbocampel S.A. Exploração de CarvãoCOPEL - 49,0%

Carbonífera Cambuí - 51,0%

Copel Amec Ltda

Em LiquidaçãoServiços

COPEL - 48,0%

Amec - 47,5%

Lactec - 4,5%

² Mais informações no item 8.6

1 Em novembro de 2017 ocorreu a tranformação de Sociedade Anônima para Sociedade Limitada e a alteração do investimento de empreendimento controlado em conjunto para

coligada.

Em 17 de novembro de 2017, a Copel solicitou a conversão de ações e a adesão ao Programa Units da Sanepar,

as quais ocorreram em 21 de novembro de 2017. O Certificado de Depósito de Ações - Units de propriedade da

Copel e da Copel Energia são representadas por uma ação ordinária e quatro ações preferenciais de emissão da

Sanepar.

A Copel, detentora de 36.343.267 ações preferenciais de emissão da Sanepar, solicitou a conversão de

7.268.655 em ações ordinárias e a formação de 7.268.653 Units e a Copel Energia, detentora de 7.956.306

ações ordinárias de emissão da Sanepar adquiridas em 13.03.2017, solicitou a conversão de 6.365.044 em ações

preferenciais e a formação de 1.591.261 Units.

Em dezembro de 2017 a Companhia participou como vendedora da oferta pública de distribuição secundária de


preferenciais de emissão da Companhia de Saneamento do Paraná – SANEPAR, nos termos dos documentos da

respectiva oferta.



59



detidas pela Copel Comercialização, ao preço de R$ 55,20/Unit.

A liquidação da operação ocorreu no dia 18 de dezembro de 2017 e resultou no ingresso de R$ 484,6 milhões no

caixa da Companhia.

Desde dezembro de 2016 a Copel passou a classificar o seu investimento na Sanepar como ativo financeiro

disponível para venda, cujo reconhecimento inicial foi efetuado com base no valor justo e sua variação

registrada diretamente no patrimônio líquido, líquido dos efeitos tributários. Com a alienação total desse

investimento em dezembro de 2017, os ganhos acumulados mantidos no patrimônio líquido foram

reclassificados para o resultado do exercício, totalizando R$ 28,7 milhões.

8.6 Novos Projetos

Projetos em Carteira

A Copel possui participação em diversos projetos de geração de energia. Esses empreendimentos, quando em

operação comercial, acrescentarão 327,2 MW de capacidade instalada (proporcional à participação nos

empreendimentos) ao portfólio da Companhia.

Projeto Capacidade Instalada Estimada

(MW)¹

Energia Assegurada Estimada

(MW médio)

Participação da COPEL

(%)

PCH 88,0 52,0

PCH Bela Vista 29,0 16,6 36,0

PCH Dois Saltos 30,0 15,5 30,0

PCH Salto Alemã 29,0 19,8 19,0

UHE 378,0 205,0

UHE São Jerônimo 331,0 178,1 41,2

UHE Salto Grande 47,0 26,9 35,8

EOL 149,1 79,6

EOL Complexo Alto Oriente 48,3 24,7 100,0

EOL Complexo Jandaia 100,8 54,9 100,0

Total 615,1 336,6

¹ A capacidade instalada dos novos projetos poderá ser otimizada em relação à cadastrada nos leilões.

A Copel, em parceria com as empresas Brennand, Minas PCH e Silea, também está desenvolvendo estudos no

trecho baixo do Rio Chopim que poderão acarretar na viabilização de outros 4 (quatro) projetos hidrelétricos.

Quanto a geração eólica, há estudos para viabilização de novos parques eólicos no Rio Grande do Norte, região

onde a Copel já possui ativos eólicos. O objetivo de curto prazo é cadastrar tais projetos junto à EPE para

possibilitar a participação nos próximos leilões a serem organizados pelo Governo Federal. As características

técnicas poderão sofrer adequações até a efetiva comercialização de energia dos projetos, pois a engenharia da


60


Copel está realizando estudos de otimização, de forma a que os projetos se tornem mais competitivos.

Participação em Estudo de Viabilidade

Aproveitamentos Hidrelétricos Inventariados no Rio Piquiri

As quatro usinas hidrelétricas que compõem o aproveitamento hidrelétrico do rio Piquiri, no Estado do Paraná,

tiveram seus estudos de viabilidade apresentados pela Copel GeT e aceitos pela Aneel em 2012. Os

empreendimentos se encontram em processo de licenciamento ambiental junto ao Instituto Ambiental do

Paraná. A tabela a seguir lista essas usinas, que totalizam 459,3 MW de capacidade instalada:

Projeto Capacidade Instalada Estimada (MW)

UHE Apertados 139,0

UHE Comissário 140,0

UHE Foz do Piquiri 93,2

UHE Ercilândia 87,1

Total 459,3

Exploração e Produção de Petróleo e Gás (Paraná Gás Exploração e

Produção S.A)

Na 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás

Natural e Biocombustíveis (ANP), realizada no final de 2013, o

consórcio formado pela Copel (30%), Bayar Participações (30%),

Tucumann Engenharia (10%) e Petra Energia (30%), essa última na

condição de empresa operadora, conquistou o direito de explorar,

pesquisar, desenvolver e produzir petróleo e gás natural em 4 blocos localizados na região centro-sul do Estado

do Paraná, numa área correspondente a 11.327 km². O investimento mínimo na primeira fase da pesquisa seria

de cerca de R$ 78,1 milhões para o prazo de 4 anos concedido pela ANP. A Copel e suas parceiras Bayar,

Tucumann e Petra assinaram os contratos de concessão de 2 blocos em maio de 2014. No entanto, estes 2

blocos estão com suas atividades da primeira fase de exploração do consórcio paralisadas devido a uma Ação

Civil Pública, que também mantém pendentes as assinaturas dos contratos de concessão dos outros dois blocos.

No final de 2016, foi sancionada a Lei Estadual nº 18.947/2016 que suspende por dez anos o licenciamento

ambiental de qualquer atividade de perfuração ou exploração de gás de xisto pelo método do fraturamento

hidráulico, mais conhecido como “fracking”.

Bônus de Assinatura: R$ 12,5 milhões Programa Exploratório: R$ 78,1 milhões


61


Em virtude de sentença na Ação Civil Pública acima citada (em primeira instância), proferida em 07 de junho de

2017, declarando a nulidade do procedimento licitatório e dos respectivos contratos firmados referentes às

áreas da Bacia do Rio Paraná, e da ausência de perspectivas de cumprimento do objeto da 12ª Rodada de

Licitações da ANP, o consórcio deliberou por solicitar à ANP a liberação das obrigações contratuais sem ônus

para as licitantes, com a consequente devolução dos bônus de assinatura, reembolso dos custos com garantia

incorridos e liberação das garantias apresentadas (solicitação protocolada na ANP em 06 de junho de 2017).

