Copel Distribuição S.A. · Aplicação de ideias em processos, ... A Copel Distribuição,...

Copel Distribuição S.A.

CNPJ/MF 04.368.898/0001-06

Inscrição Estadual 90.233.073-99

Subsidiária Integral da Companhia Paranaense de Energia - Copel

www.copel.com [email protected]

Rua José Izidoro Biazetto, 158 - Bloco C - Mossungue - Curitiba - PR

CEP 81200 - 240

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO E

DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

2014

COPEL

COPEL Copel Distribuição S.A.

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SUMÁRIO

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

1.1.A Copel Distribuição ....................................................................................................................................... 5 1.2.Certificações e Prêmios.................................................................................................................................. 5 1.3.Governança Corporativa ................................................................................................................................ 6 1.4.Referencial Estratégico .................................................................................................................................. 6 1.5.Estrutura e Boas Práticas de Governança ...................................................................................................... 7 1.6.Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial .................................................................................. 10

2. AMBIENTE MACROECONÔMICO .......................................................................................................................... 11 3. AMBIENTE REGULATÓRIO ................................................................................................................................... 12

3.1.Aditivo ao Contrato de Concessão e Ativos e Passivos Financeiros Setoriais .............................................. 13 3.2.Reajuste Tarifário de 2014 ........................................................................................................................... 14 3.3.CDE e Conta ACR........................................................................................................................................ 14 3.4.Revisão Tarifária Extraordinária 2015 .......................................................................................................... 15 3.5.Bandeiras Tarifárias ..................................................................................................................................... 15 3.6.Prorrogação da Concessão .......................................................................................................................... 16 3.7.Risco de Racionamento ............................................................................................................................... 17

4. DESEMPENHO OPERACIONAL ............................................................................................................................. 18 4.1.Compra de energia....................................................................................................................................... 18 4.2.Mercado de energia ..................................................................................................................................... 19 4.3.Desempenho ................................................................................................................................................ 21

5. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO ......................................................................................................... 23 5.1.Copel Distribuição em Números ................................................................................................................... 23 5.2.Receita Operacional Líquida ........................................................................................................................ 24 5.3.Custos e Despesas Operacionais................................................................................................................. 26 5.4.Resultado Financeiro ................................................................................................................................... 27 5.5.EBITDA ou LAJIDA ...................................................................................................................................... 27 5.6.Lucro Líquido ............................................................................................................................................... 28 5.7.Estrutura de Capital ...................................................................................................................................... 28 5.8.Valor Adicionado .......................................................................................................................................... 28 5.9.Inadimplência de Consumidores .................................................................................................................. 29 5.10.Investimentos ............................................................................................................................................. 29

6. GESTÃO DE PESSOAS .......................................................................................................................................... 30 6.1.Quadro de Pessoal....................................................................................................................................... 30 6.2.Saúde e Segurança do Trabalho .................................................................................................................. 30 6.3.Desenvolvimento e Capacitação .................................................................................................................. 31 6.4.Política Salarial e Benefícios ........................................................................................................................ 32 6.5.Relações Trabalhistas .................................................................................................................................. 32 6.6.Clima Organizacional ................................................................................................................................... 33 6.7.Programa Nossa Energia ............................................................................................................................. 34

7. MEIO AMBIENTE E COMUNIDADE ........................................................................................................................ 35 7.1.Fornecedores ............................................................................................................................................... 35 7.2.Clientes....... ................................................................................................................................................. 35 7.3.Comunidade ................................................................................................................................................. 36 7.4.Educação para sustentabilidade ................................................................................................................... 37 7.5.Projetos e Programas Corporativos .............................................................................................................. 37 7.6.Meio ambiente .............................................................................................................................................. 39

8. BALANÇO SOCIAL ................................................................................................................................................. 43 9. COMPOSIÇÃO DOS GRUPOS RESPONSÁVEIS PELA GOVERNANÇA .............................................................. 46


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MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE

Apresentamos o Relatório de Administração e Demonstrações Financeiras da Copel Distribuição S.A.,

subsidiária integral da Copel, referente ao exercício de 2014.

Em um ano de desafios para o setor elétrico - frente ao cenário crítico de risco hidrológico e escassez de

energia - a Copel Distribuição dedicou-se a consolidar sua estratégia de recuperar resultados e indicadores

financeiros visando o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. Esta estratégia se articula por meio do

ganho de eficiência operacional e equilíbrio de custos, sem comprometer a qualidade do serviço.

A satisfação dos consumidores com a qualidade dos nossos serviços ficou evidenciada nas diversas

premiações recebidas pela Copel Distribuição em 2014, dentre elas a de melhor distribuidora do Brasil na

avaliação do cliente pela Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee), e da

América Latina, em premiação conferida pela Comissão de Integração Energética Regional (CIER), além de

ser avaliada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) pelo melhor índice de satisfação dos clientes

na região Sul.

Em relação aos resultados financeiros de 2014, a Copel Distribuição alcançou um EBITDA de R$ 810,7

milhões (R$ -138,1 milhões em 2013) que reflete, além de uma gestão austera, um amplo trabalho realizado

no setor elétrico pelas distribuidoras em conjunto com Abradee, Aneel, Comissão de Valores Mobiliários

(CVM), Instituto dos Auditores Independentes do Brasil (Ibracon), entre outras organizações, e que resultou

no reconhecimento dos Ativos e Passivos Financeiros Setoriais no resultado das distribuidoras. Estes ativos

abrangem os custos adicionais da Parcela A e outros componentes financeiros, que em 2014 foram

significativos para as empresas, e sua contabilização reflete a real situação econômica apresentada nas

Demonstrações Financeiras.

Tais resultados se mostram especialmente promissores se considerarmos o contexto macroeconômico e

regulatório, com uma retração do PIB da ordem de 0,15%, significativas alterações na formação da Conta

de Desenvolvimento Energético (CDE), e uma transferência parcial do ônus do risco hidrológico às

distribuidoras cotistas referente aos geradores que aceitaram a prorrogação antecipada das concessões.

Mesmo neste cenário adverso, a Copel Distribuição pôde investir de modo consistente na melhoria do

sistema de distribuição, com um programa de obras de R$ 857,7 milhões - 5,1% maior que no ano anterior.

Foram conectadas três novas subestações ao sistema elétrico, em Morretes, Curitiba e Chopinzinho, e

adicionados 166,7 MVA ao sistema, que ao final de 2014 totalizava uma potência de 10,6 mil MVA em 361

subestações automatizadas. Os novos empreendimentos incluíram ainda 576 quilômetros em linhas de

transmissão em todo o Paraná.

Para melhorar a qualidade do fornecimento de energia, foram realizadas obras para a automatização da

rede elétrica com substituição da rede convencional por redes compactas protegidas, conferindo maior

segurança e continuidade ao fornecimento. Um dos principais testes da qualidade do sistema ocorreu


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durante a realização da Copa do Mundo de 2014, em que não houve registros de problemas de

abastecimento de qualquer ordem.

Em relação aos clientes atendidos pela Copel Distribuição, pela primeira vez o número de atendimentos

virtuais superou o presencial, com 52% do total de solicitações. O resultado ratifica a estratégia adotada

para ampliar os canais de acesso portátil e autoatendimento disponibilizados aos clientes, reduzindo custos

e agilizando o atendimento.

Nossos resultados demonstram que a Copel Distribuição se mostra cada vez mais eficiente, o que nos

deixa tranquilos quanto à renovação da concessão em 2015. Ancorada na excelência técnica de seu quadro

de empregados, a Companhia se mostra preparada para os desafios que atualmente se impõem ao setor

elétrico, sendo competitiva, ousada e inovadora sem descuidar da responsabilidade no uso dos recursos

naturais, na eficiência de sua gestão econômica e no atendimento às demandas sociais sobre suas

atividades.

Curitiba, 26 de março de 2015

Vlademir Santo Daleffe

Diretor Presidente


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1. PERFIL ORGANIZACIONAL

1.1. A Copel Distribuição

A Copel Distribuição S.A. (Copel Distribuição ou Companhia) é uma sociedade anônima de capital fechado

e subsidiária integral da Companhia Paranaense de Energia (Copel ou Controladora). Nossas atividades

visam ao atendimento dos mais de 4,3 milhões de consumidores de energia, em 1.113 localidades

pertencentes a 394 municípios do Paraná e um em Santa Catarina, Porto União. Os municípios de

Guarapuava e Coronel Vivida são atendidos parcialmente. Além de operar e manter as instalações nos

níveis de tensão até 34,5 kV, a Copel Distribuição também opera nas instalações de níveis de tensão 69 e

138 kV.

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

operar e manter a infraestrutura, bem como prestar serviços correlatos, descritos no Contrato de Concessão

nº 046/1999, firmado em 24.06.1999.

O prazo de concessão foi prorrogado pela Portaria MME nº 196, de 22.06.1999, até 7 de julho de 2015. O

contrato prevê a possibilidade de prorrogação por mais 20 anos.

A participação no mercado da Copel Distribuição abrange 6,1% do mercado brasileiro e 33,8% do mercado

da Região Sul e no Paraná, sua participação é estimada em 97,1%.

1.2. Certificações e Prêmios

O compromisso da Copel é atender o cliente com qualidade, soluções e facilidades que melhore o

desempenho no seu dia a dia. E em 2014 este empenho foi reconhecido com muitos prêmios e

certificações:

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

quatrocentos mil consumidores): Pesquisa realizada com consumidores residenciais em todo o Brasil,

certificada pela Comissão de Integração Energética Regional - CIER América Latina.

Prêmio CIER Melhor Distribuidora - categoria Ouro: É a terceira vez, em quatro anos que a Copel

conquista o Prêmio de melhor distribuidora da América Latina, certificada pela Comissão de Integração

Energética Regional - CIER América Latina.

Prêmio CIER Responsabilidade Socioambiental: A Copel Distribuição foi eleita a empresa com

melhor avaliação em Responsabilidade Social, o troféu de destaque na área à distribuidora com melhor

desempenho geral em 14 diferentes atributos, como apoiar programas sociais, ambientais e eventos

culturais, levar energia a localidades remotas e contribuir para o desenvolvimento regional, conferido

pela Comissão de Integração Energética Regional - CIER América Latina.


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Prêmio PNQ - Destaque em clientes: O reconhecimento é concedido à Companhia com base na

avaliação de ações desenvolvidas para a satisfação do cliente, conferido pela Fundação Nacional de

Qualidade.

Prêmio Abradee - Melhor Avaliação pelo Cliente: A Copel foi considerada a melhor distribuidora do

Brasil pelos consumidores. Pela terceira vez nos últimos quatro anos, a Copel Distribuição foi eleita a

melhor nesta categoria, premiação conferida pela Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia

Elétrica - Abradee.

1.3. Governança Corporativa

A Copel Distribuição, segundo as diretrizes de sua Controladora, busca constantemente aprimorar a

aplicação de boas práticas de governança corporativa e utiliza como parâmetro o modelo proposto pelo

Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC, nos termos de seu Código das Melhores Práticas. Os

administradores procuram, dessa forma, contribuir para sua perenidade, com visão de longo prazo na busca

de sustentabilidade econômica, social e ambiental; aprimorar o relacionamento e a comunicação com todas

as partes interessadas; minimizar os riscos estratégicos, operacionais e financeiros; e aumentar o valor da

Companhia, viabilizando a estratégia de captação de recursos.

1.4. Referencial Estratégico


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Princípios e Valores:

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

Respeito às pessoas Consideração com o próximo.

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

objetivos da organização.

TransparênciaPrestação de contas das decisões e realizações da Companhia para informar seus aspectos positivos ou

negativos a todas as partes interessadas.

SegurançaAmbiente de trabalho saudável em que os empregados e os gestores colaboram para o uso de um

processo de melhoria contínua da proteção e promoção da segurança, saúde e bem-estar de todos.

Responsabilidade

Condução da vida da Companhia de maneira sustentável, respeitando os direitos de todas as partes

interessadas, inclusive das futuras gerações, e o compromisso com a sustentação de todas as formas de

vida.

InovaçãoAplicação de ideias em processos, produtos ou serviços de forma a melhorar algo existente ou construir

algo diferente e melhor.

1.5. Estrutura e Boas Práticas de Governança

O organograma a seguir apresenta a estrutura organizacional da Companhia:


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A Companhia segue as práticas e políticas de governança adotadas pela Controladora no tocante a

Assembleia Geral, Conselho de Administração, Conselho Fiscal, Comitê de Auditoria, Diretoria Executiva,

Código de Conduta, Conselho de Orientação Ética e Comissão de Análises de Denúncia de Assédio Moral.

Além destes, a Controladora mantém o Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, o qual destacamos a

seguir:

Ética, Transparência e Prestação de Contas

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

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

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

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

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

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

Conduta e declara ciência de seu conteúdo.

A Copel Distribuição, através de sua Controladora, disponibiliza o Canal de Comunicação Confidencial, um

recurso para o reporte de situações relacionadas à contabilidade, auditoria, controles internos e ao

descumprimento do Código de Conduta, entre outros. O canal está disponível pelo telefone 0800 643 5665.

Para clientes, poderes públicos, sociedade em geral e também empregados, a Companhia possui uma

Ouvidoria, cujo acesso é feito por meio do telefone 0800 647 0606, e-mail [email protected], ou

pessoalmente no endereço Rua Professor Brasílio Ovídio da Costa, 1703 CEP: 80310-130 - Santa Quitéria -

Curitiba/PR.

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

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

Conselho de Consumidores, canal acessível por e-mail ou pessoalmente, na sede da Controladora, em

Curitiba. O órgão atua em questões relacionadas ao fornecimento de energia elétrica, tarifas e adequação

dos serviços prestados.

Gestão de Riscos

A Copel Distribuição adota a Política de Gestão de Riscos Corporativos da Controladora, que estabelece a

composição de um Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, hierarquicamente subordinado ao Comitê de

Auditoria. As diretrizes adotadas são baseadas em estruturas e padrões reconhecidos, como COSO

(Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission) e ISO 31000, e têm como objetivos

maximizar os valores econômico, social e ambiental para todas as partes interessadas e assegurar a

conformidade com as leis e regulamentos vigentes.


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

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

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

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

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

atividades operacionais e é realizada a partir do seguinte perfil:

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

substanciais no valor econômico da Companhia;

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

por meio de seus processos, seu quadro funcional ou seu ambiente de tecnologia - e a eventos externos

associados ao aspecto econômico, político, socioambiental, natural ou setorial em que a organização atua;

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

mercado, crédito e liquidez.

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

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

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

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

níveis da Companhia.

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

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

possam interferir nos resultados de suas demonstrações financeiras.

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

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

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

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

demandadas ações corretivas.

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

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

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

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

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

seu compromisso de regularizá-las.


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1.6. Política de Sustentabilidade e Cidadania Empresarial

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

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

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

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

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

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

da Companhia: www.copel.com.


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2. AMBIENTE MACROECONÔMICO

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

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

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

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

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

produção industrial, fatores que determinaram o crescimento de 7,4% para o PIB, o menor nível dos últimos

24 anos. Em um contexto de riscos cada vez mais presentes, projeta-se que, para 2015, os Estados Unidos

deverão crescer a uma taxa de 3,6% motivados pela inovação tecnológica e pelo comércio exterior com o

Canadá, México e China; a zona do euro, com sinais de fragilidade espalhados pelos países do grupo, terá

uma melhora modesta (1,2%) se considerado um cenário mais otimista e a China, que se moverá em

direção ao segmento de serviços, alcançará um desempenho de 6,8%.

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

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

de US$ 3,93 bilhões e aumento da dívida pública (déficit primário equivalente a 0,63% do PIB) em um ano

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

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

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

estima-se retração de 0,7% do Produto Interno Bruto e inflação de 7,8% pressionada pelos preços

administrados. A maneira como a economia irá reagir às medidas fiscais e monetárias a serem adotadas ao

longo do ano será decisiva para recolocar o país na rota de investimento dos agentes estrangeiros.

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

indica que o Produto Interno Bruto do estado, em 2014, expandiu 0,8% e, em 2015, expandirá 1,0%. Depois

de três anos ininterruptos de maior crescimento, os vetores do dinamismo da base produtiva local foram

atingidos pelos elementos de perturbação que acompanham a economia brasileira desde 2011.


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3. AMBIENTE REGULATÓRIO

O Setor Elétrico tem enfrentado grandes mudanças principalmente após a MP nº 579, de 2012, convertida

em Lei nº 12.783 de 11.01.2013, que, dentre outras medidas, tratou das condições para a adesão à

prorrogação antecipada de concessões de energia elétrica, da modicidade tarifária e da redução dos

encargos setoriais.

Os riscos hidrológicos dos geradores que aceitaram a prorrogação antecipada das concessões, foi

transferido aos distribuidores cotistas, o que representou significativo aumento de custo para os cotistas em

2014, em razão da falta de chuvas.

Na questão de encargos setoriais, o regime de formação e utilização dos recursos da Conta de

Desenvolvimento Energético - CDE, de que trata o art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, foi alterado de forma

significativa. Originalmente foi criada com os objetivos de (i) promover a universalização do serviço de

energia elétrica em todo o território nacional, (ii) garantir recursos para atendimento à subvenção econômica

destinada à modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores da Subclasse

Residencial Baixa Renda (Tarifa Social de Energia Elétrica - TSEE), (iii) promover o desenvolvimento

energético dos Estados e a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas

centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas

interligados.

No novo regime, a CDE, além dos objetivos originais, passou a prover os recursos necessários para custear

parcela da geração de energia elétrica nos sistemas elétricos isolados (Conta de Consumo de Combustíveis

- CCC), conforme Lei nº 12.111, de 2009, e assumiu objetivos similares ao da Reserva Geral de Reversão -

RGR, criada pelo art. 4º da Lei nº 5.655, de 1971, como o de amortizar operações financeiras vinculadas à

indenização por ocasião da reversão de concessões ou atender a finalidade de modicidade tarifária. Além

disso, a Lei nº 12.839, de 2013, atribuiu à CDE as funções de prover os recursos para compensar

descontos aplicados aos usuários dos serviços de distribuição de energia.

Durante os anos de 2013 e 2014, em função da conjuntura hidrológica desfavorável e de seus impactos no

equilíbrio econômico e financeiro das concessionárias, foram instituídas medidas extraordinárias na CDE,

mediante a edição de Decretos do Poder Executivo.

Para competência de janeiro de 2014, o Decreto nº 8.203 de 07.03.2014, permitiu o repasse de recursos da

CDE para a cobertura das exposições involuntárias das distribuidoras no mercado de curto prazo

decorrente da compra frustrada no leilão de energia de empreendimentos existentes realizado em

dezembro de 2013. Mediante a publicação do Decreto nº 8.221 de 01.04.2014, foi instituída a Conta no

Ambiente de Contratação Regulada - Conta-ACR, mantida pela CCEE, que teve por finalidade cobrir total

ou parcialmente os custos adicionais de exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho


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de usinas termoelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente

Regulado - CCEAR, na modalidade por disponibilidade de energia elétrica, durante o período de fevereiro a

dezembro de 2014. Os recursos recebidos pelas distribuidoras, vindos da CDE e da conta ACR, foram no

montante de R$ 19,0 bilhões em 2014, ainda assim insuficientes.

3.1. Aditivo ao Contrato de Concessão e Ativos e Passivos Financeiros

Setoriais

Um avanço ocorrido ao final do ano para as concessionárias de distribuição, foi a assinatura do termo

aditivo ao contrato de concessão, aprovado pelo Despacho Aneel nº 4.621 de 25.11.2014, o qual prevê que,

no caso de extinção da concessão por qualquer motivo, os valores residuais de itens da Parcela A e outros

componentes financeiros não recuperados ou devolvidos via tarifa, sejam incorporados no cálculo da

indenização ou descontados dos valores da indenização de ativos não amortizados, resguardando assim o

direito ou a obrigação do concessionário junto ao Poder Concedente na realização desses ativos e

passivos.

O setor de Distribuição de Energia Elétrica se utilizou a partir de 2002 do reconhecimento dos Ativos e

Passivos Financeiros Setoriais, anteriormente chamados de Ativos e Passivos Regulatórios, compostos de

variações da Parcela A, de forma a evidenciar as diferenças entre os valores previstos na tarifa e os

efetivamente incorridos, possibilitando a evidenciação do desempenho das companhias em suas

Demonstrações Financeiras onde efetivamente possuem gestão e são remuneradas. As variações

positivas ou negativas dos Ativos e Passivos Financeiros Setoriais são consideradas nas tarifas no próximo

reajuste anual e consequentemente repassadas ao consumidor.

Em 2010, com a adesão do Brasil às Normas Internacionais de Contabilidade, os Ativos e Passivos

Regulatórios deixaram de ser registrados nas Demonstrações Financeiras Societárias, considerando que

sua realização ou exigibilidade dependia de evento futuro não totalmente controlável pela entidade - a

entrega futura de energia elétrica; e que não seria praticável prever, no momento do surgimento desses

direitos ou obrigações, a sua efetiva realização e quais os efetivos compradores dessa energia no futuro. No

entanto, o reconhecimento destes ativos e passivos foram mantidos na Contabilidade Regulatória instituída

e regulamentada pela Aneel, conforme Resolução nº 396 de 23.02.2010.

Com a assinatura do Aditivo do Contrato de Concessão da Copel Distribuição em 10.12.2014, eliminou-se a

natureza contingente dos Ativos e Passivos Regulatórios permitindo o reconhecimento como instrumentos

financeiros de quaisquer diferenças da Parcela A e outros componentes financeiros ainda não recuperados

ou liquidados. O efeito imediato na Contabilidade Societária foi o reconhecimento dos Ativos Financeiros

Setoriais, levantados até a data da assinatura do aditivo contratual, no montante de R$ 1.004,9 milhões em

contrapartida à receita operacional líquida, de acordo com OCPC 08, e constituição líquida positiva do

período subsequente entre 10 a 31.12.2014 de R$ 28,9 milhões na receita operacional e correção financeira


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de R$ 7,3 milhões, totalizando R$ 1.041,1 milhões em 31.12.2014.

3.2. Reajuste Tarifário de 2014

Em junho de 2014, a Aneel homologou o resultado do

reajuste tarifário anual da Copel Distribuição em 30,78%,

sendo 24,78% relativos ao reajuste econômico, 6,00%

relativos aos componentes financeiros pertinentes e

4,27% referente a retirada de componente financeiro no

reajuste tarifário de 2013, o que representaria um efeito

médio de 35,05% para o consumidor. A Companhia

solicitou a suspensão deste reajuste, bem como o

diferimento parcial, e, sendo autorizado pela Aneel, foi

diferido o montante de R$ 622,4 milhões. Este valor

somado aos R$ 275,9 milhões (a valores de junho de

2014) já diferidos no reajuste de 2013, resulta no montante de R$ 898,3 milhões a ser considerado como

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

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

Composição do Reajuste Tarifário %

Parcela A

Compra de energia 21,12

Encargos setoriais 1,67

Transporte de energia 0,34

Total da Parcela A 23,13

Total da Parcela B 1,66

Reajuste econômico - parcelas A e B 24,78

Componentes f inanceiros IRT 2014 6,00

Ajustes dos componentes f inanceiros IRT 2013 4,27

Total do reajuste tarifário IRT 2014 35,05

Total do reajuste tarifário incluindo diferimento do IRT 2013 39,71

Reajuste efetivo aplicado em 2014 24,86

3.3. CDE e Conta ACR

Em 07.03.2014 foi publicado o Decreto nº 8.203, que repassou recursos da CDE referentes à competência

de janeiro de 2014, onde a Copel Distribuição recebeu o montante de R$ 114,5 milhões, para neutralizar a

exposição contratual involuntária no mercado de curto prazo, decorrente da compra frustrada no leilão de

Custo

Energia; 64,6%

Custo

Dis tribuição; 23,4%

Encargos

Setoriais; 8,3%

Custo de Transmissão;

3,7%

Composição da Tarifa - IRT 2014


15

energia proveniente de empreendimentos existentes realizado em dezembro de 2013.

Mediante a publicação do Decreto nº 8.221 de 01.04.2014, foi instituída a Conta no Ambiente de

Contratação Regulada - Conta-ACR, mantida pela CCEE, que teve por finalidade cobrir total ou

parcialmente os custos adicionais de exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de

usinas termoelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado

- CCEAR, na modalidade por disponibilidade de energia elétrica, durante o período de fevereiro a dezembro

de 2014. Os repasses recebidos durante o ano de 2014 pela Copel Distribuição foram no montante de R$

1.137,5 milhões.

3.4. Revisão Tarifária Extraordinária 2015

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

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

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

função do reajuste da tarifa de Itaipu (46,1%) e alteração do dólar, e dos elevados preços praticados no 14º

Leilão de Energia Existente (A-1 2014) e no 18º Leilão de Ajuste, realizado em 15.01.2015.

O reajuste tarifário médio da Copel Distribuição aprovado pela Aneel é de 36,79% a partir de 02 de março

de 2015. Desse total, 22,14% está relacionado à quota de Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, e

14,65% ao reposicionamento dos custos com aquisição de energia.

3.5. Bandeiras Tarifárias

O sistema de bandeiras tarifárias tem como finalidade sinalizar aos consumidores as condições de geração

de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN, por meio da cobrança de valor adicional na Tarifa

de Energia - TE, permitindo a oportunidade de adequação de seu consumo ao preço real da energia

elétrica. Em 2013 e 2014 foram anos testes com finalidade educativa dos consumidores ao novo sistema,

onde a Aneel divulgou mês a mês as bandeiras que estariam em funcionamento.

A partir de 01.01.2015, conforme regulamentação Aneel, teve início a cobrança das bandeiras tarifárias nas

faturas de energia elétrica. Este mecanismo foi revisto a partir de 02.03.2015 com a criação da Conta

Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT. As mudanças propostas estão em

consonância com o estabelecido no Decreto nº 8.401 de 04.02.2015, a Aneel homologa as bandeiras

tarifárias a cada ano civil, considerando a previsão das variações relativas ao custos de geração por fonte

termelétrica e a exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetam os agentes de

distribuição de energia elétrica conectados ao SIN.

Frente às variações dos custos de geração por fonte termelétrica e da exposição aos preços de liquidação


16

no mercado de curto prazo, os adicionais referentes às bandeiras tarifárias amarela e vermelha foram

recalculados para o ano civil de 2015, de forma a refletir a expectativa de custo dos seguintes itens:

a) Variação do custo da parcela variável dos CCEARs na modalidade por disponibilidade em relação à cobertura tarifária concedida;

b) ESS gerado por usinas despachadas por ordem de mérito com CVU acima do valor teto do PLD;

c) ESS gerado por segurança energética;

d) Exposição involuntária ao mercado de curto prazo decorrente de insuficiência contratual;

e) Risco hidrológico associado à geração dos CCGFs;

f) Risco hidrológico associado à geração de ITAIPU;

g) Estimativa de excedente da CONER associado aos Leilões de Energia de Reserva.

Inicialmente a Aneel havia definido o adicional da bandeira vermelha no valor de 30,00 R$/MWh e para a

bandeira amarela o valor de 15,00 R$/MWh. Mediante o aumento de custos de energia, estes valores foram

revistos sendo atualmente o adicional da bandeira vermelha no valor de 55,00 R$/MWh e para o valor do

adicional da bandeira amarela 25,00 R$/MWh.

