Tarifa Média de Compra - Copel Dis 183,46 152,14 152,67...

Resultados 3T17

Copel registra EBITDA de R$ 643,7 milhões no terceiro trimestre

3T17 2T17 3T16 Var.% 9M17 9M16

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

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 3.643,7 3.173,2 2.914,1 25,0 10.113,9 9.804,7 3,2

Resultado Operacional (R$ milhões) 318,2 260,9 35,8 788,4 1.246,1 1.723,5 (27,7)

Lucro Líquido (R$ milhões) 389,8 151,0 (75,1) - 958,0 1.057,6 (9,4)

LPA - Lucro Líquido por ação (R$)¹ 1,40 0,51 (0,32) - 3,41 3,80 (10,2)

LAJIDA (R$ milhões) 643,7 707,2 434,6 48,1 2.357,0 2.627,5 (10,3)

Rentabilidade do Patrimônio Líquido (anualizada)² 10,7% 4,0% - - 8,5% 9,8% (13,0)

Fornecimento de Energia Elétrica (GWh) 6.302 6.210 6.253 0,8 19.026 19.901 (4,4)

Programa de Investimentos (R$ milhões)³ 537,4 641,7 917,8 (41,5) 1.766,7 2.744,6 (35,6)

Margem LAJIDA 17,7% 22,3% 14,9% 18,5 23,3% 26,8% (13,0)

Margem Operacional 8,7% 8,2% 1,2% - 12,3% 17,6% (29,9)

Margem Líquida 10,7% 4,8% - - 9,5% 10,8% (12,2)

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

² Considera o Patrimônio Líquido inicial do exercício.

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

Valores sujeitos a arredondamentos.

Var. %

(4/5)

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

Tarifa Média de Compra - Copel Dis 1 183,46 152,14 152,67 156,88 161,11

Tarifa Média de Fornecimento - Copel Dis 2 404,99 379,77 384,19 380,27 379,04

Tarifa Média de Suprimento - Copel GeT3 211,03 208,36 205,10 187,18 186,66

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

Patrimônio Líquido (R$ mil) 15.868.242 15.492.895 15.567.737 15.155.446 15.609.198

Dívida Líquida (R$ mil)4 9.255.089 9.034.997 8.956.049 8.657.525 8.096.502

Valor Patrimonial por Ação (R$) 57,99 56,61 56,89 55,38 57,04

Endividamento do PL5 60,0% 61,1% 57,3% 58,3% 56,1%

Liquidez Corrente 0,8 0,8 0,8 0,8 1,1

¹ Com PIS e CONFINS.

² Não Considera as bandeiras tarifárias. Líquida de ICMS.3 Com PIS e CONFINS. Líquida de ICMS.4 Considera avais, garantias e caução, conforme cláusula da escritura de debêntures mais restritiva.5 Considera a dívida bruta sem avais e garantias.

CPLE3 | R$ 23,30 CPLE6 | R$ 28,23

ELP | US$ 8,86 XCOP | € 7,75

Valor de Mercado | R$ 7,0 bi

* Cotações em 30.09.2017

Reversão de impairment de R$ 158,1 milhões;

Crescimento de 41,6% no EBITDA da Copel Distribuição;

Redução real de 2,7% nos custos gerenciáveis;

Redução de 35,2% em provisão para créditos de liquidação duvidosa;

Adesão ao PERT – impacto positivo de R$ 113,7 milhões no lucro;

Teleconferência de

Resultados 3T17

01.12.2017 - 10h00 (horário de Brasília)

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

* Valores sujeitos a arredondamentos.

2

Earnings Release 3T17

ÍNDICE

1. Principais Eventos no Período ________________________________________________________________ 3

2. Desempenho Econômico-Financeiro __________________________________________________________ 12

2.1 Receita Operacional _____________________________________________________________ 12

2.2 Custo e Despesa Operacional _____________________________________________________ 13

2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial ______________________________________________ 16

2.4 LAJIDA _______________________________________________________________________ 16

2.5 Resultado Financeiro ____________________________________________________________ 17

2.6 Lucro Líquido Consolidado ________________________________________________________ 17

2.7 Demonstração do Resultado Consolidado – DRE ______________________________________ 18

3. Principais Contas e Variações do Balanço Patrimonial ____________________________________________ 19

3.1 Principais Contas _______________________________________________________________ 19

3.2 Balanço Patrimonial - Ativo _______________________________________________________ 21

3.3 Endividamento _________________________________________________________________ 22

3.4 Balanço Patrimonial - Passivo _____________________________________________________ 25

4. Desempenho das Principais Empresas ________________________________________________________ 26

4.1 Copel Geração e Transmissão _____________________________________________________ 26

4.2 Copel Distribuição ______________________________________________________________ 27

4.3 Copel Telecomunicações _________________________________________________________ 28

4.4 Informações Contábeis ___________________________________________________________ 29

5. Programa de Investimentos _________________________________________________________________ 30

6. Mercado de Energia e Tarifas _______________________________________________________________ 30

6.1 Mercado Cativo – Copel Distribuição ________________________________________________ 30

6.2 Mercado Fio (TUSD) ____________________________________________________________ 31

6.3 Fornecimento de Energia Elétrica __________________________________________________ 31

6.4 Total de Energia Vendida _________________________________________________________ 32

6.5 Fluxos de Energia_______________________________________________________________ 33

6.6 Tarifas _______________________________________________________________________ 35

7. Mercado de Capitais _______________________________________________________________________ 37

7.1 Capital Social __________________________________________________________________ 37

7.2 Desempenho das Ações _________________________________________________________ 37

7.3 Dividendos e JCP _______________________________________________________________ 39

8. Performance Operacional __________________________________________________________________ 40

8.1 Geração de Energia _____________________________________________________________ 40

8.2 Transmissão de Energia __________________________________________________________ 47

8.3 Distribuição ____________________________________________________________________ 48

8.4 Telecomunicações ______________________________________________________________ 50

8.5 Participações __________________________________________________________________ 51

8.6 Novos Projetos _________________________________________________________________ 51

9. Outras Informações ______________________________________________________________ 53

9.1 Recursos Humanos _____________________________________________________________ 53

9.2 Principais Indicadores Físicos _____________________________________________________ 54

9.3 Teleconferência sobre Resultados do 3T17 ___________________________________________ 55

Anexos I – Fluxo de Caixa Consolidado __________________________________________________________ 56

Anexos II – Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais ______________________________________ 57

Anexos III – Demonstrações Financeiras por Empresa ______________________________________________ 60


3


1. Principais Eventos no Período

A Copel apresentou EBITDA de R$ 643,7 milhões no 3T17, montante 48,1% superior aos R$ 434,6 milhões

verificados no 3T16. O resultado foi impactado pelo registro de R$ 158,1 milhões relacionados a reversão de

perdas estimadas para redução ao valor recuperável (reversão de impairment) e pelo efeito negativo não

recorrente no 3T16 de R$ 206,4 milhões referente à remensuração da RBSE.

O EBITDA recorrente da Copel no 3T17 foi de R$ 485,6 milhões, redução de 25,9% em comparação com o

EBITDA recorrente apresentado no 3T16 (R$ 655,5 milhões), e reflete, principalmente, o maior custo com

compra de energia em decorrência, principalmente, do GSF do período, parcialmente compensado pelo (a)

crescimento de 4,7% no mercado fio da Copel Distribuição, (b) reajuste médio de 5,85% aplicado às tarifas da

Copel Distribuição a partir de 24 de junho, e (c) menor saldo de provisões e reversões relacionadas, sobretudo,

a questões trabalhistas, tributárias e créditos para liquidação duvidosa (PECLD). Mais detalhes no item 2.

Resultado da Copel Distribuição

A Copel Distribuição registrou EBITDA de R$ 134,1 milhões no 3T17, crescimento de 41,6% em comparação com

os R$ 94,7 milhões registrados no mesmo período de 2016, e reflete, sobremaneira, o reajuste médio de 5,85%

aplicado às tarifas a partir de 24 de junho de 2017, o crescimento de 4,7% no mercado fio da distribuidora, e o

menor saldo registrado em provisões relacionadas, principalmente, a questões trabalhistas e PECLD.

Os Custos gerenciáveis, excetuando perdas estimadas, provisões e reversões, apresentaram retração real de

3,4% e refletem os menores custos com plano previdenciário e assistencial e serviços de terceiros, parcialmente

compensado pelo aumento em outros custos, devido a maiores perdas na desativação de bens e direitos. Vale

destacar que, mesmo com o reajuste de 9,15% aplicado aos salários a partir de outubro de 2016, o custo com

pessoal e administradores apresentou crescimento de apenas 1,0%. Esse desempenho reflete a redução de 228

empregados, devido a política de não reposição das vagas. Mais detalhes no item 4.2.

Reversão de Impairment

No terceiro trimestre de 2017, houve reversão de R$ 158,1 milhões de provisão para perdas por impairment,

referente à UTE Araucária (R$ 69,1 milhões), Complexo Eólico Bento Miguel (R$ 61,6 milhões), UTE Figueira (R$

15,4 milhões), Complexo Eólico de Cutia (R$ 5,9 milhões) e demais ativos de geração hidráulica no estado do

Paraná (R$ 54,0 milhões), parcialmente compensado pelo registro de provisão para perdas da UHE Colíder (R$

43,3 milhões) e Compagas (R$ 4,6 milhões). A reversão é oriunda, basicamente, da redução da taxa de desconto

e, no caso de Araucária, da alteração na expectativa de despacho da usina.


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Adesão da Copel Distribuição ao Programa Especial de Regularização Tributária

Em junho de 2016, a Receita Federal do Brasil - RFB emitiu novo entendimento através da Solução de Consulta

Cosit nº 101/2016, onde orientou que a tributação da CVA, atualmente classificada como Ativos e Passivos

Financeiros Setoriais, passasse a ser realizada quando do respectivo registro contábil (regime de competência) e

não mais pelo repasse às tarifas (regime de caixa). Tal entendimento está sustentado na assinatura de termo

aditivo ao contrato de concessão em dezembro de 2014, o qual passa a garantir que o eventual saldo residual

de Ativos e Passivos Financeiros Setoriais será indenizado ao término da concessão, e produz efeitos desde

dezembro de 2014.

Diante desse contexto, face à manifestação da RFB, a Companhia, que tributava as operações da CVA pelo

regime de caixa, avaliou os benefícios oferecidos pelo Programa Especial de Regularização Tributária - Pert,

instituído pela Medida Provisória 783/2017 e regulamentado pela Instrução Normativa 1711/2017, bem como

os reflexos em seus resultados financeiros e fluxo de caixa, e decidiu pela adesão ao programa em agosto de

2017, consequentemente alterando o regime de tributação da CVA para “regime de competência”.

Com base nessa decisão, a Copel Distribuição realizou a retificação de todas as obrigações acessórias de

dezembro de 2014 a julho de 2017, quando se apurou pagamentos de tributos realizados a maior e a menor.

Considerando os respectivos benefícios pela adesão ao Pert e todos os reflexos da alteração do regime de

tributação da CVA, o lucro líquido da Copel Distribuição foi impactado positivamente em R$ 113,7 milhões.

Demonstrações Financeiras - UEG Araucária

A Administração da Companhia identificou, durante a preparação das Informações Financeiras Intermediárias

de 30 de setembro de 2017, que a UEG Araucária, controlada indireta, mantém recursos em Fundo de

Investimento Multimercado, o qual detém cotas em outros fundos de investimentos que possuem

investimentos em companhias de capital fechado, cujo lastro principal é um empreendimento imobiliário. Em

30 de setembro de 2017 o referido investimento apresentava saldo de R$ 157,1 milhões (R$ 165,7 milhões em

31 de dezembro de 2016), na rubrica Títulos de Valores Mobiliários, no ativo circulante.

Com o objetivo de avaliar o valor deste investimento e sua classificação contábil, bem como a abrangência de

eventuais impactos, a Administração da Companhia contratou especialistas independentes, em conformidade

com as melhores práticas de governança, incluindo investigação interna para avaliar o investimento efetuado.

Até a publicação das informações financeiras intermediárias referentes ao 3T17, os trabalhos ainda não haviam

sido concluídos.

Destaca-se que, apesar de a Administração da Companhia acreditar que os impactos nas informações

financeiras intermediárias consolidadas da Companhia se restringem ao mencionado investimento da UEG

Araucária, ainda não se pode concluir sobre eventuais ajustes e divulgações até a conclusão dos trabalhos.


5


A Administração da Companhia seguirá envidando seus melhores esforços para finalizar os trabalhos com a

maior brevidade possível, bem como manterá o mercado devidamente informado de quaisquer outras

informações relevantes acerca do assunto.

Complexo Eólico Cutia – Revisão de Cronograma

Em decorrência de atrasos no processo de licenciamento e da necessidade de revisão do posicionamento dos

aerogeradores devido ao “efeito esteira”, o qual influencia a eficiência dos aerogeradores devido a perda de

velocidade do vento, a entrada em operação comercial do Complexo Eólico Cutia, originalmente prevista para

outubro de 2017, foi revisada para junho de 2018.

De acordo com o Contrato de Energia de Reserva (CER), a receita prevista para o período de 1º de outubro de

2017 até a entrada em operação comercial de cada unidade geradora dos parques eólicos ficará retida e será

utilizada para abater os ressarcimentos devidos por eventual geração anual e/ou quadrienal abaixo do

montante contratado, enquanto que eventual remanescente positivo será lançado como crédito. Vale destacar

que, conforme o CER, a não entrega do montante de energia não sujeita os parques eólicos do Complexo de

Cutia à exposição financeira no Mercado de Curto Prazo.

Revisão do Programa de Investimentos de 2017

Em setembro de 2017, o Programa de Investimentos da Companhia passou por uma nova revisão objetivando a

readequação do cronograma físico-financeiro para o ano de 2017, sendo reduzido de R$ 2.876,6 milhões para

R$ 2.331,3 milhões. Nos primeiros 9 meses de 2017 a Companhia realizou 75,8% do CAPEX previsto para 2017,

totalizando R$ 1.766,7 milhões. Ver mais detalhes no item 5.