9. Outras Informações

9.1 Recursos Humanos

O quadro de pessoal da Copel encerrou o quarto trimestre de 2017 com 8.245 empregados. A tabela a seguir

demonstra a evolução do quadro de pessoal da Companhia e suas subsidiárias nos últimos 4 anos:

Quadro de Pessoal 2014 2015 2016 2017

Geração e Transmissão 1.554 1.568 1.680 1.734

Distribuição 6.071 6.032 6.022 5.746

Telecomunicações 601 621 660 649

Holding 329 347 69 78

Comercialização 11 10 30 38

Renováveis 26 50 70 -

TOTAL 8.592 8.628 8.531 8.245

Ao final de dezembro de 2017, a Copel Distribuição contava com 4.560.493 consumidores cativos, cuja relação

com o seu quadro de empregados é de 793 consumidores por empregado.

A Compagas, a Elejor e a UEG Araucária, empresas consolidadas com a Copel, contavam com 163, 7, e 17

empregados, respectivamente.


62


9.2 Principais Indicadores Físicos

Copel GeT Copel GeT

Em operação 4.746,4 Em operação

Hidrelétrica¹ 16 4.541,9 Linhas de Transmissão (km) 2.699

Regime de Cotas¹ 1 182,0 Subestações (quantidade) 36

Termelétrica 1 20,0 Em construção

Eólica 1 2,5 Linhas de Transmissão (km) 523

Em construção 405,0 Subestações (quantidade) 3

Hidrelétrica 2 405,0 Participações

Parques Eólicos Em operação

Em operação 11 277,6 Linhas de Transmissão (km) 4.380

Em construção 13 312,9 Subestações (quantidade) 9

Participações Em construção

Em operação 651,9 Linhas de Transmissão (km) 885

Hidrelétrica 6 211,7 Subestações (quantidade) 1

Termelétrica 1 387,3

Parques eólicos 4 52,9

Linhas e redes de distribuição (km) 196.951

Subestações 369

10.152 Potência instalada em subestações (MVA) 11.235

21.051 Municípios atendidos 395

Cidades atendidas no Paraná 399 Localidades atendidas 1.113

2 Consumidores cativos 4.560.493

Consumidores por empregado da Dis 794

DEC (em horas e centesimal de hora) 10,46

FEC (em número de interrupções) 6,83

8.245

1.734 Copel Comercialização 38

5.746 Copel Renováveis -

649 Copel Holding 78

¹ Desde 1º de janeiro de 2017, a UHE Governador Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS) tem 30% da sua garantia física comercializada pela Copel GeT e 70% alocada no regime de cotas.

Copel Telecomunicações

Número total de empregados

Telecomunicações


Copel Distribuição

Transmissão

Distribuição

Administração

Geração Capacidade

Instalada (MW)

Cabos ópticos de acesso - urbano (km)

Cabos ópticos de backbone - interurbano (km)

Cidades atendidas em Santa Catarina


63


9.3 Teleconferência sobre Resultados do 4T17

Detalhes sobre a teleconferência que a Copel fará sobre os Resultados do trimestre:

Terça-feira, 17 de abril de 2018, às 10h00 (horário de Brasília)

Telefone para acesso (11) 3127-4971 ou (11) 3728-5971

Código: COPEL

A teleconferência também será transmitida ao vivo pela internet no endereço eletrônico: ri.copel.com

Solicitamos conectar com 15 minutos de antecedência.

Relações com Investidores – Copel

[email protected]

Telefone: (41) 3222-2027

Informações contidas neste documento podem incluir considerações futuras e refletem a percepção atual e

perspectivas da diretoria sobre a evolução do ambiente macroeconômico, condições da indústria, desempenho

da Companhia e resultados financeiros. Quaisquer declarações, expectativas, capacidades, planos e conjecturas

contidos neste documento, que não descrevam fatos históricos, tais como informações a respeito da declaração

de pagamento de dividendos, a direção futura das operações, a implementação de estratégias operacionais e

financeiras relevantes, o programa de investimento, os fatores ou tendências que afetem a condição financeira,

liquidez ou resultados das operações são considerações futuras de significado previsto no “U.S. Private Securities

Litigation Reform Act” de 1995 e contemplam diversos riscos e incertezas. Não há garantias de que tais

resultados venham a ocorrer. As declarações são baseadas em diversos fatores e expectativas, incluindo

condições econômicas e mercadológicas, competitividade da indústria e fatores operacionais. Quaisquer

mudanças em tais expectativas e fatores podem implicar que o resultado real seja materialmente diferente das

expectativas correntes.

http://ri.copel.com/


64


Anexos I – Fluxo de Caixa Consolidado

Fluxo de Caixa Consolidado 2017 2016

Lucro líquido do exercício 1.118.255 789.756

Ajustes para a reconciliação do lucro líquido do período com a geração de caixa das atividades operacionais 1.105.046 3.370.122

Depreciação e Amortização 731.599 708.296

Variações monetárias e cambia is não rea l izadas - l íquidas 915.542 1.311.228

Remuneração de contratos de concessão de transmissão (129.769) (98.780)

Reversão de estimativa de perdas em contratos de concessão de transmissão - (29.025)

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is (767.040) 1.079.662

Juros efetivos - boni ficação de outorga (82.160) (96.783)

Remuneração pela remensuração do fluxo de ca ixa dos ativos RBSE (361.156) (809.639)

Resultado da adoção ao Programa Especia l de Regularização Tributária (154.197) -

Resultado da repactuação do risco hidrológico - (26.872)

Resultado da equiva lência patrimonia l (107.516) (221.695)

Reconhecimento do va lor justo do ativo indenizável concessão (57.080) (132.741)

Resultado da a l teração de método de ava l iação de investimento - (52.107)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 379.943 589.322

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos (105.257) (69.632)

Perdas estimadas , provisão e reversões operacionais l íquidas 365.539 768.696

Apropriação do cá lculo atuaria l dos benefícios pós-emprego 97.511 130.707

Apropriação das contribuições previdenciárias e ass is tencia is 153.069 142.735

Consti tuição para programas de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 118.753 101.946

Ba ixas de contas a receber vinculadas à concessão 17 54

Resultado das ba ixas de imobi l i zado 64.508 27.316

Resultado das ba ixas de intangíveis 42.740 47.434

Redução (aumento) dos ativos 122.811 1.033.645

Aumento (redução) dos passivos 157.180 (1.946.822)

Imposto de renda e contribuição socia l pagos (335.087) (859.784)

Encargos de empréstimos e financiamentos pagos (532.033) (362.128)

Encargos de debêntures pagos (622.815) (547.971)

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 1.013.357 1.476.818

Apl icações financeiras 48.552 13.664

Empréstimos concedidos a partes relacionadas (5.145) (9.422)

Recebimento de empréstimos concedidos a partes relacionadas 24.985 5.112

Aportes em investimentos (248.243) (505.098)

Redução de capita l em investidas - 74.983

Al ienação de participações societárias 460.417 -

Aquis ições de imobi l i zado (1.205.508) (1.284.436)

Participação financeira do consumidor - imobi l i zado - 40

Aquis ições de intangível (806.240) (928.727)

Participação financeira do consumidor - intangível 125.858 122.809

Caixa líquido gerado (utilizado) nas atividades de investimento (1.605.324) (2.511.075)