Importa destacar que, estes custos estariam incluídos no cálculo de reajuste tarifário e então repassados

aos consumidores um ano depois de ocorridos. Assim, o novo sistema de bandeiras sinaliza mensalmente o

custo de geração da energia elétrica que será cobrada com acréscimo das bandeiras amarela e vermelha,

proporcionando ao consumidor a oportunidade de administrar o seu consumo.

3.6. Prorrogação da Concessão

Em 12.09.2012, publicou-se a Medida Provisória nº 579, de 11.09.2012, convertida na Lei nº 12.783/2013,

dispondo dentre outras, sobre o tratamento a ser dado à concessão de distribuição. Conforme a Lei, as

concessões de distribuição poderão ser prorrogadas por até 30 anos. A prorrogação é facultada ao

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

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

qualidade do serviço fixados pela Aneel.

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

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

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

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

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

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

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


17

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

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

os saldos remanescentes ativos ou passivos financeiros setoriais decorrentes de eventual insuficiência ou

ressarcimento pela tarifa.

3.7. Risco de Racionamento

Aproximadamente 63,0% da capacidade instalada no País atualmente é proveniente de geração

hidrelétrica, o que torna o Brasil, assim como a região geográfica em que operamos, sujeitos a condições

hidrológicas que são imprevisíveis, devido a desvios não cíclicos da precipitação média. Condições

hidrológicas desfavoráveis podem causar, entre outras coisas, a implementação de programas abrangentes

de economia de eletricidade, tais como, uma racionalização ou até uma redução obrigatória de consumo,

que é o caso de um racionamento. O período mais recente de poucas chuvas foi nos anos anteriores a

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

eletricidade, que esteve em vigor de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002.

Tanto a racionalização quanto o racionamento desencadeiam efeitos adversos às distribuidoras de energia

elétrica, entretanto, ainda não é possível dimensionar totalmente a magnitude desse impacto, pois ainda

aguarda-se o resultado do volume que os reservatórios apresentarão até o final do período chuvoso e

simultaneamente, o crescimento que o mercado de energia elétrica deverá apresentar em função do atual

contexto econômico, pois tais fatores poderão minimizar a severidade dos programas de redução do

consumo se implementados. As distribuidoras, em conjunto com o setor elétrico estudam medidas para

minimizar os impactos tanto para as empresas quanto para a sociedade.


18

4. DESEMPENHO OPERACIONAL

4.1. Compra de energia

O cenário do Setor Elétrico em 2014 apresentou desafios para as distribuidoras quanto à cobertura dos

contratos de energia e equilíbrio do nível de contratação, em consequência dos seguintes eventos:

i. Insuficiência de Cotas de Garantia Física oriundas de usinas que não aderiram aos termos da MP nº

579, de 2012, cujos contratos de concessão se encerram até 2015;

ii. Frustração dos Leilões de Energia Existente, que têm por objetivo a recontratação dos montantes

de energia reduzidos pelo término de vigência de contratos (denominados Montantes de

Reposição);

iii. Frustração de contratos de Energia Nova, motivada pela rescisão antecipada de contratos com

usinas que tiveram revogadas suas autorizações de implantação e exploração e também pelo

postergação de início de suprimento de contratos celebrados com as UHE Jirau e Santo Antônio.

Adicionalmente, a redução acentuada das afluências, em níveis sensivelmente inferiores à média histórica,

impactou em custos significativos associados ao risco hidrológico das usinas convertidas em cotas, que

passaram a ser arcadas pelas distribuidoras.

Na tentativa de reduzir a exposição das distribuidoras, a Aneel, ao longo de 2014, realizou leilões de

energia e que foram insuficientes para a reposição dos contratos. Todos estes fatores resultaram em

gradativo aumento da exposição involuntária das distribuidoras, que foram obrigadas a comprar energia no

mercado de curto prazo, submetendo-se ao Preço de Liquidação das Diferenças - PLD.

A Copel Distribuição participou dos Leilões A-1/2013 e A-0/2014, contratando o montante de 511 MWmed e

388 MWmed, respectivamente, que reduzindo parte de sua exposição, fazendo com que atingisse, ao final

de 2014 um nível de contratação de cerca de 96,0%, estando resguardada de quaisquer penalidades por

subcontratação, uma vez que a exposição contratual teve caráter involuntário.

Para o ano de 2015, a projeção do balanço de contratação, considerando-se apenas os resultados dos

Leilões de Ajuste e A-1/2014, aponta o atingimento do nível desejado, entre 100,0% e 105,0% do mercado.

Contudo, esta perspectiva é objeto de acompanhamento e revisão frente ao não recebimento das Cotas de

Garantia Física proveniente da usina de São Simão; e eventual redução da projeção de carga, reflexo das

campanhas de racionalização de energia.


19

Fluxo de Energia (em % e GW/hora)

Fluxo de energia (GWh)

CCEAR 16.692 - 58,1%

CCEAR GET 411 Energia vendida 25.269 - 87,9%

CCEAR 16.281 Distribuição direta 24.208

Concessionárias e permissionárias 699

Mercado Curto Prazo 362

Energia comprada

28.733

Perdas e diferenças 3.464 - 12,1%

Perdas rede básica 544

Perdas distribuição 2.598

Alocação de contratos no CG 322

Outros 1.638 - 5,7%

Elejor 1.186

Itiquira 452

CCEAR = Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

CCEE = Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

CCGF = Contrato de Cota de Garantia Física

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

em Contrato)

- 4,6%

Itaipu 5.870 - 20,4%

Proinfa 599 - 2,1%

CCEE 1.573 - 5,5%

Angra 1.046 - 3,6%

CCGF 1.315

4.2. Mercado de energia

O mercado cativo de energia elétrica da Copel apresentou crescimento de 5,6% em 2014, influenciado

principalmente pelo comportamento das classes residencial e comercial, que representaram mais de 50%

do consumo e refletiram a intensificação do uso da climatização, decorrente das elevadas temperaturas

observadas no primeiro e no último trimestre do ano. O consumo da classe industrial cresceu 3,5% no ano,

sob influência principalmente dos segmentos “alimentício” e “celulose, papel & derivados". O consumo rural

apresentou variação positiva de 8,2%, em função de fatores tais como acréscimo da renda, diversificação e

aumento do nível de tecnicismo aplicado ao setor.

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


20

Dez/14 Dez/13 % 2014 2013 %

Residencial 3.437.030 3.320.098 3,5 7.267 6.888 5,5

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

Comercial 369.205 338.502 9,1 5.470 5.074 7,8

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

Outros 57.203 56.567 1,1 2.381 2.278 4,5

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

Mercado Cativo - Copel Distribuição

No de consumidores Energia vendida (GWh)

Residencial79,4%

Industrial2,1%

Comercial8,6%

Rural8,6%

Outros1,3%

Mercado CativoPor Nº de Consumidores

Residencial30,0%

Industrial28,2%

Comercial22,6%

Rural9,3%

Outros9,9%

Mercado CativoPor consumo de Energia

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, avançou 5,0% em doze meses, conforme verificado na tabela abaixo:

Dez/14 Dez/13 % 2014 2013 %

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

Concessionárias e Permissionárias 4 4 - 699 620 12,7

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

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

No de consumidores/contratos Energia distribuída (GWh)

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

concessão da Copel Distribuição.

Mercado Fio de Energia - Copel Distribuição


21

4.3. Desempenho

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

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

obras de novas subestações concluídas são:

Subestação Potência Localidade

SE Morretes 138 kV 41,67 MVA Morretes

SE Capanema 69 kV 41,67 MVA Curitiba

SE Chopinzinho138 kV 41,67 MVA Chopinzinho

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

Local Tensão Extensão

Santa Terezinha - Paranavaí 138 kV 51,7 km

Rosana - Paranavaí 138 kV 73,9 km

Ibiporã - Igapó 138 kV 13,8 km

Ibiporã - Palermo 138 kV 6,8 km

Astorga - Jaguapitã 138 kV 18,0 km

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

Londrina - Palermo 138 kV 22,0 km

Pato Branco - Chopinzinho 138 kV 45,0 km

Parolin - Xaxim 138 kV 4,0 km

Santa Quitéria - Parolin 138 kV 3,0 km

Santa Quitéria - Batel 2 138 kV 2,0 km

Santa Quitéria - Novo Mundo 138 kV 0,8 km

Pilarzinho - Bom Retiro 138 kV 6,8 km

Jardim Bandeirantes 2 - Igapó 138 kV 9,3 km

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

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

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

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

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

Guatupê - Pinhais 138 kV 9,0 km

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

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

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

Santa Quitéria - Batel 1 138 kV 0,1 km

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

Umuarama -Umuarama Sul 1 138 kV 1,8 km

Umuarama -Umuarama Sul 2 138 kV 1,9 km

Umuarma - Tamoio 138 kV 9,7 km

Santa Terezinha - Cianorte 138 kV 32,2 km

Santos Dumont - Cianorte 138 kV 44,8 km

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

Rio Azul - Sepac 138 kV 2,1 km

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

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

Linhas de Distribuição

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


22

Linhas de Distribuição Extensão (em km)

13,8 kV 101.688,7

34,5 kV 82.232,5

69 kV 727,2

138 kV 5.153,5

230 kV 123,5

Total 189.925,4

Subestações

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

Tensão Subestações automatizadas MVA

34,5 kV 230 1.545,0

69 kV 35 2.412,5

88 kV - 5,0

138 kV 96 6.730,2

Total 361 10.692,7

Qualidade de Fornecimento

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

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

2012 10,25 7,84 01:51

2013 11,62 8,06 02:08

2014 14,01 9,08 01:49

(1) DEC medido em horas e centesimal de horas.

Pesquisa & Desenvolvimento - P&D

Em conformidade com a Lei n.º 9.991/2000, as concessionárias de distribuição devem aplicar anualmente

um percentual mínimo de sua Receita Operacional Líquida - ROL em projetos de Pesquisa e

Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica - P&D, segundo regulamentos estabelecidos

pela Aneel. O projeto de P& D no setor de energia elétrica deve ser original e inovador.

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

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

Sistema de Inteligência Analítica do Setor Elétrico - Siase, no qual a Copel Distribuição participa como

cooperada juntamente com outras empresas do setor elétrico. Foram aplicados em projetos de P&D

aproximadamente R$ 8,4 milhões.


23

5. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

5.1. Copel Distribuição em Números

Indicadores Contábeis

Receita operacional bruta 11.872.374 8.820.912 34,6

Deduções da receita 3.525.338 2.859.337 23,3

Receita operacional líquida 8.347.036 5.961.575 40,0

Custos e despesas operacionais 7.757.776 6.304.797 23,0

Resultado das atividades 589.260 (343.222) (271,7)

EBITDA ou LAJIDA 810.661 (138.112) (687,0)

Resultado financeiro 81.693 228.938 (64,3)

IRPJ/CSLL 233.089 (35.775) (751,5)

Lucro (prejuízo) líquido do exercício 437.864 (78.509) (657,7)

Patrimônio líquido 4.329.575 3.366.685 28,6

Dividendos 124.791 - -

Indicadores Econômico-Financeiros

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

Liquidez geral (índice) 1,9 1,8 8,8

Margem do EBITDA ou LAJIDA (%) 9,7 (2,3) (519,2)

Dívida sobre o patrimônio líquido (%) 44,9 54,2 (17,2)

Margem líquida (lucro líquido/receita operacional líquida) (%) 5,2 (1,3) (498,3)

Rentabilidade do patrimônio líquido (%) (1) 13,0 (2,2) (685,7)

(1) LL ÷ (PL inicial)

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

Variação %

2014 X 2013


24

5.2. Receita Operacional Líquida

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 8.347.036 5.961.575 40,0% 100,0%

Fornecimento de Energia Elétrica 3.860.461 2.885.997 33,8% 48,4%

Residencial 1.429.594 1.074.118 33,1% 18,0%

Industrial 1.051.069 803.434 30,8% 13,5%

Comercial, Serviços e Outras Atividades 839.671 627.864 33,7% 10,5%

Rural 260.801 165.078 58,0% 2,8%

Poder Público 108.348 83.811 29,3% 1,4%

Iluminação Pública 78.626 60.070 30,9% 1,0%

Serviço Público 92.352 71.622 28,9% 1,2%

Suprimento de Energia Elétrica 297.652 100.055 197,5% 1,7%

Câmara Comercialização Energia Elétrica-CCEE 176.967 12.047 1369,0% 0,2%

Contratos Bilaterais 120.685 88.008 37,1% 1,5%

Disponibilidade da Rede Elétrica 2.113.863 1.947.306 8,6% 32,7%

Residencial 793.022 720.321 10,1% 12,1%

Industrial 399.986 358.609 11,5% 6,0%

Comercial, Serviços e Outras Atividades 517.966 456.872 13,4% 7,7%

Rural 109.278 136.798 -20,1% 2,3%

Poder Público 72.590 66.815 8,6% 1,1%

Iluminação Pública 56.376 51.198 10,1% 0,9%

Serviço Público 37.212 34.025 9,4% 0,6%

Consumidores Livres 126.534 121.705 4,0% 2,0%

Rede básica, de fronteira e de conexão 899 963 -6,6% 0,0%

Receita de Construção 991.356 898.606 10,3% 15,1%

Resultado de Ativos e Passivos Financeiros Setoriais 1.033.866 - 0,0%

Outras Receitas Operacionais 49.838 129.611 -61,5% 2,2%

% ROL 2014Variação da Receita (em Milhares de Reais) 2014 2013

Variação

2014 x 2013

Em 2014, a Receita Operacional Líquida teve

acréscimo de R$ 2.385,5 milhões, representando

40,0% de aumento em relação a 2013. Tal variação

decorre principalmente do acréscimo de R$ 974,5

milhões na Receita de Fornecimento de Energia

Elétrica, em virtude do aumento de 33,8% na

receita de fornecimento de energia elétrica que

reflete o reajuste tarifário ocorrido em junho de

2014 de 24,86% e aumento de mercado.

Em Suprimento de Energia Elétrica houve um

aumento de R$ 197,6 milhões (197,5%) em relação

a 2013 devido principalmente à operações venda

de energia no curto prazo liquidada junto à CCEE.

Fornecimento52,5%

Suprimento4,0%

Disponibilidade da Rede

28,7%

Ativos Financeiros

Setoriais

14,1%

Outras Receitas

0,7%

Receita Operacional Líquida 2014


25

Na Receita de Disponibilidade da Rede Elétrica verifica-se acréscimo de R$ 166,6 milhões (8,6%) devido

a recomposição da tarifa em junho de 2014.

Na Receita de Construção a Companhia contabiliza receitas relativas a serviços de construção ou

melhoria da infraestrutura utilizada na prestação de serviços de distribuição de energia elétrica, as quais

totalizaram R$ 991,3 milhões em 2014 e R$ 898,6 milhões em 2013. Os respectivos gastos são

reconhecidos na demonstração do resultado do período, como custo de construção, quando incorridos.

O maior impacto na Receita Operacional Líquida decorreu principalmente pelo reconhecimento de R$

1.033,8 milhões em Resultado dos Ativos Financeiros Setoriais, em virtude do Aditivo do Contrato de

Concessão, contabilizados de acordo com OCPC nº 08/2014 e Deliberação CMV nº 732/2014, os quais

normatizam o reconhecimento de determinados Ativos e Passivos nos Relatórios Contábil-Financeiros de

Propósito Geral das Distribuidoras de Energia Elétrica, emitidos de acordo com as Normas Brasileiras e

Internacionais de Contabilidade, anteriormente contabilizados somente para fins Regulatórios, conforme

detalhado no item 3.1.

A composição dos valores de Ativos Financeiros Setoriais Líquidos reconhecidos na Contabilidade

Societária em dezembro de 2014 foi de R$ 1.041,1 milhões, demonstrada no quadro abaixo, sendo R$

1.033,8 milhões registrados na Receita Operacional e R$ 7,3 milhões referente a atualização financeira do

período de 10 a 31/12/2014 registrada no Resultado Financeiro.

Ciclo 2015 Ciclo 2014Saldo em

31.12.2014

Receita

Operacional

Resultado

Financeiro

CVA

Conta de Consumo de Combustível - 4.254 4.254 4.254 -

Transporte de EE para Rede Básica 82.548 14.304 96.851 96.466 386

Custo de Energia - ITAIPU (111.171) 2.469 (108.702) (108.314) (388)

Encargos de Serviços de Sistema - ESS/EER (289.062) (81.703) (370.765) (369.090) (1.674)

Conta de Desenvolvimento Energético 15.732 1.160 16.892 16.802 90

Proinfa - 4.604 4.604 4.603 (0)

Custos de Aquisição de Energia 441.361 162.114 603.475 600.901 2.574

Transporte EE - Itaipu 1.892 165 2.057 2.049 9

Total CVA 141.300 107.367 248.668 247.670 997

Componentes Financeiros 722.392 70.085 792.477 786.196 6.281

Total Ativos Financeiros Setoriais 863.692 177.452 1.041.144 1.033.866 7.278

Excluindo os Ativos e Passivos Financeiros Setoriais, a variação da Receita Operacional Líquida de 2014 foi

de 22,7% em relação a 2013.


26

5.3. Custos e Despesas Operacionais

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS 7.757.776 6.304.797 23,0% 100,0%

Custos Não Gerenciáveis (Parcela A) 5.118.691 3.779.546 35,4% 59,9%

Energia Elétrica Comprada para Revenda 4.904.034 3.518.865 39,4% 55,8%

Encargos de Uso da Rede Elétrica 209.066 249.465 -16,2% 4,0%

Taxa de Fiscalização 5.591 11.216 -50,2% 0,2%

Custos Gerenciáveis (Parcela B) 2.639.085 2.525.251 4,5% 40,1%

Pessoal e Administradores 633.236 723.734 -12,5% 11,5%

Planos Previdenciário e Assistencial 126.961 118.211 7,4% 1,9%

Material 53.918 50.531 6,7% 0,8%

Serviços de Terceiros 289.717 292.644 -1,0% 4,6%

Custo de Construção 991.356 898.606 10,3% 14,3%

Amortização 221.401 205.110 7,9% 3,3%

Provisões e Reversões 185.207 118.233 56,6% 1,9%

Outros Custos e Despesas Operacionais* 137.289 118.182 16,2% 1,9%

*Desconsiderado a Taxa de Fiscalização

% ROL 2014

Variação dos Custos e Despesas (em Milhares

de Reais) 2014 2013

Variação

2014 x 2013

Os Custos e Despesas Operacionais da Parcela A

totalizaram R$ 5.118,7 milhões em 2014, R$

1.339,1 milhões (35,4%) superiores ao verificado

em 2013, devido principalmente aos custos com

Energia Elétrica Comprada para Revenda que

em 2014 apresentaram acréscimo de R$ 1.385,1

milhões (39,4%) em relação a 2013, influenciados,

principalmente pelos montantes de energia

adquirida em Leilões, bem como da energia

comprada no curto prazo na CCEE e de Compra

de energia no Ambiente Regulado - CCEAR,

impacto da exposição involuntária e dos maiores

preços de energia.

Os Custos e Despesas Operacionais da Parcela B tiveram aumento de R$ 113,8 (4,5%) superiores a 2013,

quando a inflação medida pelo INPC acumulado de janeiro a dezembro de 2014 foi de 6,2%. Contribuiu

para o equilíbrio destes custos o decréscimo de R$ 90,5 milhões (-12,5%) em Pessoal e Administradores,

influenciado principalmente pela redução da Provisão para indenização por demissões voluntárias e

aposentadorias que ocorreu em menor nível em 2014, e pela economia verificada em remunerações e

encargos sociais decorrente da redução do quadro de pessoal da Companhia. Por outro lado, houve


27

acréscimo de R$ 67,0 milhões em Provisões e Reversões devido principalmente às provisões para perdas

de créditos de liquidação duvidosa e provisão para contingências.

Considerando uma Parcela B, excetuando os Custos de Construção, que são reflexos dos investimentos

realizados pela distribuidora, verificamos que houve aumento dos custos na ordem de 1,3% em relação a

2013. Analisando exclusivamente os custos de PMSO (Pessoal, Material, Serviços e Outros), verifica-se um

aumento de apenas 0,3%, que reflete as ações adotadas pela Companhia para equacionamento dos custos

em virtude do equilíbrio econômico e financeiro da concessão.

5.4. Resultado Financeiro

O resultado financeiro apresentou decréscimo de R$ 147,2 milhões devido redução na receita com juros e

variações monetárias (R$ 159,3 milhões) decorrente da transferência à Copel da CRC do Governo do

Estado do Paraná, conforme anuência da Aneel mediante Despacho nº 4.222 de 11.12.2013, com a

quitação do mútuo, e consequente, redução de rendas de Aplicações Financeiras (R$ 47,7 milhões), além

da redução de R$ 31,3 milhões quanto a atualização do Ativo Financeiro devido à queda do IGP-M

verificada em 2014. Os fatores negativos foram compensados pela redução na despesa com encargos de

dívidas (R$ 55,2 milhões) com a quitação do mútuo junto à Copel decorrente da transferência da CRC, e

pela receita de acréscimos moratórios sobre faturas (R$ 32,3 milhões).

5.5. EBITDA ou LAJIDA

Apresentamos no quadro abaixo o Demonstrativo do EBITDA ou LAJIDA - Lucro Antes dos Juros, Impostos,

Depreciação e Amortização, conforme Instrução CVM nº 527.

Em R$ mil 2014

Lucro líquido atribuído aos acionistas da empresa controladora 437.864 (78.509)

IRPJ e CSLL diferidos 233.089 (35.775)

Provisão para IRPJ e CSLL - -

Despesas (receitas) f inanceiras, líquidas (81.693) (228.938)

Lajir/Ebit 589.260 (343.222)

Amortização 221.401 205.110

Lajida/Ebitda 810.661 (138.112)

Receita Operacional Líquida - ROL 8.347.036 5.961.575

Margem do Ebitda% (Ebitda ÷ ROL) 9,7% -2,3%

2013


28

5.6. Lucro Líquido

Em 2014, mediante os fatores expostos, a Copel Distribuição obteve lucro líquido de R$ 437,9 milhões,

acréscimo de R$ 516,4 milhões em relação ao resultado negativo obtido em 2013, alcançando uma

rentabilidade do patrimônio de 13,0%.

5.7. Estrutura de Capital

O total da dívida da Copel Distribuição em 31.12.2014 somava R$ 1.942,1 milhões, representando

endividamento de 44,9% sobre o patrimônio líquido, o qual, ao final do período, era de R$ 4.329,6 milhões.

Considerando o saldo de caixa e aplicações financeiras de R$ 160,4 milhões, a dívida líquida da

Companhia atingiu R$ 1.781,6 milhões.

Ao longo do ano de 2014 foi efetivada a operação no valor de R$ 139 milhões referente à aprovação do

contrato de financiamento para implementação do plano de investimento, visando o aumento da

confiabilidade do sistema de distribuição de Curitiba/PR e arredores, cidade sede da Copa do Mundo de

2014 (Obras da Copa). O contrato em questão fora dividido em 3 subcréditos, com a primeira liberação no

valor de R$ 100 milhões realizada em Dezembro do mesmo ano, restando R$ 39 milhões a serem liberados

no 1º semestre de 2015.

Em 31 de dezembro de 2014, o endividamento total da Copel Distribuição apresentava a seguinte

composição:

Passivo Circulante Passivo Não Circulante Total

Moeda estrangeira 596 70.601 71.197

STN 596 70.601 71.197

Moeda nacional 404.639 447.203 851.842

Banco do Brasil 378.882 292.384 671.266

Eletrobras 15.903 64.621 80.524

BNDES 9.854 90.198 100.052

Debêntures 20.088 998.949 1.019.037

425.323 1.516.753 1.942.076

5.8. Valor Adicionado

No exercício de 2014, a Copel apurou R$ 4.775,0 milhões de Valor Adicionado Total, 31,1% superior ao

apurado no ano anterior. A demonstração, na íntegra, encontra-se nas Demonstrações Financeiras.


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Distribuição do Valor Adicionado 2014 2013 Variação %

Acionistas 2,6% 0,0% -

Retido 6,6% -2,2% (404,3)

Terceiros 5,2% 7,4% (29,8)

Pessoal 15,7% 22,5% (29,9)

Governo 69,9% 72,3% (3,3)

Estadual e Municipal 52,1% 54,5% (4,5)

Federal 17,8% 17,8% 0,3

Total 100,0% 100,0% -

Acionistas; 2,6% Retido; 6,6%

Terceiros; 5,2%

Pessoal; 15,7%

Governo;

69,9%

Distribuição do Valor Adicionado 2014

5.9. Inadimplência de Consumidores

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

que equivale a 1,51% do seu faturamento. Para o cálculo, considera-se inadimplente o consumidor com

débito vencido há mais de 15 dias até 360 dias, em conformidade com o prazo de aviso de vencimento

(Resolução Aneel nº 414/2010), e é excluído o reconhecimento de perdas dos débitos vencidos.

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

∑ Faturamento no período de 12 meses

5.10. Investimentos

O programa de investimentos da Copel Distribuição em 2014 foi de R$ 857,7 milhões, 5,1% maior que em

2013, que foi de R$ 816,5 milhões. O investimento previsto para 2015 é da ordem de R$ 784,7 milhões.


30

6. GESTÃO DE PESSOAS

A Copel tem como visão ser "Simplesmente a melhor da década" e, para alcançá-la, faz uso de ferramentas

de gestão, tais como balanced scorecard (BSC), modelo de excelência de gestão (MEG), gestão de

projetos, 5S, entre outros. Contudo, é por meio de seus empregados que a empresa poderá atingir sua

Visão. Assim, a Companhia reconhece o trabalho e dedicação dos seus colaboradores que aplicaram seus

esforços na busca por melhorias em processos e produtividade e na manutenção da qualidade do serviços,

pela qual a Copel Distribuição é amplamente reconhecida.

Como resultado destes esforços, a Companhia está sempre buscando manter e oferecer benefícios

compatíveis com os oferecidos pelas melhores empresas para se trabalhar, desenvolvendo ações que

visam segurança e saúde no trabalho, qualidade de vida, desenvolvimento e capacitação, que estão

alinhados às diretrizes estratégicas as quais se realizam através do empenho das Pessoas.

6.1. Quadro de Pessoal

Os 6.071 empregados do quadro próprio da Copel Distribuição estão distribuídos em quatro carreiras:

profissional de nível médio (4.198 empregados), profissional técnico de nível médio (1.251 empregados),

profissional de nível superior (583 empregados) e operacional (39 empregados). A Companhia vem

redimensionando seu quadro funcional, tendo admitido 106 novos empregados em 2014, mediante

concurso público. Durante o mesmo período, 206 empregados desligaram-se da Companhia. A taxa de

rotatividade foi de 2,5% em 2014 e 8,9% em 2013.