UTE Araucária – Celebração de Contrato de Gás

Em outubro de 2017 o Conselho de Administração da Companhia autorizou a celebração de contratos de

suprimento de combustível entre a Petróleo Brasileiro S.A – Petrobras e a UEG Araucária Ltda. – UEGA, para a

Usina Termelétrica de Araucária (UTE Araucária), a qual ocorreu no dia 11 daquele mês.

O contrato prevê o fornecimento de até 2.190.000 m³ de gás natural por dia, sem obrigatoriedade de retirada

(take or pay). A distribuição do gás será realizada pela Compagas (51% Copel), concessionária responsável por

este serviço no estado do Paraná, conforme Decreto Estadual nº 7.835 de 22 de setembro de 2017.

Por meio do despacho n° 3.474, de 13 de outubro de 2017, a Aneel autorizou a restauração da operação

comercial da UTE Araucária a partir de 14 de outubro de 2017, por tempo determinado até 30 de novembro de

2017. Com isso, a UTE Araucária voltou a ficar disponível ao Sistema Interligado Nacional – SIN.

Adicionalmente, no dia 24 de novembro foi assinado o 1º Termo Aditivo ao contrato em questão, cujo objeto

principal é a prorrogação da sua vigência até 31 de dezembro deste ano e a possibilidade de apresentação de


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garantia corporativa (fiança) de sua controladora como garantia de pagamentos. Ver mais detalhes no item 8.5.

Fitch atribui Rating da Copel e de suas Subsidiárias

No dia 15 de agosto de 2017, a Fitch Ratings divulgou o Rating Nacional de Longo Prazo ‘AA-(bra)’ para Copel e

suas subsidiárias integrais (Copel Distribuição, Copel Geração e Transmissão e Copel Telecomunicações), com

perspectiva Estável. Segundo a agência, o Rating da Companhia, que nos últimos 6 anos foi de ‘AA+’, foi

revisado em decorrência do perfil de crédito consolidado da Copel e do aumento gradual da alavancagem

financeira do grupo.

De acordo com o press release da Agência, o rating da Copel e de suas subsidiárias se apoia na forte geração de

fluxo de caixa operacional e na adequada flexibilidade financeira do grupo, que tem comprovado acesso ao

mercado de capitais. A análise reflete, ainda, a atuação do grupo como empresa integrada de energia, com

importantes ativos de geração, transmissão e distribuição.

Oferta Subsequente de Ações – Follow-on

A Companhia finalizou no mês de agosto de 2017 os estudos para Oferta Subsequente de Ações - Follow-on,

decidindo não prosseguir com o processo por entender que há outras alternativas de geração de caixa que

possam continuar suportando o plano estratégico de crescimento sustentável da Companhia, direcionando seus

esforços na conclusão dos projetos em construção.

Copel completa 20 anos na Bolsa de Nova York

No dia 28 de agosto de 2017, ocorreu a celebração dos 20 anos de Listagem da Copel na New York Stock

Exchange (NYSE), Bolsa de Valores de Nova Iorque, sendo a Companhia homenageada no Closing Bell, cerimônia

de batimento do martelo e acionamento do sino que marca o encerramento das atividades diárias na NYSE,

maior centro financeiro do planeta.

Em 1997, a Copel foi a sexta companhia brasileira – e a primeira do setor elétrico no país – a ter ações

negociadas na NYSE.

Programa ‘Mais Clic Rural’ – Subestação e Religadores automatizados

Foi inaugurada no dia 10 de agosto de 2017, a subestação São Valentim, em Dois Vizinhos, na região Sudoeste

do Estado do Paraná. Com investimentos de R$ 4,1 milhões, a unidade integra o programa Mais Clic Rural,

lançado em 2015 pela Copel Distribuição e que prevê investimentos significativos para modernização do sistema

elétrico que atende os principais polos da agroindústria do Estado, melhorando desta forma a qualidade do

fornecimento de energia elétrica em processos produtivos integrados altamente sensíveis a interrupções de

energia.

A subestação vai suprir a carga agroindustrial de quase 700 unidades consumidoras rurais e confere mais


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confiabilidade ao fornecimento de energia para a região. A nova subestação segue um padrão construtivo

“compacto”, aplicado pela primeira vez na Copel, e que permite reduzir a área de terreno ocupada pela

construção.

Também em agosto, foi concluída a primeira fase do projeto de implantação de uma nova tecnologia que será

utilizada para reduzir os desligamentos em áreas rurais de todo o Estado do Paraná. Nesta primeira etapa,

foram inseridos 916 religadores automatizados na rede elétrica, resultado de um investimento de R$12,5

milhões, que tem como estimativa beneficiar cerca de 70 mil propriedades rurais. Para cada equipamento

instalado são evitados em média, quatro desligamentos por mês, além de otimizar a manutenção e os serviços

das equipes técnicas da Copel, que precisam se deslocar apenas em casos que exigem inspeção e manutenção

mais complexas nas redes de distribuição.

Copel Distribuição é eleita a melhor distribuidora da América Latina pela quinta vez

No dia 22 de agosto de 2017 a Copel Distribuição foi eleita a melhor empresa do segmento na América Latina

pela quinta vez nos últimos sete anos. O anúncio foi feito durante o seminário internacional promovido pela

Comissão de Integração Energética Regional (CIER), em Montevidéu, no Uruguai. Além da conquista, a Copel

também foi reconhecida pelo cliente como benchmark em informação e comunicação e em responsabilidade

social.

Copel Renováveis - reestruturação e novo Diretor Presidente Interino

A partir de 1º de setembro de 2017, objetivando otimização da gestão das atividades operacionais, a

Companhia iniciou o processo de reestruturação organizacional da Subsidiária Integral Copel Renováveis, no

intuito de incorporar suas atividades pela Copel Geração e Transmissão. De forma a possibilitar o

desenvolvimento das atividades corporativas da Copel Renováveis até a cessação de suas atividades, uma vez

que esta subsidiária permanecerá ativa até a conclusão dos processos de reestruturação, foi designado para

responder como Diretor Presidente Interino, a partir de 02 de outubro de 2017, o Sr. Cristiano Hotz,

cumulativamente com suas funções de Diretor Jurídico e de Relações Institucionais da Copel.

Copel e Shell do Brasil assinam protocolo de intenções para estruturação de parceria estratégica

O Governo do Paraná, a Copel e a Shell do Brasil assinaram em 16 de outubro de 2017 um protocolo de

intenções para estudar a viabilidade de um Plano Estratégico de gás natural no estado do Paraná. A partir da

formalização, as duas empresas vão discutir os termos do acordo de parceria.

A petrolífera Shell do Brasil foi selecionada pela Chamada Pública 06/2015, aberta pela Copel, a qual esteve

vigente por dois anos. Por meio desta, a Companhia interagiu com diversos players da cadeia de suprimento de

gás e selecionou um parceiro que estivesse alinhado aos interesses estratégicos do grupo Copel de analisar,

estruturar e viabilizar projetos no segmento de gás natural no estado do Paraná.


8


A primeira fase da parceria, após a assinatura do acordo, é o desenvolvimento conjunto de estudos técnicos e

econômico-financeiros para a definição de um modelo de negócios que traga rentabilidade adequada frente aos

investimentos e que atenda às demandas de gás natural e energia elétrica para o crescimento do Estado. A

previsão inicial é que estes estudos se desenvolvam ao longo de 2018.

Em princípio, o Plano Estratégico prevê a construção de novos gasodutos, novas termelétricas e expansão do

mercado não termelétrico no Estado. Mediante esta nova infraestrutura, será possível fomentar o

desenvolvimento do estado, contribuir com energia elétrica firme e confiável para o sistema elétrico brasileiro e

gerar maior competitividade no mercado de gás natural colaborando para a redução de preços.

ONU escolhe Copel para coordenar escritório do Pacto Global

A Copel foi escolhida pela Organização das Nações Unidas (ONU) para coordenar o escritório do Programa

Cidades do Pacto Global na Região Sul do Brasil. O anúncio foi feito em Nova York, durante a Cúpula de Líderes

do Pacto Global realizada dia 22 de setembro de 2017.

A proposta do Programa Cidades é estabelecer parcerias multissetoriais envolvendo governo, empresas,

sociedade civil e universidades para desenvolver projetos inovadores e buscar soluções para os desafios

urbanos. Todos os projetos devem contemplar as dimensões sociais, econômicas, ambientais, político-

institucionais e culturais. A iniciativa iniciou em Melbourne, na Austrália, o escritório de Nova York é o segundo

a ser inaugurado e o do Brasil é o terceiro.

Copel está entre as 150 Melhores Empresas para se Trabalhar

A Copel está entre as 150 Melhores Empresas para se Trabalhar, segundo a seleção feita pelo Guia Você S/A.,

maior pesquisa de clima organizacional do País que nasceu há 21 anos com a missão de valorizar as empresas

que melhor cuidam de seus empregados. O anúncio foi feito em cerimônia realizada em São Paulo no dia 17 de

outubro de 2017.

Copel lança edital para formar parcerias com startups

Em outubro de 2017 a Copel lançou uma Chamada Pública (Nº 05/2017) para atrair startups interessadas em

parcerias inovadoras em diversos segmentos tecnológicos relacionados com as suas áreas de atuação, com a

intenção de buscar projetos – produtos, soluções ou serviços – que possam agregar valor aos negócios da

empresa. Em troca, as startups selecionadas vão receber da Companhia uma contrapartida financeira,

profissionais para mentoria especializada e infraestrutura necessária para implantação do produto, solução ou

serviço no ambiente Copel, além de contatos e exposição com os parceiros da Copel.

Em princípio, as propostas devem apresentar, em seu contexto, ferramentas que deem mais agilidade nos

processos de compras e contratações, diminuição de custos com processos manuais, diminuição de acidentes

de trabalho, melhorias em infraestrutura que influenciam no desempenho de indicadores de qualidade,


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tecnologias que reduzam consumo dos sistemas tradicionais, fornecer geração distribuída, e desenvolver mais

eficiência do uso de informações.

Emissão de R$ 500 milhões em debêntures – Copel Distribuição

Em 25 de outubro de 2017, a Copel Distribuição efetuou a 3ª Emissão de Debêntures Simples, não conversíveis

em ações, de espécie quirografária, em série única, para a sua distribuição pública, com esforços restritos, nos

termos da ICVM 476/2009, no montante total de R$ 500 milhões. Foram emitidas 50 mil debêntures, com valor

nominal unitário de R$ 10 mil, com prazo de vencimento de cinco anos contados da data de emissão e

amortização em duas parcelas, em 20.10.2021 e 20.10.2022. As debêntures serão remuneradas com juros

correspondentes à variação acumulada de 126%, das taxas médias diárias dos Depósitos Interfinanceiros - DI. Os

recursos captados serão destinados ao pagamento da 2ª parcela referente à amortização do valor nominal

unitário das debêntures da 1ª Emissão de Debêntures da Copel Distribuição.

Emissão de R$ 1 bilhão em debêntures – Copel Geração e Transmissão

Em 03 de novembro de 2017, a Copel Geração e Transmissão efetuou a sua 2ª Emissão de Debêntures Simples,

não conversíveis em ações, de espécie quirografária, em série única, para distribuição pública, com esforços

restritos, nos termos da ICVM 476/2009, no montante total de R$ 1 bilhão. Foram emitidas 1 milhão de

debêntures, com valor nominal unitário de R$ 1.000, com prazo de vencimento de cinco anos contados da data

de emissão e amortização em três parcelas, em 20.10.2020, 20.10.2021 e 20.10.2022. As debêntures serão

remuneradas com juros correspondentes à variação acumulada de 126%, das taxas médias diárias dos

Depósitos Interfinanceiros - DI. Os recursos captados serão destinados ao resgate antecipado integral da 2ª

Emissão de Notas Promissórias e reforço de capital de giro da Copel Geração e Transmissão.

Excludente de responsabilidade - UHE Baixo Iguaçu

Em 07 de novembro de 2017 a Aneel reconheceu um adicional de 46 dias de excludente de responsabilidade

pelo atraso na implantação da UHE Baixo Iguaçu, afastando a aplicação de quaisquer penalidades e obrigações

contratuais, comerciais ou regulatórias advindas do atraso. Com isso, o empreendimento, que já contava com

um excludente de responsabilidade de 746 dias, passa a ter o vencimento da sua concessão em 30 de outubro

de 2049 e o início de suprimento dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica em 12 de novembro de

2018.

Novo Diretor Presidente da Copel Comercialização

O Sr. Antonio Justino Spinello, é o novo diretor Presidente da Copel Comercialização, subsidiária responsável

pela atuação da Copel no mercado livre de energia. O Sr. Spinello é funcionário de carreira da Copel, Bacharel

em Administração de Empresas, tem especializações em gestão técnica de concessionárias de energia elétrica


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(UFPR) e em reestruturação do setor elétrico, novos negócios e eficiência energética (UFRJ). Na Copel, foi

Superintendente de Mercado e Regulação da Copel Distribuição entre 2003 e 2014 e recentemente

desempenhava a função de Superintendente de Regulação e Finanças desta mesma subsidiária.

Programa de Units da Sanepar

Em 17 de novembro de 2017, a Copel Holding e a Copel Comercialização apresentaram a solicitação de

conversão de ações e de adesão ao Programa de Units da Companhia de Saneamento do Paraná - SANEPAR.

A Copel Holding, detentora de 36.343.267 ações preferenciais de emissão da SANEPAR, solicitou conversão de

7.268.655 ações preferenciais em ações ordinárias e a formação de 7.268.653 Units.

Já a Copel Comercialização, detentora de 7.956.306 ações ordinárias da SANEPAR, solicitou a conversão de

6.365.044 de ações ordinárias em ações preferenciais e a formação de 1.591.261 Units.

Os quadros abaixo sintetizam a operação em questão.

Acionista ON PN TOTALParticipação no Total

das Ações da Sanepar

Copel Holding S.A. - 36.343.267 36.343.267 7,2%

Copel Comercialização S.A 7.956.306 - 7.956.306 1,6%

Total 7.956.306 36.343.267 44.299.573 8,8%

Posição Atual

Acionista ON PN TOTAL

Copel Holding S.A. 7.268.655 29.074.612 36.343.267

Copel Comercialização S.A 1.591.262 6.365.044 7.956.306

Total 8.859.917 35.439.656 44.299.573

Posição Após

a Conversão

Acionista Units

Copel Holding S.A. 7.268.653

Copel Comercialização S.A 1.591.261

Total 8.859.914

Cada Unit corresponde a 1 ação ON e 4 ações PN.