Ingressos de empréstimos e financiamentos 800.044 93.806

Ingressos de debêntures emitidas 2.242.521 1.822.965

Amortizações de principa l de empréstimos e financiamentos (971.187) (226.973)

Amortizações de principa l de debêntures (915.005) (785.239)

Dividendos e juros sobre o capita l próprio pagos (506.404) (368.956)

Caixa líquido utilizado pelas atividades de financiamento 649.969 535.603

Total dos efeitos no caixa e equivalentes a caixa 58.002 (498.654)

Saldo inicia l de ca ixa e equiva lentes a ca ixa 982.073 1.480.727

Sa ldo fina l de ca ixa e equiva lentes a ca ixa 1.040.075 982.073

Variação no caixa e equivalentes a caixa 58.002 (498.654)

R$ mil

Fluxos de caixa das atividades operacionais

Fluxos de caixa das atividades de investimento

Fluxos de caixa das atividades de financiamento


65


Anexos II – Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais

Demonstração do Resultado – Copel Geração e Transmissão

4T17 3T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 824.369 729.299 876.089 (5,9) 3.409.904 3.935.320 (13,4)

Fornecimento de energia elétrica 158.006 158.335 157.495 0,3 615.249 599.109 2,7

Suprimento de energia elétrica 460.445 437.558 466.938 (1,4) 1.935.996 1.806.995 7,1

Disponibi l idade da rede elétrica (TUST) 137.509 110.750 120.505 14,1 673.597 1.079.056 (37,6)

Receita de construção 56.840 10.634 118.979 (52,2) 136.336 405.242 (66,4)

Outras recei tas operacionais 11.569 12.022 12.172 (5,0) 48.726 44.918 8,5

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (760.819) (510.390) (593.374) 28,2 (2.116.038) (1.885.027) 12,3

Energia elétrica comprada para revenda (147.468) (194.984) (11.763) - (361.227) (60.821) 493,9

Encargos de uso da rede elétrica (76.275) (76.436) (73.755) 3,4 (300.943) (276.600) 8,8

Pessoal e adminis tradores (107.694) (69.442) (109.329) (1,5) (318.438) (302.139) 5,4

Planos previdenciário e ass is tencia l (15.685) (14.430) (16.707) (6,1) (58.521) (63.883) (8,4)

Materia l (3.625) (4.647) (3.890) (6,8) (16.129) (16.803) (4,0)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (6.506) (8.289) (7.904) (17,7) (26.809) (24.550) 9,2

Serviços de terceiros (30.185) (26.930) (26.290) 14,8 (110.285) (104.675) 5,4


Provisões e reversões (185.093) 7.586 (111.888) 65,4 (190.859) (152.520) 25,1

Custo de construção (78.420) (2.651) (127.722) (38,6) (272.216) (406.345) (33,0)

Outros custos e despesas operacionais (43.090) (52.256) (41.976) 2,7 (187.756) (205.792) (8,8)

RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (12.174) 94.624 (445.401) (97,3) 65.968 (344.982) -

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 51.376 313.533 (162.686) - 1.359.834 1.705.311 (20,3)

RESULTADO FINANCEIRO (101.315) (117.578) (108.542) - (467.235) (447.315) -


Despesas financeiras (110.257) (129.756) (148.735) (25,9) (511.060) (547.804) (6,7)

LUCRO OPERACIONAL (49.939) 195.955 (271.228) (81,6) 892.599 1.257.996 (29,0)

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 134.205 (31.043) 44.891 199,0 (153.576) (435.615) (64,7)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 83.757 (63.592) 16.228 416,1 (195.572) (182.757) 7,0

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 50.448 32.549 28.663 76,0 41.996 (252.858) -

LUCRO LÍQUIDO 84.266 164.912 (226.337) - 739.023 822.381 (10,1)

LAJIDA 118.154 381.444 (100.536) - 1.632.689 1.976.210 (17,4)

R$ mil



66


Demonstração do Resultado – Copel Distribuição

4T17 3T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.605.556 2.588.093 2.244.693 16,1 9.358.664 8.344.765 12,2

Fornecimento de energia elétrica 1.057.154 999.208 940.161 12,4 3.953.867 4.631.460 (14,6)

Suprimento de energia elétrica 118.852 191.626 183.502 (35,2) 666.645 657.869 1,3

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD) 792.016 756.634 735.512 7,7 3.144.611 3.001.546 4,8

Receita de construção 216.343 182.978 220.077 (1,7) 717.351 849.275 (15,5)

Va lor justo do ativo indenizável da concessão 6.179 3.856 3.361 83,8 16.199 131.738 (87,7)

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is 381.121 417.889 110.470 245,0 718.826 (1.079.662) -

Outras recei tas operacionais 33.891 35.902 51.610 (34,3) 141.165 152.539 (7,5)

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (2.565.952) (2.525.258) (2.215.886) 15,8 (9.071.359) (8.502.377) 6,7

Energia elétrica comprada para revenda (1.537.746) (1.699.739) (1.313.226) 17,1 (5.717.970) (4.893.230) 16,9

Encargos de uso da rede elétrica (213.018) (153.458) (126.208) 68,8 (554.805) (642.753) (13,7)



Materia l (18.731) (13.716) (12.954) 44,6 (60.320) (59.178) 1,9

Serviços de terceiros (89.069) (88.110) (82.446) 8,0 (347.393) (348.479) (0,3)


Provisões e reversões (80.037) (59.408) (8.510) 840,5 (252.516) (299.944) (15,8)

Custo de construção (216.343) (182.978) (220.077) (1,7) (717.351) (849.275) (15,5)

Outros custos e despesas operacionais (32.390) (42.677) (56.219) (42,4) (157.921) (167.035) (5,5)

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 39.604 62.835 28.807 37,5 287.305 (157.612) -

RESULTADO FINANCEIRO 33.030 27.697 (24.253) - 37.057 (4.983) -


Despesas financeiras (35.754) (130.941) (126.398) (71,7) (343.540) (401.863) (14,5)

LUCRO OPERACIONAL 72.634 90.532 4.554 - 324.362 (162.595) -

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 13.146 91.708 45.012 (70,8) 22.893 (17.851) -

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 16.852 (12.408) 51.677 (67,4) (47.571) (314.842) (84,9)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos (3.706) 104.116 (6.665) (44,4) 70.464 296.991 (76,3)

LUCRO LÍQUIDO 85.780 182.240 49.566 73,1 347.255 (180.446) -

LAJIDA 110.902 134.129 97.838 13,4 573.140 116.568 391,7

R$ mil



67


Demonstração do Resultado – Copel Telecomunicações

4T17 3T17 4T16 Var.% 2017 2016 Var.%

(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 100.299 99.436 88.325 13,6 380.550 325.115 17,1

Receita de Telecomunicações 89.534 89.868 79.234 13,0 340.821 289.441 17,8

Outras receitas operacionais 10.765 9.568 9.091 18,4 39.729 35.674 11,4

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (87.187) (67.714) (72.939) 19,5 (286.363) (241.848) 18,4