6.2. Saúde e Segurança do Trabalho

Uma das diretrizes estratégicas da Copel Distribuição é promover excelência da Segurança e Saúde do

Trabalho. Para tanto, a Companhia vem promovendo ações junto a seus colaboradores e trabalhadores de

empresas contratadas, como o “Programa Preservando a Vida” que tem por objetivo a prevenção de

acidentes. O resultado das ações foi a redução de 11,0% do número total de acidentes do trabalho

ocorridos no período entre 2013 e 2014 considerando os empregados e contratados.

As principais ações para promoção contínua da Segurança do Trabalho realizadas pela Copel Distribuição

são:

Boletim mensal de acidentes que tem por objetivo informar de forma sucinta os acidentes ocorridos com

empregados próprios e terceirizados.

Comunicação interna com reuniões de orientação a gerentes abordando aspectos de Segurança do

Trabalho, EPI, uniformes, CET, integração, treinamento, PPV e procedimentos caso ocorra um acidente

de trabalho.


31

Vídeos orientativos - Elaboração de vídeos que demonstram a maneira correta de executar as tarefas

de forma segura, seguindo os padrões vigentes, para divulgação a todos os empregados durante as

Reuniões de Segurança, Integrações, CIPAS, Setoriais e eventos específicos.

Encontro de segurança para contratados - anualmente é realizado um "Encontro com as Empreiteiras“,

por objeto de Contrato, a fim de repassar, reforçar e atualizar os procedimentos e instruções técnicas e

de Segurança do Trabalho.

Programa Preservando a Vida - PPV - Tem por objetivo a fiscalização em campo dos procedimentos

técnicos e de segurança, durante a execução das atividades, conforme os padrões do GSST, onde um

técnico de segurança do trabalho ou técnico das áreas, realizam o acompanhamento das equipes e

emitem relatório com pontuação para as falhas encontradas. Foram realizados 4.917 inspeções em

campo de empregados próprios e 5.182 de terceirizados, totalizando 10.099 inspeções.

Em 2015, será implementado treinamento para encarregados de equipes de empreiteiras, elaborado e

realizado pela Copel aos encarregados das equipes contratadas, abordando questões de segurança,

PPV, Padrões GSST, Responsabilidade Civil e Criminal, Liderança, EPI e EPC.

No âmbito da saúde ocupacional, a empresa mantêm política de avaliação ampliada do estado de saúde

dos seus trabalhadores, não apenas monitorando periodicamente sua aptidão para o trabalho como

investindo em programas de prevenção e promoção da saúde - incluindo o monitoramento de doenças

cardíacas, ginecológicas e urológicas de maior gravidade e, com isso, possibilitando a médio e longo prazo

melhores condições de saúde, refletindo-se em um trabalho mais seguro e com melhor qualidade.

Somam-se às ações de saúde da Companhia, estas através de profissionais especializados no quadro

próprio, as ações mantidas pela Fundação Copel, operadora de saúde patrocinada pela Copel e que vem

ampliando suas ações, além do custeio co-participado de amplo plano de saúde - médico, odontológico e

farmacêutico, também programas específicos de acompanhamento de doentes crônicos e promoção da

saúde.

6.3. Desenvolvimento e Capacitação

Outro ponto constante das diretrizes estratégicas da Companhia é a promoção da gestão do conhecimento

e a capacitação das pessoas. O Desenvolvimento de Pessoal se desdobra em programas corporativos,

cursos de formação e obrigatórios. Em 2014, a Copel Distribuição investiu R$ 3,5 milhões em treinamento e

desenvolvimento de seus empregados e público estratégico, e as ações de T&D resultaram em 14.020

participações.

Em relação à liderança, em 2014 houve a continuidade de duas turmas do curso MBA Executivo em Gestão

Empresarial, iniciado no segundo semestre de 2013, realizado in company, e que contou com a

participação de 38 empregados. Os módulos e os assuntos trabalhados no MBA foram desenvolvidos para


32

capacitar o gerente para realizar uma gestão eficaz, desenvolver visão estratégica dos negócios da

empresa e ser um líder que valoriza e promove o desenvolvimento das pessoas.

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

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

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

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

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

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

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

Companhia.

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

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

para exercer suas atividades na Companhia. Em 2014, 48 empregados participaram do programa.

6.4. Política Salarial e Benefícios

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

estruturado pela Companhia que considera a remuneração fixa baseada em critérios de comparação de

mercado e de mérito, e remuneração variável pela Participação dos Empregados nos Lucros e/ou

Resultados - PLR, sendo este montante do lucro distribuído de forma igualitária a cada empregado.

A proporção entre o menor salário praticado pela Companhia em dezembro de 2014 (R$ 1.447,60) e o

salário mínimo nacional vigente naquela data (R$ 724,00) era de duas vezes, não havendo diferença

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

Entre os benefícios concedidos a todos os empregados, além dos previstos pela legislação, destacam-se: o

plano de previdência privada através da Fundação Copel, da qual a Copel é mantenedora; auxílio-educação

ao empregado, no qual a empresa reembolsa até 70% das mensalidades em cursos técnicos de nível

médio, graduações e pós-graduações; auxílio-alimentação e refeição; vale lanche; auxílio-creche; auxílio

empregados com deficiência e a empregados com dependentes deficientes; complementação de auxílio

doença; adicional de férias além do percentual legal. Além disso, a Companhia proporciona os benefícios

não financeiros como incentivo à qualidade de vida, com iniciativas como o Coral da Copel e os Jogos

Internos, prorrogação da licença maternidade por mais 60 dias, jornada de trabalho flexível, entre outros.

6.5. Relações Trabalhistas

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

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

relações trabalhistas, dentre as quais destacamos:


33

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

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

análises dos processos;

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

Distribuição, pode solicitar informações, dar sugestões, fazer reclamações, denúncias e

questionamentos em relação à Companhia.

Canal de Comunicação Confidencial: canal que pode ser utilizado por empregados de qualquer nível

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

a comunicação de irregularidades relacionadas à contabilidade, bem como sobre o descumprimento de

dispositivos legais e regulamentares e de normas internas da Copel.

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

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

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

orientações pertinentes.

A Controladora se relaciona com sindicatos representativos das diversas classes de trabalhadores e, ao

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

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

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

ACTs mitiga possíveis problemas com sindicatos e empregados; e

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

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

6.6. Clima Organizacional

A Companhia busca ouvir seus profissionais, procurando identificar suas expectativas e necessidades de

melhoria no ambiente de trabalho e no clima organizacional. Para tanto, realiza anualmente a Pesquisa de

Opinião do Empregado - POE, ocasião em que são investigados diferentes fatores, como motivação em

relação ao trabalho, satisfação em relação a salários e benefícios, relacionamento com colegas e gerentes,

desempenho da Diretoria, entre outros desta natureza. Ao final do processo, os resultados são divulgados a

todos os empregados.

A pesquisa de 2014 demonstrou que 75,8% dos empregados consideraram a Copel DIS uma empresa

ótima ou boa para se trabalhar. A última POE foi realizada no mês de julho/2014, tendo a participação de

56,1% dos empregados e obtendo-se um grau de satisfação de 67,7%. Os pontos de atenção apresentados

estão sendo tratados de forma corporativa.


34

6.7. Programa Nossa Energia

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

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

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

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

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

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

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

graduação e línguas estrangeiras, entre outros.

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

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

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

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


35

7. MEIO AMBIENTE E COMUNIDADE

7.1. Fornecedores

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

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

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

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

A Companhia disponibiliza o manual do Fornecedor que tem a finalidade de orientar os fornecedores quanto

a questões cotidianas da Companhia, aprimorar o relacionamento entre as partes e buscar o alinhamento

dos princípios e diretrizes relacionados ao processo da cadeia de suprimentos. O documento pode ser

acessado no site www.copel.com.

Principais ações em 2014

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

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

percepção do cliente e sociedade, e dos processos envolvidos.

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

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

empregadores que utilizaram mão-de-obra escrava.

7.2. Clientes

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

Distribuição investiu na diversificação de canais de atendimento visando facilitar o relacionamento com o

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

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

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

de forma ágil, segura e eficiente.

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

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

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

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

chat e Redes Sociais - Twitter e Facebook. Estes canais virtuais dinamizam o atendimento ao cliente e são

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

telefônico e de visitas no atendimento presencial.


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

telefônico e presencial.

2012 2013 2014

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

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

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

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

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

Conselho de Consumidores, órgão de caráter consultivo e sem personalidade jurídica instituído pela

Diretoria da Companhia em novembro de 1993, em atendimento à Lei nº 8.631/1993. Suas atribuições são

regidas pela Resolução nº 451/2011 da Aneel, e consistem em examinar questões ligadas ao fornecimento

de energia elétrica, tarifas e adequação dos serviços prestados ao consumidor final.

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

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

Proteção e Defesa do Consumidor - Procon.

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

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

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

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

IASC entre as empresas de grande porte. A Companhia foi destaque no Prêmio Nacional da Qualidade -

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

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

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

Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica - Abradee.

7.3. Comunidade

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

tendo como propósito promover o desenvolvimento socioeconômico do Estado. Com sua expansão para

outros Estados esse compromisso está se ampliando.

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

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

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

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

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

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

distribuidoras.


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7.4. Educação para sustentabilidade

Rede Copel de Agentes para Sustentabilidade

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

público interno para questões afetas à sustentabilidade.

Seminário Copel de Boas Práticas Socioambientais

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

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

o processo de compartilhamento e envolvimento de empregados e público externo para questões

socioambientais e de sustentabilidade.

Feira Copel de Boas Práticas Socioambientais

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

Práticas Socioambientais, que contou com a participação de 27 expositores, assim distribuídos: 3

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

estratégicos. A Feira foi visitada por aproximadamente 400 pessoas.

Troféu Susie Pontarolli

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

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

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

Categorias:

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

a manutenção ou ampliação dos projetos vencedores.

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

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

7.5. Projetos e Programas Corporativos

Voluntariado Corporativo - EletriCidadania

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

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

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

culturais, educacionais ou profissionais. Em 2014 foram realizadas 719 horas de voluntariado.


38

Programa Corporativo de Acessibilidade

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

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

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

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

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

postos de atendimento adaptados arquitetonicamente.

Programa Luz para Todos - LPT

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

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

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

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

4.092 unidades consumidoras.

Programa Morar Bem Paraná

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

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

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

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

de Interesse Social.

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

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

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

Programa Luz Fraterna

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

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

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

Programa de Irrigação Noturna

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

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

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

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


39

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

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

Programa Tarifa Rural Noturna

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

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

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

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

propriedades pela tarifa especial noturna.

Programa de Eficiência Energética - PEE

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

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

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

Em 2014 foram aplicados aproximadamente R$ 15,9 milhões em 18 projetos, que colaboraram para

melhoria da eficiência energética nas instalações de consumidores residenciais de baixa renda, prédios

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

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

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

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

Chamada Pública, foi realizado o “I Workshop - Projetos de Eficiência Energética - Chamada Pública

Copel”, visando a disseminação de boas práticas na elaboração e proposição de projetos de eficiência

energética desenvolvidos no âmbito do Programa de Eficiência Energética regulado pela Aneel. Um dos

principais objetivos foi divulgar as principais diretrizes que regem o programa com intuito de melhor orientar

os envolvidos, para que assim se eleve a quantidade e a qualidade dos projetos apresentados na chamada

pública. A Copel Distribuição foi a primeira empresa a realizar Chamada Pública nos moldes do novo

regulamento da Aneel.

7.6. Meio ambiente

Programa de Arborização Urbana

Incentiva a melhoria da arborização urbana dos municípios da área de concessão da Copel, por meio de

ações junto às Prefeituras, visando à convivência das redes de distribuição de energia com as árvores

urbanas. O plantio de árvores adequadas em locais corretos resulta em uma menor necessidade de

intervenções com podas drásticas e na redução de interrupções no fornecimento de energia.


40

Em 2014, por meio de cinco convênios firmados, foram removidas 422 árvores que ofereciam riscos às

redes de energia e fornecidas 3.350 mudas adequadas à arborização de vias públicas. Também foram

realizados seis cursos técnicos de arborização urbana, em parceria com a Secretaria do Desenvolvimento

Urbano e o Instituto Ambiental do Paraná, no qual foram treinados 236 gestores e servidores de 141

municípios do Estado.

Programa de gestão de riscos de desastres naturais

Em fevereiro de 2014 foi celebrado o Termo de Cooperação Técnica entre a Copel e a Mineropar, cujo

objetivo é gerar dados cartográficos para a gestão de riscos naturais, visando a prevenção de desastres no

Estado do Paraná. A obrigação da Copel é o fornecimento de bases cartográficas para que a Mineropar

possa fazer os estudos geológicos e gerar os mapas de riscos. O trabalho iniciou contemplando os

municípios do Litoral do Paraná.

Tecnologias de redes de distribuição de energia

Os impactos socioambientais mais significativos das redes de distribuição são: riscos de acidentes com

terceiros, conflitos com a arborização e animais silvestres e poluição visual. Para mitigar estes impactos,

sempre que há viabilidade técnica e econômica, a Copel Distribuição adota tecnologias alternativas às

redes nuas, como:

Rede de Distribuição Compacta Protegida - RDC e Rede de Distribuição Secundária Isolada - RSI: As

RDCs minimizam a área de interferência com a vegetação, a necessidade de poda das árvores. As RSIs

permitem maior proximidade dos galhos de árvores, sem risco de provocar interrupções em caso de contato

eventual e não permanente nos condutores. Juntas, as RDCs e RSIs representam nas áreas urbana e rural

26,0% e 2,1% do total de redes construídas até 2014, respectivamente. Importante ressaltar que desde

2010 a RDC é o padrão construtivo preferencial da Copel Distribuição para redes aéreas.

Rede isolada: Outra tecnologia de rede que tem sido estudada e aplicada pela Copel Distribuição é a rede

aérea isolada de média tensão (13.800 Volts e 34.500 Volts). Trata-se de uma tecnologia de cabos isolados

que permite o contato permanente com a arborização. Este tipo de rede torna a necessidade de poda de

árvores quase nula.

Rede Subterrânea: Em certas situações de alta demanda de energia e confiabilidade, a Copel Distribuição

pode projetar e construir redes subterrâneas, que eliminam a necessidade de poda de árvores e reduzem a

possibilidade de acidentes com terceiros, além de melhorar o impacto visual causado em relação às redes

aéreas.


41

Emissões

Emissões de gases do efeito estufa - GEE

A Copel Distribuição, através da sua Controladora, elabora anualmente o inventário de gases do efeito

estufa - GEE da Companhia, baseado no programa brasileiro GHG Protocol. O resultado dos inventários de

emissões de GEE da Copel estão disponíveis no site do GHG Protocol:

www.registropublicodeemissoes.com.br. Desde 2012 os inventários passam por verificação de entidade

externa, para validação e certificação, dando maior transparência às informações.

Em 2014, por meio do Comitê Gestor de Mudanças Climáticas, foram desenvolvidas ações para

padronização das informações para compor o inventário, visando a sua melhoria. Além disso, foram

realizados treinamentos internos para disseminar os conhecimentos sobre gestão de riscos e oportunidades

em mudanças climáticas.

Está em andamento a atualização da Agenda Copel de Mudanças Climáticas, documento que traz os

compromissos, gestão e diretrizes sobre o tema de mudanças climáticas dentro da Companhia, disponível

no web site da Copel.

Resíduos

Durante 2014 foram realizadas as seguintes ações através da Controladora:

Avaliação para integração entre o software Registro Corporativo de Resíduos - RCR e o SAP/ERP

(Módulo Materiais), visando a otimização de registro dos resíduos gerados no âmbito da Companhia.

Revisão da nomenclatura atual dos resíduos, de acordo com a nova Lista Brasileira de Resíduos

Sólidos, conforme Instrução Normativa nº 13/2012 do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos

Recursos Naturais Renováveis - IBAMA.

Elaboração do Manual de Gerenciamento de Resíduos, com o objetivo de alinhar os conceitos e

procedimentos sobre gerenciamento de resíduos com os empregados que manuseiam resíduos

sólidos.

Participação na elaboração do Plano de Logística Reversa Setorial, coordenado pelo Sindicato das

Empresas de Eletricidade, Gás, Água, Obras e Serviços do Estado do Paraná - Sineltepar e

elaborado pelo Senai, protocolado em janeiro de 2014 na Secretaria de Estado do Meio Ambiente e

Recursos Hídricos, cujo Termo de Compromisso foi assinado em dezembro de 2014.

Assinados seis termos de compromissos com associações ou cooperativas de catadores para coleta

de resíduos sólidos recicláveis oriundos de atividades administrativas, em atendimento ao Decreto

Estadual n° 4.167/2009.

Participação mensal nos Fóruns do Lixo e Cidadania, promovido pelo Ministério Público do Trabalho.


42

Realizado treinamento sobre Gerenciamento de Resíduos para as Comissões Internas

Sociambientais - CISAs, com a participação de 95 empregados de todo Paraná.


43

8. BALANÇO SOCIAL

2014 2013

1 - BASE DE CÁLCULO

NE 25 Receita Líquida - RL 8.347.036 5.961.575

2 - INDICADORES SOCIAIS INTERNOS

NE 26.3 Remuneração dos administradores 1.386 - 715 -

Remuneração dos empregados 462.244 5,5 512.975 8,6

Alimentação (Auxílio alimentação e outros) 72.675 0,9 76.091 1,3

Encargos sociais compulsórios 150.407 1,8 165.018 2,8

Plano previdenciário 38.837 0,5 40.145 0,7

Saúde (Plano assistencial) 101.962 1,2 90.517 1,5

Capacitação e desenvolvimento profissional 5.233 0,1 7.925 0,1

NE 26.3 Participação nos lucros e/ou resultados 63.629 0,8 58.134 1,0

NE 26.3 Indenizações Trabalhistas 4.253 0,1 27.673 0,5

(1) Outros benefícios 7.307 0,1 9.527 0,2

Total 907.933 10,9 988.720 16,6

3 - INDICADORES SOCIAIS EXTERNOS

Cultura 114 - 253 0,0

Outros 34.337 0,4 32.760 0,5

Programa Luz para Todos 8.181 0,1 20.200 0,3

Programa Morar bem 19.692 0,2 5.697 0,1

Programa Tarifa noturna 4.665 0,1 6.362 0,1

Outros 1.799 - 501 -

Total das contribuições para a sociedade 34.451 0,4 33.013 0,6

Tributos (excluídos encargos sociais) 3.382.307 40,5 2.507.460 42,1

Total 3.416.758 40,9 2.540.473 42,6

4 - INDICADORES AMBIENTAIS

Investimentos relacionados com as operações

da empresa 253.865 3,0 181.087 3,0

Investimentos em programas e/ou projetos

externos - - - -

Total 253.865 3,0 181.087 2,9

(2) Quantidade de sanções ambientais - 3

Valor das sanções ambientais (R$ Mil) - 45

NE - Nota Explicativa

% Sobre RL % Sobre RL


BALANÇO SOCIAL ANUAL

Em 31 de dezembro de 2014 e 2013

(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)



44

2014 2013

5 - INDICADORES DO CORPO FUNCIONAL

Empregados no final do período 6.071 6.375

Admissões durante o período 106 286

Escolaridade dos empregados(as): Total Homens Mulheres Total Homens Mulheres

Total Superior e extensão universitária 2.294 1.597 697 2.461 1.730 731

Total 2º Grau 3.675 3.088 587 3.791 3.179 612

Total 1º Grau 102 101 1 123 117 6

Faixa etária dos empregados(as):

(3) Abaixo de 18 anos - 11

De 18 até 30 anos (exclusive) 988 1.253

De 30 até 45 anos (exclusive) 2.896 2.925

De 45 até 60 anos (exclusive) 2.163 2.167

Acima de 60 anos 24 19

Mulheres que trabalham na empresa 1.285 1.349

% Mulheres em cargos gerenciais:

em relação ao nº total de mulheres 2,6 2,5

em relação ao nº total de gerentes 13,8 13,1

Negros(as) que trabalham na empresa 772 783

% Negros(as) em cargos gerenciais:

em relação ao nº total de negros(as) 2,1 2,7

em relação ao nº total de gerentes 6,5 8,1

Portadores(as) de necessidades especiais 167 153

Dependentes 11.414 11.686

(4) Terceirizados 5.016 4.739

(5) Aprendiz (es) 177 233

(5) Estagiários(as) 240 221

Nº de processos trabalhistas em andamento no

final do exercício 3.746 2.713

Nº de processos trabalhistas encerrados no

exercício 379 737

Relação entre a maior e a menor remuneração

na empresa 16 21

Número total de Acidentes de Trahalho

(inclui acidentes com contratados) 187 210

na empresa 34.106 46.958

no Procon 502 507

na Justiça 2.680 1.703

na empresa 100,0% 100,0%

no Procon 97,4% 94,9%

na Justiça 17,2% 24,0%

6 - INFORMAÇÕES RELEVANTES QUANTO AO EXERCÍCIO DA CIDADANIA

EMPRESARIAL

Número total de reclamações e críticas de consumidores:

% de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas:


45

2014 Metas 2015

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela

empresa foram definidos por

Os padrões de segurança e salubridade no

ambiente de trabalho foram definidos por:

Quanto à liberdade sindical, ao direito de

negociação coletiva e à representação interna dos

trabalhadores, a empresa:

A previdência privada contempla:

A participação dos lucros ou resultados contempla:

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões

éticos e de responsabilidade social e ambiental

adotados pela empresa:

Quanto à participação dos empregados em

programas de trabalho voluntário, a empresa:

7- GERAÇÃO E DISTRIBUIÇÃO DE RIQUEZA 2014 2013

Valor adicionado total a distribuir

Distribuição do Valor Adicionado (DVA):

Terceiros 5,2% 7,4%

Pessoal 15,7% 22,5%

Governo 69,9% 72,3%

Acionistas 2,6% 0,0%

Retido 6,6% -2,2%

8 - OUTRAS INFORMAÇÕES

todos

todos

serão exigidos

direção e gerências

todos + Cipa

incentivará e seguirá a OIT

organizará e incentivará

4.774.977 3.643.578

• A partir de 2010, o Instituto Brasileiro de Análises Sociais e Econômicas - Ibase não mais prescreve seu modelo padrão de

Balanço Social por entender que esta ferramenta e metodologia já se encontram amplamente difundidas entre empresas,

consultorias e institutos que promovem a responsabilidade social corporativa no Brasil. Assim sendo, a Copel, que já utilizava este

modelo desde 1999, resolveu, fundamentada na orientação do Ibase, melhorar sua demonstração de Balanço Social, abordando

também informações solicitadas na NBCT 15, visando à transparência de suas informações.

• As notas explicativas - NEs são parte integrante das Demonstrações Financeiras e também contêm outras informações de

natureza socioambiental não contempladas neste Balanço Social.

(1) O item Outros benefícios é composto por: Auxílio doença complementar, Auxílio maternidade prorrogado, Seguros, Vale

transporte excedente e Auxílio invalidez, Morte acidental, Auxílio creche, Auxílio educação, Cultura e Segurança e Medicina no

trabalho.

(2) Estas informações referem-se a multas e notificações socioambientais. Valores referente aos Termos de Compromisso - TCs e

Termos de Ajustamento de Conduta - TACs são considerados em sociais externos ou ambientais, dependendo de sua natureza.

(3) Referem-se ao programa de aprendiz em conflito com a lei.

direção e gerências

todos + Cipa

incentiva e segue a OIT

todos

todos

são exigidos

organiza e incentiva

(5) Não compõem o quadro de empregados.

(4) Este número corresponde ao total de trabalhadores terceirizados contratados no período independentemente do número de

horas trabalhadas. Não representa o número de postos de trabalho terceirizados.