Posição Após

a Formação

das Units

Adicionalmente, a Companhia participará, como vendedora, da oferta pública de distribuição secundária de

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

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

respectiva oferta.

A participação da Copel na operação contempla a oferta, inicialmente, de 5.251.954 Units detidas pela Copel

Holding e de 1.149.763 Units detidas pela Copel Comercialização.

Nos termos da decisão proferida em 28 de junho de 2016, no âmbito do Processo Administrativo CVM nº

RJ2014/13261, e do artigo 24 da Instrução da CVM nº 400, de 29 de dezembro de 2003, conforme alterada, até

a data de conclusão do Procedimento de Bookbuilding, inclusive, a quantidade de Units inicialmente ofertada


11


poderá, a critério da Copel em comum acordo com os Coordenadores da Oferta, ser acrescida em até 15% do

total de Units inicialmente ofertadas, ou seja, em até 2.458.197 Units da Companhia e de titularidade da Copel,

sendo 2.016.699 Units detidas pela Copel Holding e de 441.498 Units detidas pela Copel Comercialização, nas

mesmas condições e ao mesmo preço das Units inicialmente ofertadas (Units Adicionais), as quais serão

destinadas a atender a um eventual excesso de demanda que venha a ser constatado no momento em que for

fixado o Preço por Unit.

Destaca-se que em razão do disposto no artigo 4º, parágrafo 1º, da Lei do Estado do Paraná nº 18.875, de 27 de

setembro de 2016 e do fato de o valor patrimonial das ações de emissão da Companhia, calculado com base em

suas informações financeiras de 30 de setembro de 2017, ser R$ 9,99, o Preço por Unit deverá ser de, no

mínimo, R$ 50,00. Caso o Preço por Unit ao final do Procedimento de Bookbuilding seja inferior a esse valor, a

Oferta Restrita será cancelada.

Em 30 de setembro de 2017 a Companhia possuía R$ 470,7 milhões registrados em seu ativo, na conta “outros

investimentos temporários” relacionados à participação da Copel no capital da SANEPAR.


12


2. Desempenho Econômico-Financeiro

As análises a seguir referem-se ao terceiro trimestre de 2017 e ao acumulado dos nove primeiros meses, em

comparação com o mesmo período de 2016.

2.1 Receita Operacional

No terceiro trimestre de 2017, a receita operacional líquida totalizou R$ 3.643,7 milhões, crescimento de 25,0%

em relação aos R$ 2.914,1 milhões apresentados no 3T16, a qual é explicada, essencialmente, pelo aumento de

57,9% na linha “disponibilidade da rede elétrica”, proveniente do efeito negativo não recorrente de R$ 206,4

milhões no 3T16, referente à remensuração da RBSE.

Comparando-se apenas as receitas recorrentes, a Copel teria registrado crescimento de 16,8% nas receitas

operacionais líquidas no 3T17, resultado (a) do crescimento de 16,7% em “suprimento de energia elétrica”, em

função, principalmente, da venda de 1.128 GWh por parte da Copel Comercialização; (b) do aumento de 11,8%

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

válido a partir de 24 de junho de 2017, que reajustou a tarifa de energia (TE) em 10,28%, e do crescimento de

0,8% no volume de energia vendida aos consumidores finais (ancorada no crescimento da classe residencial e

rural); (c) da melhora de 11,9% na linha de “disponibilidade de rede elétrica”, efeito do crescimento de 4,7% no

mercado fio no 3T17, do reajuste tarifário da Copel, que reajustou a TUSD em 0,85% a partir de 24 de junho de

2017, e do reajuste aplicado à RAP válido a partir de julho de 2017; (d) do resultado positivo de R$ 417,9

milhões em ativos e passivos financeiros setoriais (ante o resultado de R$ 64,4 milhões no 3T16), em função da

elevação do risco hidrológico (GSF), passando de 82,8% no 3T16 para 64,2% no 3T17, e do PLD médio no

período (R$ 436,20/MWh no 3T17 ante R$ 112,05/MWh no 3T16). Destacam-se ainda as seguintes variações:

(i) crescimento de 29,3% em “receita de telecomunicações” em virtude da ampliação do atendimento a novos

clientes;

(ii) redução de 9,9% em “outras receitas operacionais”, devido, principalmente, a menor receita com multas; e

(iii) queda de 1,1% na “receita de distribuição de gás canalizado”, em função da retração de 7,0% no consumo

de gás natural, sobretudo no setor industrial.


13


3T17 2T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.%

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

Fornecimento de energia elétrica 1.197.358 1.091.723 1.071.298 11,8 3.422.618 4.130.974 (17,1)

Suprimento de energia elétrica 798.482 773.830 684.013 16,7 2.296.511 1.994.964 15,1

Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 794.692 832.386 503.403 57,9 2.762.622 3.148.948 (12,3)

Receita de construção 196.994 175.410 362.220 (45,6) 591.810 934.665 (36,7)

Valor justo do ativo indenizável da concessão 2.980 (884) 6.916 (56,9) 8.425 129.311 (93,5)

Receita de telecomunicações 81.918 75.225 63.359 29,3 227.055 187.349 21,2

Distribuição de gás canalizado 117.566 124.877 118.835 (1,1) 360.070 369.003 (2,4)

Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais 417.889 67.793 64.355 549,3 337.705 (1.190.132) -

Outras receitas operacionais 35.790 32.869 39.713 (9,9) 107.093 99.619 7,5

Receita Operacional Líquida 3.643.669 3.173.229 2.914.112 25,0 10.113.909 9.804.701 3,2

Demonstrativo da Receita

R$ mil

No acumulado até setembro de 2017, a receita operacional líquida da Copel registou crescimento de 3,2%,

consequência, principalmente, do resultado de ativos e passivos financeiros setoriais e do aumento de 15,1% na

receita de suprimento, em razão, sobretudo, do registro de R$ 293,3 milhões de receita na Copel

Comercialização. Considerando apenas os itens recorrentes, a Companhia teria finalizado setembro com

crescimento de 12,0% na receita operacional líquida.

2.2 Custos e Despesas Operacionais

No 3T17, os custos e despesas operacionais cresceram 15,8%, totalizando R$ 3.159,7 milhões. Esse resultado se

deve, basicamente, ao aumento de 66,8% nos custos com “energia elétrica comprada para revenda”,

decorrente do déficit hidrológico (GSF de 64,2% no 3T17 ante 82,8% no 3T16) e do maior PLD médio no período

(R$ 436,20/MWh no 3T17 ante R$ 112,05/MWh no 3T16), parcialmente compensado pela reversão de

impairment no montante total de R$ 158,1 milhões (sendo R$ 69,1 milhões referente à UTE Araucária, R$ 61,6

milhões ao Complexo Eólico Bento Miguel, R$ 15,4 milhões à UTE Figueira, R$ 5,9 milhões ao Complexo Eólico

de Cutia, R$ 54,0 milhões aos demais ativos de geração hidráulica no estado do Paraná, R$ 43,3 milhões de

provisão para perdas da UHE Colíder e R$ 4,6 milhões de provisão para perdas da Compagas), com efeito líquido

de R$ 100,0 milhões na linha de “provisões e reversões”. Ainda nessa linha, destaca-se a redução de 35,5% em

provisões relacionadas a créditos de liquidação duvidosa - PECLD (R$ 21,8 milhões no 3T17 frente aos R$ 33,7

milhões no 3T16).

3T17 2T17 3T16 Var. % 9M17 9M16 Var. %

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

Compra de energia no ambiente regulado - CCEAR 588.838 703.505 829.851 (29,0) 2.013.226 2.370.387 (15,1)

Itaipu Binacional 284.707 290.441 260.139 9,4 839.743 838.673 0,1

Câmara de Comercialização de Energia - CCEE 745.951 356.554 126.169 491,2 1.228.351 347.122 253,9

Micro e mini geradores e recompra de clientes 2.414 - 357 576,2 2.414 357 576,2

Proinfa 54.433 54.486 61.173 (11,0) 163.257 182.374 (10,5)

Contratos bilaterais 398.312 10.573 5.261 - 418.033 13.691 -

(-) PIS/Pasep e Cofins (116.460) (77.089) (109.217) 6,6 (291.850) (325.227) (10,3)

TOTAL 1.958.195 1.338.470 1.173.733 66,8 4.373.174 3.427.377 27,6

Energia Elétrica Comprada para Revenda

R$ mil


14


Destacam-se ainda as seguintes variações:

(i) crescimento de 46,8% em outros custos e despesas operacionais, principalmente devido (a) ao registro de R$

12,1 milhões referentes à taxa estadual de controle e fiscalização do aproveitamento de recursos hídricos

(instituída pela Lei Estadual nº 18.878/2016, que passou a ser devida a partir de 1º de janeiro de 2017), (b) aos

maiores gastos com agentes autorizados, e (c) ao maior montante de perdas com desativação de bens e

direitos;

(ii) aumento de 21,1% nos custos com “gás natural e insumos para operação de gás”, reflexo dos preços da

cesta de óleos que determina o preço de aquisição do gás;

(iii) crescimento de 39,9% em “matéria-prima e insumos para produção de energia”, devido ao maior dispêndio

com a Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), reflexo do despacho térmico no período;

(iv) redução de 15,1% em “encargos de uso da rede” em razão, principalmente, da decisão da CCEE em repassar

ao mercado o excedente de recursos acumulados na conta CONER - dada a perspectiva de alta do PLD ao longo

de 2017, parcialmente compensado pelos maiores custos com encargos de uso do sistema – rede básica, devido

ao reajuste na TUST em junho de 2017, e do reajuste de 321,8% na tarifa de transmissão da energia de Itaipu; e

3T17 2T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.%

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

Encargos de uso do sistema 245.763 148.490 158.443 55,1 535.490 461.652 16,0

Encargos de transporte de Itaipu 46.771 24.955 17.390 169,0 96.324 59.158 62,8

Encargo de Energia de Reserva - EER - - 9.448 - - 66.593 -

Encargos dos serviços do sistema - ESS (98.768) (18.293) 40.701 - (96.154) 159.606 -

(-) PIS / Pasep e Cofins sobre encargos de uso da rede elétrica (20.698) (14.973) (22.104) (6,4) (53.402) (65.455) (18,4)

TOTAL 173.068 140.179 203.878 (15,1) 482.258 681.554 (29,2)

Encargos de uso da rede elétrica

R$ mil

(v) redução de 0,2% nos custos gerenciáveis, excetuando perdas estimadas, provisões e reversões, (ante

inflação acumulada de 2,5% em 12 meses), em decorrência, principalmente, da queda de 12,0% nos custos com

“planos previdenciário e assistencial”, devido ao menor montante destinado ao “plano pós emprego”, motivado

pela revisão das premissas que subsidiam o cálculo atuarial, parcialmente compensado pelo crescimento de

3,1% na linha de “pessoal e administradores” reflexo, principalmente, do reajuste salarial aplicado a partir de

outubro de 2016 e da provisão de R$ 11,8 milhões para indenização por demissões voluntárias e aposentadoria

referente à adesão de 67 funcionários ao PDI. Considerando a inflação dos últimos 12 meses, os custos

gerenciáveis apresentaram redução real de 2,7%, enquanto os custos com pessoal e administradores tiveram

comportamento estável, mesmo com o reajuste de 9,15% aplicado aos salários a partir de outubro de 2016.


15


3T17 2T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.%

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

Energia elétrica comprada para revenda 1.958.195 1.338.470 1.173.733 66,8 4.373.174 3.427.377 27,6

Encargos de uso da rede elétrica 173.068 140.179 203.878 (15,1) 482.258 681.554 (29,2)

Pessoal e administradores 294.754 319.142 286.010 3,1 919.994 846.513 8,7

Planos previdenciário e assistencial 58.358 58.016 66.335 (12,0) 175.512 192.363 (8,8)

Material 19.875 19.588 19.454 2,2 58.834 63.098 (6,8)

Matéria-prima e insumos para produção de energia 8.902 8.427 6.365 39,9 22.390 24.577 (8,9)

Gás natural e insumos para operação de gás 78.079 87.496 64.471 21,1 247.914 264.236 (6,2)

Serviços de terceiros 134.906 129.676 136.200 (1,0) 385.492 402.557 (4,2)

Depreciação e amortização 182.197 184.116 179.361 1,6 549.391 532.108 3,2

Provisões e reversões (100.038) 98.526 108.151 - 97.187 164.967 (41,1)

Custo de construção 189.011 242.370 373.521 (49,4) 706.110 927.025 (23,8)

Outros custos e despesas operacionais 162.395 73.378 110.586 46,8 348.551 356.848 (2,3)

TOTAL 3.159.702 2.699.384 2.728.065 15,8 8.366.807 7.883.223 6,1

Custos e Despesas Operacionais

R$ mil

De janeiro a setembro de 2017, os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 8.366,8 milhões (aumento de

6,1%). Os motivos que mais impactaram esse resultado foram o aumento de 27,6% com compra de energia

elétrica para revenda, ocasionado pelo maior GSF e pelo patamar elevado do PLD, e o aumento de 8,7% com

“pessoal e administradores”, originado, principalmente, pelo reajuste salarial aplicado a partir de outubro de

2016 e pela provisão de R$ 31,0 milhões para indenização por demissões voluntárias e aposentadoria referente

à adesão de 170 funcionários ao PDI. Tais eventos foram parcialmente compensados pela redução de 29,2% em

“encargos de uso da rede”, reflexo da decisão da CCEE em repassar ao mercado o excedente de recursos

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


16


2.3 Resultado de Equivalência Patrimonial

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

coligadas da Copel e é apresentado na tabela abaixo.