Materia l (1.152) (654) (660) 74,5 (2.978) (2.044) 45,7

Serviços de terceiros (18.807) (18.420) (13.772) 36,6 (67.612) (46.552) 45,2


Provisões e reversões (3.366) (2.515) 543 - (11.957) (7.251) 64,9

Outros custos e despesas operacionais (15.041) (9.389) (9.774) 53,9 (41.589) (31.132) 33,6

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 13.112 31.722 15.386 (14,8) 94.187 83.267 13,1

RESULTADO FINANCEIRO (6.440) (3.551) 763 - (18.863) (9.611) -

Receitas financeiras 3.627 3.662 2.339 55,1 11.828 13.489 (12,3)

Despesas financeiras (10.067) (7.213) (1.576) 538,8 (30.691) (23.100) 32,9

LUCRO OPERACIONAL 6.672 28.171 16.149 (58,7) 75.324 73.656 2,3

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 1.456 (9.413) 3.588 (59,4) (21.272) (15.324) 38,8

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 2.411 (8.239) 3.369 (28,4) (21.810) (19.003) 14,8

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos (955) (1.174) 219 - 538 3.679 (85,4)

LUCRO LÍQUIDO 8.128 18.758 19.737 (58,8) 54.052 58.332 (7,3)

LAJIDA 23.925 41.464 24.539 (2,5) 133.740 117.912 13,4

R$ mil


* Valores sujeitos a arredondamentos. 68

Earnings Release 4T17 Anexos III – Demonstrações Financeiras por Empresa

Balanço Patrimonial por Empresa

Ativo - Dez/17 Geração e

Transmissão Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG Araucária Comercialização Outras¹ Holding

Elimin. e

Reclassif. Consolidado

CIRCULANTE 1.053.154 3.609.663 102.002 151.966 77.216 99.101 187.966 302.912 998.294 (880.440) 5.701.834

Caixa e equiva lentes de ca ixa 299.234 174.468 31.977 84.079 37.905 51.264 97.068 207.247 56.833 - 1.040.075

Títulos e va lores mobi l iários - - - - - - 1.251 - 90 - 1.341

Cauções e depós i tos vinculados - 59.146 - 97 - - - - 129 - 59.372

Cl ientes 345.736 2.184.280 44.453 44.161 25.380 39.151 73.027 40.811 - (63.759) 2.733.240

Dividendos a receber 100.193 - - - - - 2.008 12.966 459.464 (493.816) 80.815

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - - - - - 167.109 - 167.109

Ativos financeiros setoria is - 171.609 - - - - - - - - 171.609

Contas a receber vinculadas à concessão 149.744 - - - - - - - - - 149.744

Outros créditos 76.247 307.261 3.100 1.561 4.722 1.284 297 7.979 8.287 (1.387) 409.351

Es toques 29.063 71.653 7.356 2.487 - - - - - - 110.559

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 6.522 440.040 8.154 19.440 - 7.402 1.773 4.299 14.055 - 501.685

Outros tributos a recuperar 18.257 160.547 6.825 - - - 11.998 329 276 - 198.232

Despesas Antecipadas 9.366 21.090 61 141 9.209 - - - - - 39.867

Partes relacionadas 18.792 19.569 76 - - - 544 29.281 292.051 (321.478) 38.835

NÃO CIRCULANTE 14.413.433 7.919.925 952.739 480.944 598.234 427.229 20.403 2.931.439 16.973.088 (17.237.621) 27.479.813

Realizável a Longo Prazo 3.830.993 2.167.690 69.543 437.056 27.885 93.182 17.703 163.135 1.967.632 (140.870) 8.633.949

Títulos e va lores mobi l iários 104.157 1.012 - 7.172 - 26.323 - 105.981 - - 244.645

Outros investimentos temporários - - - - - - - - 18.727 - 18.727

Cauções e depós i tos vinculados - 75.665 - - - - - - - - 75.665

Cl ientes 111.953 121.363 27.766 - - - - - - - 261.082

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - - - - - 1.349.253 - 1.349.253

Depós i tos judicia is 84.462 305.075 12.376 49.984 77 10.952 129 307 119.167 - 582.529

Ativos financeiros setoria is - 171.609 - - - - - - - - 171.609

Contas a receber vinculadas à concessão 3.372.504 684.206 - 303.668 - - - - - - 4.360.378

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 68.859 - - - - - - - - - 68.859

Outros créditos 21.604 29.758 104 76.122 - 16.647 - 5.181 - - 149.416

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 632 17.040 - - - - - - 158.808 - 176.480

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos - 712.976 18.671 - 24.775 39.260 17.574 - 102.236 - 915.492

Outros tributos a recuperar 57.281 48.986 10.626 - - - - 66 15 - 116.974

Despesas antecipadas 9.541 - - 110 3.033 - - - - - 12.684

Partes relacionadas - - - - - - - 51.600 219.426 (140.870) 130.156

Investimentos 4.247.219 1.362 - - - - 2.457 782.081 15.003.023 (17.472.552) 2.563.590

Imobilizado 6.244.837 - 866.489 - 397.786 333.889 57 1.985.562 830 - 9.829.450

Intangível 90.384 5.750.873 16.707 43.888 172.563 158 186 661 1.603 375.801 6.452.824

TOTAL 15.466.587 11.529.588 1.054.741 632.910 675.450 526.330 208.369 3.234.351 17.971.382 (18.118.061) 33.181.647

R$ mil



Ativo - Dez/16 Geração e

Transmissão Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG Araucária Outras¹ Holding

Elimin. e


CIRCULANTE 700.532 2.588.602 89.471 135.292 76.231 162.814 474.157 698.488 (688.346) 4.237.241

Caixa e equivalentes de caixa 125.165 330.810 12.651 35.309 38.483 19.644 373.915 46.096 - 982.073

Títulos e valores mobiliários 13.301 - - - - 122.043 1.156 149 - 136.649

Cauções e depósitos vinculados - 1.056 - 110 - - - 128 - 1.294

Clientes 298.189 1.783.081 45.948 78.292 24.362 - 46.524 - (59.041) 2.217.355

Dividendos a receber 66.178 - - - - - 10.559 485.263 (490.242) 71.758

Contas a receber vinculadas à concessão 65.595 - - - - - - - - 65.595

Outros créditos 66.821 192.465 3.674 17.452 4.174 11.086 6.538 8.736 (4.013) 306.933

Estoques 28.182 90.591 9.003 2.861 - - - - - 130.637

Imposto de Renda e Contribuição Social 5.169 115.908 12.536 830 - 7.873 4.737 41.899 - 188.952

Outros tributos a recuperar 4.444 54.749 5.608 - - 2.168 765 197 - 67.931

Despesas Antecipadas 9.506 19.889 51 438 9.212 - - - - 39.096

Partes relacionadas 17.982 53 - - - - 29.963 116.020 (135.050) 28.968

NÃO CIRCULANTE 13.366.346 7.496.853 767.039 391.185 632.457 385.707 2.339.326 16.491.424 (15.799.408) 26.070.929

Realizável a Longo Prazo 3.503.258 1.982.110 79.853 152.676 35.700 77.955 141.104 2.506.318 (137.110) 8.341.864