46

9. COMPOSIÇÃO DOS GRUPOS RESPONSÁVEIS PELA GOVERNANÇA

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Presidente CRISTIANO HOTZ

Secretário Executivo

VLADEMIR SANTO DALEFFE

Membro SERGIO LUIZ LAMY

CONSELHO FISCAL Presidente JOAQUIM ANTONIO GUIMARÃES DE OLIVEIRA PORTES

Membros Titulares GEORGE HERMANN RODOLFO TORMIN

JOSÉ TAVARES DA SILVA NETO

Membros Suplentes OSNI RISTOW

ROBERTO BRUNNER

GILMAR MENDES LOURENÇO

DIRETORIA

Diretor Presidente VLADEMIR SANTO DALEFFE

Diretor de Finanças LUIZ EDUARDO DA VEIGA SEBASTIANI

Diretor Adjunto ACÁCIO MASSATO NAKAYAMA

CONTADOR

Contador - CRC-PR- 047941/O-4 ROBSON CARLOS NOGUEIRA

COPEL


CNPJ/MF 04.368.898/0001-06

Inscrição Estadual 90.233.073-99

Subsidiária Integral da Companhia Paranaense de Energia

www.copel.com [email protected]

Rua José Izidoro Biazetto, 158 - Bloco C - Mossunguê - Curitiba - PR

CEP 81200-240


2014


SUMÁRIO DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS .............................................................................................................................. 3

Balanços Patrimoniais ........................................................................................................................................... 3 Demonstrações de Resultados .............................................................................................................................. 5 Demonstrações de Resultados Abrangentes ......................................................................................................... 6 Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido ........................................................................................... 7 Demonstrações dos Fluxos de Caixa .................................................................................................................... 8 Demonstrações do Valor Adicionado ................................................................................................................... 10

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ............................................................................... 12 1 Contexto Operacional ........................................................................................................................... 12 2 Base de Preparação ............................................................................................................................. 12 3 Principais Políticas Contábeis ............................................................................................................... 13 4 Caixa e Equivalentes de Caixa.............................................................................................................. 22 5 Títulos e Valores Mobiliários ................................................................................................................. 23 6 Cauções e Depósitos Vinculados .......................................................................................................... 23 7 Clientes ................................................................................................................................................ 24 8 Ativos Financeiros Setoriais Líquidos .................................................................................................... 25 9 Contas a Receber Vinculadas à Concessão ......................................................................................... 26 10 Outros Créditos ..................................................................................................................................... 27 11 Tributos ................................................................................................................................................ 28 12 Depósitos Judiciais ............................................................................................................................... 29 13 Créditos com Partes Relacionadas ....................................................................................................... 30 14 Intangível .............................................................................................................................................. 30 15 Obrigações Sociais e Trabalhistas ........................................................................................................ 32 16 Fornecedores ........................................................................................................................................ 32 17 Empréstimos e Financiamentos ............................................................................................................ 33 18 Debêntures ........................................................................................................................................... 37 19 Benefícios Pós-Emprego....................................................................................................................... 38 20 Encargos do Consumidor a Recolher .................................................................................................... 42 21 Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética ........................................................................... 43 22 Outras Contas a Pagar ......................................................................................................................... 43 23 Provisões para Litígios e Passivo Contingente ...................................................................................... 44 24 Patrimônio Líquido ................................................................................................................................ 46 25 Receita Operacional Líquida ................................................................................................................. 47 26 Custos e Despesas Operacionais ......................................................................................................... 49 27 Resultado Financeiro ............................................................................................................................ 52 28 Instrumentos Financeiros ...................................................................................................................... 53 29 Transações com Partes Relacionadas .................................................................................................. 60 30 Seguros ................................................................................................................................................ 62 31 Evento Subsequente ............................................................................................................................. 63

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ....................... 64 PARECER DO CONSELHO FISCAL SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DO EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE

DEZEMBRO DE 2014 ................................................................................................................................................... 66


3


Balanços Patrimoniais

levantados em 31 de dezembro de 2014 e de 2013

em milhares de reais

ATIVO NE nº 31.12.2014 31.12.2013

CIRCULANTE

Caixa e equivalentes de caixa 4 160.417 247.045

Títulos e valores mobiliários 5 3 377

Cauções e depósitos vinculados 6 38 1.072

Clientes 7 1.387.792 1.005.703

Ativos financeiros setoriais líquidos 8 609.298 -

Outros créditos 10 302.782 180.963

Estoques 3.7 101.399 96.866

Imposto de renda e contribuição social 11.1 18.814 77.288

Outros tributos a recuperar 11.3 41.642 48.609

Despesas antecipadas - 16.193 16.414

Partes relacionadas 13 - 468.317

2.638.378 2.142.654

NÃO CIRCULANTE

Realizável a Longo Prazo

Títulos e valores mobiliários 5 2.073 54.271

Cauções e depósitos vinculados 6 56.956 45.371

Clientes 7 41.859 115.020

Depósitos judiciais 12 398.877 356.393

Ativos financeiros setoriais líquidos 8 431.846 -

Contas a receber vinculadas à concessão 9 3.792.476 3.075.795

Outros créditos 10 18.899 10.799

Imposto de renda e contribuição social 11.1 13.875 12.967

Imposto de renda e contribuição social diferidos 11.2 360.050 617.257

Outros tributos a recuperar 11.3 52.486 64.752

5.169.397 4.352.625

Investimentos - 1.374 4.012

Intangível 14 1.214.550 1.261.273

6.385.321 5.617.910

TOTAL DO ATIVO 9.023.699 7.760.564

As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstraçõs financeiras


4

Balanços Patrimoniais

levantados em 31 de dezembro de 2014 e de 2013 (continuação)


PASSIVO NE nº 31.12.2014 31.12.2013

CIRCULANTE

Obrigações sociais e trabalhistas 15 160.423 155.337

Fornecedores 16 843.512 771.815

Obrigações fiscais 11.3 77.572 200.767

Empréstimos e financiamentos 17 405.235 173.482

Debêntures 18 20.088 16.972

Dividendos a pagar 24.3 124.791 -

Benefícios pós-emprego 19 26.548 21.043

Encargos do consumidor a recolher 20 16.442 11.074

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 21 129.293 107.744

Outras contas a pagar 22 104.702 86.983

1.908.606 1.545.217

NÃO CIRCULANTE

Fornecedores 16 3.376 27.934

Obrigações fiscais 11.3 63.952 50.354

Empréstimos e financiamentos 17 517.804 635.956

Debêntures 18 998.949 998.417

Benefícios pós-emprego 19 576.575 608.391

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 21 101.783 99.122

Provisões para litígios 23 523.079 428.488

2.785.518 2.848.662

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 24

Atribuível aos acionistas da empresa controladora

Capital social 2.624.841 2.624.841

Afac - Adiantamento para futuro aumento de capital 603.000 -

Ajustes de avaliação patrimonial (108.279) (155.096)

Reserva legal 157.187 135.294

Reserva de retenção de lucros 1.052.826 761.646

4.329.575 3.366.685

TOTAL DO PASSIVO 9.023.699 7.760.564



5

Demonstrações de Resultados

para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013


OPERAÇÕES CONTINUADAS NE nº 31.12.2014 31.12.2013

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 25 8.347.036 5.961.575

Custos Operacionais 26 (7.260.708) (5.777.438)

LUCRO OPERACIONAL BRUTO 1.086.328 184.137

Outras Receitas (Despesas) Operacionais

Despesas com vendas 26 (81.089) (67.262)

Despesas gerais e administrativas 26 (249.364) (297.533)

Outras receitas (despesas), líquidas 26 (166.615) (162.564)

(497.068) (527.359)

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E DOS TRIBUTOS 589.260 (343.222)

Resultado Financeiro

Receitas financeiras 27 261.150 452.565

Despesas financeiras 27 (179.457) (223.627)

81.693 228.938

LUCRO OPERACIONAL 670.953 (114.284)

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

Imposto de renda e contribuição social diferidos 11.4 (233.089) 35.775

(233.089) 35.775

LUCRO (PREJUÍZO) LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 437.864 (78.509)



6

Demonstrações de Resultados Abrangentes



NE nº 31.12.2014 31.12.2013

LUCRO (PREJUÍZO) LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 437.864 (78.509)

Outros resultados abrangentes

Itens que nunca serão reclassificados para o resultado

Ganhos (perdas) com passivos atuariais 24.2

benefícios pós-emprego 71.066 (134.792)

Tributos sobre outros resultados abrangentes 24.2 (24.163) 45.829

Itens que são ou talvez sejam reclassificados para o resultado

Perdas com ativos financeiros disponíveis para venda 24.2

aplicações financeiras (131) (1.865)

Tributos sobre outros resultados abrangentes 24.2 45 634

Total de outros resultados abrangentes, líquido de tributos 46.817 (90.194)

RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO 484.681 (168.703)



7

Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido



Adiantamento

para futuro Ajustes de Reserva Lucros

Capital aumento de avaliação Reserva de retenção (prejuízos)

social de capital patrimonial legal de lucros acumulados Total

Saldo em 1º de janeiro de 2013 2.624.841 - (64.902) 135.294 840.155 - 3.535.388

Prejuízo do exercício - - - - - (78.509) (78.509)


Perdas com ativos financeiros, líquidas de tributos 24.2 - - (1.231) - - - (1.231)

Perdas atuariais, líquidas de tributos 24.2 - - (88.963) - - - (88.963)

Resultado abrangente total do excercício - - (90.194) - - (78.509) (168.703)

Destinação proposta à A.G.O.:

Absorção do prejuízo do exercício - - - (78.509) 78.509 -

Saldo em 31 de dezembro de 2013 2.624.841 - (155.096) 135.294 761.646 - 3.366.685

Lucro líquido do exercício - - - - - 437.864 437.864


Perdas com ativos financeiros, líquidas de tributos 24.2 - - (86) - - - (86)

Ganhos (perdas) atuariais, líquidos de tributos 24.2 - - 46.903 - - - 46.903

Resultado abrangente total do excercício - - 46.817 - - 437.864 484.681

Adiantamento para futuro aumento de capital - 603.000 - - - - 603.000

Destinação proposta à A.G.O.:

Reserva legal - - 21.893 - (21.893) -

Dividendos 24.3 - - - - (124.791) (124.791)

Reserva de retenção de lucros - - - 291.180 (291.180) -

Saldo em 31 de dezembro de 2014 2.624.841 603.000 (108.279) 157.187 1.052.826 - 4.329.575

Reservas de lucros

NE nº



8

Demonstrações dos Fluxos de Caixa



NE nº 31.12.2014 31.12.2013

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS

Lucro líquido (prejuízo) do exercício 437.864 (78.509)

Ajustes para a reconciliação do lucro líquido (prejuízo) do exercício

com a geração (utilização) de caixa das atividades operacionais:

Amortização 14.1 221.401 205.110

Variações monetárias e cambiais não realizadas - líquidas 136.977 (12.293)

Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 25 (1.033.866) -

Imposto de renda e contribuição social diferidos 11.2.1 233.089 (35.775)

Provisão para créditos de liquidação duvidosa 26.5 49.988 39.698

Provisão para litígios 26.5 135.219 78.573

Provisão para benefícios pós-emprego 140.799 130.661

Provisão para pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 21.2 64.530 52.088

Baixas de contas a receber vinculadas à concessão 9 23.884 45.795

Resultado das baixas de intangível 14.1 10.241 14.086

Redução (aumento) dos ativos

Clientes (358.798) 66.110

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - 163.078

Depósitos judiciais (42.484) (79.852)

Outros créditos (130.037) (61.126)

Estoques (4.533) (11.871)

Imposto de renda e contribuição social 57.566 (66.526)

Outros tributos a recuperar 31.075 (9.563)

Despesas antecipadas 221 (14.827)

Aumento (redução) dos passivos

Obrigações sociais e trabalhistas 5.086 (87.791)

Fornecedores 47.139 104.846

Outras obrigações fiscais (109.597) 21.982

Encargos de empréstimos e financiamentos pagos 17.7 (58.498) (174.939)

Encargos de debêntures pagos 18.1 (112.685) (85.139)

Benefícios pós-emprego 19.4 (96.044) (97.807)

Encargos do consumidor a recolher 5.368 (38.188)

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 21.2 (56.417) (60.104)

Outras contas a pagar 17.719 19.460

Provisões para litígios 23.1 (40.628) (26.981)

CAIXA LÍQUIDO GERADO (UTILIZADO) PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS (425.421) 196

(continua)


9

Demonstrações dos Fluxos de Caixa

para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013 (continuação)


(continuação)

NE nº 31.12.2014 31.12.2013

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO

Aplicações financeiras 41.890 168.478

Recebimento de empréstimos concedidos a partes relacionadas 468.317 -

Aquisições no intangível 14.1 (1.026.632) (977.078)

Participação financeira do consumidor 14.1 168.933 160.614

CAIXA LÍQUIDO UTILIZADO PELAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO (347.492) (647.986)

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO

Ingresso de empréstimos e financiamentos obtidos com terceiros 17.7 216.667 151.000

Recebimento de adiantamento para futuro aumento de capital 603.000 -

Amortização de principal de empréstimos e financiamentos 17.7 (133.382) (10.663)

Juros sobre o capital próprio pagos - (371.863)

CAIXA LÍQUIDO GERADO (UTILIZADO) PELAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO 686.285 (231.526)

TOTAL DOS EFEITOS NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA (86.628) (879.316)

Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 4 247.045 1.126.361

Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 4 160.417 247.045

VARIAÇÃO NO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA (86.628) (879.316)

As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras


10

Demonstrações do Valor Adicionado



VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR 31.12.2014 31.12.2013

Receitas

Venda de energia e outros serviços 9.758.668 7.846.107

Receita de construção 991.356 898.606

Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 1.033.866 -

Outras receitas 11.178 15.143

Provisão (reversão) para créditos de liquidação duvidosa (49.988) (39.698)

11.745.080 8.720.158

( - ) Insumos adquiridos de terceiros

Energia elétrica comprada para revenda 5.338.730 3.844.913

Encargos de uso da rede elétrica ( - ) ESS e EER 385.909 267.871

Material, insumos e serviços de terceiros 347.215 347.976

Custo de construção 825.176 752.944

Perda / Recuperação de valores ativos 41.894 82.174

Outros insumos 159.412 104.356

7.098.336 5.400.234

( = ) VALOR ADICIONADO BRUTO 4.646.744 3.319.924

( - ) Amortização 221.401 205.110

( = ) VALOR ADICIONADO LÍQUIDO 4.425.343 3.114.814

( + ) Valor adicionado transferido

Receitas financeiras 261.150 452.565


349.634 528.764

4.774.977 3.643.578

(continua)


11

Demonstrações do Valor Adicionado

para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e de 2013 (continuação)


DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO 31.12.2014 % 31.12.2013 %

Pessoal

Remunerações e honorários 464.106 514.334

Planos previdenciário e assistencial 140.799 130.661

Auxílio alimentação e educação 69.062 72.837

Encargos sociais - FGTS 32.798 36.415

Indenizações trabalhistas 4.253 27.673

Participação nos lucros e/ou resultados 63.629 58.134

Apropriação em ordens em curso (23.040) (21.988)

751.607 15,7 818.066 22,5

Governo

Federal 851.964 648.187

Estadual 2.486.081 1.986.954

Municipal 1.030 934

3.339.075 69,9 2.636.075 72,3

Terceiros

Juros e multas 234.271 251.918

Arrendamentos e aluguéis 12.160 15.868

Doações, subvenções e contribuições - 160

246.431 5,2 267.946 7,4

Acionistas

Dividendos 124.791 -

Lucros (prejuízos) retidos na empresa 313.073 (78.509)

437.864 9,2 (78.509) (2,2)

4.774.977 100,0 3.643.578 100,0

As notas explicativas - NE são parte integrante das demonstrações financeiras


12

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS



1 Contexto Operacional

A Copel Distribuição S.A. (Copel Distribuição ou Companhia), com sede na rua José Izidoro Biazetto, 158,

bloco C, Curitiba, Estado do Paraná, é uma sociedade anônima, de capital fechado, subsidiária integral da

Companhia Paranaense de Energia (Copel ou Controladora). Explora a distribuição e a comercialização

regulada de energia elétrica em 1.113 localidades, pertencentes a 394 municípios do Paraná e um em Santa

Catarina, Porto União. Os municípios de Guarapuava e Coronel Vivida são atendidos parcialmente.

2 Base de Preparação

2.1 Declaração de conformidade

As demonstrações financeiras da Companhia foram elaboradas de acordo com Normas Internacionais de

Contabilidade (Internacional Financial Reporting Standards - IFRS), emitidas pelo Internacional Accounting

Standards Board - IASB e também de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BR GAAP), que

compreendem os pronunciamentos, as orientações e as interpretações emitidos pelo Comitê de

Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados pelo Conselho Federal de Contabilidade - CFC.

A emissão das demonstrações financeiras da Companhia foi autorizada pela da Administração em

26.03.2015.

2.2 Moeda funcional e moeda de apresentação

As demonstrações financeiras são apresentadas em real, que é a moeda funcional da Companhia. As

informações financeiras foram arredondadas para o milhar mais próximo, exceto quando indicado de outra

forma.

2.3 Base de mensuração

As demonstrações financeiras foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos seguintes

itens materiais reconhecidos nos balanços patrimoniais:

os instrumentos financeiros não-derivativos designados pelo valor justo por meio do resultado, são

mensurados pelo valor justo;

os ativos financeiros disponíveis para venda são mensurados pelo valor justo; e

O valor do passivo assistencial líquido é reconhecido pela dedução do valor justo dos ativos do plano

do valor presente da obrigação atuarial calculada por atuário contratado.


13

2.4 Uso de estimativas e julgamentos

Na preparação destas demonstrações financeiras, a Administração utilizou julgamentos, estimativas e

premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis da Companhia e os valores reportados dos ativos,

passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

As estimativas e premissas são revisadas de forma contínua. As revisões das estimativas são reconhecidas

prospectivamente.

2.4.1 Julgamentos

As informações sobre julgamentos realizados na aplicação das políticas contábeis que têm efeitos

significativos sobre os valores reconhecidos nas demonstrações financeiras estão incluídas nas seguintes

notas explicativas:

NE nº 3.6 - Contas a receber vinculadas à concessão;

NE nº 3.9 - Intangível; e

NE nº 3.21 - Arrendamento operacional;

2.4.2 Incertezas sobre premissas e estimativas

As informações sobre as incertezas relacionadas a premissas e estimativas que possuem um risco

significativo de resultar em um ajuste material no próximo exercício financeiro, estão incluídas nas seguintes

notas explicativas:

NEs nºs

3.2 e 28 - Instrumentos financeiros.

NE nº 3.4 - Clientes (PCLD);

NE nºs

3.5 e 8 - Ativos e passivos financeiros setoriais;

NEs nºs

3.8 e 11.2 - Imposto de renda e contribuição social diferidos;

NEs nºs

3.9 e 14 - Intangível;

NE nº 3.10 - Redução ao valor recuperável de ativos;

NEs nºs

3.12 e 19 - Benefícios pós-emprego;

NEs nºs

3.15 e 23 - Provisões para litígios e passivo contingente.

3 Principais Políticas Contábeis

3.1 Mudanças nas políticas contábeis

Durante o exercício de 2014, o CPC emitiu revisões de pronunciamentos as quais não produziram efeitos

nas principais políticas contábeis e nas demonstrações financeiras da Companhia.

3.2 Instrumentos financeiros

A Companhia mantém fundos de investimentos que operam com instrumentos financeiros derivativos, com

objetivo exclusivo de proteger a carteira desses fundos.


14

Os instrumentos financeiros não derivativos são reconhecidos imediatamente na data de negociação, ou

seja, na concretização do surgimento da obrigação ou do direito. São inicialmente registrados pelo valor

justo acrescido ou deduzido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis.

Os valores justos são apurados com base em cotação no mercado para instrumentos financeiros com

mercado ativo e, aos sem cotação disponível no mercado, os valores justos são apurados pelo método do

valor presente de fluxos de caixa esperados.

Posteriormente ao reconhecimento inicial, os instrumentos financeiros não derivativos são mensurados

conforme descrito a seguir:

Ativos financeiros

3.2.1 Instrumentos financeiros ao valor justo por meio do resultado

Um instrumento financeiro é assim classificado se for designado como mantido para negociação no seu

reconhecimento inicial e se a Companhia gerencia esses investimentos e toma as decisões de compra e

venda com base em seu valor justo, de acordo com a estratégia de investimento e gerenciamento de risco.

Após o reconhecimento inicial, os custos de transação e os juros atribuíveis, quando incorridos, são

reconhecidos no resultado.

3.2.2 Empréstimos e recebíveis

Ativos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não estão cotados em um mercado ativo,

reconhecidos pelo método do custo amortizado com base na taxa de juros efetiva.

3.2.3 Instrumentos financeiros disponíveis para venda

São instrumentos financeiros cujo reconhecimento inicial é efetuado com base no valor justo e sua variação,

proveniente da diferença entre a taxa de juros de mercado e a taxa de juros efetiva, é registrada diretamente

no patrimônio líquido, líquido dos efeitos tributários. A parcela dos juros definidos no início do contrato,

calculada com base no método de juros efetivos, assim como quaisquer mudanças na expectativa de fluxo

de caixa, é registrada no resultado do exercício. No momento da liquidação, as perdas ou os ganhos

acumulados no patrimônio líquido são reclassificados no resultado do exercício.

3.2.4 Instrumentos financeiros mantidos até o vencimento

Os instrumentos financeiros são classificados nesta categoria se a Companhia tem intenção e capacidade

de mantê-los até o seu vencimento. São mensurados pelo custo amortizado utilizando o método da taxa de

juros efetiva, deduzido de eventuais reduções em seu valor recuperável.


15

Passivos financeiros

3.2.5 Passivos financeiros ao valor justo por meio do resultado

São os passivos financeiros designados dessa forma no reconhecimento inicial e os classificados como

mantidos para negociação. São demonstrados ao valor justo e os respectivos ganhos ou perdas são

reconhecidos no resultado. Os ganhos ou as perdas líquidos reconhecidos no resultado incorporam os juros

pagos pelo passivo financeiro.

3.2.6 Outros passivos financeiros

Os outros passivos financeiros (incluindo empréstimos) são mensurados pelo valor de custo amortizado

utilizando o método de juros efetivos. Esse método também é utilizado para alocar a despesa de juros

desses passivos pelo respectivo período. A taxa de juros efetiva é a taxa que desconta exatamente os fluxos

de caixa futuros estimados (inclusive honorários pagos ou recebidos que constituem parte integrante da taxa

de juros efetiva, custos da transação e outros prêmios ou descontos), ao longo da vida estimada do passivo

financeiro ou, quando apropriado, por um período menor, para o reconhecimento inicial do valor contábil

líquido.

3.2.7 Baixas de passivos financeiros

Os passivos financeiros somente são baixados quando as obrigações são extintas, canceladas ou

liquidadas. A diferença entre o valor contábil do passivo financeiro baixado e a contrapartida paga e a pagar

é reconhecida no resultado.

3.3 Caixa e equivalentes de caixa

Compreendem numerários em espécie, depósitos bancários à vista e aplicações financeiras de curto prazo

com alta liquidez, que possam ser resgatadas no prazo de 90 dias da data de contratação em caixa. Essas

aplicações financeiras estão demonstradas ao custo, acrescido dos rendimentos auferidos até a data de

encerramento do exercício e com risco insignificante de mudança de valor.

3.4 Clientes

São considerados ativos financeiros classificados como empréstimos e recebíveis.

Os saldos de parcelamento de débitos de clientes são trazidos a valor presente, considerando o montante a

ser descontado, as datas de realização, as datas de liquidação e a taxa de desconto.

O saldo de clientes é apresentado líquido da provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD,

reconhecida em valor considerado suficiente pela Administração para cobrir as perdas na realização de

contas a receber de consumidores e de títulos a receber, cuja recuperação é considerada improvável.

A PCLD dos consumidores é constituída considerando os parâmetros recomendados pela Aneel, com base

nos valores a receber da classe residencial vencidos há mais de 90 dias, da classe comercial vencidos há

mais de 180 dias e das classes industrial, rural, poderes públicos, iluminação pública e serviços públicos

vencidos há mais de 360 dias, além da experiência em relação ao histórico das perdas efetivas.


16

3.5 Ativos e passivos financeiros setoriais líquidos

As normas contábeis vigentes no Brasil até 2009 permitiam o reconhecimento das variações entre os valores

previstos nas tarifas e os valores efetivamente desembolsados pelas concessionárias de distribuição de

energia elétrica - denominados ativos e passivos regulatórios, sendo as variações positivas ou negativas

consideradas nas tarifas no próximo reajuste anual. A partir da adoção das IFRS, em 2010, estes ativos e

passivos deixaram de ser registrados nas demonstrações financeiras societárias das concessionárias de

distribuição, sendo assim totalmente apropriados no resultado.

Com o advento do termo aditivo ao contrato de concessão das concessionárias de distribuição, aprovado

pelo Despacho Aneel nº 4.621 de 25.11.2014, o qual prevê que, no caso de extinção da concessão por

qualquer motivo, os valores residuais de itens da Parcela A e outros componentes financeiros não

recuperados ou devolvidos via tarifa sejam incorporados no cálculo da indenização ou descontados dos

valores da indenização de ativos não amortizados, fica resguardado o direito ou a obrigação do

concessionário junto ao Poder Concedente quanto a esses ativos e passivos.

Por meio da Deliberação CVM nº 732, o CPC aprovou a Orientação Técnica OCPC 08 de 09.12.2014,

tornando obrigatório o reconhecimento de determinados ativos ou passivos financeiros setoriais nas

distribuidoras de energia elétrica a partir do exercício de 2014. Assim, a Copel Distribuição reconheceu os

correspondentes ativos e passivos financeiros setoriais em suas demonstrações financeiras societárias em

10.12.2014.

Considerando o previsto no OCPC 08, item 13, os efeitos do aditamento dos contratos de concessão e

permissão não caracterizam mudança de política contábil, mas sim de uma nova situação,

consequentemente, a sua aplicação foi prospectiva ao evento e o reconhecimento inicial adotado baseou-se

na composição dos valores dos ativos e passivos financeiros setoriais levantados até a data da assinatura

dos aditivos dos contratos de concessão, ocorrida em 10.12.2014. Portanto, o seu reconhecimento inicial foi

registrado como um componente da receita líquida.

3.6 Contas a receber vinculadas à concessão

Refere-se à indenização prevista no contrato de concessão de serviços públicos de distribuição de energia

elétrica e que, no entendimento da Administração, assegura o direito incondicional de receber caixa ao final

da concessão, a ser pago pelo Poder Concedente. Essa indenização tem como objetivo reembolsar a Copel

Distribuição pelos investimentos efetuados em infraestrutura e que não foram recuperados, por meio da

tarifa, até o vencimento da concessão, por possuírem vida útil superior ao prazo da concessão.

Esses ativos financeiros, por não possuírem fluxos de caixa fixos determináveis, uma vez que a premissa da

indenização terá como base o custo de reposição dos ativos da concessão, e por não possuírem as

características necessárias para serem classificados nas demais categorias de ativos financeiros, são

classificados como “disponíveis para venda”. Os fluxos de caixa atrelados a esses ativos são determinados

considerando o valor da base tarifária denominada Base de Remuneração Regulatória - BRR, definida pelo

Poder Concedente, cuja metodologia utilizada é o custo de reposição dos bens integrantes da infraestrutura

de distribuição vinculada à concessão. Essa base tarifária (BRR) é revisada a cada quatro anos


17

considerando diversos fatores e tem como objetivo refletir a variação de preços dos ativos físicos, incluindo

as baixas, depreciações e adições dos bens integrantes desta infraestrutura (ativo físico).

A remuneração deste ativo financeiro é baseada no Custo Médio Ponderado de Capital - WACC regulatório

homologado pela Aneel no processo de revisão tarifária periódica a cada quatro anos e seu montante está

incluído na composição da receita de tarifa faturada aos consumidores e recebida mensalmente.

3.7 Estoque

Os materiais no almoxarifado classificados no ativo circulante estão registrados pelo custo médio de

aquisição. Os valores contabilizados não excedem seus valores de realização.

3.8 Tributos

As receitas de vendas e de serviços estão sujeitas à tributação pelo Imposto sobre Circulação de

Mercadorias e Serviços - ICMS e Imposto sobre Serviços - ISS às alíquotas vigentes, assim como à

tributação pelo Programa de Integração Social - PIS e pela Contribuição para Financiamento da Seguridade

Social - Cofins.

As receitas de ativos financeiros setoriais reconhecidas na demonstração do resultado conforme OCPC 08,

estão sendo tributadas no momento do faturamento ao consumidor final.

Os créditos decorrentes da não cumulatividade do PIS e da Cofins são apresentados deduzindo os custos

operacionais na demonstração do resultado.

Os créditos decorrentes da não cumulatividade do ICMS, PIS e da Cofins relacionados às aquisições de

bens são apresentados deduzindo o custo de aquisição dos respectivos ativos.

As antecipações ou valores passíveis de compensação são demonstrados no ativo circulante ou não

circulante, de acordo com a previsão de sua realização.

A tributação sobre o lucro compreende o imposto de renda e a contribuição social calculados com base nos

resultados tributáveis (lucro ajustado) de cada entidade tributável e às alíquotas aplicáveis segundo a

legislação vigente, sendo 15%, acrescido de 10% sobre o que exceder a R$ 240 anuais, para o imposto de

renda, e 9% para a contribuição social.

Para fins de apuração dos resultados tributáveis foi adotado o Regime Tributário de Transição - RTT,

conforme previsto na Lei 11.941/09, ou seja, considerou-se os critérios contábeis da Lei 6.404/76, antes das

alterações da Lei 11.638/07. A Companhia não optou em 2014 pela adoção inicial da Lei 12.973 de

13.05.2014.

O prejuízo fiscal e a base negativa de contribuição social são compensáveis com lucros tributáveis futuros,

observado o limite de 30% do lucro tributável no período, não estando sujeitos a prazo prescricional.

O imposto de renda e a contribuição social diferidos são reconhecidos sobre as diferenças entre os ativos e

passivos reconhecidos para fins fiscais e os correspondentes valores reconhecidos nas demonstrações

financeiras.


18

O imposto de renda e a contribuição social diferidos ativos são reconhecidos somente na extensão em que

seja provável que existirá base tributável positiva, para a qual as diferenças temporárias possam ser

utilizadas e os prejuízos fiscais possam ser compensados.

Os ativos e passivos fiscais diferidos são divulgados por seu valor líquido caso haja um direito legal de

compensar passivos e ativos fiscais correntes, e eles se relacionam a tributos lançados pela mesma

autoridade tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação.