3T17 2T17 3T16 Var. % 9M17 9M16 Var. %

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

Empreendimentos controlados em conjunto (26.190) 45.093 56.388 - 47.742 123.125 (61,2)

Dominó Holdings S.A. (22) 85 6.938 - (566) 26.984 -

Volta l ia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. 6 347 377 (98,4) 713 3.174 (77,5)

Paraná Gás Exploração e Produção S.A. (5) (3) (11) (54,5) (27) (37) (27,0)

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. (5.159) 894 3.144 - (3.184) 6.879 -

Marumbi Transmissora de Energia S.A. (16.597) 2.205 10.119 - (11.706) 16.621 -

Transmissora Sul Bras i lei ra de Energia S.A. 273 813 901 (69,7) 1.774 1.276 39,0

Ca iuá Transmissora de Energia S.A. (6.271) (83) 6.500 - (4.847) 8.149 -

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. (12.104) (669) 12.990 - (9.573) 15.473 -

Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A. 2.009 22.583 10.122 (80,2) 30.514 32.414 (5,9)

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A. 2.016 8.289 1.423 41,7 18.625 4.519 312,1

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 4.267 3.712 3.233 32,0 11.956 8.795 35,9

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. 5.202 6.726 (947) - 14.993 (4.188) -

Cantareira Transmissora de Energia S.A. 195 194 1.599 (87,8) (930) 3.066 -

Coligadas 3.685 4.192 13.054 (71,8) 12.751 50.743 (74,9)

Cia. de Saneamento do Paraná - Sanepar¹ - - 8.842 - - 36.520 -

Dona Francisca Energética S.A. 2.190 2.107 1.355 61,6 6.465 6.025 7,3

Foz do Chopim Energética Ltda. 1.503 2.081 2.571 (41,5) 6.267 8.475 (26,1)

Outras² (8) 4 286 - 19 (277) -

TOTAL (22.505) 49.285 69.442 - 60.493 173.868 (65,2)

Empresa

R$ mil

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

titularidade da Dominó Holdings, o Acordo de Acionistas, celebrado entre o Estado do Paraná e a Dominó Holdings, foi automaticamente extinto. Com a extinção desse acordo,

a partir de dezembro de 2016, a Copel deixou de classificar o seu investimento na Sanepar como coligada e passou a classificá-lo como ativo financeiro disponível para venda.

Dessa forma, o seu reconhecimento não mais é registrado pelo método de equivalência patrimonial e sim pelo valor justo.

² Inclui Carbocampel S.A., Copel Amec S/C Ltda, Escoelectric Ltda e Dois Saltos Ltda.

2.4 LAJIDA

No 3T17, o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização atingiu R$ 643,7 milhões, 48,1% maior

que os R$ 434,6 milhões registrados no 3T16. Aumento que é justificado, principalmente, pelo efeito negativo

não recorrente, no 3T16, de R$ 206,4 milhões referentes à remensuração da RBSE e, no 3T17, pela reversão de

R$ 158,1 milhões de impairment de ativos de geração.

No acumulado até setembro de 2017, o Lajida alcançou R$ 2.357,0 milhões, sendo 10,3% inferior ao acumulado

no mesmo período de 2016 (R$ 2.627,5 milhões), devido, principalmente, ao efeito positivo de R$ 771,3 milhões

referentes à remensuração da RBSE e à reversão de R$ 193,4 milhões relacionados a litígio referente ao Cofins,

ambos registrados no 9M16.

Desconsiderando os efeitos não recorrentes, o Lajida ajustado do 3T17 seria 25,9% inferior ao registrado no

mesmo período do ano anterior, explicado basicamente pela piora do GSF, alinhado ao elevado PLD, gerando

maiores custos com compra de energia. Já o acumulado no 9M17, seria 23,8% superior aos R$ 1.677,3 milhões

ajustados do 9M16, explicado basicamente pelo resultado do 4º Ciclo de Revisão Tarifária da Copel Distribuição

e ao reajuste aplicado a partir de 24 de junho de 2017, pelo crescimento de 2,9% no mercado fio, pelo reajuste


17


aplicado às RAPs a partir de junho de 2017, pelo maior PLD no período e pelo menor saldo registrado na linha

de “provisões e reversões”.

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

R$ milhões

LAJIDA Ajustado 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.%

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

LAJIDA 643,7 434,6 48,1 2.357,0 2.627,5 (10,3)

(-)/+ Remensuração do ativo financeiro RBSE - 206,4 - (183,0) (771,3) (76,3)

(-) Reversão de provisão para l i tígio - Cofins - - - - (193,4) -

(-)/+ Testes de Impairment (158,1) 14,5 - (97,1) 14,5 -

LAJIDA Ajustado 485,6 655,5 (25,9) 2.076,9 1.677,3 23,8

2.5 Resultado Financeiro

No 3T17, as receitas financeiras totalizaram R$ 236,2 milhões, aumento de 50,4%, ante os R$ 157,1 milhões

registrados no 3T16, decorrente, principalmente, da adesão ao Programa Especial de Regularização Tributária

(PERT), o qual gerou receita financeira relativa a juros sobre impostos a compensar, contabilizada em “outras

receitas financeiras”.

As despesas financeiras totalizaram R$ 379,5 milhões, saldo 0,8% menor que o registrado no 3T16, refletindo,

principalmente, o efeito da reversão de litígios tributários sobre a variação monetária.

A tabela a seguir demonstra essas variações e o resultado financeiro.

3T17 2T17 3T16 Var% 9M17 9M16 Var.%

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

Receitas Financeiras 236.246 135.229 157.092 50,4 535.062 694.886 (23,0)

Renda e variação monetária sobre repasse CRC 36.620 24.360 27.549 32,9 93.177 148.036 (37,1)

Renda de aplicações financeiras mantidas para negociação 18.848 13.060 49.902 (62,2) 66.959 139.843 (52,1)

Acréscimos moratórios sobre faturas de energia 37.106 43.252 61.402 (39,6) 128.420 177.975 (27,8)

Renda de aplicações financeiras disponíveis para venda 4.591 8.009 3.645 26,0 15.760 10.297 53,1

Variação monetária e ajuste a valor presente sobre contas a pagar vinculadas à concessão 2.807 14.001 37 - 16.808 1.115 -

Remuneração de ativos e passivos setoriais (1) 9.507 - - 21.015 27.733 (24,2)

Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu 9.771 - 5.694 71,6 18.519 36.284 (49,0)

Outras receitas financeiras 126.504 23.040 8.863 1.327,3 174.404 153.603 13,5

Despesas Financeiras (379.501) (397.470) (376.480) 0,8 (1.096.579) (1.066.782) 2,8

Variação monetária, cambial e encargos da dívida (239.123) (254.922) (288.445) (17,1) (766.131) (785.652) (2,5)

Variação monetária e reversão de juros sobre contas a pagar vinculadas à concessão - UBP (16.180) (14.522) (15.983) 1,2 (49.063) (73.634) (33,4)

Variação cambial sobre compra de energia elétrica de Itaipu 652 (8.348) (1.129) - (7.696) (11.708) (34,3)

Remuneração de ativos e passivos setoriais (14.613) (6.882) 2.144 - (21.495) (18.204) 18,1

Juros sobre P&D e PEE (8.244) (8.924) (10.994) (25,0) (27.760) (30.968) (10,4)

Variação monetária sobre repasse CRC (4.380) (41.052) (5.235) (16,3) (51.211) (5.235) 878,2

Outras despesas financeiras (97.613) (62.820) (56.838) 71,7 (173.223) (141.381) 22,5

Resultado Financeiro (143.255) (262.241) (219.388) (34,7) (561.517) (371.896) 51,0

R$ mil

2.6 Lucro Líquido Consolidado

No 3T17, a Copel registrou lucro líquido de R$ 389,8 milhões ante prejuízo de R$ 75,1 milhões registrados no

mesmo período de 2016.


18


Já no acumulado até setembro de 2017, o lucro líquido foi de R$ 958,0 milhões, queda de 9,4% em relação aos

R$ 1,057,6 milhões acumulados até setembro de 2016.

2.7 Demonstração do Resultado Consolidado – DRE

3T17 2T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.%

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

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 3.643.669 3.173.229 2.914.112 25,0 10.113.909 9.804.701 3,2

Fornecimento de energia elétrica 1.197.358 1.091.723 1.071.298 11,8 3.422.618 4.130.974 (17,1)

Suprimento de energia elétrica 798.482 773.830 684.013 16,7 2.296.511 1.994.964 15,1

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) 794.692 832.386 503.403 57,9 2.762.622 3.148.948 (12,3)


Va lor justo do ativo indenizável da concessão 2.980 (884) 6.916 (56,9) 8.425 129.311 (93,5)

Receita de Telecomunicações 81.918 75.225 63.359 29,3 227.055 187.349 21,2

Dis tribuição de gás canal izado 117.566 124.877 118.835 (1,1) 360.070 369.003 (2,4)

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is 417.889 67.793 64.355 549 337.705 (1.190.132) -

Outras recei tas operacionais 35.790 32.869 39.713 (9,9) 107.093 99.619 7,5

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (3.159.702) (2.699.384) (2.728.065) 15,8 (8.366.807) (7.883.223) 6,1

Energia elétrica comprada para revenda (1.958.195) (1.338.470) (1.173.733) 66,8 (4.373.174) (3.427.377) 27,6

Encargos de uso da rede elétrica (173.068) (140.179) (203.878) (15,1) (482.258) (681.554) (29,2)

Pessoal e adminis tradores (294.754) (319.142) (286.010) 3,1 (919.994) (846.513) 8,7

Planos previdenciário e ass is tencia l (58.358) (58.016) (66.335) (12,0) (175.512) (192.363) (8,8)

Materia l (19.875) (19.588) (19.454) 2,2 (58.834) (63.098) (6,8)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (8.902) (8.427) (6.365) 39,9 (22.390) (24.577) (8,9)

Gás natura l e insumos para operação de gás (78.079) (87.496) (64.471) 21,1 (247.914) (264.236) (6,2)

Serviços de terceiros (134.906) (129.676) (136.200) (1,0) (385.492) (402.557) (4,2)

Depreciação e amortização (182.197) (184.116) (179.361) 1,6 (549.391) (532.108) 3,2

Provisões e reversões 100.038 (98.526) (108.151) - (97.187) (164.967) (41,1)

Custo de construção (189.011) (242.370) (373.521) (49,4) (706.110) (927.025) (23,8)

Outros custos e despesas operacionais (162.395) (73.378) (110.586) 46,8 (348.551) (356.848) (2,3)

RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL (22.505) 49.285 69.159 - 60.493 173.868 (65,2)

LUCRO ANTES DO RESULTADO FIN. E TRIBUTOS 461.462 523.130 255.206 80,8 1.807.595 2.095.346 (13,7)

RESULTADO FINANCEIRO (143.255) (262.241) (219.388) (34,7) (561.517) (371.896) 51,0

Receitas financeiras 236.246 135.229 157.092 50,4 535.062 694.886 (23,0)

Despesas financeiras (379.501) (397.470) (376.480) 0,8 (1.096.579) (1.066.782) 2,8

LUCRO OPERACIONAL 318.207 260.889 35.818 788 1.246.078 1.723.450 (27,7)

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 71.577 (109.908) (110.872) - (288.043) (665.837) (56,7)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (143.708) (133.002) (60.509) 137,5 (469.822) (639.637) (26,5)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 215.285 23.094 (50.363) - 181.779 (26.200) -

LUCRO LÍQUIDO 389.784 150.981 (75.054) - 958.035 1.057.613 (9,4)

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 383.314 140.040 (87.116) - 933.696 1.039.349 (10,2)

Atribuído aos acionis tas não controladores 6.470 10.941 12.062 (46,4) 24.339 18.264 33,3

LAJIDA 643.659 707.246 434.567 48,1 2.356.986 2.627.454 (10,3)

Demonstração do Resultado

R$ mil


19


3. Principais Contas e Variações do Balanço Patrimonial

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

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

3.1 Principais Contas

Caixa, Equivalentes de Caixa e Títulos e Valores Mobiliários

Em 30 de setembro de 2017, as disponibilidades das subsidiárias integrais e controladas da Copel (caixa,

equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários) totalizaram R$ 1.712,4 milhões, montante 15,7% superior

aos R$ 1.479,6 milhões registrados em dezembro de 2016. Tais recursos estavam aplicados, majoritariamente,

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

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

Repasse CRC ao Estado do Paraná

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

partir de janeiro de 2017.

A Administração da Companhia e o Estado do Paraná formalizaram em 31 de outubro de 2017 o quinto termo

aditivo.

O saldo atual da CRC é de R$ 1.491,8 milhões.

Outros investimento temporários

O Acordo de Acionistas celebrado entre o Estado do Paraná e a Dominó Holdings foi extinto, retirando da

Dominó Holdings a influência significativa sobre seu investimento na Sanepar. Isso ocorreu como consequência

da conversão de ações ordinárias em ações preferenciais de emissão da Sanepar e de titularidade da Dominó

Holdings. Dado esse fato, o investimento da Sanepar deixou de ser classificado como coligada e passou a ser


20


considerado um ativo financeiro disponível para venda. Dessa forma, o seu reconhecimento não mais é

registrado pelo método de equivalência patrimonial e sim pelo valor justo. Em 30 de setembro de 2017, o saldo

dessa conta totalizou R$ 489,3 milhões, sendo R$ 470,7 milhões referente ao investimento da Copel na Sanepar.

Ativos e Passivos Financeiros Setoriais

A partir de 31 de dezembro de 2014, a Copel Distribuição passou a reconhecer os ativos e/ou passivos

financeiros setoriais em suas demonstrações contábeis em decorrência da alteração no contrato de concessão,

que garante que os valores residuais de itens da Parcela A e outros componentes financeiros não recuperados

ou devolvidos via tarifa serão incorporados, ou descontados, no cálculo da indenização de ativos não

amortizados ao término da concessão. Em 30 de setembro de 2017, a Companhia possuía um passivo líquido de

R$ 122,6 milhões. Mais detalhes em nossa ITR (NE nº 9).

Contas a Receber Vinculadas à Concessão

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

transmissão e distribuição de energia elétrica. Os montantes são relativos (a) à bonificação de outorga paga em

virtude do leilão envolvendo a Usina Governador Parigot de Souza - UHE GPS, arrematada pela Copel GeT em 25

de novembro de 2015 (R$ 601,7 milhões), (b) aos investimentos em infraestrutura e remuneração financeira

que não foram ou não serão recuperados por meio da tarifa e/ou da RAP até o vencimento da concessão

(R$ 2.077,0 milhões), (c) aos valores a receber dos ativos de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do

Sistema Existente - RBSE e das instalações de conexão e Demais Instalações de Transmissão - RPC, em

decorrência do reconhecimento dos efeitos da Portaria MME n° 120 e da homologação, por parte da Aneel, do

resultado da fiscalização do laudo de avaliação desses ativos (R$ 1.437,2 milhões) e (d) ao contrato de

concessão de distribuição de gás – Compagas (R$ 97,2 milhões). Em 30 de setembro de 2017, o saldo da conta

totalizou R$ 4.213,1 milhões. Mais detalhes em nossa ITR (NE n° 10).