Títulos e valores mobiliários 92.817 1.467 - 6.636 - 28.832 94.176 - - 223.928

Outros investimentos temporários - - - - - - - 408.297 - 408.297

Cauções e depósitos vinculados - 73.074 - - - - - - - 73.074

Clientes 111.953 117.459 41.374 - - - - - - 270.786

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - - - - 1.522.735 - 1.522.735

Depósitos judiciais 76.822 410.737 10.815 2.159 78 2.765 295 153.932 - 657.603

Contas a receber vinculadas à concessão 3.050.151 614.806 - 83.378 - - - - - 3.748.335

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 67.401 - - - - - - - - 67.401

Outros créditos 15.185 47.087 90 11.189 - - - - - 73.551

Imposto de Renda e Contribuição Social 608 16.143 - - - - - 153.216 - 169.967

Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos - 627.179 18.101 49.181 26.074 46.358 - 47.462 - 814.355

Outros tributos a recuperar 72.419 49.174 9.473 - - - 27 15 - 131.108

Despesas antecipadas 15.902 - - 133 9.548 - - - - 25.583

Partes relacionadas - 24.984 - - - - 46.606 220.661 (137.110) 155.141

Investimentos 3.737.380 1.362 - - - - 680.331 13.981.308 (16.065.431) 2.334.950

Imobilizado 6.026.605 - 667.443 - 414.840 307.504 1.517.281 630 - 8.934.303

Intangível 99.103 5.513.381 19.743 238.509 181.917 248 610 3.168 403.133 6.459.812

TOTAL 14.066.878 10.085.455 856.510 526.477 708.688 548.521 2.813.483 17.189.912 (16.487.754) 30.308.170

¹ Parques Eólicos, Copel Renováveis e Copel Comercialização

R$ mil



Passivo - Dez/17 Geração e

Transmissão Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG Araucária Comercialização Outras¹ Holding

Elimin. e


CIRCULANTE 1.941.599 2.872.432 114.511 147.743 164.574 38.386 73.107 581.110 1.057.679 (881.227) 6.109.914

Obrigações sociais e trabalhistas 81.040 188.369 25.586 8.800 284 291 2.410 210 6.977 - 313.967

Partes Relacionadas 22.561 30.746 5.319 - - - 1.101 257.084 3.936 (320.747) -

Fornecedores 177.970 1.129.475 42.392 89.756 3.328 5.539 65.664 233.236 2.096 (65.879) 1.683.577

Imposto de Renda e Contribuição Social 45.277 - - - 36.964 - 22 1.580 2.467 - 86.310

Outras obrigações fiscais 130.256 192.079 9.002 6.583 2.079 1.536 23 3.453 476 - 345.487

Empréstimos e financiamentos 103.003 325.219 5.936 - - - - 29.201 322.092 (785) 784.666

Debêntures 947.310 262.246 7.415 25.138 30.370 - - 20.242 339.341 - 1.632.062

Dividendos a pagar 297.500 98.968 15.405 15.573 24.055 30.718 3.717 28.873 267.988 (493.816) 288.981

Benefícios pós-emprego 13.551 37.680 1.900 - - - 6 31 57 - 53.225

Encargos do consumidor a recolher 8.393 141.632 - - - - - - - - 150.025

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 83.642 191.359 - - 7.467 298 - - - - 282.766

Contas a pagar vinculadas à concessão 4.213 - - - 58.411 - - - - - 62.624

Passivos financeiros setoriais - 192.819 - - - - - - - - 192.819

Outras contas a pagar 26.883 81.840 1.556 1.893 1.616 4 164 7.200 249 - 121.405

Provisões para litígios - - - - - - - - 112.000 - 112.000

NÃO CIRCULANTE 5.104.056 3.204.453 457.035 87.409 449.149 22.470 1.751 665.277 1.690.445 (140.085) 11.541.960

Partes Relacionadas - - - - - - - 51.600 - (51.600) -

Fornecedores 30.105 - - 13.364 - - - - - - 43.469

Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos 132.274 - - 17.475 - - - 6.881 - - 156.630

Obrigações Fiscais 177.077 618.527 7.933 - - 3.237 131 306 2.365 - 809.576

Empréstimos e financiamentos 1.673.034 383.783 10.401 - - - - 332.086 664.020 (88.485) 2.974.839

Debêntures 2.149.524 741.743 392.766 17.537 - - - 261.206 876.140 - 4.438.916

Benefícios pós-emprego 215.059 552.708 32.869 5.658 - 628 1.464 497 3.995 - 812.878

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 36.235 194.869 - - - 18.605 - - - - 249.709

Contas a pagar vinculadas à concessão 43.181 - - - 449.149 - - - - - 492.330

Passivos financeiros setoriais - 90.700 - - - - - - - - 90.700

Outras contas a pagar 22.149 4.098 - 33.223 - - - 12.549 830 - 72.849

Provisões para litígios 625.418 618.025 13.066 152 - - 156 152 143.095 - 1.400.064

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 8.420.932 5.452.703 483.195 397.758 61.727 465.474 133.511 1.987.964 15.223.258 (17.096.749) 15.529.773

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 8.420.932 5.452.703 483.195 397.758 61.727 465.474 133.511 1.987.964 15.223.258 (17.403.264) 15.223.258

Capital social 5.459.598 4.746.053 316.098 220.966 35.503 707.440 66.289 1.495.153 7.910.000 (13.047.100) 7.910.000

Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital 54.829 374.000 - - - - 24.070 1.261.785 - (1.714.684) -

Ajustes de avaliação patrimonial 881.136 1.509 5.998 (657) 256 - (668) 1.646 895.601 (889.220) 895.601

Reserva Legal 464.846 117.233 20.315 25.917 7.100 - 2.508 4.080 844.398 (641.999) 844.398

Reserva de retenção de lucros 1.560.523 213.908 140.784 151.532 - - 41.312 40.672 5.573.259 (2.148.731) 5.573.259

Dividendo adicional proposto - - - - 18.868 - - - - (18.868) -

Lucros acumulados/ prejuízos acumulados - - - - - (241.966) - (815.372) - 1.057.338 -

Atribuível aos acionistas não controladores - - - - - - - - - 306.515 306.515

TOTAL 15.466.587 11.529.588 1.054.741 632.910 675.450 526.330 208.369 3.234.351 17.971.382 (18.118.061) 33.181.647

¹ Parques Eólicos e Copel Renováveis

R$ mil


Earnings Release 4T17 R$ mil

Passivo - Dez/16 Geração e

Transmissão Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG Araucária Outras¹ Holding

Elimin. e


CIRCULANTE 1.708.931 2.740.992 172.651 180.133 142.222 62.253 268.120 1.069.839 (689.105) 5.656.036

Obrigações sociais e trabalhistas 71.249 178.348 21.159 6.529 259 261 4.419 5.573 - 287.797

Partes Relacionadas - 135 85.490 - - - 49.351 - (134.976) -

Fornecedores 136.139 867.410 15.753 136.869 3.193 30.494 126.607 2.225 (63.051) 1.255.639

Imposto de Renda e Contribuição Social 18.329 - - 6.438 14.453 - 2.234 - - 41.454

Outras obrigações fiscais 124.805 145.664 9.482 6.938 2.039 770 4.884 412 - 294.994