3.9 Intangível

3.9.1 Contrato de concessão - distribuição de energia elétrica

Compreende o direito ao acesso e de exploração da infraestrutura, construída ou adquirida pelo operador ou

fornecida para ser utilizada pelo operador como parte do contrato de concessão do serviço público de

energia elétrica (direito de cobrar dos usuários do serviço público por ela prestado), em consonância com o

CPC 04 - Ativos Intangíveis, o ICPC 01 e o OCPC 05 - Contratos de Concessão.

O ativo intangível é determinado como sendo a parcela remanescente após a determinação do ativo

financeiro (valor residual), em virtude de sua recuperação estar condicionada à utilização do serviço público,

neste caso, do consumo de energia pelos consumidores, portanto, com risco de demanda.

É reconhecido pelo valor justo de aquisição e de construção, deduzido da amortização acumulada e das

perdas por redução ao valor recuperável, quando aplicável.

A amortização do intangível reflete o padrão em que se espera que os benefícios econômicos futuros do

ativo sejam consumidos pela Copel Distribuição, com expectativa de amortização durante o prazo da

concessão.

3.9.2 Ativos intangíveis adquiridos separadamente

Ativos intangíveis com vida útil definida, adquiridos separadamente, são registrados ao custo, deduzido da

amortização e das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas. A amortização é reconhecida

linearmente com base na vida útil estimada dos ativos. A vida útil estimada e o método de amortização são

revisados no fim de cada exercício e o efeito de quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado

prospectivamente.

3.9.3 Baixa de ativos intangíveis

Um ativo intangível é baixado na alienação ou quando não há benefícios econômicos futuros resultantes do

uso ou da alienação. Os ganhos ou as perdas resultantes da baixa de um ativo intangível, mensurados como

a diferença entre as receitas líquidas da alienação e o valor contábil do ativo, são reconhecidos no resultado

quando o ativo é baixado.


19

3.10 Redução ao valor recuperável de ativos

Os ativos são avaliados anualmente para identificar evidências de perdas não recuperáveis ou, ainda,

sempre que eventos ou alterações significativas nas circunstâncias indiquem que o valor contábil pode não

ser recuperável. Quando houver perda, decorrente das situações em que o valor contábil do ativo ultrapasse

seu valor recuperável, definido pelo maior valor entre o valor em uso do ativo e o valor de preço líquido de

venda do ativo, esta é reconhecida no resultado do exercício.

3.11 Dividendos

Conforme as disposições legais e estatutárias vigentes, a base de cálculo dos dividendos mínimos

obrigatórios é obtida a partir do lucro líquido, diminuído da quota destinada à reserva legal.

A distribuição de dividendos mínimos obrigatórios é reconhecida como um passivo nas demonstrações

financeiras da Companhia ao final do exercício.

3.12 Benefícios pós-emprego

A Companhia patrocina planos de benefícios a empregados. Os valores destes compromissos atuariais

(contribuições, custos, passivos e/ou ativos) são calculados anualmente por atuário independente, com data

base que coincide com o encerramento do exercício.

A adoção do método da unidade de crédito projetada agrega cada ano de serviço como fato gerador de uma

unidade adicional de benefício, somando-se até o cálculo da obrigação final.

Os ativos do plano de benefícios são avaliados pelos valores de mercado (marcação a mercado).

São utilizadas outras premissas atuariais que levam em conta tabelas biométricas e econômicas, além de

dados históricos dos planos de benefícios, obtidos da Fundação Copel de Previdência e Assistência,

entidade que administra estes planos.

Ganhos ou perdas atuariais, motivados por alterações de premissas e/ou ajustes atuariais, são reconhecidos

em outros resultados abrangentes.

3.13 Programa de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Programa de Eficiência Energética - PEE

As concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição, geração e transmissão de energia

elétrica estão obrigadas a destinar anualmente o percentual de 1% de sua receita operacional líquida em

pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e em programas de eficiência energética, conforme Lei nº

9.991/00 e Resoluções Normativas Aneel nº 504/12 e 556/13.


20

3.14 Provisão de custos socioambientais ou obrigações socioambientais

É registrada à medida que a Companhia assume obrigações formais com reguladores ou tenha

conhecimento de potencial risco relacionado às questões socioambientais, cujos desembolsos de caixa

sejam considerados prováveis e seus valores possam ser estimados. Durante a fase de implantação do

empreendimento, os valores provisionados são registrados em contrapartida ao ativo imobilizado ou

intangível em curso. Após a entrada em operação comercial do empreendimento, todos os custos ou

despesas incorridos com programas socioambientais relacionados com as licenças de operação e

manutenção do empreendimento são registrados diretamente no resultado do exercício.

3.15 Provisões

As provisões são reconhecidas para obrigações presentes (legal ou constituída) resultantes de eventos

passados, em que seja possível estimar os valores de forma confiável e cuja liquidação seja mais provável

que sim do que não ocorrer.

As estimativas de desfechos e de efeitos financeiros são determinadas pelo julgamento da Administração da

Companhia, complementados pela experiência de transações semelhantes e, em alguns casos, por

relatórios de peritos independentes.

Quando alguns ou todos os benefícios econômicos requeridos para a liquidação de uma provisão são

esperados que sejam recuperados de um terceiro, um ativo é reconhecido se, e somente se, o reembolso for

virtualmente certo e o valor puder ser mensurado de forma confiável.

3.16 Ajustes de avaliação patrimonial

Nessa conta são registrados os ajustes decorrentes das variações de valor justo envolvendo os ativos

financeiros disponíveis para venda, bem como os ajustes dos passivos atuariais.

3.17 Reserva legal e reserva de retenção de lucros

A reserva legal é constituída com base em 5% do lucro líquido do exercício, antes de qualquer destinação,

limitada a 20% do capital social.

A reserva de retenção de lucros visa à cobertura do programa de investimento da Companhia, conforme o

artigo 196 da Lei nº 6.404/1976. Sua constituição ocorre mediante retenção do remanescente do lucro

líquido do exercício, após a reserva legal, os juros sobre o capital próprio e os dividendos.

3.18 Apuração do resultado

As receitas, custos e despesas são reconhecidas pelo regime de competência, ou seja, quando os produtos

são entregues e os serviços efetivamente prestados, independentemente de recebimento ou pagamento.


21

3.19 Reconhecimento da receita

As receitas operacionais são reconhecidas quando: (i) o valor da receita é mensurável de forma confiável; (ii)

os custos incorridos ou que serão incorridos em respeito à transação podem ser mensurados de maneira

confiável; (iii) é provável que os benefícios econômicos sejam recebidos pela Companhia; e (iv) os riscos e

benefícios tenham sido integralmente transferidos ao comprador.

A receita é mensurada pelo valor justo da contrapartida recebida ou a receber, deduzida de descontos e/ou

bonificações concedidos e encargos sobre vendas.

3.19.1 Receita não faturada

Corresponde ao reconhecimento da receita de fornecimento e suprimento de energia elétrica e de encargos

de uso da rede elétrica, não faturada ao consumidor, calculada em base estimada referente ao período da

última medição efetuada até o último dia do mês.

3.19.2 Receita de juros

A receita de juros é reconhecida quando for provável que os benefícios econômicos futuros deverão fluir

para a Companhia e o valor da receita possa ser mensurado com confiabilidade. A receita de juros é

reconhecida pelo método linear com base no tempo e na taxa de juros efetiva sobre o montante do principal

em aberto, sendo a taxa de juros efetiva aquela que desconta exatamente os recebimentos de caixa futuros

estimados durante a vida estimada do ativo financeiro em relação ao valor contábil líquido inicial desse ativo.

3.20 Receita de construção e custo de construção

A Companhia contabiliza receitas de construção relativas a serviços de construção da infraestrutura utilizada

na prestação de serviços de distribuição e transmissão de energia elétrica conforme estágio de execução.

Os respectivos custos são reconhecidos, quando incorridos, na demonstração do resultado do exercício

como custo de construção.

Considerando que a Copel Distribuição terceiriza a construção de infraestrutura de distribuição com partes

não relacionadas e o grande volume de obras é realizado em curto prazo de tempo, e por não ser uma

atividade fim, a margem de construção para a atividade de distribuição resulta em valores não significativos.

3.21 Arrendamentos

Os arrendamentos são classificados como financeiros sempre que os termos do contrato de arrendamento

transferirem substancialmente todos os riscos e benefícios da propriedade do bem para o arrendatário. Os

outros arrendamentos que não se enquadram nas características acima são classificados como

operacionais.

3.22 Demonstração do Valor Adicionado - DVA

Essa demonstração tem por finalidade evidenciar a riqueza gerada pelas empresas, assim como sua

distribuição durante determinado período. É apresentada, conforme requerido pela legislação societária

brasileira, como parte de suas demonstrações financeiras individuais e como informação suplementar às


22

demonstrações financeiras, pois não é uma demonstração prevista e nem obrigatória conforme as IFRS.

3.23 Novas normas, alterações e interpretações que ainda não estão em vigor

Uma série de novas normas, alterações e interpretações serão efetivas para exercícios iniciados após

1º.01.2015 e não foram adotadas na preparação destas demonstrações financeiras.

Aquelas que podem ser relevantes para a Companhia estão mencionadas a seguir. A Companhia não

planeja adotar estas normas de forma antecipada.

IFRS 9 - Instrumentos financeiros

Inclui orientação revista sobre a classificação e mensuração de instrumentos financeiros, incluindo um novo

modelo de perda esperada de crédito para o cálculo da redução ao valor recuperável de ativos financeiros e

novos requisitos sobre a contabilização de hedge. A norma mantém as orientações existentes sobre o

reconhecimento e desreconhecimento de instrumentos financeiros da IAS 39.

A IFRS 9 é efetiva para exercícios iniciados em ou após 1º.01.2018, com adoção antecipada permitida.

IFRS 15 - Receita de contratos com clientes

Exige uma entidade a reconhecer o montante da receita refletindo a contraprestação que elas esperam

receber em troca do controle desses bens ou serviços. A nova norma vai substituir a maior parte da

orientação detalhada sobre o reconhecimento da receita que existe atualmente em IFRS quando a nova

norma for adotada. A nova norma é aplicável a partir de ou após 1º.01.2017, com adoção antecipada

permitida pela IFRS. A norma poderá ser adotada de forma retrospectiva, utilizando uma abordagem de

efeitos cumulativos. A Companhia está avaliando os efeitos que a IFRS 15 vai ter nas demonstrações

financeiras e nas suas divulgações e ainda não escolheu o método de transição para a nova norma nem

determinou os efeitos da nova norma nos relatórios financeiros atuais.

4 Caixa e Equivalentes de Caixa

31.12.2014 31.12.2013

Caixa e bancos conta movimento 106.451 117.362

Aplicações financeiras de liquidez imediata 53.966 129.683

160.417 247.045

As aplicações financeiras referem-se a Certificados de Depósitos Bancários - CDBs e a operações

compromissadas, que se caracterizam pela venda de título com o compromisso, por parte do vendedor

(Banco), de recomprá-lo, e do comprador, de revendê-lo no futuro. As aplicações são remuneradas, em

média, à taxa da variação do Certificado de Depósito Interbancário - CDI.


23

5 Títulos e Valores Mobiliários

Nível

Categoria NE 28.1 Indexador 31.12.2014 31.12.2013

Títulos disponíveis para venda

Letras Financeiras do Tesouro - LFT 1 Selic 2.073 54.271

Cotas de fundos de investimentos 1 CDI 3 -

Certif icados de Depósitos Bancários - CDB 2 CDI - 375

Letras do Tesouro Nacional - LTN 1 Pré-Fixada - 2

2.076 54.648

Circulante 3 377

Não circulante 2.073 54.271

A Companhia possui títulos e valores mobiliários que rendem taxas de juros variáveis. O prazo desses títulos

varia de 1 a 60 meses a partir do final do período de relatório. Nenhum desses ativos está vencido nem

apresenta problemas de recuperação ou redução ao valor recuperável no encerramento do exercício.

Entre os principais valores aplicados, estão fundos exclusivos e garantias:

31.12.2014 31.12.2013

Fundos exclusivos

Banco do Brasil 3 3

3 3

Garantias

Leilões da Aneel 2.073 374

Contratos de Comercialização de Energia (Garantia CCEE ) - 54.271

2.073 54.645

6 Cauções e Depósitos Vinculados

31.12.2014 31.12.2013

Caução STN (6.1) 56.956 45.371

Outros 38 1.072

56.994 46.443

Circulante 38 1.072


6.1 Caução - Secretaria do Tesouro Nacional - STN

Constituição de garantias, sob a forma de caução em dinheiro, destinadas a amortizar os valores de principal

correspondentes aos Par Bond e Discount Bond, quando da exigência de tais pagamentos, em 11.04.2024

(NE nº 17.1). Os valores são atualizados mediante aplicação da média ponderada das variações percentuais

dos preços do Bônus de Zero Cupom do Tesouro dos Estados Unidos da América, pela participação de cada

série do instrumento na composição da carteira de garantias de principal, constituídas no contexto do Plano

Brasileiro de Financiamento - 1992.


24

7 Clientes

Saldos Vencidos Vencidos há Saldo Saldo

vincendos até 90 dias mais de 90 dias 31.12.2014 31.12.2013

Consumidores

Residencial 188.300 109.802 45.809 343.911 262.180

Industrial 110.776 28.139 17.821 156.736 120.751

Comercial 148.096 34.624 20.230 202.950 152.458

Rural 28.049 9.717 2.216 39.982 35.054

Poder público 26.214 19.382 10.911 56.507 68.962

Iluminação pública 20.581 113 126 20.820 16.379

Serviço público 21.042 466 439 21.947 29.528

Receita de fornecimento não faturada 414.994 - - 414.994 274.234

Parcelamento de débitos 116.463 5.916 25.486 147.865 98.221

Subsídio baixa renda - Eletrobras 13.368 - - 13.368 25.415

Governo do Paraná - luz fraterna (NE nº 13.1) 2.680 - - 2.680 78.987

Outros créditos 43.207 10.467 48.813 102.487 58.176

1.133.770 218.626 171.851 1.524.247 1.220.345

Concessionárias e permissionárias

Suprimento de energia elétrica

Contratos bilaterais 9.845 - 25 9.870 8.653

CCEE 24.619 - 14 24.633 14

34.464 - 39 34.503 8.667

Encargos de uso da rede elétrica

Rede elétrica 16.980 - 2.357 19.337 17.962

Rede básica e de conexão - - 3 3 3

16.980 - 2.360 19.340 17.965 .

PCLD (7.1) - - (148.439) (148.439) (126.254)

1.185.214 218.626 25.811 1.429.651 1.120.723

Circulante 1.143.355 218.626 25.811 1.387.792 1.005.703

Não circulante 41.859 - - 41.859 115.020

7.1 Provisão para créditos de liquidação duvidosa

Saldo em Adições / Saldo em Adições / Saldo em

1º.01.2013 (reversões) Perdas 31.12.2013 (reversões) Perdas 31.12.2014

Consumidores, concessionárias

e permissionárias

Residencial 39.229 19.196 (12.248) 46.177 25.323 (11.983) 59.517

Industrial 28.572 9.739 (4.713) 33.598 14.762 (10.045) 38.315

Comercial 24.012 5.285 (2.532) 26.765 18.400 (5.327) 39.838

Rural 5.526 1.621 (740) 6.407 (4.798) (336) 1.273

Poder público 9.316 3.727 - 13.043 (3.888) - 9.155

Iluminação pública 129 (48) - 81 - - 81

Serviço público 113 70 - 183 71 6 260

106.897 39.590 (20.233) 126.254 49.870 (27.685) 148.439


25

8 Ativos Financeiros Setoriais Líquidos

Conforme mencionado na NE nº 3.5, a Copel Distribuição aplicou o OCPC 08 a partir do exercício findo em

31.12.2014, registrando um ativo financeiro setorial em contrapartida à receita operacional líquida. A

possibilidade desse registro se concretizou quando da assinatura do 4º Termo Aditivo ao Contrato de

Concessão 046/99, em 10.12.2014. A composição e a movimentação dos ativos financeiros setoriais estão

demonstradas a seguir.

8.1 Mutação dos ativos financeiros setoriais líquidos

Reconhecimento inicial Saldo em

em 10.12.2014 Diferimento Amortização Atualização 31.12.2014

Ativo

Conta de Consumo de Combustíveis - CCC 4.757 - (503) - 4.254

Encargos de uso do sistema de transmissão - rede básica 89.226 8.932 (1.692) 386 96.852

Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu (94.232) (13.789) (292) (388) (108.701)

Encargos de Serviços do Sistema - ESS (370.572) (8.182) 9.663 (1.674) (370.765)

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 16.304 635 (137) 90 16.892

Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia - Proinfa 5.148 - (544) - 4.604

Energia elétrica comprada para revenda - CVA Energ 601.099 18.976 (19.175) 2.574 603.474

Transporte de energia comprada de Itaipu 1.867 201 (20) 9 2.057

Outros componentes f inanceiros 751.342 43.143 (8.289) 6.281 792.477

1.004.939 49.916 (20.989) 7.278 1.041.144

Circulante 609.298

Não Circulante 431.846

8.2 Composição dos saldos de ativos financeiros setoriais líquidos por ciclo tarifário

31.12.2014 31.12.2014

Ativos financeiros setoriais - Reajuste tarifário 2014

CCC 4.254 -

Rede básica 14.304 -

Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu 2.469 -

ESS (81.703) -

CDE 1.160 -

Proinfa 4.604 -

CVA Energ 162.114 -

Transporte de energia comprada de Itaipu 165 -

Outros componentes f inanceiros 70.085 -

177.452 -

Ativos financeiros setoriais - Reajuste tarifário 2015

Rede básica 41.274 41.274

Energia elétrica comprada para revenda - Itaipu (55.585) (55.585)

ESS (144.531) (144.531)

CDE 7.866 7.866

CVA Energ 220.680 220.680

Transporte de energia comprada de Itaipu 946 946

Outros componentes f inanceiros

Diferimento IRT 2013 140.337 140.337

Diferimento IRT 2014 (constituição) 159.364 159.364

Outros componentes f inanceiros 61.495 61.495

431.846 431.846

609.298 431.846

Ativo circulante Ativo não circulante


26

8.3 Reajuste Tarifário da Copel Distribuição

Em 24.06.2014 a Aneel homologou o Reajuste Tarifário Anual da Copel Distribuição pela Resolução

Homologatória 1.740, em que autoriza a aplicação de 35,05% no reajuste das tarifas. Este reajuste não inclui

a parcela correspondente ao diferimento parcial do reajuste tarifário 2013, solicitado pela Copel Distribuição

e aprovado pela Aneel naquele ano, no montante atualizado de R$ 275.910 em junho de 2014. Caso este

valor fosse considerado, o percentual de reajuste em 2014 chegaria a 39,71%.

A Copel Distribuição solicitou junto à Aneel o efeito suspensivo do reajuste tarifário 2014, com a perspectiva

de diferimento na aplicação do índice de reajuste tarifário autorizado de 35,05%. Atendendo à solicitação da

Companhia, em 22.07.2014 pela Resolução Homologatória 1.763, a Aneel aprovou o diferimento parcial do

reajuste tarifário de 2014, equivalente ao valor de R$ 622.427.

Em 31.12.2014, os valores dos diferimentos acumulados e corrigidos pelo IGP-M somam o montante de R$

776.854 composto pelo diferimento IRT 2013 no valor de R$ 280.674, diferimento IRT 2014 (constituição) no

valor de R$ 318.728 e o saldo remanescente dos Ativos Financeiros Setoriais - Reajuste Tarifário 2014 no

valor de R$ 177.452.

Considerando a aprovação do diferimento de 2014 e a prorrogação do diferimento de 2013, a serem

incluídos nos processos de reajuste tarifário subsequentes, a aplicação do reajuste médio foi de 24,86%,

retroativo a 24.06.2014.

9 Contas a Receber Vinculadas à Concessão

Com base nas características estabelecidas no contrato de concessão de distribuição de energia elétrica da

Companhia, a Administração entende que estão atendidas as condições para a aplicação da Interpretação

Técnica ICPC 01/IFRIC 12 e SIC 29 - Contratos de Concessão, a qual fornece orientações sobre a

contabilização de concessões de serviços públicos a operadores privados, de forma a refletir o negócio de

distribuição elétrica, abrangendo: a) Parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados ou

depreciados até o final da concessão, classificada como ativo financeiro, por ser direito incondicional de

receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente do Poder Concedente; e (b) Parcela remanescente à

determinação do ativo financeiro (valor residual) classificada como um ativo intangível em virtude de sua

recuperação estar condicionada à utilização do serviço público, nesse caso, do consumo de energia pelos

consumidores (NE nº 3.6 Principais Políticas Contábeis - Contas a receber vinculadas à concessão e NE

nº14 Intangível).


27

Obrigações

Ativo especiais

Saldos não circulante não circulante Total

Em 1º.01.2013 4.295.035 (1.911.773) 2.383.262

Capitalizações do intangível em curso 712.947 (82.878) 630.069

Variação monetária 210.310 (102.051) 108.259

Baixas (28.233) 3.235 (24.998)

Baixas - Resolução nº 367/2009 (20.797) - (20.797)

Em 31.12.2013 5.169.262 (2.093.467) 3.075.795

Capitalizações do intangível em curso 783.405 (119.829) 663.576

Variação monetária 148.864 (71.875) 76.989

Baixas (40.050) 16.166 (23.884)

Em 31.12.2014 6.061.481 (2.269.005) 3.792.476

A Administração realizou avaliação dos ativos passíveis de indenização, aplicando a metodologia do valor

novo de reposição e concluiu que a sua expectativa de indenização suporta os montantes registrados em

31.12.2014.

10 Outros Créditos

31.12.2014 31.12.2013

Repasse CDE (NE nº 10.1) 210.808 51.067

Serviços em curso (a) 51.089 66.985

Adiantamento para indenizações imobiliárias 14.705 11.253

Adiantamento a empregados 13.833 16.961

Adiantamento a fornecedores (b) 11.640 12.397

Desativações em curso 5.730 8.870

Outros créditos 13.876 24.229

321.681 191.762

Circulante 302.782 180.963


tivo passivo registrado para este f im, conforme legislação regulatória.

(b) Referem-se a adiantamentos previstos em cláusulas contratuais.

(a) Referem-se, em sua maioria, aos programas de P&D e PEE, os quais, após seu término, são compensados com o respec-

10.1 Repasse CDE

O saldo apresentado em 31.12.2014 de R$ 210.808 refere-se a recursos da CDE a serem repassados pela

Eletrobrás para cobrir os descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de

distribuição, de acordo com a Resolução Homologatória nº 1.586 de 13.08.2013. A Aneel homologou o valor

mensal de R$ 28.697 (Resolução nº 1.763/2014) a ser repassado à Copel Distribuição, em recursos da CDE,

no período de junho/2014 à maio/2015, sendo R$ 26.712 para custear descontos incidentes sobre as tarifas

conforme estabelecido no Decreto nº 7.891 de 23.01.2013 e R$ 1.985 referente à diferença entre os valores

previstos e os realizados no período de fevereiro/2013 a maio/2014. A Companhia recebeu as parcelas

referentes até a competência de maio/2014 em 31.12.2014, recebendo duas parcelas (junho e julho de

2014) em janeiro de 2015, tendo a expectativa de receber as demais assim que a CDE tiver seu fundo

recomposto pelas quotas de 2015.


28

Do saldo apresentado em 31.12.2013, R$ 21.042 se refere a recursos da CDE para cobrir os descontos

incidentes sobre as tarifas aplicáveis ao serviço público de distribuição, conforme Resolução Homologatória

nº 1.586 de 13.08.2013, e R$ 30.025 se refere a recursos da CDE para compensação de custos adicionais

de energia previstos no Decreto nº 7.945 de 07.03.2013, com finalidade de neutralizar a exposição das

concessionárias de distribuição no mercado de curto prazo, bem como do risco hidrológico verificado no

período e que levou ao despacho de usinas termoelétricas acionadas em razão de segurança energética,

sendo ambos valores repassados em 2014.

11 Tributos

11.1 Imposto de renda e contribuição social

31.12.2014 31.12.2013

Ativo circulante

IR e CSLL a compensar 18.814 77.288

18.814 77.288

Ativo não circulante

IR e CSLL a recuperar 13.875 12.967

13.875 12.967

11.2 Imposto de renda e contribuição social diferidos

11.2.1 Mutação do imposto de renda e contribuição social diferidos

.

Reconhecidos Reconhecidos Reconhecidos Reconhecidos

Saldo em no resultado no patrimônio Saldo em no resultado no patrimônio Saldo em

1º.01.2013 do exercício líquido Outros 31.12.2013 do exercício líquido 31.12.2014


Provisões para litígios 127.606 17.541 - - 145.147 32.161 - 177.308

Planos previdenciário e assistencial 122.733 11.378 - - 134.111 14.938 - 149.049

Provisão para compra de energia 88.352 8.172 - - 96.524 57.760 - 154.284

Provisão para P&D e PEE 38.374 15.659 - - 54.033 21.566 - 75.599

Efeitos CPC 33 - benefícios a empregados 34.068 - 45.829 - 79.897 (24.163) 55.734

PCLD 37.043 6.591 - - 43.634 7.223 - 50.857

Efeitos ICPC 01 - contratos de concessão 29.559 (20.714) - - 8.845 (8.845) - -

Provisão para participação nos lucros 7.272 12.493 - - 19.765 1.868 - 21.633

INSS - liminar sobre depósito judicial - 4.982 - 12.139 17.121 4.623 - 21.744

Prejuízo f iscal e base de cálculo negativa - 8.799 - - 8.799 9.028 - 17.827

Provisão para perdas tributárias 11.279 - - - 11.279 - - 11.279

PSDV 32.431 (32.324) - - 107 (83) - 24

Outros 4.650 (411) - - 4.239 (511) - 3.728

533.367 32.166 45.829 12.139 623.501 139.728 (24.163) 739.066

(-) Passivo não circulante

Ativos f inanceiros setoriais - - - - - 353.989 - 353.989

Efeitos ICPC 01 - contratos de concessão - - - - - 19.113 - 19.113

Efeitos CPC 38 - instrumentos f inanceiros 7.028 (3.609) (634) - 2.785 (285) (45) 2.455

Capitalização de encargos f inanceiros 3.459 - - - 3.459 - - 3.459

10.487 (3.609) (634) - 6.244 372.817 (45) 379.016

Líquido 522.880 35.775 46.463 12.139 617.257 (233.089) (24.118) 360.050


29

11.3 Outros tributos a recuperar e a recolher

31.12.2014 31.12.2013

Ativo circulante

ICMS a recuperar 41.611 28.992

PIS/Pasep e Cofins a compensar 63.774 52.462

PIS/Pasep e Cofins a compensar com o passivo (63.810) (32.912)

Outros tributos a compensar 67 67

41.642 48.609


ICMS a recuperar 19.300 64.253

PIS/Pasep e Cofins - 488

Outros tributos a compensar 33.186 11

52.486 64.752

Passivo circulante

ICMS a recolher 73.972 173.343

PIS/Pasep e Cofins a recolher 64.087 32.912

PIS/Pasep e Cofins a compensar com o ativo (63.810) (32.912)

Outros tributos 3.323 27.424

77.572 200.767

Passivo não circulante

INSS a recolher - liminar sobre depósito judicial 63.952 50.354

63.952 50.354

11.4 Conciliação da provisão para imposto de renda e contribuição social

31.12.2014 31.12.2013

Lucro antes do IRPJ e CSLL 670.953 (114.284)

IRPJ e CSLL (34%) (228.124) 38.857

Efeitos fiscais sobre:

Despesas indedutíveis (4.965) (3.028)

Incentivos fiscais - (54)

IRPJ e CSLL diferidos (233.089) 35.775

Alíquota efetiva - % 34,7% 31,3%

12 Depósitos Judiciais

31.12.2014 31.12.2013

Fiscais 139.753 125.391

Trabalhistas 119.273 101.962 .