Contas a Receber Vinculadas à Indenização da Concessão

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

Patos, UHE GPS e UHE Mourão I). Em 30 de setembro de 2017, o montante registrado nessa conta era de

R$ 68,2 milhões. Mais detalhes em nossa ITR (NE nº 11).

Investimento, Imobilizado e Intangível

O saldo na conta “investimentos” apresentou aumento de 7,1% até 30 de setembro de 2017, reflexo da

equivalência patrimonial e dos aportes registrados no período. A conta “imobilizado” cresceu 8,1% em função

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

depreciação do período. Já a conta “intangível” apresentou crescimento de 1,6% devido aos investimentos em

novos ativos realizados no período.


21


3.2 Balanço Patrimonial – Ativo

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

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

CIRCULANTE 6.180.714 4.402.990 4.881.893 40,4 26,6

Caixa e equiva lentes de ca ixa 1.305.400 982.073 1.417.706 32,9 (7,9)

Títulos e Valores Mobi l iários 241.567 302.398 337.224 (20,1) (28,4)

Cauções e depós i tos vinculados 65.749 1.294 1.672 - -

Cl ientes 2.653.868 2.217.355 2.298.685 19,7 15,5

Dividendos a receber 52.662 71.758 27.796 (26,6) 89,5

Repasse CRC ao Estado do Paraná 122.302 - - - -

Ativos Financeiros Setoria is 64.908 - - - -

Contas a receber vinculadas à concessão 152.228 65.595 17.585 132,1 765,7

Outros créditos 366.729 306.933 336.150 19,5 9,1

Es toques 116.701 130.637 138.964 (10,7) (16,0)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 762.758 188.952 139.808 303,7 445,6

Outros tributos correntes a recuperar 204.380 67.931 81.662 200,9 150,3

Despesas antecipadas 34.194 39.096 41.126 (12,5) (16,9)

Partes Relacionadas 37.268 28.968 43.515 28,7 (14,4)

NÃO CIRCULANTE 27.526.470 26.031.219 25.615.690 5,7 7,5

Realizável a Longo Prazo 8.801.560 8.302.154 7.276.307 6,0 21,0

Títulos e Valores Mobi l iários 165.414 195.096 189.241 (15,2) (12,6)

Outros investimentos temporários 489.334 408.297 - 19,8 -

Cauções e depós i tos vinculados 72.765 73.074 77.101 (0,4) (5,6)

Cl ientes 270.450 270.786 103.321 (0,1) 161,8

Repasse CRC ao Estado do Paraná 1.369.471 1.522.735 1.476.618 (10,1) (7,3)

Depós i tos judicia is 574.453 657.603 592.359 (12,6) (3,0)

Ativos Financeiros Setoria is 194.725 - - - -

Contas a receber vinculadas à concessão 4.060.841 3.748.335 3.520.473 8,3 15,3

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 68.182 67.401 59.339 1,2 14,9

Outros créditos 102.835 73.551 43.708 39,8 135,3

Imposto de renda e contribuição socia l 162.844 169.967 165.671 (4,2) (1,7)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 994.010 803.477 723.125 23,7 37,5

Outros tributos correntes a recuperar 117.018 131.108 128.318 (10,7) (8,8)

Despesas antecipadas 16.570 25.583 29.467 (35,2) (43,8)

Partes Relacionadas 142.648 155.141 167.566 (8,1) (14,9)

Investimentos 2.500.985 2.334.950 2.750.672 7,1 (9,1)

Imobilizado 9.661.798 8.934.303 9.169.506 8,1 5,4

Intangível 6.562.127 6.459.812 6.419.205 1,6 2,2

TOTAL 33.707.184 30.434.209 30.497.583 10,8 10,5

R$ mil

Ativo


22


3.3 Endividamento

Dívida Bruta

O total da dívida consolidada da Copel somava R$ 9.526,7 milhões em 30 de setembro de 2017, aumento de

7,8% em comparação com os R$ 8.837,1 milhões registrados em 2016 e decorre, principalmente, da 6ª emissão

de debêntures da Copel Holding (R$ 520,0 milhões) e da 1ª emissão de debêntures da Copel Telecomunicações,

(R$ 220,0 milhões).

Em 30 de setembro de 2017, o endividamento bruto da Companhia representava 60,0% do patrimônio líquido

consolidado, o qual era de R$ 15.868,2 milhões, equivalente a R$ 57,99 por ação (Valor Patrimonial por Ação –

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

seguir:

TotalComposição

%

Eletrobras - COPEL 38.570 0,4

FINEP 17.776 0,2

BNDES 1.604.789 16,8

Banco do Brasil S/A e outros 1.493.062 15,7

Debêntures e Notas Promissórias 6.285.908 66,0

Total 9.440.105 99,1

Tesouro Nacional 86.590 0,9

Total 86.590 0,9

TOTAL 9.526.695 100,0

R$ mil

Moeda Estrangeira

Moeda Nacional

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

R$ mil

Curto Prazo

out/17 - set/18 out/18- dez/18 2019 2020 2021 2022 A partir de 2023

Moeda Nacional 3.275.691 353.372 3.173.725 773.360 183.264 419.126 1.261.567 9.440.105

Moeda Estrangeira 1.716 - - - - - 84.874 86.590

TOTAL 3.277.407 353.372 3.173.725 773.360 183.264 419.126 1.346.441 9.526.695

Longo PrazoTotal


23


Avais e Garantias

Até 30 de setembro de 2017, a Companhia concedeu R$ 1.513,5 milhões em avais e garantias, conforme tabela

a seguir.


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

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 64.142 66.802 67.190 (4,0) (4,5)

Caiuá Transmissora de Energia S.A. 35.843 38.230 38.982 (6,2) (8,1)

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 58.797 63.171 64.146 (6,9) (8,3)

Matrinchã Transmissora de Energia (TP NORTE) S.A. 381.776 392.164 395.367 (2,6) (3,4)

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP SUL) S.A. 191.133 190.343 204.995 0,4 (6,8)

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. - 15.573 15.894 - -

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. 272.768 244.998 234.926 11,3 16,1

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 169.966 148.872 148.118 14,2 14,8

Marumbi Transmissora de Energia S.A. - 38.689 39.549 - -

Cantareira Transmissora de Energia S.A. 208.101 32.192 - 546,4 -

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. 131.014 142.030 147.237 (7,8) (11,0)

TOTAL 1.513.540 1.373.064 1.356.404 10,2 11,6

¹ Proporcional à participação da Copel nos empreendimentos.

Avais e Garantias¹

R$ mil

A dívida líquida consolidada da Copel (empréstimos, financiamentos, debêntures, avais e garantias, menos

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

264 794 1.282 1.373 1.514 1.014

2.233

4.652

5.695

7.284 7.742

3,3

3,9

(1,0)

(0,5)

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

2012 2013 2014 2015 2016 9M17

Dívida Líquida/LAJIDA¹(R$ milhões)

Avais e Garantias Dívida Líquida²

Dívida Líquida/LAJIDA² Dívida Líquida/LAJIDA³

¹ LAJIDA 12 meses ² Não considera avais e garantias ³ Considera avais e garantias

R$ mil

2012 2013 2014 2015 2016 9M17

Dívida Líquida Total¹ 1.014.402 2.497.172 5.446.685 6.977.022 8.657.525 9.255.089

¹ Cons idera avais , garantias e cauções.


24


Dívida por Subsidiária

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

GeT DIS Telecom Holding Outras Total

Dívida Total 4.477.957 1.791.124 414.678 2.188.280 654.656 9.526.695

Avais e Garantias 94.640 - - 1.418.900 - 1.513.540

Disponibilidade 263.460 320.485 114.301 404.883 682.017 1.785.146

Dívida Líquida 4.309.137 1.470.639 300.377 3.202.297 (27.361) 9.255.089

R$ mil

Contas a pagar vinculadas à concessão

Utilização do Bem Público

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

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

R$ mil

Mauá Colíder Baixo Iguaçu PCHs¹ Elejor Total

16.321 23.050 6.789 1.113 501.565 548.838

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

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

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

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

seguintes:

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

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

Fiscais 134.026 204.882 175.398 (34,6) (23,6)

Trabalhistas 449.167 458.901 512.289 (2,1) (12,3)

Benefícios a Empregados 57.073 42.366 76.360 34,7 (25,3)

Cíveis 542.839 465.804 540.891 16,5 0,4

Cíveis e direito administrativo 344.772 295.484 368.053 16,7 (6,3)

Servidões de passagem 103.806 99.380 96.287 4,5 7,8

Desapropriações e patrimoniais 87.648 65.712 70.449 33,4 24,4

Consumidores 6.613 5.228 6.102 26,5 8,4

Ambientais 1.257 1.432 1.134 (12,2) 10,8

Regulatórias 67.211 67.958 58.583 (1,1) 14,7

TOTAL 1.251.573 1.241.343 1.364.655 0,8 (8,3)

Perdas Prováveis - Consolidado

R$ mil

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

R$ 2.652,5 milhões ao final de setembro de 2017, montante 3,6% maior que o registrado em dezembro de 2016

(R$ 2.559,9 milhões). As perdas estão compostas por ações das seguintes naturezas: fiscais (R$ 846,6 milhões);

regulatórias (R$ 790,6 milhões); cíveis (R$ 587,2 milhões); trabalhistas (R$ 319,1 milhões); e benefícios a

empregados (R$ 109,0 milhões).


25


3.4 Balanço Patrimonial - Passivo


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

CIRCULANTE 7.666.236 5.656.036 4.632.126 35,5 65,5

Obrigações socia is e trabalhis tas 320.065 287.797 261.331 11,2 22,5

Fornecedores 2.175.030 1.255.639 1.206.386 73,2 80,3

Imposto de renda e contribuição socia l 245.134 41.454 97.773 491,3 150,7

Outras obrigações fi sca is 375.903 294.994 211.305 27,4 77,9

Empréstimos , financiamentos e debêntures 3.277.407 2.601.940 1.978.389 26,0 65,7

Dividendo mínimo obrigatório a pagar 313.304 266.831 19.133 17,4 -

Benefícios pós-emprego 47.572 47.894 43.221 (0,7) 10,1

Encargos do consumidor a recolher 143.468 141.712 144.357 1,2 (0,6)

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 269.755 231.513 159.552 16,5 69,1

Contas a pagar vinculadas à concessão 61.798 66.210 62.033 (6,7) (0,4)

Pass ivos financeiros setoria is l íquidos 293.130 155.261 193.402 88,8 51,6

Outras contas a pagar 143.670 264.791 255.244 (45,7) (43,7)

NÃO CIRCULANTE 10.172.706 9.622.727 10.256.259 5,7 (0,8)

Fornecedores 36.710 36.711 5.923 (0,0) 519,8

Imposto de renda e contribuição socia l di feridos 189.795 178.430 212.171 6,4 (10,5)

Outras Obrigações fi sca is 811.092 303.146 237.529 167,6 241,5

Empréstimos , financiamentos e debêntures 6.249.288 6.235.162 6.782.981 0,2 (7,9)

Benefícios pós-emprego 758.617 721.971 616.053 5,1 23,1

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 244.784 252.376 304.883 (3,0) (19,7)

Contas a pagar vinculadas à concessão 487.040 499.332 501.965 (2,5) (3,0)

Pass ivos financeiros setoria is l íquidos 89.131 123.731 165.205 (28,0) (46,0)

Outras contas a pagar 54.676 30.525 64.894 79,1 (15,7)

Provisões para l i tígios 1.251.573 1.241.343 1.364.655 0,8 (8,3)

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 15.868.242 15.155.446 15.609.198 4,7 1,7

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 15.579.664 14.864.165 15.284.598 4,8 1,9

Capita l Socia l 7.910.000 7.910.000 6.910.000 - 14,5

Ajustes de ava l iação patrimonia l 949.011 998.466 1.063.223 (5,0) (10,7)

Reserva lega l 792.716 792.716 744.784 - 6,4

Reserva de retenção de lucros 4.939.717 5.162.983 5.413.572 (4,3) (8,8)

Lucros acumulados 988.220 - 1.153.019 - (14,3)

Atribuível aos acionistas não controladores 288.578 291.281 324.600 (0,9) (11,1)

TOTAL 33.707.184 30.434.209 30.497.583 10,8 10,5

Passivo

R$ mil


26


4. Desempenho das Principais Empresas

4.1 Copel Geração e Transmissão

A Copel GeT apresentou EBITDA de R$ 381,4 milhões no 3T17, crescimento de 76,2% em comparação com os

R$ 216,5 milhões registrados no mesmo período de 2016. Esse resultado foi impactado positivamente pelo

registro de R$ 162,7 milhões relacionados a reversão de perdas estimadas para redução ao valor recuperável de

ativos de geração, enquanto que o resultado do 3T16 foi impactado negativamente pelo ajuste de R$ 206,4

milhões relacionado a remensuração do fluxo de caixa relativo a RBSE.

R$ milhões

3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.%

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

LAJIDA 381,4 216,5 76,2 1.514,5 2.076,7 (27,1)

(-)/+ Remensuração do ativo financeiro RBSE - 206,4 - (183,0) (771,3) (76,3)

(-)/+ Testes de Impairment (162,7) 14,5 - (101,7) 14,5 -

LAJIDA Ajustado 218,7 422,9 (48,3) 1.229,8 1.319,9 (6,8)

LAJIDA Ajustado

O EBITDA recorrente da Copel GeT apresentou queda de 48,3% no 3T17, totalizando R$ 218,7 milhões, e reflete,

principalmente, o maior custo com energia elétrica comprada para revenda (R$ 195,0 milhões no 3T17 ante R$

12,3 milhões no 3T16) em decorrência do menor GSF (62,2% no 3T17 ante 82,8% no 3T16), e o aumento de

5,6% em “encargos de uso da rede elétrica”, devido a entrada em operação de novos ativos de transmissão e ao

reajuste aplicado às RAPs a partir de julho de 2017.