Empréstimos e financiamentos 684.078 299.299 5.932 - - - 28.981 453.288 (836) 1.470.742

Debêntures 170.923 524.036 2.764 21.826 40.488 - 20.013 351.148 - 1.131.198

Dividendos a pagar 261.685 149.500 28.910 1.176 12.281 30.718 16.377 256.426 (490.242) 266.831

Benefícios pós-emprego 12.156 33.649 1.868 - - - 33 188 - 47.894

Encargos do consumidor a recolher 6.379 135.333 - - - - - - - 141.712

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 64.409 160.947 - - 6.157 - - - - 231.513

Contas a pagar vinculadas à concessão 4.107 - - - 62.103 - - - - 66.210

Passivos financeiros setoriais - 155.261 - - - - - - - 155.261

Outras contas a pagar 154.672 91.410 1.293 357 1.249 10 15.221 579 - 264.791

NÃO CIRCULANTE 4.379.635 2.538.482 237.704 46.716 486.765 20.422 703.229 1.386.559 (144.790) 9.654.722

Partes Relacionadas - - - - - - 46.685 - (46.685) -

Fornecedores 36.711 - - - - - - - - 36.711

Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos 175.265 - - - - - 3.165 - - 178.430

Obrigações Fiscais 173.483 117.054 7.389 - - 2.841 304 2.075 - 303.146

Empréstimos e financiamentos 1.228.746 502.161 16.094 - - - 356.147 562.072 (89.669) 2.575.551

Debêntures 1.984.421 492.188 171.420 39.960 30.496 - 275.175 665.951 - 3.659.611

Benefícios pós-emprego 199.495 480.246 30.313 4.826 - - 3.574 3.517 - 721.971

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 50.995 183.800 - - - 17.581 - - - 252.376

Contas a pagar vinculadas à concessão 43.063 - - - 456.269 - - - - 499.332

Passivos financeiros setoriais - 123.731 - - - - - - - 123.731

Outras contas a pagar 20.579 - - 257 - - 18.125 - (8.436) 30.525

Provisões para litígios 466.877 639.302 12.488 1.673 - - 54 152.944 - 1.273.338

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 7.978.312 4.805.981 446.155 299.628 79.701 465.846 1.842.134 14.733.514 (15.653.859) 14.997.412

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 7.978.312 4.805.981 446.155 299.628 79.701 465.846 1.842.134 14.733.514 (15.917.757) 14.733.514

Capital social 4.429.898 4.176.841 316.097 220.966 35.503 707.440 905.376 7.910.000 (10.792.121) 7.910.000

Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital 979.500 498.000 - - - - 1.566.180 - (3.043.680) -

Ajustes de avaliação patrimonial 954.718 31.270 6.058 (406) 256 - (1.338) 998.466 (990.558) 998.466

Reserva Legal 427.895 99.870 17.612 22.639 7.100 - 3.848 792.716 (578.964) 792.716

Reserva de retenção de lucros 1.186.301 - 106.388 56.429 - - 38.831 5.032.332 (1.387.949) 5.032.332

Dividendo adicional proposto - - - - 36.842 - 16.711 - (53.553) -

Lucros acumulados/ prejuízos acumulados - - - - - (241.594) (687.474) - 929.068 -

Atribuível aos acionistas não controladores - - - - - - - - 263.898 263.898

TOTAL 14.066.878 10.085.455 856.510 526.477 708.688 548.521 2.813.483 17.189.912 (16.487.754) 30.308.170



Earnings Release 4T17 Demonstração do resultado por empresa

Geração Transmissão

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 627.512 196.857 2.605.556 100.299 145.782 72.551 128.001 299.632 43.697 - (309.223) 3.910.664

Fornecimento de energia elétrica 158.006 - 1.057.154 - - - - 44.781 - - (1.026) 1.258.915

Suprimento de energia elétrica 460.445 - 118.852 - - 72.551 128.000 254.653 43.697 - (198.355) 879.843

Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 137.509 792.016 - - - - - - - (74.206) 855.319

Receita de construção - 56.840 216.343 - 3.008 - - - - - - 276.191

Valor justo do ativo indenizável da concessão - - 6.179 - 42.476 - - - - - - 48.655

Telecomunicações - - - 89.534 - - - - - - (7.637) 81.897

Distribuição de gás canalizado - - - - 100.298 - - - - - (5.553) 94.745

Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais - - 381.121 - - - - - - - - 381.121

Outras receitas operacionais 9.061 2.508 33.891 10.765 - - 1 198 - - (22.446) 33.978

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (575.341) (185.478) (2.565.952) (87.187) 69.197 (28.608) (115.821) (285.662) (50.925) (102.411) 310.064 (3.618.124)

Energia elétrica comprada para revenda (147.468) - (1.537.746) - - (10.669) - (294.315) (11) - 197.933 (1.792.276)

Encargos de uso da rede elétrica (76.275) - (213.018) - - (3.171) (6.150) - (5.068) - 73.910 (229.772)

Pessoal e administradores (66.553) (41.141) (267.143) (34.047) (11.963) (897) (842) (3.997) (6.626) 9.859 - (423.350)

Planos previdenciário e assistencial (9.641) (6.044) (40.177) (3.961) (1.358) (52) (713) (410) (656) 927 - (62.085)

Material (2.346) (1.279) (18.731) (1.152) (446) (49) (100) (3) (29) (155) - (24.290)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (6.506) - - - - - (73.823) - - - 5.359 (74.970)

Gás natural e insumos para operação de gás - - - - (61.628) - - - - - - (61.628)

Serviços de terceiros (23.199) (6.986) (89.069) (18.807) (5.393) (2.984) (8.029) (302) (6.252) (3.602) 28.600 (136.023)

Depreciação e amortização (65.125) (1.653) (71.298) (10.813) (7.260) (6.826) (5.986) (2) (12.941) (304) - (182.208)

Provisões e reversões (137.037) (48.056) (80.037) (3.366) 128.012 - - (94) (14.700) (113.173) 99 (268.352)

Custos de construção - (78.420) (216.343) - (3.008) - - - - - - (297.771)

Outros custos e despesas operacionais (41.191) (1.899) (32.390) (15.041) 32.241 (3.960) (20.178) 13.461 (4.642) 4.037 4.163 (65.399)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (57.696) 45.522 - - - - - 2 (61.316) 273.116 (152.605) 47.023

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS (5.525) 56.901 39.604 13.112 214.979 43.943 12.180 13.972 (68.544) 170.705 (151.764) 339.563

RESULTADO FINANCEIRO (76.858) (24.457) 33.030 (6.440) (29.501) (21.780) 5.599 567 (27.060) (45.059) (741) (192.700)

Receitas financeiras 6.180 2.762 68.784 3.627 17.521 (5.585) 12.063 585 5.735 57.030 (4.454) 164.248

Despesas financeiras (83.038) (27.219) (35.754) (10.067) (47.022) (16.195) (6.464) (18) (32.795) (102.089) 3.713 (356.948)