Cíveis

Fornecedores 95.558 95.558

Cíveis 36.222 26.645

Servidões de passagem 1.974 1.735

Consumidores 3.031 2.036

136.785 125.974 .

Outros 3.066 3.066

398.877 356.393


30

13 Créditos com Partes Relacionadas

13.1 Créditos CRC Governo do Estado do Paraná

Em 31.12.2013, o saldo da Conta de Resultados a Compensar - CRC, no valor de R$ 1.380.554, foi

transferido da Copel Distribuição para a Copel, conforme anuência da Aneel, através do Despacho nº 4.222

de 11.12.2013, com quitação de dívida por mútuo existente, no valor de R$ 912.237. O saldo remanescente,

no valor de R$ 468.317, foi pago em 3 parcelas consecutivas até 12.05.2014.

13.2 Crédito referente Luz Fraterna

A Diretoria da Copel, através da 2065ª Redir de 10.09.2013, aprovou a transferência da dívida do Governo

do Estado do Paraná relativa ao Programa Luz Fraterna, da Copel Distribuição para a Copel, bem como a

alteração dos procedimentos para que futuras dívidas deste programa de governo sejam assumidas pela

Copel.

14 Intangível

Contrato de Amortização Contrato de Amortização

concessão acumulada (a) 31.12.2014 concessão acumulada (a) 31.12.2013

Em serviço 3.593.663 (3.454.194) 139.469 3.664.119 (3.269.508) 394.611

(-) Obrigações especiais (14.2) (327.071) 302.734 (24.337) (326.007) 256.417 (69.590)

3.266.592 (3.151.460) 115.132 3.338.112 (3.013.091) 325.021

Em curso 1.299.068 - 1.299.068 1.091.217 - 1.091.217

(-) Obrigações especiais (14.2) (199.650) - (199.650) (154.965) - (154.965)

1.099.418 - 1.099.418 936.252 - 936.252

4.366.010 (3.151.460) 1.214.550 4.274.364 (3.013.091) 1.261.273

(a) Amortização pelo período de concessão


31

14.1 Mutação do intangível

em em em em

Saldos serviço curso serviço curso Total

Em 1º.01.2013 600.112 898.361 (108.976) (83.748) 1.305.749

Aquisições - 977.078 - - 977.078

Participação financeira do consumidor - - - (160.614) (160.614)

Capitalizações para contas a receber vinculadas

à concessão - (712.947) - 82.878 (630.069)

Capitalizações para intangível em serviço 61.520 (61.520) (6.519) 6.519 -

Quotas de amortização - concessão (248.273) - 43.163 - (205.110)

Quotas de amortização - créditos Pis/Pasep e Cofins (14.135) - 2.460 - (11.675)

Baixas (4.508) (9.755) 282 - (13.981)

Baixas - Resolução nº 367/2009 (105) - - - (105)

Em 31.12.2013 394.611 1.091.217 (69.590) (154.965) 1.261.273

Aquisições - 1.026.632 - - 1.026.632

Participação financeira do consumidor - - - (168.933) (168.933)

Transferências de bens destinados a uso futuro - 2.638 - - 2.638

Capitalizações para contas a receber vinculadas à

concessão - (783.405) - 119.829 (663.576)

Capitalizações para intangível em serviço 30.979 (30.979) (4.419) 4.419 -

Quotas de amortização - concessão (268.210) - 46.809 - (221.401)

Quotas de amortização - créditos Pis/Pasep e Cofins (14.342) - 2.500 - (11.842)

Baixas (3.569) (7.035) 363 - (10.241)

Em 31.12.2014 139.469 1.299.068 (24.337) (199.650) 1.214.550

Contrato de Concessão

obrigações especiais

14.2 Obrigações especiais

As obrigações especiais representam os recursos relativos à participação financeira do consumidor, das

dotações orçamentárias da União, verbas federais, estaduais e municipais e de créditos especiais

destinados aos investimentos aplicados nos empreendimentos vinculados à concessão.

As obrigações especiais não são passivos onerosos e não são créditos do acionista.

O prazo esperado para liquidação dessas obrigações era a data de término da concessão. Com a Resolução

Normativa Aneel nº 234/06, alterada pela Resolução Normativa Aneel nº 338/08, que estabelece os

conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais, para realização do segundo ciclo

de revisão tarifária periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, a

característica dessas obrigações sofreu modificação. Tanto o saldo quanto as novas adições passaram a ser

amortizados contabilmente a partir de 1º.07.2008, conforme Despacho Aneel nº 3.073/06 e Ofício Circular nº

1.314/07. A amortização é calculada utilizando a mesma taxa média da atividade de distribuição.

De acordo com a regulamentação da Aneel, as obrigações especiais devem ser registradas no balanço

como um redutor do total do ativo intangível e financeiro. O saldo de obrigações especiais que consta no

intangível será amortizado durante o prazo da concessão.


32

15 Obrigações Sociais e Trabalhistas

31.12.2014 31.12.2013

Obrigações Sociais

Impostos e contribuições sociais 21.902 24.028

Encargos sociais sobre férias e 13º salário 19.524 19.042

41.426 43.070

Obrigações trabalhistas

Folha de pagamento, líquida 1.128 1.245

Férias 53.468 52.529

Participação nos lucros e/ou resultados 64.314 58.134

Desligamentos voluntários 72 315

Consignações a favor de terceiros 15 44

118.997 112.267

160.423 155.337

16 Fornecedores

31.12.2014 31.12.2013

Energia elétrica 643.974 601.817

Materiais e serviços 141.279 145.632

Encargos de uso da rede elétrica 61.635 52.300

846.888 799.749

Circulante 843.512 771.815



33

16.1 Principais contratos de compra de energia

Contratos de compra de energia firmados em ambiente regulado, apresentados pelo valor original e

reajustados anualmente pelo IPCA:

C

. Período de Energia comprada Data Preço médio de

suprimento (MWmédio anual) do leilão compra (R$/MWh)

Leilão de energia existente

1º Leilão - Produto 2007 2007 a 2014 37,49 07.12.2004 75,46




8º Leilão - Produto 2010 Q5 2010 a 2014 0,01 30.11.2009 99,14

8º Leilão - Produto 2010 D5 2010 a 2014 0,01 30.11.2009 80,00

10º Leilão - Produto 2012 Q3 2012 a 2014 15,60 30.11.2011 79,99

12º Leilão - Produto 2014 12M 01/01/2014 até 31/12/2014 328,91 17.12.2013 191,41



13º Leilão - Produto 2014-DIS 01/05/2014 até 31/12/2019 73,18 30.04.2014 262,00

13º Leilão - Produto 2014-QTD 01/05/2014 até 31/12/2019 187,22 30.04.2014 271,00

971,35

Leilão de energia nova

1º Leilão - Produto 2008 Hidro 2008 a 2037 3,61 16.12.2005 106,95

1º Leilão - Produto 2008 Termo 2008 a 2022 25,10 16.12.2005 132,26











7º Leilão - Produto 2013 Hidro 2013 a 2042 - 30.09.2008 98,98




624,96

Leilão de projetos estruturantes

Santo Antonio 2012 a 2041 91,71 10.12.2007 78,87

Jirau 2013 a 2042 217,49 19.05.2008 71,37

309,20

17 Empréstimos e Financiamentos

Passivo circulante Passivo não circulante

Principal Encargos 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Moeda estrangeira

STN (17.1) - 596 596 2.154 70.601 62.661

Eletrobras - - - 7 - -

- 596 596 2.161 70.601 62.661

Moeda nacional

Banco do Brasil (17.2) 265.955 112.927 378.882 155.420 292.384 492.802

Eletrobras (17.3) 15.894 9 15.903 15.901 64.621 80.493

BNDES (17.4) 9.573 281 9.854 - 90.198 -

291.422 113.217 404.639 171.321 447.203 573.295

291.422 113.813 405.235 173.482 517.804 635.956


34

17.1 Secretaria do Tesouro Nacional - STN

Nº de Vencimento Amorti- Encargos financeiros a.a. Valor do

Tipo de bônus parcelas final zação (juros + comissão) contrato 31.12.2014 31.12.2013

Capitalization Bond 21 10.04.2014 semestral 8,0% + 0,20% 12.225 - 1.595

Par Bond 1 11.04.2024 única 6,0% + 0,20% 17.315 42.107 37.385

Discount Bond 1 11.04.2024 única Libor semestral+0,8125%+0,20% 12.082 29.090 25.835

71.197 64.815

Circulante 596 2.154


Data da emissão:

20.05.1998

Garantias :

Conta corrente bancária centralizadora da arrecadação das receitas.

Garantias depositadas (NE nº 6.1): Par Bond, no valor de R$ 33.525 (R$ 26.671 em 31.12.2013), e Discount Bond, no valor

de R$ 23.431 (R$ 18.700 em 31.12.2013).

Observação:

Reestruturação da dívida da Controladora referente aos f inanciamentos sob amparo da Lei nº 4.131/62.

17.2 Banco do Brasil S.A.

Data da Nº de Vencimento Encargos financeiros a.a. Valor do

Contrato emissão parcelas final (juros + comissão) contrato 31.12.2014 31.12.2013

Lei 8.727/93 (a) 30.03.1994 240 1º.03.2014 TJLP e IGP-M + 5,098% 28.178 - 66

21/02155-4 (b) 10.09.2010 3 15.08.2015 98,5% da taxa média do CDI 350.000 173.240 311.286

21/02248-8 (c) 22.06.2011 1 1º.06.2015 99,5% da taxa média do CDI 150.000 205.642 184.735

CCB 21/11062X (d) 26.08.2013 3 27.07.2018 106,0% da taxa média do CDI 151.000 171.209 152.135

CCB 330600773 (e) 11.07.2014 3 11.07.2019 111,8% da taxa média do CDI 116.667 121.175 -

671.266 648.222

Circulante 378.882 155.420


Prestações anuais:

demais no valor de R$ 116.667, vencida em 11.07.2014 e vencíveis em 15.08.2015: (b)

Juntamente com os juros proporcionais às parcelas, no valor de R$ 50.333, vencíveis em 27.07.2016, 27.07.2017 e

27.07.2018: (d)

Juntamente com os juros proporcionais às parcelas, no valor de R$ 38.889, vencíveis em 11.07.2017, 11.07.2018 e

11.07.2019: (e)

Destinação:

Renegociação de dívida com a União: (a)

Capital de giro: (b) (c) (d)

Exclusivo para quitação de empréstimos : (e)

Garantias:

Receita própria: (a)

Penhor de duplicatas mercantis de até 360 dias: (b) (c)

Cessão de créditos: (d) (e)

Juntamente com os juros proporcionais às parcelas; a primeira no valor de R$ 116.666, vencida em 25.08.2013 e as


35

17.3 Eletrobrás - Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

Data da Nº de Vencimento Encargos financeiros a.a. Valor do

Contrato emissão parcelas final (juros + comissão) contrato 31.12.2014 31.12.2013

980/95 (a) 22.12.1994 80 15.11.2018 8,0% 11 11 12

981/95 (b) 22.12.1994 80 15.08.2019 8,0% 1.169 311 376

982/95 (c) 22.12.1994 80 15.02.2020 8,0% 1.283 119 142

983/95 (d) 22.12.1994 80 15.11.2020 8,0% 11 154 179

984/95 (e) 22.12.1994 80 15.11.2020 8,0% 14 72 77

985/95 (f) 22.12.1994 80 15.08.2021 8,0% 61 99 47

002/04 (g) 07.06.2004 120 30.07.2016 8,0% 30.240 1.737 2.846

142/06 (h) 11.05.2006 120 30.09.2018 5,0% + 1,0% 74.340 13.588 17.286

206/07 (i) 03.03.2008 120 30.08.2020 5,0% + 1,0% 109.642 50.455 59.357

273/09 (j) 18.02.2010 120 30.12.2022 5,0% + 1,0% 63.944 13.154 14.798

2540/06 (k) 12.05.2009 60 30.10.2016 5,0% + 1,5% 2.844 824 1.274

80.524 96.394

Circulante 15.903 15.901


Destinação:

Programa Nacional de Irrigação - Proni: (a) (b) (c) (d) (e) (f)

Programa de Eletrif icação Rural - Luz para Todos: (g) (h) (i) (j)

Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente - Reluz: cobertura de 75% do custo total do município de Ponta

Grossa/PR: (k)

Garantias:

Representada pela receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público, e na emissão de notas

promissórias em igual número das parcelas a vencer.

17.4 BNDES

Data da Nº de Encargos financeiros a.a. Valor do

Contrato emissão parcelas inicial final (juros + comissão) contrato 31.12.2014 31.12.2013

14205611-A (a) 15.12.2014 72 15.02.2015 15.01.2021 2,09% a.a. acima da TJLP 41.583 30.008 -

14205611-B (b) 15.12.2014 6 15.02.2016 15.02.2021 2,09 a.a. acima da TR BNDES 17.821 17.874 -

14205611-C (c) 15.12.2014 113 15.02.2015 15.06.2024 6% a.a. 78.921 52.170 -

100.052 -

Circulante 9.854 -

Não circulante 90.198 -

Destinação:

Investimento em preservação de negócios, melhorias, suporte operacional e investimentos gerais em expansão: (a) (b)

Máquinas e equipamentos nacionais credenciados no BNDES: (c)

Garantias:

Fiança da Companhia Paranaense de Energia; cessão fiduciária de receitas e direitos indenizatórios da concessão (a) (b) (c)

Vencimento


36

17.5 Composição dos empréstimos e financiamentos por tipo de moeda e indexador

Variação da moeda estrangeira e indexadores

acumulada no período (%) 31.12.2014 % 31.12.2013 %

Moeda estrangeira

Dólar norte-americano 13,39 71.197 7,71 64.822 8,01

71.197 7,71 64.822 8,01

Moeda nacional

TJLP 0,00 30.141 3,27 - -

IGP-M 3,69 - - 65 0,01

Ufir 0,00 80.524 8,72 96.394 11,91

CDI 10,22 671.267 72,72 648.157 80,07

IPCA 6,41 17.821 1,93 - -

Sem indexador - 52.089 5,65 - -

851.842 92,29 744.616 91,99

923.039 100,00 809.438 100,00

Circulante 405.235 173.482


17.6 Vencimentos das parcelas de longo prazo

31.12.2014 Moeda estrangeira Moeda nacional Total

2016 85.884 85.884

2017 125.259 125.259

2018 124.349 124.349

2019 64.531 64.531

2020 21.108 21.108

Após 2021 70.601 26.072 96.673

70.601 447.203 517.804

17.7 Mutação de empréstimos e financiamentos

circulante não circulante circulante não circulante Total

Em 1º.01.2013 3.317 56.034 161.471 553.907 774.729

Ingressos - - - 151.000 151.000

Encargos 2.732 - 25.232 33.106 61.070

Variação monetária e cambial 259 7.974 8 - 8.241

Transferências 1.347 (1.347) 164.718 (164.718) -

Amortização - principal (1.478) - (9.185) - (10.663)

Pagamento - encargos (4.016) - (170.923) - (174.939)

Em 1º.01.2014 2.161 62.661 171.321 573.295 809.438

Ingressos - - - 216.667 216.667

Encargos 2.722 - 17.092 61.132 80.946

Variação monetária e cambial (138) 7.940 20 46 7.868

Transferências - - 403.937 (403.937) -

Amortização - principal (736) - (132.646) - (133.382)

Pagamento - encargos (3.413) - (55.085) - (58.498)

Em 31.12.2014 596 70.601 404.639 447.203 923.039

Moeda estrangeira Moeda nacional


37

17.8 Cláusulas contratuais restritivas

A Companhia contratou empréstimos com condições restritivas cujo descumprimento poderá implicar em

vencimento antecipado das dívidas, com destaque para não alteração do seu controle efetivo direto ou

indireto.

Em 31.12.2014, todas as condições foram plenamente atendidas.

18 Debêntures

Data da Nº de Encargos financeiros a.a. Valor do

Emissão emissão parcelas inicial final (juros) contrato 31.12.2014 31.12.2013

Série única 30.10.2012 2 30.10.2016 30.10.2017 DI + Spread 0,99% a.a. 1.000.000 1.019.037 1.015.389

1.019.037 1.015.389



Características:

Debêntures simples, série única, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, para distribuição pública com esforços

restritos de colocação, nos termos da Instrução CVM nº 476, nos valores mínimos de R$ 1.000.000.

Foram emitidos 100.000 títulos com valor unitário de R$ 10.

O valor unitário das debêntures não será atualizado monetariamente.

Encargos financeiros:

Juros pagos semestralmente em abril e outubro.

Destinação:

Capital de giro e/ou realização de investimentos da emissora.

Garantias:

Fidejussória.

Interveniente garantidora:

Copel.

Agente fiduciário:

Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários

Vencimento

18.1 Mutação das debêntures

circulante não circulante Total

Em 1º.01.2013 12.719 997.958 1.010.677

Encargos 89.392 459 89.851

Pagamento - encargos (85.139) - (85.139)

Em 1º.01.2014 16.972 998.417 1.015.389

Encargos 115.801 532 116.333

Pagamento - encargos (112.685) - (112.686)

Em 31.12.2014 20.088 998.949 1.019.037


38

18.2 Cláusulas contratuais restritivas

A Companhia emitiu debêntures com cláusulas que requerem a manutenção de determinados índices

econômico-financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos, com exigibilidade de cumprimento anual,

bem como outras condições a serem observadas, tais como: não alterar a participação acionária da

Companhia no capital social, que represente alteração de controle sem a prévia anuência dos debenturistas;

não realizar, sem prévia e expressa autorização dos debenturistas, distribuição de dividendos ou

pagamentos de juros sobre capital próprio, caso estejam em mora relativamente ao cumprimento de

quaisquer de suas obrigações pecuniárias ou não atendam aos índices financeiros estabelecidos. O

descumprimento destas condições poderá implicar vencimento antecipado das debêntures.

Em 31.12.2014, todas as condições foram plenamente atendidas.

19 Benefícios Pós-Emprego

A Companhia patrocina planos de complementação de aposentadoria e pensão (Plano Unificado e Plano III)

e de assistência médica e odontológica (Plano Assistencial), para seus empregados ativos e pós-emprego e

seus dependentes legais.

19.1 Plano de benefício previdenciário

O plano previdenciário unificado é um plano de Benefício Definido - BD em que a renda é pré-determinada

em função do nível salarial de cada indivíduo, e o plano previdenciário III é um plano de Contribuição

Definida - CD.

As parcelas de custos assumidas pelas patrocinadoras desses planos são registradas de acordo com

avaliação atuarial preparada anualmente por atuários independentes, de acordo com o CPC 33 (R1) a partir

de 1º.01.2013, que trata de benefícios a empregados, correlacionada à norma contábil internacional IAS 19R

e IFRIC 14. As premissas econômicas e financeiras para efeitos da avaliação atuarial são discutidas com os

atuários independentes e aprovadas pela Administração da patrocinadora.

19.2 Plano de benefício assistencial

A Companhia aloca recursos para a cobertura das despesas de saúde dos empregados e de seus

dependentes, dentro de regras, limites e condições estabelecidos em regulamentos específicos. A cobertura

inclui exames médicos periódicos e é estendida a todos os aposentados e pensionistas vitaliciamente.

19.3 Balanço patrimonial e resultado do exercício

Os valores reconhecidos no passivo, na conta de Benefícios pós-emprego, estão resumidos a seguir:

31.12.2014 31.12.2013

Plano previdenciário 818 -

Plano assistencial 602.305 629.434

603.123 629.434




39

Os valores reconhecidos no demonstrativo de resultado estão resumidos a seguir:

31.12.2014 31.12.2013

Plano previdenciário (CD) 30.421 32.207

Plano previdenciário (CD) - administradores 177 70

Plano assistencial - pós-emprego 66.070 51.994

Plano assistencial 30.274 33.934

Plano assistencial - administradores 19 6

126.961 118.211

19.4 Mutação dos benefícios pós-emprego

Passivo Passivo

Saldos circulante não circulante Total

Em 1º.01.2013 18.004 443.784 461.788

Apropriação do cálculo atuarial - 51.993 51.993

Contribuições previdenciárias e assistenciais 78.668 - 78.668

Transferências 22.178 (22.178) -

Amortizações (97.807) - (97.807)

Ajuste referente a perdas atuariais - 134.792 134.792

Em 31.12.2013 21.043 608.391 629.434

Apropriação do cálculo atuarial - 66.070 66.070

Contribuições previdenciárias e assistenciais 74.729 - 74.729

Transferências 26.820 (26.820) -

Amortizações (96.044) - (96.044)

Ajuste referente a ganhos atuariais - (71.066) (71.066)

Em 31.12.2014 26.548 576.575 603.123

19.5 Avaliação atuarial de acordo com o CPC 33 (R1)

19.5.1 Premissas atuariais

As premissas atuariais utilizadas para determinação dos valores de obrigações e custos, para 2014 e 2013,

estão demonstradas a seguir:

2014 2013

Real Nominal Real Nominal

Econômicas

Inflação a.a. - 6,40% - 5,93%

Taxa de desconto/retorno esperados a.a.

Planos de benefícios previdenciários 6,10% 12,89% 6,10% 12,39%

Planos de benefício assistencial 6,16% 12,95% 6,19% 12,49%

Crescimento salarial a.a. 2,00% 8,53% 2,00% 8,05%

Demográficas

Tábua de mortalidade AT - 2000 AT - 2000

Tábua de mortalidade de inválidos WINKLEVOSS AT - 83

Tábua de entrada em invalidez A. VINDAS Light M


40

19.5.2 Expectativa de vida a partir da idade média – Tábua AT-2000 (em anos)

Plano BD Plano CD

Em 31.12.2014

Participantes aposentados 16,75 24,67

Participantes pensionistas 17,17 32,62

Em 31.12.2013

Participantes aposentados 17,72 26,67

Participantes pensionistas 18,48 30,12

A idade média dos participantes inativos dos planos de aposentadoria e assistência médica da Companhia é

de 64,0 anos.

19.5.3 Avaliação atuarial

Com base na revisão das premissas, os valores do plano previdenciário para 31.12.2014 totalizaram um

superávit do plano de R$ 101.417, enquanto que, em 31.12.2013, a posição era de R$ 195.244, resumidas

abaixo:

Plano Plano

Planos de benefícios previdenciário assistencial 31.12.2014 31.12.2013

Obrigações total ou parcialmente cobertas 2.425.487 703.300 3.128.787 2.837.563

Valor justo dos ativos do plano (2.526.904) (100.995) (2.627.899) (2.403.373)

Estado de cobertura do plano (101.417) 602.305 500.888 434.190

Ativo não reconhecido 101.417 - 101.417 195.244

Total do passivo - 602.305 602.305 629.434

Em 2014, a Companhia ajustou o seu passivo assistencial no valor total de R$ 71.066 (NE 24.2). O primeiro

ajuste foi realizado através de revisão atuarial no primeiro trimestre, data base 31.03.2014, quando registrou

em outros resultados abrangentes uma redução do passivo assistencial no valor de R$ 7.502, decorrente da

transferência de empregados entre a Copel e suas subsidiárias. Em 31.12.2014, registrou na mesma conta o

valor do segundo ajuste, uma redução no valor de R$ 63.564 apurada pelo relatório atuarial, naquela data

base.

19.5.4 Movimentação do passivo atuarial

Plano Plano

previdenciário assistencial

Valor presente da obrigação atuarial líquida em 01.01.2013 2.697.218 559.528

Custo de serviço 440 8.516

Custo dos juros 162.409 37.121

Benefícios pagos (149.963) (27.824)

(Ganhos) / perdas atuariais (584.676) 134.795


Custo de serviço 510 5.341

Custo dos juros 218.828 72.273


(Ganhos) / perdas atuariais 230.419 (45.294)



41

19.5.5 Movimentação do ativo atuarial

Plano Plano

previdenciário assistencial

Valor justo do ativo do plano em 01.01.2013 3.009.518 98.351

Retorno esperado dos ativos 256.826 -

Contribuições e aportes 1.898 -


Ganhos / (perdas) atuariais (797.606) 12.174


Retorno esperado dos ativos 283.493 10.523

Contribuições e aportes 15.131 -

Benefícios pagos (149.698) -

Ganhos / (perdas) atuariais 57.306 7.771


19.5.6 Custos estimados

Os custos (receitas) estimados para 2015, segundo critérios atuariais da Deliberação CVM nº 695/12, para

cada plano, estão demonstrados a seguir:

Plano Plano

previdenciário assistencial Total

2015

Custo do serviço corrente 252 25.033 25.285

Custo estimado dos juros 308.351 85.741 394.092

Rendimento esperado do ativo do plano (314.041) (12.971) (327.012)

Contribuições estimadas dos empregados (144) (144)

Custos (receitas) (5.582) 97.803 92.221

19.5.7 Análise de sensibilidade

As tabelas a seguir apresentam a análise de sensibilidade, que demonstra o efeito de um aumento ou uma

redução de um ponto percentual nas taxas presumidas de variação dos custos assistenciais, sobre o

agregado dos componentes de custo de serviço e custo de juros dos custos assistenciais líquidos periódicos

pós-emprego e a obrigação de benefícios assistenciais acumulada pós-emprego.