Os custos gerenciáveis, excetuando perdas estimadas, provisões e reversões, apresentaram redução de 2,0% no

período (ante inflação de 2,54% nos últimos 12 meses), e refletem, principalmente os menores custos com

plano previdenciário e assistencial e serviços de terceiros, parcialmente compensado pelo crescimento de 4,5%

na linha de pessoal, reflexo do reajuste aplicado aos salários a partir de outubro de 2016 e da reestruturação

organizacional da Copel Renováveis a partir de setembro de 2017, que acarretou na transferência das atividades

e de 56 empregados para a Copel GeT.

O lucro líquido no 3T17 foi de R$ 164,9 milhões, montante 3,7 vezes superior ao registrado no 3T16. A tabela a

seguir apresenta os principais indicadores da Copel GeT.

3T17 2T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.%

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

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 729,3 782,7 554,4 31,6 2.585,5 3.059,2 (15,5)

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (510,4) (411,6) (460,5) 10,8 (1.355,2) (1.291,7) 4,9

Resultado Operacional (R$ milhões) 196,0 231,7 35,8 447,8 942,5 1.529,2 (38,4)

Lucro Líquido (R$ milhões) 164,9 146,9 44,9 267,3 654,8 1.048,7 (37,6)

LAJIDA (R$ milhões) 381,4 419,2 216,5 76,2 1.514,5 2.076,7 (27,1)

Margem Operacional 26,9% 29,6% 6,5% 316,4 36,5% 50,0% (27,1)

Margem Líquida 22,6% 18,8% 8,1% 179,2 25,3% 34,3% (26,1)

Margem LAJIDA 52,3% 53,6% 39,1% 33,9 58,6% 67,9% (13,7)

Programa de Investimento (R$ milhões) 240,9 230,2 493,1 (51,1) 744,2 1.581,8 (53,0)

R$ mil

Principais Indicadores


27


Nos nove primeiros meses de 2017, a Copel GeT apresentou um EBITDA de R$ 1.514,5 milhões, redução de

27,1% em comparação com o mesmo período do ano anterior, e reflete, principalmente, os eventos não

recorrentes relacionados ao reconhecimento da remensuração da RBSE, que melhorou o resultado em R$ 771,3

milhões nos 9M16 e ao registro de R$ 101,7 milhões relacionados a reversão de perdas estimadas para redução

ao valor recuperável de ativos de geração nos 9M17.

Desconsiderando os efeitos citados anteriormente, o EBITDA recorrente da Copel GeT foi de R$ 1.229,8 milhões

nos nove primeiros meses de 2017, queda de 6,8% em comparação com o EBITDA recorrente do mesmo

período do ano anterior, resultado, basicamente, do maior custo com compra de energia devido ao maior PLD

médio no período (R$ 291,50/MWh nos 9M17 ante R$ 68,93/MWh nos 9M16), parcialmente compensado pelo

maior nível de descontratação (21,6% em 2017 ante 16,0% em 2016).

O Lucro líquido atingiu R$ 654,8 milhões nos nove primeiros meses de 2017, retração de 37,6% em comparação

com o mesmo período de 2016.

4.2 Copel Distribuição

A Copel Dis registrou EBITDA de R$ 134,1 milhões no 3T17, crescimento de 41,6% em comparação com os

R$ 94,7 milhões registrados no mesmo período de 2016, e reflete, sobremaneira, o reajuste médio de 5,85%

aplicado às tarifas a partir de 24 de junho de 2017, o crescimento de 4,7% no mercado fio da distribuidora, e o

menor saldo registrado em provisões relacionadas, principalmente, a questões trabalhistas e PECLD.

A conta “resultado de ativos e passivos financeiros setoriais” totalizou R$ 417,9 milhões e reflete os maiores

custos com energia elétrica comprada para revenda devido, principalmente, ao maior déficit hidrológico (35,8%

no 3T17 ante 17,2% no 3T16) e PLD médio (436,20/MWh no 3T17 e R$ 112,05/MWh no 3T16).

Os custos gerenciáveis, excetuando perdas estimadas, provisões e reversões, apresentaram retração de 0,9%

(ante inflação de 2,54% nos últimos 12 meses) e refletem os menores custos com plano previdenciário e

assistencial e serviços de terceiros, parcialmente compensado pelo aumento em outros custos, devido a

maiores perdas na desativação de bens e direitos. Vale destacar que o custo com pessoal e administradores

apresentou crescimento de 1,0%, desempenho inferior ao da inflação e ao reajuste de 9,15% aplicado aos

salários a partir de outubro de 2016. Esse desempenho reflete a redução de 228 empregados, devido a política

de não reposição das vagas.

O lucro líquido no 3T17 foi de R$ 182,2 milhões, sendo influenciado, principalmente, pela adesão da Copel Dis

ao Programa Especial de Regularização Tributária - PERT, que, considerando todos os reflexos da alteração do

regime de tributação dos Ativos e Passivos Setoriais (CVA), impactou positivamente o resultado em R$ 113,7

milhões.


28


3T17 2T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.%

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

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 2.588,1 2.160,7 2.170,6 19,2 6.753,1 6.100,1 10,7

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (2.525,3) (2.098,1) (2.145,9) 17,7 (6.505,4) (6.286,5) 3,5

Resultado Operacional (R$ milhões) 90,5 23,2 (11,5) - 251,7 (167,1) -

Lucro Líquido (R$ milhões) 182,2 7,9 (126,6) - 261,5 (230,0) -

LAJIDA (R$ milhões) 134,1 134,9 94,7 41,6 462,2 18,7 2.367,9

Margem Operacional 3,5% 1,1% - - 3,7% - -

Margem Líquida 7,0% 0,4% - - 3,9% - -

Margem LAJIDA 5,2% 6,2% 4,4% 18,8 6,8% 0,3% 2.129,3

Programa de Investimento (R$ milhões) 155,0 148,7 208,8 (25,8) 438,0 552,7 (20,8)

R$ mil


Nos nove primeiros meses de 2017, a Copel Distribuição apresentou um EBITDA de R$ 462,2 milhões, ante os R$

18,7 milhões registrados no mesmo período de 2016, resultado, sobretudo, do aumento de 2,9% no mercado fio

e da redução na linha de “provisões e reversões” precedente, principalmente, de litígios trabalhistas e PECLD.

O Lucro líquido atingiu R$ 261,5 milhões nos nove primeiros meses de 2017, revertendo o prejuízo de R$ 230,0

milhões registrados nos nove primeiros meses de 2016.

4.3 Copel Telecomunicações

A Copel Telecom registrou EBITDA de R$ 41,5 milhões no 3T17, crescimento de 31,6% em relação aos R$ 31,5

milhões do 3T16, em razão, basicamente, da ampliação da área de atuação e do atendimento a novos clientes.

Os custos gerenciáveis, excetuando perdas estimadas, provisões e reversões, aumentaram 15,5% no período,

devido, principalmente, ao aumento com serviços de terceiros, os quais são necessários para a ampliação da

área de atuação, parcialmente compensado pela redução na linha de “planos previdenciário e assistencial”.

O lucro líquido do período cresceu 48,2% em relação ao 3T16, totalizando R$ 18,8 milhões. A tabela a seguir

apresenta os principais indicadores da Copel Telecom.

3T17 2T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.%

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

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 99,4 93,1 80,3 23,8 280,3 236,8 18,4

Custos e Despesas Operacionais (R$ milhões) (67,7) (65,9) (57,4) 18,0 (199,2) (168,9) 17,9

Resultado Operacional (R$ milhões) 28,2 23,4 18,9 49,2 68,7 57,5 19,4

Lucro Líquido (R$ milhões) 18,8 15,6 12,7 48,2 45,9 38,6 19,0

LAJIDA (R$ milhões) 41,5 36,9 31,5 31,6 109,8 93,4 17,6

Margem Operacional 28,3% 25,1% 23,5% 20,6 24,5% 24,3% 0,9

Margem Líquida 18,9% 16,8% 15,8% 19,7 16,4% 16,3% 0,5

Margem LAJIDA 41,7% 39,6% 39,2% 6,4 39,2% 39,4% (0,6)

Programa de Investimento (R$ milhões) 75,5 62,8 85,6 (11,8) 178,5 148,9 19,9

R$ mil


Até setembro de 2017, a Copel Telecom registrou crescimento de 17,6% no EBITDA em comparação com o

mesmo período de 2016, totalizando R$ 109,8 milhões. Já o lucro líquido acumulado foi de R$ 45,9 milhões,

17,6% maior que o registrado no 9M16 (R$ 38,6 milhões).


29


4.4 Informações Contábeis

Na tabela a seguir apresentamos informações contábeis de 30 de setembro de 2017 referentes às principais

participações da Copel:

R$ mil

Participações - Set/17 Ativo TotalPatrimônio

Líquido¹Rec. Oper. Líquida Lucro Líquido

Controladas (Consolida com Copel)

Companhia Paranaense de Gás - Compagás 594.747 296.608 369.781 (3.020)

Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S.A. 692.515 70.172 219.046 80.610

UEG Araucária Ltda 676.399 610.939 1.083 8.176

Controladas em Conjunto (Equivalência Patrimonial)

Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. 97.726 64.762 8.626 (6.243)

Caiuá Transmissora de Energia S.A. 232.126 112.676 (5.916) (9.890)

Cantareira Transmissora S.A 900.984 375.265 325.574 (1.899)

Dominó Holdings S.A. 5.830 5.010 - (1.155)

Guaraciaba Transmissora de Energia (TP Sul) S.A. 1.375.803 852.234 168.944 38.008

Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A. 468.378 229.960 (19.785) (19.536)

Marumbi Transmissora de Energia S.A. 161.026 103.965 14.653 (14.632)

Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. 1.526.685 846.478 483.869 29.926

Matrinchã Transmissora de Energia (TP Norte) S.A. 2.730.832 1.678.743 305.264 62.275

Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 1.626.922 658.173 213.935 48.801

Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 694.511 355.713 40.988 8.868

Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações S.A. 157.891 155.665 - 1.455

Coligadas (Equivalência Patrimonial)

Dona Francisca Energética S.A. 139.783 131.019 52.900 28.067

Foz do Chopim Energética Ltda 51.810 35.522 30.165 17.522

¹ Dados ajustados às práticas da COPEL.


30


5. Programa de Investimentos

A tabela a seguir apresenta o programa de investimentos realizado no 9M17.

9M17 R$ milhões

Revisado

25.set.2017

Copel Geração e Transmissão 744,2 1.024,5

UHE Colíder 113,4 125,3

UHE Baixo Iguaçu1 194,2 253,1

LT Araraquara / Taubaté 106,2 137,9

LT Foz do Chopim - Realeza 3,1 9,5

LT Assis - Londrina 28,5 20,4

LT Curitiba Leste / Blumenau 15,0 32,1

Mata de Santa Genebra Transmissão2 176,9 176,9

Cantareira Transmissora2 23,0 42,6

Paranaíba Transmissora2 2,1 2,1

Outros 81,8 224,6

Copel Distribuição 438,0 559,2

Copel Telecomunicações 178,5 200,3

Copel Comercialização - 0,2

Copel Renováveis - 1,5

Holding - 1,9

Cutia Empreendimentos Eólicos 406,0 526,2

Outras Participações3 - 17,6

TOTAL 1.766,7 2.331,4

2 Referente à participação da Copel nos Empreendimentos.3 Inclui Paraná Gás, Voltalia São Miguel do Gostoso I Participações entre outros.

Subsidiária / SPE

Previsto 2017¹

1 Orçamento de capital originalmente aprovado pelo Conselho de Administração. Não considera apropriação de

mão de obra própria, encargos e outros.

Realizado

9M17

6. Mercado de Energia e Tarifas

6.1 Mercado Cativo – Copel Distribuição

A venda de energia para o mercado cativo da Copel Distribuição totalizou 4.729 GWh no 3T17, queda de 10,6%.

Esse resultado foi influenciado pela redução do consumo das classes industrial e comercial, devido,

principalmente, à migração de clientes para o mercado livre.

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

set/17 set/16 Var. % 3T17 3T16 Var. % 9M17 9M16 Var. %

Residencial 3.661.917 3.580.622 2,3 1.734 1.675 3,5 5.342 5.208 2,6

Industrial 76.717 83.683 (8,3) 773 1.374 (43,7) 2.498 4.604 (45,7)

Comercial 387.686 380.354 1,9 1.102 1.160 (5,0) 3.508 3.862 (9,2)

Rural 355.748 361.982 (1,7) 513 488 5,1 1.701 1.654 2,8

Outros 57.338 57.364 - 607 591 2,7 1.829 1.796 1,8

Mercado Cativo 4.539.406 4.464.005 1,7 4.729 5.288 (10,6) 14.878 17.124 (13,1)

No de consumidores Energia vendida (GWh)


31


Para mais detalhes acesse o Comunicado ao Mercado – RI 23/17 (link).

6.2 Mercado Fio (TUSD)

O mercado fio da Copel Distribuição, composto pelo mercado cativo, pelo suprimento a concessionárias e

permissionárias dentro do Estado do Paraná e pela totalidade dos consumidores livres existentes na sua área de

concessão, apresentou crescimento de 4,7% no 3T17, conforme verificado na tabela abaixo:


Mercado Cativo 4.539.406 4.464.005 1,7 4.729 5.288 (10,6) 14.878 17.124 (13,1)

Concessionárias e Permissionárias 6 6 - 151 162 (7,0) 439 524 (16,3)

Consumidores Livres ¹ 947 447 111,9 2.308 1.419 62,6 6.521 3.580 82,1

Mercado Fio 4.540.359 4.464.458 1,7 7.188 6.869 4,7 21.838 21.228 2,9

¹ Total de consumidores livres atendidos pela Copel GeT, Copel Comercialização e por outros fornecedores dentro da área de concessão da Copel Distribuição.