LUCRO OPERACIONAL (82.383) 32.444 72.634 6.672 185.478 22.163 17.779 14.539 (95.604) 125.646 (152.505) 146.863

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 105.687 28.517 13.146 1.456 (68.505) (6.553) (26.327) (4.908) (3.440) (25.716) - 13.357

LUCRO LÍQUIDO 23.304 60.961 85.780 8.128 116.973 15.610 (8.548) 9.631 (99.044) 99.930 (152.505) 160.220

Atribuído aos acionistas da empresa controladora 23.304 60.961 85.780 8.128 59.656 10.927 (6.838) 9.631 (99.044) 99.930 (152.505) 99.930

Atribuído aos acionistas não controladores - - - - 57.317 4.683 (1.710) - - - - 60.290

LAJIDA 59.600 58.554 110.902 23.925 222.239 50.769 18.166 13.974 (55.603) 171.009 (151.764) 521.771


Outras¹ Holding Elimin. e

Reclassif. Consolidado Comercialização

R$ mil

Demonstração do Resultado 4T17 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG Araucária




RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 634.271 241.818 2.244.693 88.325 109.678 70.150 - 44.694 - (136.577) 3.297.052

Fornecimento de energia elétrica 157.495 - 940.161 - - - - 3.583 - (708) 1.100.531

Suprimento de energia elétrica 466.938 - 183.502 - - 70.150 - 41.090 - (80.572) 681.108

Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 120.505 735.512 - - - - - - (28.382) 827.635

Receita de construção - 118.979 220.077 - 5.921 - - - - - 344.977

Valor justo do ativo indenizável da concessão - - 3.361 - 69 - - - - - 3.430

Telecomunicações - - - 79.235 - - - - - (5.003) 74.232

Distribuição de gás canalizado - - - - 103.602 - - - - (720) 102.882

Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais - - 110.470 - - - - - - - 110.470

Outras receitas operacionais 9.838 2.334 51.610 9.090 86 - - 21 - (21.192) 51.787

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (386.379) (206.995) (2.215.886) (72.939) (171.633) (22.924) (114.032) (370.905) 20.638 144.932 (3.396.123)

Energia elétrica comprada para revenda (11.763) - (1.313.226) - - (6.354) - (7.454) - 80.570 (1.258.227)

Encargos de uso da rede elétrica (73.755) - (126.208) - - (2.835) (5.967) (3.668) - 27.744 (184.689)

Pessoal e administradores (57.983) (51.346) (285.618) (35.332) (6.900) (817) (1.009) (10.031) (8.869) - (457.905)

Planos previdenciário e assistencial (8.492) (8.215) (41.597) (4.791) (1.613) (31) (97) (1.049) (1.519) - (67.404)

Material (2.462) (1.428) (12.954) (660) (420) (67) (142) (59) (173) - (18.365)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (7.904) - - - - - (1.590) - - 719 (8.775)

Gás natural e insumos para operação de gás - - - - (61.177) - - - - - (61.177)

Serviços de terceiros (18.195) (8.095) (82.446) (13.772) (5.999) (3.045) (28.350) (5.358) (7.166) 24.490 (147.936)

Depreciação e amortização (60.474) (1.676) (69.031) (9.153) (7.036) (6.728) (5.978) (15.815) (297) - (176.188)

Provisões e reversões (109.898) (1.990) (8.510) 543 (90.265) - (69.073) (322.820) (10.073) 8.357 (603.729)

Custos de construção - (127.722) (220.077) - (5.921) - - - - - (353.720)

Outros custos e despesas operacionais (35.453) (6.523) (56.219) (9.774) 7.698 (3.047) (1.826) (4.651) 48.735 3.052 (58.008)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (470.366) 24.965 - - - - - (304.364) (172.268) 969.860 47.827

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS (222.474) 59.788 28.807 15.386 (61.955) 47.226 (114.032) (630.575) (151.630) 978.215 (51.244)

RESULTADO FINANCEIRO (115.075) 6.533 (24.253) 763 (2.877) (17.782) (143.511) (7.609) (58.949) - (362.760)

Receitas financeiras 31.412 8.781 102.145 2.339 3.646 1.001 (6.316) 10.280 49.929 (1.550) 201.667

Despesas financeiras (146.487) (2.248) (126.398) (1.576) (6.523) (18.783) (137.195) (17.889) (108.878) 1.550 (564.427)

LUCRO OPERACIONAL (337.549) 66.321 4.554 16.149 (64.832) 29.444 (257.543) (638.184) (210.579) 978.215 (414.004)

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 7.072 37.819 45.012 3.588 23.507 (9.513) 46.358 (6.925) (771) - 146.147

LUCRO LÍQUIDO (330.477) 104.140 49.566 19.737 (41.325) 19.931 (211.185) (645.109) (211.350) 978.215 (267.857)

Atribuído aos acionistas da empresa controladora (330.477) 104.140 49.566 19.737 (21.076) 13.952 (168.947) (645.109) (211.350) 64.022 (211.350)

Atribuído aos acionistas não controladores - - - - (20.249) 5.979 (42.238) - - - (56.507)

LAJIDA (162.000) 60.182 97.838 24.539 (54.919) 53.954 (108.054) (614.760) (151.333) 978.215 124.944

¹ Parques Eólicos, Copel Renováveis e Copel Participações

Demonstração do Resultado 4T16 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG Araucária Outras¹ Holding Elimin. e


R$ mil




RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.588.751 821.153 9.358.664 380.550 515.563 291.597 129.084 664.495 203.221 - (928.505) 14.024.573

Fornecimento de energia elétrica 615.249 - 3.953.867 - - - - 115.905 - - (3.488) 4.681.533

Suprimento de energia elétrica 1.935.996 - 666.645 - - 291.597 128.953 547.989 203.221 - (598.047) 3.176.354

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 673.597 3.144.611 - - - - - - - (200.267) 3.617.941

Receita de construção - 136.336 717.351 - 14.314 - - - - - - 868.001

Va lor justo do ativo indenizável da concessão - - 16.199 - 40.881 - - - - - - 57.080

Telecomunicações - - - 340.821 - - - - - - (31.869) 308.952

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 460.368 - - - - - (5.553) 454.815

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - 718.826 - - - - - - - - 718.826

Outras recei tas operacionais 37.506 11.220 141.165 39.729 - - 131 601 - - (89.281) 141.071

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (1.569.528) (546.510) (9.071.359) (286.363) (309.213) (93.230) (121.883) (654.445) (125.120) (128.389) 921.109 (11.984.931)

Energia elétrica comprada para revenda (361.227) - (5.717.970) - - (27.894) (788) (654.026) (110) - 596.565 (6.165.450)

Encargos de uso da rede elétrica (300.943) - (554.805) - - (12.001) (24.180) - (17.364) - 197.263 (712.030)

Pessoal e adminis tradores (195.923) (122.515) (822.963) (107.874) (35.761) (3.557) (2.729) (12.993) (20.574) (18.455) - (1.343.344)

Planos previdenciário e ass is tencia l (35.788) (22.733) (154.285) (14.800) (3.577) (133) (969) (1.415) (1.954) (1.943) - (237.597)