. Cenários projetados

Atual Aumento 1% Redução 1%

Sensibilidade da taxa de juros de longo prazo

Impactos nas obrigações do programa previdenciário 6,10% -6,28% 8,41%

Impactos em milhares de reais - R$ (152.423) 203.997

Impactos nas obrigações do programa de saúde 6,16% -14,70% 10,21%


Sensibilidade da taxa de crescimento de custos médicos

Impactos nas obrigações do programa de saúde 1,00% 3,56% -8,87%

Impacto no custo do serviço do exercício seguinte - em milhares de reais - R$ 46.139 (114.867)

Sensibilidade ao custo do serviço

Impactos nas obrigações do programa previdenciário 1,00% -0,18% 0,24%


Impactos nas obrigações do programa de saúde 1,00% -4,97% 3,76%



42

19.5.8 Benefícios a pagar

Os benefícios estimados a serem pagos pela Companhia, nos próximos cinco anos, e o total de benefícios

para os exercícios fiscais subsequentes, são apresentados abaixo:

Plano Outros

previdenciário Benefícios Total

2015 215.105 44.119 259.224

2016 216.465 42.358 258.823

2017 211.215 41.025 252.240

2018 205.617 40.018 245.635

2019 201.231 39.654 240.885

2020 a 2054 2.536.323 857.594 3.393.917

19.5.9 Alocação de ativos e estratégia de investimentos

A alocação de ativos para os planos previdenciário e assistencial da Companhia no final de 2014 e a

alocação-meta para 2015, por categoria de ativos, são as seguintes:

Meta para 2015 2014

Renda fixa 88,6% 84,2%

Renda variável 3,7% 8,8%

Empréstimos 1,6% 1,9%

Imóveis 1,9% 2,0%

Investimentos estruturados 4,2% 3,1%

100,0% 100,0%

Abaixo são apresentados os limites estipulados pela administração do Fundo:

Plano III (CD)

meta (%)(*) mínimo (%) meta (%) mínimo (%)

Renda fixa 93,0% 87,0% 79,7% 54,6%

Renda variável 1,0% 0,0% 8,9% 7,6%

Empréstimos 1,0% 0,0% 2,8% 1,5%

Imóveis 2,5% 1,0% 0,9% 0,0%

Investimentos estruturados 2,5% 0,0% 7,7% 0,0%

(*) Meta baseada no total de investimentos de cada plano

Plano Unificado (BD)

A administração da Fundação Copel decidiu manter participação mais conservadora em renda variável, em relação ao limite

legal permitido, que é de 70%.

20 Encargos do Consumidor a Recolher

31.12.2014 31.12.2013

Conta de desenvolvimento energético - CDE 11.709 6.342

Reserva global de reversão - RGR 4.733 4.732

16.442 11.074


43

21 Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética

21.1 Saldos constituídos para aplicação em P&D e PEE

Aplicado e Saldo a Saldo a Saldo em Saldo em

não concluído recolher aplicar 31.12.2014 31.12.2013

Pesquisa e desenvolvimento - P&D

FNDCT (a) - 2.318 - 2.318 1.940

MME - 1.159 - 1.159 970

P&D 19.587 - 92.846 112.433 98.962

19.587 3.477 92.846 115.910 101.872

Programa de eficiência energética - PEE 26.068 - 89.098 115.166 104.994

45.655 3.477 181.944 231.076 206.866

Circulante 129.293 107.744


(a) Fundo Nacional de Desenvolvimento Científ ico e Tecnológico

21.2 Mutação dos saldos de P&D e PEE

FNDCT MME P&D PEE

Circulante Circulante Circulante Não circulante Circulante Não circulante Total

Em 1º.01.2013 1.840 920 26.038 58.707 114.138 2.504 204.147

Constituições 10.545 5.272 - 10.545 - 25.109 51.471

Contrato de desempenho - - - - - 617 617

Juros Selic - - - 5.828 - 4.907 10.735

Transferências - - 5.710 (5.710) 3.385 (3.385) -

Recolhimentos (10.445) (5.222) - - - - (15.667)

Conclusões - - (2.156) - (42.281) - (44.437)

Em 31.12.2013 1.940 970 29.592 69.370 75.242 29.752 206.866

Constituições 12.684 6.342 - 12.684 - 31.709 63.419

Contrato de desempenho - - - - - 1.111 1.111

Juros Selic - - - 8.715 - 7.382 16.097

Transferências - - 17.921 (17.921) 41.019 (41.019) -

Recolhimentos (12.306) (6.153) - - - - (18.459)

Conclusões - - (7.928) - (30.030) - (37.958)

Em 31.12.2014 2.318 1.159 39.585 72.848 86.231 28.935 231.076

22 Outras Contas a Pagar

31.12.2014 31.12.2013

Devolução ao consumidor 27.817 19.428

Taxa de iluminação pública arrecadada 21.267 21.489

Consumidores 15.828 18.516

Cauções em garantia 14.485 10.693

Outras obrigações 25.305 16.857

104.702 86.983


44

23 Provisões para Litígios e Passivo Contingente

23.1 Provisões para litígios

A Companhia responde por diversos processos judiciais cujas perdas são consideradas prováveis, com base

na avaliação de seus assessores legais, para as quais foram constituídas provisões.

Mutações das provisões e principais ações

Saldo em Saldo em

1º.01.2014 Adições Reversões Quitações 31.12.2014

Fiscais 15.395 520 (14.186) (13) 1.716

Trabalhistas (a) 153.504 78.041 - (5.009) 226.536

Benefícios a empregados (b) 73.608 35.598 (414) (27.991) 80.801

Cíveis -

Fornecedores (c) 64.775 - (4.095) 60.680

Cíveis e direito administrativo 79.721 31.742 - (6.699) 104.764

Servidões de passagem 3.825 2.210 - (916) 5.119

Desapropriações e patrimoniais 6.842 1.080 - 7.922

Consumidores 9.633 970 (1) 10.602

164.796 36.002 (4.096) (7.615) 189.087

Ambientais 121 20 - - 141

Regulatórias (d) 21.064 3.734 - - 24.798

428.488 153.915 (18.696) (40.628) 523.079

Saldo em Saldo em

1º.01.2013 Adições Reversões Quitações 31.12.2013

Fiscais 13.514 1.933 (52) - 15.395

Trabalhistas (a) 125.257 34.755 (1.409) (5.099) 153.504

Benefícios a empregados (b) 63.372 60.192 (30.791) (19.165) 73.608

Cíveis

Fornecedores (c) 68.630 - (3.855) - 64.775

Cíveis e direito administrativo 70.445 13.691 (1.750) (2.665) 79.721

Servidões de passagem 3.429 1.383 (953) (34) 3.825

Desapropriações e patrimoniais 2.549 4.311 - (18) 6.842

Consumidores 7.477 3.024 (868) - 9.633

152.530 22.409 (7.426) (2.717) 164.796

Ambientais 99 23 - - 122

Regulatórias (d) 22.124 3.724 (4.785) - 21.063

376.896 123.036 (44.463) (26.981) 428.488

Informações sobre as principais ações

a) Trabalhistas

Autores: ex-empregados da Companhia e ex-empregados de seus empreiteiros e empresas terceirizadas


45

Ações movidas por ex-empregados envolvendo cobrança de horas-extras, periculosidade, adicional de

transferência, equiparação/reenquadramento salarial e outras, e também ações movidas por ex-empregados

de seus empreiteiros e empresas terceirizadas (responsabilidade subsidiária), envolvendo cobrança de

parcelas indenizatórias e outras.

b) Benefícios a empregados

Autores: ex-empregados aposentados da Companhia

Ações de reclamatórias trabalhistas contra a Fundação Copel, que causarão, consequentemente, reflexos

para a Companhia, na medida em que forem necessários aportes complementares.

c) Fornecedores

Autores: Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio Salto Natal Energética S.A.

A Copel Distribuição promoveu ação judicial para discutir a validade de cláusulas e condições ilegais em

contrato de compra e venda de energia firmado com as empresas Rio Pedrinho Energética S.A. e Consórcio

Salto Natal Energética S.A. As vendedoras, após rescindirem o pacto, provocaram a Câmara de Arbitragem

da Fundação Getúlio Vargas, que condenou a Copel Distribuição a pagar a multa contratual, ao

entendimento de que esta dera causa à rescisão.

Na fase de cumprimento/execução de sentença, os fornecedores apresentaram cartas de fiança bancária

como garantia e, após, levantaram valores penhorados, porém a ação permanece classificada como perda

provável, em razão de execução de saldo remanescente. Além do valor provisionado, o valor de R$ 28.345,

contabilizado na conta de Fornecedores, também compõe o total da dívida.

Situação atual: Pelo Juízo da 3ª Vara da Fazenda Pública foi determinado o pagamento de R$ 22.162 como

saldo remanescente, com a consequente liberação a favor das exequentes os valores de R$ 12.790 e

R$ 9.372, em 12.04.2012, mediante caução de fiança bancária. Em decisão publicada em 27.01.2015, o juiz

deferiu pedido de liberação das cauções em favor da Rio Pedrinho Energética, contudo, outro magistrado

manteve sem alteração as cauções dos valores discutidos com o Consórcio Salto Natal, decisão submetida

ao Tribunal de Justiça pelo Consórcio Salto Natal, via agravo de instrumento.

d) Regulatórias

Autores: Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE e Dona Francisca Energética S.A.

Valor estimado: R$ 10.639

A Companhia está discutindo nas esferas administrativa e judicial notificações do Órgão Regulador sobre

eventuais descumprimentos de normas regulatórias, dentre eles ações judiciais envolvendo as empresas

citadas, contra o Despacho Aneel nº 288/2002.

Situação atual: aguardando julgamento.


46

23.2 Passivo contingente

A Companhia responde por diversos processos judiciais cujas perdas são consideradas como possíveis,

com base na avaliação de seus assessores legais, para as quais não há provisão constituída.

31.12.2014 31.12.2013

Fiscais 128.698 122.941

Trabalhistas 458.746 264.732

Benefícios a empregados 84.307 74.293

Cíveis (a) 167.911 261.215

Regulatórias 17.251 23.028

856.913 746.209

Informações sobre as principais ações

a) Cíveis

Autores: franquiados de Agência/loja Copel Valor estimado: R$ 33.918

Propositura de duas ações individuais contra a Copel Distribuição, em razão de contratos de franquia de

Agência/loja Copel, com pedido principal de prorrogar a vigência da contratação e pedido secundário de

reconhecer a ocorrência de subconcessão, com a transferência dos serviços prestados e o repasse integral

dos valores das tarifas, dentre outras verbas.

Situação atual: aguardando julgamentos.

24 Patrimônio Líquido

24.1 Capital social

O capital social integralizado, em 31.12.2014 (e em 31.12.2013) monta a R$ 2.624.841, composto por

2.624.840.634 ações, todas ordinárias, pertencentes à Copel.

24.2 Mutação de ajustes de avaliação patrimonial

Em 1º.01.2013 (64.902)

Ajustes referentes a ativos financeiros disponíveis para venda:

Aplicações financeiras (1.865)

Tributos sobre os ajustes 634

Ajustes referentes a passivos atuariais:

Benefícios pós-emprego (134.792)

Tributos sobre os ajustes 45.829

Em 31.12.2013 (155.096)

Ajustes referentes a ativos financeiros disponíveis para venda:

Aplicações financeiras (131)

Tributos sobre os ajustes 45

Ajustes referentes a passivos atuariais:

Benefícios pós-emprego 71.066

Tributos sobre os ajustes (24.163)

Em 31.12.2014 (108.279)


47

24.3 Proposta de distribuição de dividendos

31.12.2014 31.12.2013

Cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios (30%)

Lucro líquido (prejuízo) do exercício 437.864 (78.509)

Reserva legal (5%) (21.893) -

Base de cálculo para os dividendos mínimos obrigatórios 415.971 -

124.791 -

25 Receita Operacional Líquida

Receita PIS/Pasep Encargos do Receita líquida

bruta e Cofins ICMS consumidor (25.5) 31.12.2014

Fornecimento de energia elétrica (25.1) 5.869.109 (510.540) (1.459.109) (38.999) 3.860.461

Suprimento de energia elétrica (25.2) 316.702 (19.050) - - 297.652

Disponibilidade da rede elétrica (25.3) 3.557.543 (330.789) (958.690) (154.201) 2.113.863

Receita de construção 991.356 - - - 991.356

Resultado de ativos e passivos

financeiros setoriais 1.033.866 - - - 1.033.866

Outras receitas operacionais (25.4) 103.798 (53.960) - - 49.838

(914.339) (2.417.799) (193.200) 8.347.036 11.872.374

Receita PIS/Pasep Encargos do Receita líquida

bruta e Cofins ICMS consumidor (25.5) 31.12.2013

Fornecimento de energia elétrica (25.1) 4.454.625 (389.963) (1.147.876) (30.789) 2.885.997

Suprimento de energia elétrica (25.2) 109.506 (9.451) - - 100.055

Disponibilidade da rede elétrica (25.3) 3.187.949 (296.344) (830.890) (113.409) 1.947.306

Receita de construção 898.606 - - - 898.606

Outras receitas operacionais (25.4) 170.226 (40.615) - - 129.611

(736.373) (1.978.766) (144.198) 5.961.575 8.820.912

25.1 Fornecimento de energia por classe de consumidor

Receita bruta Receita líquida

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Residencial 2.110.044 1.605.603 1.429.594 1.074.118

Industrial 1.655.469 1.298.722 1.051.069 803.434

Comercial, serviços e outras atividades 1.366.677 1.023.960 839.671 627.864

Rural 305.214 194.085 260.801 165.078

Poder público 152.321 118.263 108.348 83.811

Iluminação pública 127.838 97.565 78.626 60.070

Serviço público 151.546 116.427 92.352 71.622

5.869.109 4.454.625 3.860.461 2.885.997

25.2 Suprimento de energia elétrica

Receita bruta

31.12.2014 31.12.2013

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE 183.671 12.503

Contratos bilaterais 133.031 97.003

316.702 109.506


48

25.3 Disponibilidade da rede elétrica por classe de consumidor

Receita bruta Receita líquida

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Residencial 1.363.517 1.232.186 793.022 720.321

Industrial 702.828 634.024 399.986 358.609

Comercial, serviços e outras atividades 881.425 767.468 517.966 456.872

Rural 190.620 167.640 109.278 136.798

Poder público 108.809 99.147 72.590 66.815

Iluminação pública 97.828 87.666 56.376 51.198

Serviço público 64.337 58.574 37.212 34.025

Consumidores livres 147.135 140.135 126.534 121.705

Rede básica, de fronteira e de conexão 1.044 1.109 899 963

3.557.543 3.187.949 2.113.863 1.947.306

25.4 Outras receitas operacionais

Receita bruta

31.12.2014 31.12.2013

Arrendamentos e aluguéis (25.4.1) 88.484 76.199

Serviço taxado 8.207 9.082

Renda da prestação de serviços 4.971 6.230

Ressarcimento por indisponibilidade de geração de energia elétrica - 77.527


103.798 170.226

25.4.1 Receita de arrendamento e aluguéis

31.12.2014 31.12.2013

Equipamentos e estruturas 88.413 75.677

Imóveis 71 522

88.484 76.199

Não foram identificados recebíveis de arrendamento operacionais não canceláveis.

25.5 Encargos do consumidor

31.12.2014 31.12.2013

Conta de desenvolvimento energético - CDE 129.781 76.104

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética - P&D e PEE 63.419 51.467

Conta de consumo de combustível - CCC - 16.627

193.200 144.198


49

26 Custos e Despesas Operacionais

Despesas Despesas Outras receitas

Custos com gerais e (despesas),

operacionais vendas administrativas líquidas 31.12.2014

Energia elétrica comprada para revenda (26.1) (4.904.034) - - - (4.904.034)

Encargos de uso da rede elétrica (26.2) (209.066) - - - (209.066)

Pessoal e administradores (26.3) (556.343) - (76.893) - (633.236)

Planos previdenciário e assistencial (NE nº 19) (110.372) - (16.589) - (126.961)

Material (48.363) - (5.555) - (53.918)

Serviços de terceiros (26.4) (189.766) (36.404) (63.547) - (289.717)

Amortização (195.730) - (25.671) - (221.401)

Provisões e reversões (26.5) - (49.988) - (135.219) (185.207)

Custo de construção (26.6) (991.356) - - - (991.356)

Outros custos e despesas operacionais (26.7) (55.678) 5.303 (61.109) (31.396) (142.880)

(7.260.708) (81.089) (249.364) (166.615) (7.757.776)

Despesas Despesas Outras receitas

Custos com gerais e (despesas),

operacionais vendas administrativas líquidas 31.12.2013

Energia elétrica comprada para revenda (26.1) (3.518.865) - - - (3.518.865)

Encargos de uso da rede elétrica (26.2) (249.465) - - - (249.465)

Pessoal e administradores (26.3) (596.073) - (127.661) - (723.734)

Planos previdenciário e assistencial (NE nº 19) (95.802) - (22.409) - (118.211)

Material (46.029) - (4.502) - (50.531)

Serviços de terceiros (26.4) (192.150) (33.801) (66.693) - (292.644)

Amortização (168.341) - (36.769) - (205.110)

Provisões e reversões (26.5) - (39.698) - (78.535) (118.233)

Custo de construção (26.6) (898.606) - - - (898.606)

Outros custos e despesas operacionais (26.7) (12.107) 6.237 (39.499) (84.029) (129.398)

(5.777.438) (67.262) (297.533) (162.564) (6.304.797)

26.1 Energia elétrica comprada para revenda

31.12.2014 31.12.2013

Compra de energia no ambiente regulado - CCEAR 3.466.486 2.388.398

Câmara de Comercialização de Energia - CCEE 1.859.008 617.192

(-) Repasse CDE e Conta-ACR - Decretos nºs 8.221/2014 e 7.891/2013 (a) (1.253.436) (294.085)

Itaipu Binacional 756.127 610.404

Contratos bilaterais 333.065 361.942

Programa de incentivo a novas fontes de energia alternativa - Proinfa 177.480 161.062

(-) PIS/Pasep e Cofins sobre energia elétrica comprada para revenda (434.696) (326.048)

4.904.034 3.518.865

a) (-) Repasse CDE e Conta-ACR - Decretos nº 7.891/2013 e nº 8.221/2014

Repasse CDE 7.891/2013 - Exposição Involuntária e Risco Hidrológico


50

O Governo Federal, por meio do Decreto nº 7891/2013, alterado posteriormente pelos Decretos nº

7945/2013 e Decreto nº 8203/2014 permitiu, através de repasses financeiros da Conta de Desenvolvimento

Energético – CDE, cobrir os custos para neutralizar a exposição das concessionárias de distribuição no

mercado de curto prazo, cobrir o custo adicional para as concessionárias de distribuição decorrente do

despacho de usinas termelétricas acionadas em razão de segurança energética (Encargos de Serviço do

Sistema - ESS) e neutralizar a exposição contratual involuntária das concessionárias de distribuição no

mercado de curto prazo, decorrente da compra frustrada em leilão de energia.

Os recursos contabilizados pela Copel Distribuição para cobrir custo de energia com Exposição Involuntária

e Risco hidrológico conforme o Decreto nº 7891/2013, foram de R$ 294.085 para o exercício 2013 e de R$

114.553 em 2014, referente a competência de janeiro desse ano conforme Decreto 8203/2014, e R$ de

1.412 referente a ajustes residuais de dezembro de 2013.

Repasse Conta-ACR - Decreto nº 8.221/2014

Diante de um cenário hidrológico desfavorável, foi emitido o Decreto 8221/2014 que criou a Conta ACR, com

a finalidade de cobrir total ou parcialmente os custos adicionais de exposição involuntária no mercado de

curto prazo e do despacho termoelétrico associado aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no

Ambiente de Contratação Regulada na modalidade por disponibilidade - CCEAR-D. Os repasses recebidos

pela Copel Distribuição durante o ano de 2014 provenientes da Conta ACR foram no montante de R$

1.137.471.

26.2 Encargos de uso da rede elétrica

31.12.2014 31.12.2013

Encargos de uso do sistema 318.646 216.683

Encargos de transporte de Itaipu 67.263 51.188

Encargo de energia de reserva - EER 4.554 16.672

Encargos dos serviços do sistema - ESS 71.866 308.865

(-) Repasse CDE - ESS - Decreto nº 7.891/2013 (a) - (319.624)

(-) Conta de Energia de Reserva - CONER - Resolução Normativa nº 613/2014 (b) (232.706)

(-) PIS/Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica (20.556) (24.319)

209.066 249.465

a) Repasse CDE 7891/2013 – ESS - Decreto nº 7.891/2013

Os recursos contabilizados pela Copel Distribuição para cobrir custo relacionados com o ESS, conforme o

Decreto nº 7891/2013, citado na NE nº 26.1, foram no montante de R$ 319.624 no exercício 2013.

b) Conta de Energia de Reserva - CONER - Resolução Normativa nº 613/2014

A Resolução 613/2014 estabeleceu critérios para a destinação dos excedentes financeiros da Conta de

Energia de Reserva - CONER, que tiveram efeitos para amenizar os custos com encargos de uso da rede

elétrica.


51

26.3 Pessoal e administradores

31.12.2014 31.12.2013

Pessoal

Remunerações 383.243 434.534

Encargos sociais 122.071 138.770

Auxílio alimentação e educação 58.272 63.674

Participação nos lucros e/ou resultados (a) 63.629 58.134

Provisão (reversão) para indenização por demissões

voluntárias e aposentadorias 4.253 27.673

631.468 722.785

Administradores

Honorários 1.365 705

Encargos sociais 382 234

Outros gastos 21 10

1.768 949

633.236 723.734

(a) De acordo com a Lei Federal nº 10.101/2000, o Decreto Estadual n° 1978/2007 e a Lei Estadual nº 16.560/2010.

26.4 Serviços de terceiros

31.12.2014 31.12.2013

Comunicação, processamento e transmissão de dados 68.286 70.147

Manutenção do sistema elétrico 60.338 57.868

Leitura e entrega de faturas 37.766 35.930

Manutenção de instalações 36.393 32.407

Agentes autorizados e credenciados 34.977 33.801

Consultoria e auditoria 3.636 4.352

(-) PIS/Pasep e Cofins sobre serviços de terceiros (3.580) (4.802)

Outros serviços 51.901 62.941

289.717 292.644

26.5 Provisões e reversões

31.12.2014 31.12.2013

Provisão (reversão) para litígios (NE nº 23) 135.219 78.535

PCLD (Clientes e Outros créditos) 49.988 39.698

185.207 118.233

26.6 Custo de construção

31.12.2014 31.12.2013

Material 481.782 426.256

Serviços de terceiros 343.245 279.346

Pessoal 109.019 104.724

Outros 57.310 88.280

991.356 898.606


52

26.7 Outros custos e despesas operacionais

31.12.2014 31.12.2013

Tributos 70.871 10.404

Perdas na desativação e alienação de bens 21.705 62.793

Indenizações 19.529 19.418

Arrendamentos e aluguéis (26.7.1) 11.508 14.766

Propaganda e publicidade 5.857 5.449

Taxa de fiscalização da Aneel 5.591 11.216

Recuperação de custos e despesas (28.218) (21.237)

Outros custos e despesas, líquidos 36.037 26.589

142.880 129.398

26.7.1 Arrendamentos e aluguéis

31.12.2014 31.12.2013

Imóveis 8.078 11.083

Outros 4.082 4.785

(-) Créditos de PIS e Cofins (652) (1.102)

11.508 14.766

Não foram identificados compromissos de arrendamento operacional não canceláveis.

27 Resultado Financeiro

31.12.2014 31.12.2013

Receitas financeiras

Acréscimos moratórios sobre faturas de energia 133.945 101.627

Variação monetária sobre contas a receber vinculadas

à concessão (NE nº 9) 76.989 108.259

Renda de aplicações financeiras mantidas para negociação 15.007 51.819

Renda de aplicações financeiras disponíveis para venda 5.357 16.229

Juros e variação monetária sobre repasse CRC - 159.348

Outras receitas f inanceiras 29.852 15.283

261.150 452.565

(-) Despesas financeiras

Encargos de dívidas 139.886 195.072

Juros sobre P&D e PEE (21.2) 16.097 10.735

Variações monetárias e cambiais 3.428 6.804

Outras despesas financeiras 20.046 11.016

179.457 223.627

Líquido 81.693 228.938

Os custos de empréstimos e financiamentos capitalizados durante o ano de 2014 totalizaram R$ 57.664, à

taxa média de 4,15% a.a.


53

28 Instrumentos Financeiros

28.1 Categorias e apuração do valor justo dos instrumentos financeiros

NE 31.12.2014

nº Nível Valor contábil Valor justo Valor contábil Valor justo

Ativos Financeiros

Valor justo por meio do resultado - mantido

para negociação

Caixa e equivalentes de caixa (a) 4 1 160.417 160.417 247.045 247.045

160.417 160.417 247.045 247.045

Empréstimos e recebíveis

Caução STN (c) 6 56.956 39.252 45.371 32.415

Cauções e depósitos vinculados (a) 6 38 38 1.072 1.072

Clientes (a) 7 1.429.651 1.429.651 1.120.723 1.120.723

Ativos f inanceiros setoriais (a) 8 1.041.144 1.041.144 - -

2.527.789 2.510.085 1.167.166 1.154.210

Disponíveis para venda

Contas a receber vinculadas à concessão (d) 9 3 3.792.476 3.792.476 3.075.795 3.075.795

Títulos e valores mobiliários (b) 5 1 2.076 2.076 54.273 54.273

Títulos e valores mobiliários (b) 5 2 - - 375 375

3.794.552 3.794.552 3.130.443 3.130.443

Total dos ativos financeiros 6.482.758 6.465.054 4.544.654 4.531.698

Passivos Financeiros

Outros passivos financeiros

Fornecedores (a) 16 846.888 846.888 799.749 799.749

Empréstimos e f inanciamentos (c) 17 923.039 926.901 809.438 777.474

Debêntures (e) 18 1.019.037 1.019.037 1.015.389 1.015.389

2.788.964 2.792.826 2.624.576 2.592.612

Total dos passivos financeiros 2.788.964 2.792.826 2.624.576 2.592.612

Os diferentes níveis foram definidos conforme a seguir:

Nível 1: obtidas de preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos ou passivos idênticos;

Nível 2: obtidas por meio de outras variáveis além dos preços cotados incluídos no Nível 1, que são observáveis para

o ativo ou passivo;

Nível 3: obtidas por meio de técnicas de avaliação que incluem variáveis para o ativo ou passivo, mas que não têm

como base os dados observáveis de mercado.

31.12.2013

Apuração dos valores justos

a) Equivalente ao seu respectivo valor contábil, em razão de sua natureza e prazo de realização.

b) Calculado de acordo com as informações disponibilizadas pelos agentes financeiros e pelos valores de

mercado dos títulos emitidos pelo governo brasileiro.

c) Utilizado como premissa básica o custo da última captação realizada pela Companhia, 111,5% do CDI

para desconto do fluxo de pagamentos esperado.


54

d) Os critérios e as premissas foram divulgados na NE nº 3.6. A mutação ocorrida em 2014 está

demonstrada a seguir:

Em 31.12.2013 3.075.795

Capitalizações do intangível em curso 663.576

Variação monetária 76.989

Baixas (23.884)

Em 31.12.2014 3.792.476

e) Calculado conforme a cotação do Preço Unitário – PU em 31.12.2014, obtido junto à Associação

Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiro e de Capitais - Anbima, líquido do custo financeiro a

amortizar de R$ 2.029.

28.2 Gerenciamento dos riscos financeiros

A Companhia mantém o Comitê de Gestão de Riscos Corporativos, responsável pelo desenvolvimento e

acompanhamento das políticas de gerenciamento de riscos e o assessoramento do Comitê de Auditoria, de

forma a assegurar a boa gestão dos recursos e a proteção e valorização do seu patrimônio.

Os negócios da Companhia estão expostos aos seguintes riscos resultantes de instrumentos financeiros:

28.2.1 Risco de crédito

Risco de crédito é o risco de incorrer em perdas decorrentes de um cliente ou de uma contraparte em um

instrumento financeiro, resultantes da falha destes em cumprir com suas obrigações contratuais.