No de consumidores / Contratos Energia vendida (GWh)

O resultado observado é reflexo, principalmente, do incremento de 5,6% no consumo da classe industrial no

ambiente livre no 3T17, resultado da melhora na produção industrial no estado do Paraná – que nos últimos

12 meses apresentou crescimento de 4,6% até setembro de 2017. Os setores que mais contribuíram para o

aumento do consumo de energia foram: fabricação de produtos alimentícios, fabricação de papel e celulose e

fabricação de borracha e de material plástico.

6.3 Fornecimento de Energia Elétrica

O fornecimento de energia elétrica da Copel, que representa o volume de energia vendido aos consumidores

finais e é composto pelas vendas no mercado cativo da Copel Distribuição e pelas vendas no mercado livre da

Copel Geração e Transmissão e da Copel Comercialização, registrou crescimento de 0,8% entre julho e setembro

de 2017.

A tabela a seguir apresenta o fornecimento de energia aberto por classe de consumo:

3T17 3T16 Var. % 9M17 9M16 Var. %

Residencial 1.734 1.675 3,6 5.342 5.208 2,6

Total 2.287 2.339 (2,2) 6.506 7.379 (11,8)

Cativo 773 1.374 (43,7) 2.498 4.604 (45,7)

Livre 1.514 965 56,9 4.008 2.775 44,4

Total 1.161 1.160 - 3.648 3.864 (5,6)

Cativo 1.102 1.160 (5,0) 3.508 3.862 (9,2)

Livre 59 - - 140 2 -

Rural 513 488 5,1 1.701 1.654 2,8

Outros 607 591 2,7 1.829 1.796 1,8

6.302 6.253 0,8 19.026 19.901 (4,4)

Energia vendida (GWh)Classe Mercado

Industrial

Comercial

Fornecimento de Energia

http://ri.copel.com/ptb/9181/583462.pdf


32


6.4 Total de Energia Vendida

O total de energia vendida pela Copel, composto pelas vendas da Copel Distribuição, da Copel Geração e

Transmissão, dos Complexos Eólicos e da Copel Comercialização em todos os mercados, atingiu 11.835 GWh no

terceiro trimestre de 2017, representando crescimento de 5,4% em comparação com o 3T16.

A tabela a seguir apresenta as vendas totais de energia da Copel, segmentadas entre Copel Distribuição, Copel

Geração e Transmissão, Parques Eólicos e Copel Comercialização:


Copel DIS

Mercado Cativo 4.539.406 4.464.005 1,7 4.729 5.287 (10,6) 14.878 17.124 (13,1)

Concessionárias e Permissionárias 3 4 (25,0) 134 150 (10,7) 391 484 (19,2)

CCEE (MCP) - - - 406 1.250 (67,5) 2.013 2.252 (10,6)

Total Copel DIS 4.539.409 4.464.009 1,7 5.269 6.687 (21,2) 17.282 19.860 (13,0)

Copel GeT

CCEAR (Copel DIS) 1 1 - 21 38 (44,7) 63 116 (45,7)

CCEAR (outras concessionárias) 29 39 (25,6) 206 793 (74,0) 620 2.676 (76,8)

Consumidores Livres 54 27 100,0 1.314 965 36,2 3.632 2.778 30,7

Contratos Bilaterais ¹ 35 33 6,1 1.973 1.937 1,9 5.483 5.796 (5,4)

CCEE (MCP)² - - - 1.623 512 217,0 3.348 1.395 140,0

Total Copel GeT 119 100 19,0 5.137 4.245 21,0 13.146 12.761 3,0

Complexos Eólicos

CCEAR (outras concessionárias) 112 112 - 211 212 - 627 630 (0,5)

CER 3 3 - 90 90 - 267 268 (0,4)

Total Parques Eólicos 115 115 - 301 302 - 894 898 (0,4)

Copel Comercialização

Consumidores Livres 111 - - 259 - - 516 - -

Contratos Bilaterais 43 - - 860 - - 962 - -

CCEE (MCP)² - - - 9 - - 10 - -

Total Copel Comercialização 154 - - 1.128 - - 1.488 - -

Total Copel Consolidado 4.539.797 4.464.224 1,7 11.835 11.234 5,4 32.810 33.519 (2,1)

Nº de consumidores / contratos Energia vendida (GWh)

Obs.: Não cons idera a energia disponibi l i zada através do MRE (Mecanismo de Realocação de Energia).

¹ Inclui Contratos de Venda no Curto Prazo.

² Garantia Fís ica a locada no período, não cons idera o impacto do GSF.

CCEE: Câmara de Comercia l i zação de Energia Elétrica / CCEAR: Contratos de Comercia l i zação de Energia no Ambiente Regulado / MCP: Mercado de Curto Prazo / CER:

Contrato de Energia de Reserva.


33


6.5 Fluxos de Energia

Fluxo de Energia – Copel Dis GWh

Fluxo de Energia - Copel Dis 9M17 9M16 Var. %

Itaipu 4.441 4.461 (0,4)

CCEAR – Copel Geração e Transmissão 63 116 (45,7)

CCEAR – Outras 7.873 9.988 (21,2)

Angra 765 768 (0,4)

CCGF 5.276 5.622 (6,2)

Proinfa 377 435 (13,3)

Elejor S.A 887 891 (0,4)

Disponibilidade 19.682 22.281 (11,7)

Mercado cativo 14.878 17.124 (13,1)

Concessionárias 391 484 (19,2)

CCEE (MCP) 2.013 2.252 (10,6)

Perdas e diferenças 2.400 2.421 (0,9)

Rede básica 335 376 (10,9)

Distribuição 1.815 1.805 0,6

Alocação de contratos no CG 250 240 4,2 Fluxo de Energia – Copel GeT

GWh

Fluxo de Energia - Copel GeT 9M17 9M16 Var. %

Geração Própria 14.593 19.960 (26,9)

MRE 1.182 - -

Dona Francisca e terceiros 606 106 471,7

Disponibilidade Total 16.381 20.066 (18,4)

Contratos Bilaterais 5.483 5.796 (5,4)

CCEAR – COPEL Distribuição 63 116 (45,7)

CCEAR – Outras 620 2.676 (76,8)

Consumidores Livres 3.632 2.778 30,7

CCEE (MCP) 3.348 1.395 140,0

MRE 2.872 6.807 (57,8)

Perdas e diferenças 363 498 (27,1)


34


Fluxo de Energia – Parques Eólicos

GWh

Fluxo de Energia - São Bento Energia 9M17 9M16 Var. %

Geração Própria 285 310 (8,1)

Disponibilidade Total 285 310 (8,1)

CCEAR – Outras 285 287 (0,7)

Perdas e diferenças - 23 -

GWh

Fluxo de Energia - Brisa Potiguar 9M17 9M16 Var. %

Geração Própria 528 594 (11,1)

Disponibilidade Total 528 594 (11,1)

CCEAR – Outras 342 343 (0,3)

CER 267 268 (0,4)

Perdas e diferenças (81) (17) 376,5

Fluxo de Energia – Copel Comercialização

GWh

Fluxo de Energia - Copel Com 9M17 9M16 Var. %

Outros 1.488 - -

Disponibilidade Total 1.488 - -

Consumidores Livres 516 - -

Contratos Bilaterais 962 - -

CCEE (MCP) 10 - -


35


Fluxo de Energia Consolidado (Jan a Set 2017)

15.406 40,2% 38,8%

1,0%

10,8%

42,4%

22.958 59,8%

CCEAR: 7.936

Itaipu: 4.441

Dona Francisca: 606

CCEE (MCP): -

Angra: 765

CCGF: 5.276

MRE: 1.182 7,0%

Elejor: 887

Proinfa: 377

Outros1: 1.488

CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.

CER: Contrato de Energia de Reserva.

CCEE (MCP): Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (Mercado de Curto Prazo).

MRE: Mecanismo de Realocação de Energia.

CG: Centro de Gravidade do Submercado (diferença entre a energia faturada e a recebida no CG).1Outros: Energia comprada pela Copel Comercialização.

Distribuição 1.815

Alocação de contratos no CG: 250

MRE: 2.872

Perdas e Diferenças

2.682

Rede Básica 617

Contratos Bilaterais 6.445

CCEAR: 1.310

CCEE (MCP): 5.371

CER: 267

GWh

16.265

Geração Própria Mercado Cativo

14.878

Concessionárias

391

Consumidores Livres

Disponibilidade Total 4.148

Energia Comprada

38.364 Energia Suprida

6.6 Tarifas

Tarifas médias de Suprimento de Energia (CCEARs) – Copel Geração e Transmissão

Quantidade set/17 jun/17 set/16 Var. % Var. %

MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Copel Geração e Transmissão 103 211,03 208,36 186,66 1,3 13,1

Leilão – CCEAR 2009 - 2016 - - - 178,40 - -

Leilão – CCEAR 2011 - 2040 (UHE Mauá) 95 209,78 207,14 201,33 1,3 4,2

Leilão – CCEAR 2013 - 2042 (Cavernoso II) 8 225,81 223,66 215,44 1,0 4,8

Leilão - CCEAR 2015 - 2044 (UHE Colíder) - 160,08 158,68 152,89 0,9 4,7

Copel Distribuição

Concessionárias no Estado do Paraná 61 236,16 213,07 217,14 10,8 8,8

Total / Tarifa Média Ponderada de Suprimento 164 226,45 210,18 192,61 7,7 17,6

Tarifas

R$ / MWh


36


Tarifas Médias de Compra de Energia – Copel Distribuição

Quantidade set/17 jun/17 set/16 Var. % Var. %

MW médio (1) (2) (3) (1/2) (1/3)

Ita ipu 1 640,9 205,83 208,10 190,35 (1,1) 8,1

Lei lão 2010 - H30 69,8 218,27 211,77 210,41 3,1 3,7

Lei lão 2010 - T15 2 54,0 273,46 129,57 187,03 111,1 46,2

Lei lão 2011 - H30 57,6 225,62 219,94 217,82 2,6 3,6

Lei lão 2011 - T15 2 54,2 356,45 190,57 225,77 87,1 57,9

Lei lão 2012 - T15 2 115,4 304,55 223,17 205,01 36,5 48,6

Lei lão CCEAR 2014 - 2019 ³ 109,1 365,41 144,29 138,18 153,3 164,5

Lei lão CCEAR 2014 - 2019 4 14,8 333,18 333,18 320,12 - 4,1

Lei lão 2014 - 36M - - - 176,64 - -

Lei lão 2016 - T20² 14,0 161,91 160,83 149,15 0,7 8,6

Angra 116,6 229,71 229,71 204,39 - 12,4

CCGF 5 811,0 64,39 60,16 69,27 7,0 (7,0)

Santo Antônio 102,8 139,84 136,12 134,99 2,7 3,6

Ji rau 36,8 123,00 119,73 118,73 2,7 3,6

Outros Lei lões 6 336,9 245,75 165,84 191,75 48,2 28,2

Bi latera is 135,4 240,53 240,53 232,69 - 3,4

Total / Tarifa Média de Compra 2.669,3 183,46 152,14 161,11 20,6 13,91 Transporte de Furnas não incluído.

³ Disponibilidade.4 Quantidade.

Com PIS e CONFINS

Tarifas*

2 Preço médio do leilão conforme pagamento bilateral aos vendedores. Não inclui efeitos de contratação contabilizados pela CCEE.

6 Preço médio ponderado dos produtos. Não inclui PROINFA.

R$ / MWh

5 Contrato de cotas de garantia física das UHEs que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos da Lei 12.783/13.

Tarifas Médias de Fornecimento de Energia Copel Distribuição

set/17 jun/17 set/16 Var. % Var. %

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

Industrial 408,44 378,13 366,98 8,0 11,3

Residencial 440,54 416,36 421,41 5,8 4,5

Comercial 440,25 412,13 408,88 6,8 7,7

Rural 298,48 280,62 285,90 6,4 4,4

Outros 324,98 305,52 306,14 6,4 6,2

Tarifa média de fornecimento 404,99 379,77 379,04 6,6 6,8

¹ Não considera as bandeiras tarifárias. Líquido de ICMS.

R$ / MWh

Tarifas¹


37


7. Mercado de Capitais

7.1 Capital Social

O capital social da Copel é de R$ 7.910,0 milhões, composto por ações sem valor nominal e o número atual de

acionistas é de 26.564. Em setembro de 2017, o capital da Companhia estava assim representado:

Mil ações

Acionistas ON % PNA % PNB % TOTAL %

Estado do Paraná 85.029 58,6 - - - - 85.029 31,0

BNDESPAR 38.299 26,4 - - 27.282 21,3 65.581 24,0

Eletrobras 1.531 1,1 - - - - 1.531 0,6

Custódia da Bolsa 19.837 13,7 77 23,4 100.965 78,7 120.879 44,2

B3 18.639 12,9 77 23,4 70.090 54,6 88.806 32,5

NYSE 1.198 0,8 - - 30.753 24,0 31.951 11,7

LATIBEX - - - - 122 0,1 122 -

Outros 335 0,2 252 76,6 48 - 635 0,2

TOTAL 145.031 100,0 329 100,0 128.295 100,0 273.655 100,0

58,6%

26,4%

1,1%

13,7%

0,2%

ON

Estado do Paraná

BNDESPAR

Eletrobras

Custódia da Bolsa

Outros

21,2%

78,6%

0,2%

PN

BNDESPAR

Custódia da Bolsa

Outros

31,0%

24,0%

0,6%

44,2%

0,2%

Total

Estado do Paraná

BNDESPAR

Eletrobras

Custódia da Bolsa

Outros

7.2 Desempenho das Ações

Total Média diária Total Média diária

Negócios 40.036 214 654.620 3.501

Quantidade 12.564.100 67.188 121.557.800 650.042

Volume (R$ mil) 280.218 1.498 3.695.182 19.760

Presença nos Pregões 187 100% 187 100%

Quantidade 202.847 1.610 95.937.693 510.307

Volume (US$ mil) 1.393 11 870.369 4.630

Presença nos Pregões 126 67% 188 100%

Quantidade - - 1.467.880 14.114

Volume (Euro mil) - - 489 5

Presença nos Pregões - - 104 54%

LATIBEX

ON

(CPLE3 / ELPVY)

PNB

(CPLE6 / ELP / XCOP)

B3

NYSE

Desempenho das Ações (Jan -Set/17)


38


De janeiro a setembro de 2017, as ações ordinárias nominativas (ON - código CPLE3) e as ações preferenciais

nominativas classe B (PNB - código CPLE6) da Copel estiveram presentes em 100% dos pregões da B3 S.A. -

Brasil, Bolsa, Balcão (B3).