Materia l (11.397) (4.732) (60.320) (2.978) (1.936) (312) (376) (27) (415) (631) - (83.124)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (26.809) - - - - - (75.910) - - - 5.359 (97.360)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (309.542) - - - - - - (309.542)

Serviços de terceiros (85.676) (24.609) (347.393) (67.612) (22.670) (12.167) (39.524) (1.280) (20.292) (14.265) 113.973 (521.515)

Depreciação e amortização (265.654) (7.201) (285.835) (39.553) (28.753) (27.704) (23.936) (9) (51.751) (1.203) - (731.599)

Provisões e reversões (110.756) (80.103) (252.516) (11.957) 123.007 - 69.073 (156) (979) (93.756) (7.396) (365.539)

Custos de construção - (272.216) (717.351) - (14.314) - - - - - - (1.003.881)

Outros custos e despesas operacionais (175.355) (12.401) (157.921) (41.589) (15.667) (9.462) (22.544) 15.461 (11.681) 1.864 15.345 (413.950)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (27.176) 93.144 - - - - - (564) (65.670) 1.291.434 (1.183.652) 107.516

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 992.047 367.787 287.305 94.187 206.350 198.367 7.201 9.486 12.431 1.163.045 (1.191.048) 2.147.158

RESULTADO FINANCEIRO (356.841) (110.394) 37.057 (18.863) (25.612) (54.254) (475) 6.193 (84.483) (146.543) (2) (754.217)

Receitas financeiras 30.512 13.313 380.597 11.828 38.821 13.493 7.529 6.515 27.247 181.312 (11.857) 699.310

Despesas financeiras (387.353) (123.707) (343.540) (30.691) (64.433) (67.747) (8.004) (322) (111.730) (327.855) 11.855 (1.453.527)

LUCRO OPERACIONAL 635.206 257.393 324.362 75.324 180.738 144.113 6.726 15.679 (72.052) 1.016.502 (1.191.050) 1.392.941

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (123.061) (30.515) 22.893 (21.272) (66.785) (47.893) (7.098) (2.638) (15.441) 17.124 - (274.686)

LUCRO LÍQUIDO 512.145 226.878 347.255 54.052 113.953 96.220 (372) 13.041 (87.493) 1.033.626 (1.191.050) 1.118.255

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 512.145 226.878 347.255 54.052 58.116 67.354 (298) 13.041 (87.493) 1.033.626 (1.191.050) 1.033.626

Atribuído aos acionis tas não controladores - - - - 55.837 28.866 (74) - - - - 84.629

LAJIDA 1.257.701 374.988 573.140 133.740 235.103 226.071 31.137 9.495 64.182 1.164.248 (1.191.048) 2.878.757

Outras¹ Holding Elimin. e

Reclassif. Consolidado Comercialização

R$ mil

Demonstração do Resultado 2017 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG

Araucária




RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.442.491 1.492.829 8.344.765 325.115 542.822 263.686 57.432 203.535 - (570.922) 13.101.753

Fornecimento de energia elétrica 599.109 - 4.631.460 - - - - 4.613 - (3.677) 5.231.505

Suprimento de energia elétrica 1.806.995 - 657.869 - - 263.686 57.432 198.901 - (308.811) 2.676.072

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 1.079.056 3.001.546 - - - - - - (104.019) 3.976.583

Receita de construção - 405.242 849.275 - 25.125 - - - - - 1.279.642

Va lor justo do ativo indenizável da concessão - - 131.738 - 1.003 - - - - - 132.741

Telecomunicações - - - 289.442 - - - - - (27.861) 261.581

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 516.331 - - - - (44.446) 471.885

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - (1.079.662) - - - - - - - (1.079.662)

Outras recei tas operacionais 36.387 8.531 152.539 35.673 363 - - 21 - (82.108) 151.406

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (1.279.825) (605.202) (8.502.377) (241.848) (534.817) (96.321) (259.324) (462.872) 123.890 579.350 (11.279.346)

Energia elétrica comprada para revenda (60.821) - (4.893.230) - - (31.088) - (9.260) - 308.795 (4.685.604)

Encargos de uso da rede elétrica (276.600) - (642.753) - - (10.529) (22.551) (14.451) - 100.641 (866.243)

Pessoal e adminis tradores (185.173) (116.966) (804.974) (101.397) (32.765) (3.284) (2.936) (26.062) (30.861) - (1.304.418)

Planos previdenciário e ass is tencia l (39.712) (24.171) (163.329) (18.827) (3.596) (96) (316) (4.031) (5.689) - (259.767)

Materia l (11.786) (5.017) (59.178) (2.044) (1.768) (286) (451) (286) (647) - (81.463)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (24.550) - - - - - (53.247) - - 44.445 (33.352)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (325.413) - - - - - (325.413)

Serviços de terceiros (80.645) (24.030) (348.479) (46.552) (20.082) (11.767) (82.031) (18.808) (24.331) 106.232 (550.493)

Depreciação e amortização (267.202) (3.697) (274.180) (34.645) (25.251) (26.887) (23.530) (51.734) (1.170) - (708.296)

Provisões e reversões (142.311) (10.209) (299.944) (7.251) (91.724) - (69.073) (322.947) 166.334 8.429 (768.696)

Custos de construção - (406.345) (849.275) - (25.125) - - - - - (1.280.745)

Outros custos e despesas operacionais (191.025) (14.767) (167.035) (31.132) (9.093) (12.384) (5.189) (15.293) 20.254 10.808 (414.856)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (462.952) 117.970 - - - - - (260.997) 772.080 55.594 221.695

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 699.714 1.005.597 (157.612) 83.267 8.005 167.365 (201.892) (520.334) 895.970 64.022 2.044.102

RESULTADO FINANCEIRO (360.116) (87.199) (4.983) (9.611) (1.422) (93.717) (121.501) (43.050) (13.057) - (734.656)

Receitas financeiras 79.150 21.339 396.880 13.489 13.551 3.879 16.825 33.430 321.056 (3.046) 896.553

Despesas financeiras (439.266) (108.538) (401.863) (23.100) (14.973) (97.596) (138.326) (76.480) (334.113) 3.046 (1.631.209)

LUCRO OPERACIONAL 339.598 918.398 (162.595) 73.656 6.583 73.648 (323.393) (563.384) 882.913 64.022 1.309.446

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (215.103) (220.512) (17.851) (15.324) (1.632) (24.525) 46.358 (16.187) (54.914) - (519.690)

LUCRO LÍQUIDO 124.495 697.886 (180.446) 58.332 4.951 49.123 (277.035) (579.571) 827.999 64.022 789.756

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 124.495 697.886 (180.446) 58.332 2.525 34.386 (221.628) (579.571) 827.999 64.022 827.999

Atribuído aos acionis tas não controladores - - 2.426 14.737 (55.407) - - - (38.243)

LAJIDA 966.916 1.008.012 116.568 117.912 33.256 194.252 (178.362) (468.600) 897.140 64.022 2.752.398

Demonstração do Resultado 2016 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG

Araucária Outras¹ Holding

Elimin. e


R$ mil

LAJIDA (R$ milhões) 521,8 643,7 124,9 317,6 2.878,8 2.752 ...ri.copel.com/ptb/9808/609815.pdf ·...

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