Exposição ao risco de crédito 31.12.2014 31.12.2013

Caixa e equivalentes de caixa (a) 160.417 247.045

Títulos e valores mobiliários (a) 2.076 54.648

Cauções e depósitos vinculados (a) 56.994 46.443

Clientes (b) 1.429.651 1.120.723

Ativos financeiros setoriais (c) 1.041.144 -

Contas a receber vinculadas à concessão (d) 3.792.476 3.075.795

6.482.758 4.544.654

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

em aplicar praticamente todos os recursos em instituições bancárias federais. Excepcionalmente, por

força legal e/ou regulatória, a Companhia aplica recursos em bancos privados considerados de primeira

linha.

b) Risco decorrente da possibilidade de a Companhia incorrer em perdas, resultantes da dificuldade de

recebimento de valores faturados a seus clientes. Tal risco está intimamente relacionado a fatores

internos e externos à Companhia. Para reduzir esse tipo de risco, a Companhia atua na gerência das

contas a receber, detectando as classes de consumidores com maior possibilidade de inadimplência,

suspendendo o fornecimento de energia e implementando políticas específicas de cobrança, atreladas a

garantias reais ou fidejussórias para débitos superiores a R$ 200.


55

Os créditos de liquidação duvidosa estão adequadamente cobertos por provisão para fazer face a

eventuais perdas na sua realização.

c) A Administração considera bastante reduzido o risco deste crédito, visto que o contrato de concessão

firmado assegura o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão a ser pago pelo Poder

Concedente, referente a custos não recuperados por meio de tarifa.

d) A Administração considera bastante reduzido o risco deste, visto que os contratos firmados asseguram

o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão a ser pago pelo Poder Concedente,

referente aos investimentos efetuados em infraestrutura e que não foram recuperados por meio da tarifa

até o vencimento da concessão.

28.2.2 Risco de liquidez

O Risco de Liquidez da Companhia é representado pela possibilidade de insuficiência de recursos, caixa ou

outro ativo financeiro, para liquidar as obrigações nas datas previstas.

A Companhia faz a administração do risco de liquidez com um conjunto de metodologias, procedimentos e

instrumentos, aplicados no controle permanente dos processos financeiros, a fim de se garantir o adequado

gerenciamento dos riscos.

Os investimentos são financiados por meio de dívidas de médio e longo prazos junto a instituições

financeiras e ao mercado de capitais.

São desenvolvidas projeções econômico-financeiras de curto, médio e longo prazos, as quais são

submetidas à apreciação pelos órgãos da Administração. Anualmente ocorre a aprovação do orçamento

empresarial para o próximo exercício.

As projeções econômico-financeiras de médio e longo prazos abrangem períodos mensais cobrindo os

próximos cinco anos. A projeção de curto prazo considera períodos diários cobrindo os próximos 90 dias.

A Companhia monitora permanentemente o volume de recursos a serem liquidados por meio de controle do

fluxo de caixa, objetivando reduzir o custo de captação, o risco de renovação dos empréstimos e a aderência

à política de aplicações financeiras, mantendo-se um nível de caixa mínimo.

A tabela a seguir demonstra valores esperados de liquidação em cada faixa de tempo. As projeções foram

efetuadas com base em indicadores financeiros vinculados aos respectivos instrumentos financeiros,

previstos nas medianas das expectativas de mercado do Relatório Focus, do Banco Central, que fornece a

expectativa média de analistas de mercado para tais indicadores para o ano corrente e para o ano seguinte.

A partir de 2017, repetem-se os indicadores de 2016 até o horizonte da projeção, exceto o dólar, que

acompanha a inflação.


56

Juros (a) Menos 1 a 3 3 meses Mais de Passivo

de 1 mês meses a 1 ano 1 a 5 anos 5 anos Total

Em 31.12.2014

Empréstimos e f inanciamentos 17 8.636 5.441 450.145 596.532 202.002 1.262.756

Debêntures 18 - - 129.550 1.187.460 - 1.317.010

Eletrobrás - Itaipu Dólar - 205.030 958.725 4.152.843 5.010.440 10.327.038

Outros fornecedores - 812.666 13.914 2.453 17.854 - 846.887

Benefícios pós emprego 8,53% 21.602 43.204 194.418 997.584 3.393.917 4.650.725

Obrigações de compra IGP-M e IPCA - 845.632 3.455.384 18.704.293 87.269.629 110.274.938

842.904 1.113.221 5.190.675 25.656.566 95.875.988 128.679.354

Em 31.12.2013

Empréstimos e f inanciamentos 17 1.814 3.643 186.325 718.958 137.293 1.048.033

Debêntures 18 18 - 115.599 1.311.513 - 1.427.130

Eletrobrás - Itaipu Dólar - 124.286 575.224 3.606.457 5.517.175 9.823.142

Outros fornecedores - 584.982 123.014 24.948 66.804 - 799.748

Benefícios pós emprego 8,05% 25.073 50.146 225.657 1.641.203 7.905.133 9.847.212

Obrigações de compra IGP-M e IPCA - 556.415 2.589.501 11.054.285 74.640.420 88.840.621

611.887 857.504 3.717.254 18.399.220 88.200.021 111.785.886

(a) Taxa de juros efetiva - média ponderada

Conforme divulgado nas NEs nºs 17.8 e 18.2, a Companhia possui empréstimos, financiamentos e

debêntures com cláusulas contratuais restritivas (covenants) que podem exigir a antecipação do pagamento

destas obrigações.

As principais garantias para passivos, constituídas para manutenção dos negócios e investimentos, estão

aplicadas em títulos e valores mobiliários (NE nº 5) e em dinheiro (NE nº 6).

28.2.3 Risco de mercado

Risco de mercado é o risco de que o valor justo ou os fluxos de caixa futuros de instrumento financeiro

oscilem devido a mudanças nos preços de mercado, tais como as taxas de câmbio, taxas de juros e preços

de ações. O objetivo do gerenciamento desse risco é controlar as exposições, dentro de parâmetros

aceitáveis, e ao mesmo tempo otimizar o retorno.

a) Risco cambial - dólar norte-americano

Esse risco decorre da possibilidade da perda por conta de flutuações nas taxas de câmbio que reduzam

saldos ativos ou aumentem saldos passivos em moeda estrangeira.

A dívida em moeda estrangeira da Companhia não é significativa e não existe exposição a operações com

derivativos de câmbio. A Companhia mantém monitoramento das taxas cambiais.

O efeito da variação cambial decorrente do contrato de compra de energia da Eletrobras (Itaipu) é repassado

no próximo reajuste tarifário da Copel Distribuição.


57

Análise de sensibilidade do risco cambial

A Companhia desenvolveu análise de sensibilidade com objetivo de mensurar o impacto da depreciação

cambial do dólar norte-americano sobre seus empréstimos e financiamentos expostos a tais riscos. Para o

cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 31.12.2014 e para o

cenário provável considerou-se os saldos com a variação da taxa de câmbio - fim de período (R$/US$ 2,80)

prevista na mediana das expectativas de mercado para 2015 do Relatório Focus do Bacen de 06.02.2015.

Para os cenários adverso e remoto, foi considerada uma deterioração de 25% e 50%, respectivamente, no

fator de risco principal do instrumento financeiro em relação ao nível utilizado no Cenário Provável.

. Base Cenários projetados - dez.2015

Risco cambial Risco 31.12.2014 Provável Adverso Remoto

.

Ativos financeiros

Caução STN (garantia de empréstimo STN) Baixa do dólar 56.956 3.083 (11.926) (26.936)

. 56.956 3.083 (11.926) (26.936)


Empréstimos e financiamentos

STN Alta do dólar (71.197) (3.854) (22.617) (41.380)

(71.197) (3.854) (22.617) (41.380)

Fornecedores

Eletrobrás (Itaipu) Alta do dólar (135.489) (7.335) (43.041) (78.747)

(135.489) (7.335) (43.041) (78.747)

Além da análise de sensibilidade exigida pela Instrução CVM nº475/08, a Companhia avalia seus

instrumentos financeiros considerando os possíveis efeitos no resultado e patrimônio líquido frente aos

riscos avaliados pela Administração da Companhia na data das demonstrações financeiras, conforme

sugerido pelo CPC 40 e IFRS 7. Baseado na posição patrimonial e no valor nocional dos instrumentos

financeiros em aberto em 31.12.2014, estima-se que esses efeitos seriam próximos aos valores

mencionados na coluna de cenário projetado provável da tabela acima, uma vez que as premissas utilizadas

pela Companhia são próximas às descritas anteriormente.

b) Risco de taxa de juros e variações monetárias

Risco de a Companhia incorrer em perdas, por conta de flutuações nas taxas de juros ou outros

indexadores, que diminuam as receitas financeiras ou aumentem as despesas financeiras relativas aos

ativos e passivos captados no mercado.

Análise de sensibilidade do risco de taxa de juros e variações monetárias

A Companhia desenvolveu análise de sensibilidade com objetivo de mensurar o impacto de taxas de juros

pós-fixadas e de variações monetárias sobre seus ativos e passivos financeiros expostos a tais riscos.

Para o cenário base, foram considerados os saldos existentes nas respectivas contas em 31.12.2014 e para

o cenário provável considerou-se os saldos com a variação dos indicadores:

Aplicações Financeiras, Títulos e Valores Mobiliários, Cauções e Depósitos Vinculados: projeção de taxa

CDI/Selic de 13,02% com base na taxa de referência de LTN, com vencimento em 04.01.2016 divulgada

pela Bovespa em 30.12.2014 (13,02%);


58

Ativos Financeiros Setoriais, Contas a receber vinculadas à Concessão e Passivos Financeiros:

CDI/Selic - 12,50%, IPCA - 7,15%, IGP-DI - 5,72%, IGP-M - 5,81% e TJLP - 5,50%, previstos na

mediana das expectativas de mercado para 2015 do Relatório Focus do Bacen de 06.02.2015.

Para os cenários adverso e remoto, foi considerada uma deterioração de 25% e 50%, respectivamente, no

fator de risco principal do instrumento financeiro em relação ao nível utilizado no Cenário Provável.

. Base Cenários projetados - dez.2015

Risco de taxa de juros e variações monetárias Risco 31.12.2014 Provável Adverso Remoto .

Ativos financeiros

Equivalentes de caixa - aplicações financeiras Baixa CDI/Selic 53.966 7.026 5.272 3.513

Títulos e valores mobiliários Baixa CDI/Selic 2.076 270 203 135

Cauções e depósitos vinculados Baixa CDI/Selic 38 5 4 2

Ativos f inanceiros setoriais Baixa Selic 1.041.144 130.143 97.607 65.072

Contas a receber vinculadas à concessão Baixa IGP-M 3.792.476 220.343 165.257 110.171

4.889.700 357.787 268.343 178.893


Empréstimos e f inanciamentos

Banco do Brasil Alta CDI (671.266) (83.908) (104.885) (125.863)

Eletrobrás - RGR Sem risco (a) (80.524) - - -

BNDES Alta TJLP (100.052) (5.503) (6.879) (8.254)

Debêntures Alta CDI (1.019.037) (127.380) (159.225) (191.069)

. (1.870.879) (216.791) (270.989) (325.186)

(a) Empréstimo indexado à UFIR

Além da análise de sensibilidade exigida pela Instrução CVM nº 475/08, a Companhia avalia seus

instrumentos financeiros considerando os possíveis efeitos no resultado e patrimônio líquido frente aos

riscos avaliados pela Administração da Companhia na data das demonstrações financeiras, conforme

sugerido pelo CPC 40 e IFRS 7. Baseado na posição patrimonial e no valor nocional dos instrumentos

financeiros em aberto em 31.12.2014, estima-se que esses efeitos seriam próximos aos valores

mencionados na coluna de cenário projetado provável da tabela acima, uma vez que as premissas utilizadas

pela Companhia são próximas às descritas anteriormente.

28.2.4 Risco quanto à escassez de energia

Risco de déficit de energia elétrica decorrente de condições climáticas desfavoráveis quanto a ocorrência de

chuvas em determinado período, dado que a matriz energética brasileira está baseada em fontes hídricas,

cuja geração depende do volume de água em seus reservatórios.

Um período prolongado de escassez de chuvas pode reduzir o volume de água em estoque nos

reservatórios, podendo ocasionar perdas em razão da redução de receitas quando da eventual adoção de

racionamento energético.

Segundo a publicação Plano da Operação Energética 2014/2018 - PEN 2014, divulgado pelo Operador

Nacional do Sistema Elétrico - ONS, o cenário hidroenergético em 2014 mostrou-se desfavorável, uma vez

que as condições climáticas na estação chuvosa impediram a retomada dos estoques armazenados nos

reservatórios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste.


59

Estes fatores podem impactar, sobretudo, os resultados no curto prazo (horizonte 2015/2016), quando o

risco de déficit em alguns casos superam a margem de segurança estabelecida pelo Conselho Nacional de

Política Energética - CNPE (risco máximo de 5%).

Entretanto, as avaliações de médio prazo (horizonte 2015/2018), baseadas nos riscos de déficit de energia

para o Cenário de Referência indicam adequabilidade ao critério de suprimento preconizado pelo CNPE, na

medida em que os riscos de déficit permanecem inferiores a 5% em todos os subsistemas.

28.2.5 Risco de não prorrogação das concessões

A lei nº 12.783/2013 publicada em 14.01.2013 disciplinou a prorrogação das concessões de geração,

transmissão e distribuição de energia elétrica para as concessões alcançadas pelos artigos 17, 19 e 22 da lei

nº 9.074/1995. No entanto, a prorrogação é facultada a aceitação expressa das condições daquela lei.

No segmento de distribuição, a Companhia manifestou-se favorável pela prorrogação do Contrato de

Concessão nº 046/1999, nos termos da lei nº 12.783/2013. No momento, aguarda-se a decisão do Poder

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

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

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

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

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

ou não do contrato de concessão se dará mediante condições legais regulatórias a serem determinadas que

possam afetar a classificação, a realização de determinados ativos ou a liquidação de determinados

passivos. Os principais itens que estão expostos a este evento são conforme segue:

i) Ativo financeiro setorial: a parcela classificada no curto prazo poderá ser realizada em prazo superior a

12 meses, caso a concessão não seja renovada;

ii) Ativo financeiro da concessão: depende de avaliação da Aneel para confirmar os valores a serem

indenizados ou que venham a ser atribuídos a um novo período de concessão; e

iii) Imposto de renda e contribuição social diferidos: poderão se realizar/liquidar em prazo diferente daquele

previsto pela Companhia.

28.3 Gerenciamento de capital

A Companhia busca conservar uma sólida base de capital para manter a confiança do investidor, credor e

mercado e garantir o desenvolvimento futuro dos negócios. Procura manter um equilíbrio entre os mais altos

retornos possíveis com níveis adequados de empréstimos e as vantagens e a segurança proporcionadas por

uma posição de capital saudável. Assim, maximiza o retorno para todas as partes interessadas em suas

operações, otimizando o saldo de dívidas e patrimônio.

A estrutura de capital é formada:

a) pela dívida líquida, definida como o total de empréstimos, financiamentos e debêntures, líquidos de

caixa e equivalentes de caixa, e títulos e valores mobiliários, de curto prazo; e


60

b) pelo capital próprio, definido como o patrimônio líquido.

Endividamento 31.12.2014 31.12.2013

Empréstimos e financiamentos 923.039 809.438

Debêntures 1.019.037 1.015.389

(-) Caixa e equivalentes de caixa 160.417 247.045

(-) Títulos e valores mobiliários 3 377

Dívida líquida 1.781.656 1.577.405

Patrimônio líquido 4.329.575 3.366.685

Endividamento do patrimônio líquido 0,41 0,47

29 Transações com Partes Relacionadas

29.1 Principais transações entre partes relacionadas

Ativo Passivo Resultado

Parte Relacionada / Natureza da operação 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Controlador

Estado do Paraná

Programa luz fraterna (a) 2.680 78.987 - - - -

Empregados cedidos (b) 433 371 - - - -

Repasse CRC - - - - - 159.348

.

Companhia Paranaense de Energia

Dividendos e Juros sobre capital próprio a pagar - - 124.791 - - -

Financiamentos repassados - STN (NE nº 17.1) - - 71.197 64.815 - -

Contrato de mútuo (c) - - - - - (76.153)

Créditos referetes à negociação CRC - 468.317 - - - -

Entidades com influência significativa

BNDES (d)

Financiamentos (NE nº 17.4) - - 100.052 - (337) - .

Entidades sob controle comum

Copel Geração e Transmissão S.A. (e)

Prestação de serviços 647 397 - - 2.275 1.837

Sistema de distribuição 286 232 - - 4.912 4.798

Energia elétrica para revenda - - 7.316 10.046 (68.053) (93.129)

Rede básica e de conexão - - 6.637 6.308 (59.838) (56.337)

Copel Telecomunicações S.A. (f)

Prestação de serviços 31 25 - - 216 189

Aluguel de estruturas - 112 - - 1.410 1.333

Serviços de telecomunicações - - 10.917 2.318 (36.023) (36.708)

Companhia Paranaense de Gás - Compagas

Prestação de serviços - - - - 189 114

Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. (g)

Sistema de distribuição 667 618 7.384 9.507

Prestação de serviços 33 30 6 5

Energia elétrica para revenda - 20.462 18.949 (235.062) (218.113)

UEGA

Prestação de serviços 2 7 65 176

(continua)


61

(continuação)

Ativo Passivo Resultado

Parte Relacionada / Natureza da operação 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Pessoal chave da administração

Honorários e encargos sociais (NE nº 26.3) - - - - (1.768) (949)

Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 19) - - - - (196) (76)

Outras partes relacionadas

Sercomtel S.A. Telecomunicações (h) 192 735 2.287

Companhia de Saneamento do Paraná

Água tratada, coleta e tratamento de esgoto 2 - (874) (948)

Caiuá Transmissora de Energia S.A. (i) (j)

Rede básica e de conexão - - 354 - (3.976) -

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. (i) (j)

Rede básica e de conexão - - 40 - (784) -

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. (i)

Rede básica - - 5 - (14) -

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. (i)

Rede básica - - 23 - (533) -

Fundação Copel

Aluguel de imóveis administrativos - - - - (283) (3.611)

Planos previdenciários e assistenciais (NE nº 19) - - 603.123 629.434 - - .

Lactec (k) 15.564 17.895 572 384 (197) (1.299)

a) O Programa Luz Fraterna, instituído e alterado pelas leis estaduais nº 491/2003 e 17.639 de 31.07.2013,

permite ao Estado do Paraná quitar as contas de energia elétrica de famílias paranaenses de baixa

renda (devidamente cadastradas) quando o consumo não ultrapassar o limite de 120 kWh no mês. O

benefício é válido para ligações elétricas residenciais de padrão monofásico, ligações rurais monofásicas

e rurais bifásicas com disjuntor de até 50 ampères. Também é preciso que o titular não tenha outra

conta de luz no seu nome e não tenha débitos em atraso com a Companhia.

b) Ressarcimento do valor correspondente a remuneração e encargos sociais de empregados cedidos ao

Estado do Paraná. Os saldos apresentados são líquidos da PCLD.

c) Em 09.02.2012, a Aneel aprovou novo contrato de mútuo entre a Copel (mutuante) e Copel Distribuição

(mutuária), no valor de R$ 800.000, com prazo definido de dois anos e juros de 109,41% da taxa DI. Em

31.12.2013, o saldo do mútuo foi quitado com a transferência para a Copel de créditos de CRC junto ao

Governo do Estado do Paraná, anuída pela Aneel conforme Despacho n.º 4.222 de 11.12.2013.

d) O BNDES é controlador da BNDES Participações S.A. - BNDESPAR que detém 23,96% do capital social

da Copel. O valor de 2014 refere-se a financiamento de investimentos.

e) A Companhia mantém com a Copel Geração e Transmissão Contratos de Compra e Venda de Energia

No Ambiente Regulado - CCARs, Contratos de Serviços de Transmissão - CPST e Contratos de

Conexão ao Sistema de Transmissão - CCT.

f) A Companhia mantém com a Copel Telecomunicações contratos de compartilhamento de postes, com

vencimento em 27.12.2016, e contrato de prestação de serviços de telecomunicação.


62

g) A Companhia mantém com a Elejor contrato de compra e venda de energia e contratos de uso e sistema

de distribuição, com vencimento em 07.07.2015.

h) Contrato de compartilhamento de postes, realizado entre a Sercomtel S.A. Telecomunicações e a Copel

Distribuição, com vencimento em 28.12.2018.

i) A Companhia mantém Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - CUST com o ONS e com as

concessionárias de Transmissão de Energia, o qual tem por objeto a contratação do Montante de Uso do

Sistema de Transmissão - MUST. A contratação é de caráter permanente e é regulamentada pela

Resolução Normativa Aneel n.º 399/2010, sendo os montantes definidos para os quatro anos

subsequentes, com revisões anuais.

j) A Companhia mantém, com as empresas Caiuá Transmissora de Energia e Costa Oeste Transmissora

de Energia, Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão - CCT com vencimento até a extinção da

concessão da Distribuidora ou da Transmissora, o que ocorrer primeiro.

k) O Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec é uma Organização da Sociedade Civil de

Interesse Público - Oscip, na qual a Copel é uma associada. O Lactec mantém contratos de prestação

de serviços e de pesquisa e desenvolvimento com a Copel Distribuição, submetidos a controle prévio ou

a posteriori, com anuência da Aneel. Os saldos do ativo referem-se a P&D e PEE, contabilizados no

Circulante, na conta Serviços em curso, na qual devem permanecer até a conclusão do projeto,

conforme determinação da Aneel.

Os valores decorrentes de atividades operacionais da Copel Distribuição com as partes relacionadas são

faturados de acordo com as tarifas homologadas pela Aneel.

30 Seguros

A especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros está demonstrada a

seguir.

Riscos Data de vigência Importância Segurada

Riscos nomeados 24/08/2015 728.629

Incêndio - imóveis próprios e locados 24/08/2015 372.081

Transporte nacional e internacional - exportação e importação 24/08/2015 apólice por averbação

Riscos Diversos 24/08/2015 158

Responsabilidade Civil para Diretores e Administradores - D&O 30/06/2015 66.405


63

31 Evento Subsequente

Revisão Tarifária Extraordinária de 2015

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

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

tarifário de 2014, com destaque para: (i) aumento da quota de CDE; (ii) aumento dos custos com compra de

energia em função do reajuste da tarifa de Itaipu (46,14%) e alteração do dólar; e (iii ) dos elevados preços

praticados no 14º Leilão de Energia Existente (A-1 2014) e no 18º Leilão de Ajuste, realizado em 15.01.2015.

A Aneel aprovou a Revisão Tarifária Extraordinária da Copel Distribuição com reajuste tarifário médio de

36,79% com vigência a partir de 02 de março de 2015. Desse total, 22,14% estão relacionados à quota de

CDE, e 14,65% ao reposicionamento dos custos com aquisição de energia, os quais não foram previstos no

reajuste tarifário de 2014.

Em atendimento à Resolução Normativa nº 396 de 23.02.2010 da Aneel, informamos que as Demonstrações

Financeiras Societárias estarão disponíveis no site da Copel a partir de 30.03.2015 e as Demonstrações

Contábeis Regulatórias, a partir de 30.04.2015.


64

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES

FINANCEIRAS

Aos Conselheiros e Diretores da


Curitiba - Pr

Examinamos as demonstrações financeiras da Copel Distribuição S.A. (“Companhia”) que

compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2014 e as respectivas demonstrações

do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa,

para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e

demais notas explicativas.

Responsabilidade da Administração sobre as demonstrações financeiras

A Administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das

demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e de acordo

com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting

Standards Board – IASB, assim como pelos controles internos que ela determinou como

necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações financeiras livres de distorção

relevante, independentemente se causada por fraude ou erro.

Responsabilidade dos auditores independentes

Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras

com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de

auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a

auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as

demonstrações financeiras estão livres de distorção relevante.

Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a

respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações financeiras. Os

procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos

de distorção relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude

ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a

elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeiras da Companhia para planejar

os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de

expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Companhia. Uma auditoria

inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das

estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das

demonstrações financeiras tomadas em conjunto.


65

Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa

opinião.

Opinião sobre as demonstrações financeiras

Em nossa opinião as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em

todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Copel Distribuição S.A. em 31

de dezembro de 2014, o desempenho de suas operações e os seus respectivos fluxos de caixa

para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e

com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting

Standards Board – IASB.

Outros assuntos

Demonstrações do valor adicionado

Examinamos, também, a demonstração do valor adicionado (DVA), referente ao exercício findo

em 31 de dezembro de 2014, elaborada sob a responsabilidade da Administração da Companhia,

representando uma informação adicional às demonstrações financeiras mencionadas no primeiro

parágrafo. Essa demonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos

anteriormente e, em nossa opinião, está adequadamente apresentada, em todos os seus aspectos

relevantes, em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

Ênfase

Continuidade operacional

Sem ressalvar nossa opinião, chamamos a atenção para a Nota Explicativa 28.2.5 das

demonstrações financeiras, que descreve o risco relativo à não prorrogação do contrato de

concessão de distribuição de energia elétrica da Companhia, o qual vence em 7 de julho de

2015. Até a data de conclusão destas demonstrações financeiras, o poder concedente não havia

se manifestado sobre o pedido de prorrogação protocolado pela Companhia. Consequentemente,

por se tratar de um evento futuro fora do controle da Companhia, há, portanto, uma indefinição da

prorrogação do contrato de concessão, a qual levanta uma dúvida significativa quanto à

continuidade das operações de distribuição da Companhia.

Curitiba, 26 de março de 2015.

KPMG Auditores Independentes

CRC 2SP014428/O-6-F-PR

João Alberto Dias Panceri

Contador - CRC PR048555/O2


66

PARECER DO CONSELHO FISCAL SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DO

EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014

Os membros do Conselho Fiscal da Copel Distribuição S.A., abaixo assinados, dentro de suas

atribuições e responsabilidades legais, procederam ao exame dos seguintes documentos: i.

Demonstrações Financeiras e Relatório Anual da Administração referentes ao exercício de 2014;

ii. Proposta da Diretoria para Destinação do Lucro Verificado no Exercício de 2014 e para

Pagamento da Participação Referente à Integração entre o Capital e o Trabalho e Incentivo à

Produtividade; e iii. Proposta para Aumento de Capital. Com base em análises efetuadas e

esclarecimentos adicionais prestados pela Administração, considerando, ainda, o Relatório dos

Auditores Independentes (KPMG Auditores Independentes) emitido sem ressalvas, com a

existência de parágrafo de ênfase sobre a continuidade operacional devido ao risco relativo à não

prorrogação do contrato de concessão de distribuição de energia elétrica da Companhia, o qual

vence em 07.07.2015, concluíram que os documentos analisados, em todos os seus aspectos

relevantes, estão adequadamente apresentados, motivo pelo qual opinam favoravelmente ao seu

encaminhamento para deliberação da Assembleia Geral Ordinária.

Curitiba, 27 de março de 2015

JOAQUIM ANTONIO GUIMARÃES DE OLIVEIRA PORTES

Presidente

GEORGE HERMANN RODOLFO TORMIN

JOSÉ TAVARES DA SILVA NETO

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