As ações em circulação totalizaram 45,0% do capital da Companhia. Ao final de setembro de 2017, o valor de

mercado da Copel, considerando as cotações de todos os mercados, ficou em R$ 7.004,8 milhões.

Dos 59 papéis que compõem a carteira teórica do Ibovespa, as ações PNB da COPEL, participam com 0,23% e

com índice Beta de 1,3.

Já na carteira do IEE (Índice Setorial de Energia Elétrica), a Copel participa com 5,4%, enquanto no Índice de

Sustentabilidade Empresarial da B3 (ISE), a Copel PNB tem participação de 0,8%.

Na B3, as ações ON fecharam o período cotadas a R$ 23,30 e as ações PNB a R$ 28,23, com variações positivas

de 22,1% e 3,2%, respectivamente. No mesmo período, o Ibovespa teve variação positiva de 23,4%.

Na Bolsa de Valores de Nova Iorque (NYSE), as ações PNB são negociadas no “Nível 3” na forma de ADS’s, sob o

código ELP, as quais estiveram presentes em 100% dos pregões, fechando o período cotadas a US$ 8,86 com

variação positiva de 4,48%. Neste mesmo período o índice Dow Jones teve variação positiva de 13,37%.

No Latibex (Mercado de Valores Latino-Americano em Euros), vinculado à Bolsa de Valores de Madri, as ações

PNB da Companhia são negociadas sob o código XCOP, as quais estiveram presentes em 54% dos pregões,

fechando o período cotadas a € 7,75 com variação negativa de 4,08%. No mesmo período, o índice Latibex All

Shares teve variação positiva de 11,65%.

A tabela a seguir sintetiza o comportamento das ações da Copel no 9M17.

30.09.2017 31.12.2016

CPLE3 R$ 23,30 R$ 19,08 22,1

CPLE6 R$ 28,23 R$ 27,36 3,2

Ibovespa 74.294 60.227 23,4

ELP US$ 8,86 US$ 8,48 4,5

Dow Jones 22.405 19.763 13,4

XCOP € 7,75 € 8,08 (4,1)

Latibex 2.022 1.812 11,6 LATIBEX

Preço / PontosVar. (%)Código / Índice

B3

NYSE


39


7.3 Dividendos e JCP

Na tabela a seguir estão discriminadas as distribuições de Dividendos e/ou JCP a partir de 2011:

ON PNA PNB

Total 2011 421.091 1,46833 2,52507 1,61546

JCP¹ 2011 11/08/11 15/09/11 225.814 0,78803 0,86706 0,86706

JCP 2011 26/04/12 29/05/12 195.277 0,68030 1,65801 0,74840

Total 2012 268.554 0,93527 2,52507 1,02889

JCP¹ 2012 19/12/12 15/01/13 138.072 0,47920 2,52507 0,52720

Dividendos 2012 25/04/13 23/05/13 130.482 0,45607 - 0,50169

Total 2013 560.537 1,95572 2,52507 2,15165

JCP¹ 2013 13/11/13 16/12/13 180.000 0,62819 0,69111 0,69111

Dividendos ¹ 2013 13/11/13 16/12/13 145.039 0,50617 0,55688 0,55688

Dividendos 2013 24/04/14 28/05/14 235.498 0,82136 1,27708 0,90366

Total 2014 622.523 2,17236 2,52507 2,39000

JCP¹ 2014 24/10/14 21/11/14 30.000 0,10469 0,11519 0,11519

Dividendos ¹ 2014 24/10/14 21/11/14 350.770 1,22416 1,34678 1,34678

Dividendos 2014 23/04/15 22/06/15 241.753 0,84351 1,06310 0,92803

Total 2015 326.795 1,13716 2,52507 1,25473

JCP 2015 28/04/16 15/06/16 198.000 0,68748 2,10511 0,76022

Dividendos 2015 28/04/16 15/06/16 128.795 0,44968 0,41996 0,49451

Total 2016 506.213 1,76466 2,89050 1,94342

JCP 2016 28/04/17 30/06/17 282.947 0,98539 2,89050 1,08410

Dividendos 2016 28/04/17 Até 31/12/2017 223.266 0,77927 - 0,85932

¹ Antecipação

R$ por AçãoTipo de Provento Exercício Aprovado Pagamento Valor Bruto R$ Mil


40


8. Performance Operacional

8.1 Geração de Energia

Ativos em Operação

Copel Geração e Transmissão

A seguir são apresentadas as principais informações do parque gerador da Copel GeT e a energia produzida nos

nove primeiros meses de 2017.

UsinasCapacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MW médio)

Geração

(GWh)

Vencimento da

Concessão

Hidrelétricas 4.541,9 1.976,1 14.536,1

UHE Gov. Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) 1.676,0 576,0 3.706,7 17.09.2023

UHE Gov. Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) 1.260,0 603,0 4.663,0 15.11.2029

UHE Gov. José Richa (Salto Caxias) 1.240,0 605,0 4.676,7 04.05.2030

UHE Gov. Parigot de Souza (1) 78,0 32,7 300,6 05.01.2046

UHE Mauá (2) 185,2 100,8 804,1 02.07.2042

UHE Guaricana 36,0 16,1 117,4 16.08.2026

PCH Cavernoso II 19,0 10,6 44,2 27.02.2046

UHE Chaminé 18,0 11,6 88,5 16.08.2026

UHE Apucaraninha 10,0 6,7 54,2 12.10.2025

UHE Derivação do Rio Jordão 6,5 5,9 37,6 15.11.2029

UHE Marumbi 4,8 2,4 14,7 (3)

UHE São Jorge 2,3 1,5 11,1 03.12.2024

UHE Chopim I 2,0 1,5 7,9 (4)

UHE Cavernoso 1,3 1,0 1,3 07.01.2031

PCH Melissa 1,0 0,6 4,0 (4)

PCH Salto do Vau 0,9 0,6 3,4 (4)

PCH Pitangui 0,9 0,1 0,6 (4)

Termelétrica 20,0 10,3 54,4

UTE Figueira 20,0 10,3 54,4 26.03.2019

Eólica 2,5 0,5 3,0

UEE Eólica de Palmas (5) 2,5 0,5 3,0 28.09.2029

TOTAL 4.564,4 1.986,9 14.593,5

Observações :

(1) Us ina Gov. Parigot de Souza: 30% da energia gerada em 2017 destinada a Copel GeT e 70% ao regime de cotas .

(2) Corresponde à parcela da Copel (51% do empreendimento de 363 MW).

(3) Em homologação na ANEEL.

(4) Us inas dispensadas de concessão, possuem apenas regis tro na ANEEL.

(5) Garantia Fís ica cons iderada a geração média da eól ica .

A Copel GeT protocolou, em 24 de março de 2017, junto à Aneel, sua intenção em prorrogar a outorga da

concessão de geração da UTE Figueira, ressaltando, porém, que firmará os necessários contratos e/ou aditivos,

somente após conhecer e aceitar os termos contratuais e as regras que orientarão todo processo relacionado à

prorrogação da outorga.


41


Adicionalmente, a Copel GeT realiza a operação de uma usina sob o regime de cotas, conforme demonstrado a

seguir:

Usinas - Regime de CotasCapacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MW médio)

RAG² (jul.17 - jun.18)

(R$ milhões)

Bonificação de Outorga

(R$ milhões)

Vencimento da

Concessão

UHE Gov. Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS)¹ 182,0 76,3 114,1 574,8 05.01.2046

TOTAL 182,0 76,3 114,1 574,8

(1) Proporcional a energia alocada no regime de cotas de garantia física (70% da energia da usina). Para essa parcela de energia, a Copel GeT não arcará com os riscos hidrológicos nem com

os resultados financeiros do MRE associados à usina.(2) Atualizada pela Resolução Homologatória nº 2.265, de 4 de julho 2017, da Aneel.

A Copel foi designada como o operador provisório da usina Rio dos Patos (1,7 MW de capacidade instalada e

garantia física de 1MW médio) após o termo final da concessão, aguardando a decisão da MME sobre a

recomendação da ANEEL para a extinção da usina sem a reversão dos bens para o poder concedente. Contudo,

sua operação foi suspensa em setembro de 2014, em virtude de danos causados pelas inundações em julho

daquele ano.

Diante deste cenário, no aguardo da confirmação pelo MME, a Copel está efetuando as análises pertinentes

quanto ao melhor aproveitamento a ser dado para os ativos desta usina, bem como quanto às ações necessárias

em caso de reversão dos bens para a Copel.

Complexos Eólicos

A Copel possui 11 parques eólicos em operação comercial, que geraram 813,5 GWh nos 9M17, conforme

apresentado na tabela a seguir:

Complexo Eólico Leilão ¹Capacidade

Instalada (MW)

Garantia Física

(MWméd)

Geração

(GWh)Preço ²

Vencimento da

Autorização

São Bento Energia, Invest. e Part. S.A. 94,0 46,3 285,2 210,09

GE Boa Vista S.A. 14,0 6,3 38,4 215,52 27.04.2046

GE Olho D’Água S.A. 30,0 15,3 96,9 209,24 31.05.2046

GE São Bento do Norte S.A. 30,0 14,6 90,5 209,24 18.05.2046

GE Farol S.A. 20,0 10,1 59,5 209,24 19.04.2046

Copel Brisa Potiguar S.A. 183,6 98,4 528,3 185,34

Nova Asa Branca I Energias Renováveis S.A. 27,0 14,2 79,2 211,47 24.04.2046

Nova Asa Branca II Energias Renováveis S.A. 27,0 14,3 74,7 211,47 30.05.2046

Nova Asa Branca III Energias Renováveis S.A. 27,0 14,5 81,1 211,47 30.05.2046

Nova Eurus IV Energias Renováveis S.A. 27,0 14,7 78,0 211,47 26.04.2046

Santa Maria Energias Renováveis S.A. 29,7 15,7 76,2 148,54 07.05.2047

Santa Helena Energias Renováveis S.A. 29,7 16,0 82,1 148,54 08.04.2047

Ventos de Santo Uriel S.A. 16,2 9,0 57,1 147,39 08.04.2047

Total 277,6 144,7 813,5 193,26

¹LFA - Leilão de Fontes Alternativas/ LER - Leilão de Energia de Reserva.

4º LER

(18/08/2011)

2º LFA

(26/08/2010)

2º LFA

(26/08/2010)


42


Participação em Empreendimentos de Geração

A Copel tem participação em sete empreendimentos de geração de energia elétrica em fase operacional com

capacidade instalada total de 884,7 MW, sendo 599,0 MW ajustados à participação da Copel, conforme

demonstrado a seguir:

EmpreendimentoCapacidade

Instalada

(MW)

Garantia Física

(MW médio)Sócios PPA assinado com

Vencimento da

Concessão

UTE Araucária

(UEG Araucária)484,1 390,3

COPEL - 20%

COPEL GeT - 60%

Petrobras - 20%

¹ 22.12.2029

UHE Santa Clara

(Elejor)120,2 69,6

COPEL - 70%

Paineira Participações - 30%

COPEL Dis

Consumidores

Livres

28.05.2037

PCH Santa Clara I

(Elejor)3,6 2,8

COPEL - 70%


Consumidores

Livres18.12.2032

UHE Fundão

(Elejor)120,2 65,8

COPEL - 70%


COPEL Dis

Consumidores

Livres

28.05.2037

PCH Fundão I

(Elejor)2,5 2,1

COPEL - 70%


Consumidores

Livres18.12.2032

UHE Dona Francisca

(DFESA)125,0 78,0

COPEL - 23,03%

Gerdau - 51,82%

Celesc - 23,03%

Desenvix - 2,12%

COPEL

Gerdau

Celesc

Desenvix

27.08.2033

PCH Arturo Andreoli

(Foz do Chopim)29,1 20,4

COPEL - 35,77%

Silea Participações - 64,23%

Consumidores

livres23.04.2030

¹ A partir de 1º de fevereiro de 2014 a operação da Usina voltou a ser de responsabilidade da UEGA. A UTE Araucária não possui contrato de disponibilidade e

opera sob a modalidade “merchant”.

Participação em Parques Eólicos

A Copel possui 49% de participação no Complexo Eólico Voltalia São Miguel do Gostoso I, localizado no Estado

do Rio Grande do Norte. A energia foi comercializada no 4º Leilão de Energia de Reserva em contratos de 20

anos com início de suprimento em julho de 2015, conforme tabela a seguir.

EmpreendimentoCapacidade Instalada¹

(MW)

Garantia Física

(MWméd)Preço²

Início de

Suprimento

Participação

(%)

Localização do

Parque

Vencimento da

Autorização

Voltalia - São Miguel do Gostoso I Participações S.A.

Carnaúbas 27,0 13,1 08.04.2047

Reduto 27,0 14,4 15.04.2047

Santo Cristo 27,0 15,3 17.04.2047

São João 27,0 14,3 25.03.2047

Total 108,0 57,1 144,08

² Preço atualizado até setembro/2017.

jul/15144,08 São Miguel do

Gostoso (RN)

49% COPEL

51% Voltalia

¹ A capacidade instalada prevista no Leilão foi alterada de acordo com as características dos equipamentos da Acciona Windpower, respeitando o volume de energia vendido.

Em 17 de junho de 2017, os quatro parques eólicos que compõem o complexo foram conectados ao Sistema

Interligado Nacional (SIN). O complexo estava apto a operar desde junho de 2015, época em que a construção

do complexo foi finalizada. Deste então, o complexo recebia a receita total de remuneração, conforme previsto


43


pelo leilão público realizado em 2011.

Ativos em Construção


A Copel GeT está construindo duas usinas hidrelétricas que irão adicionar um total de 405 MW em capacidade

instalada ao seu parque gerador.

UsinasContrato de

Concessão

Capacidade Instalada

(MW)

Garantia Física

(MW médio)

Energia Vendida no ACR

(MW médio)

Início de

SuprimentoPreço1

(R$/MWh)

CAPEX²

(R$ milhões)

Vencimento da

Concessão

UHE Colíder100% Copel GeT

01/2011

de 17.01.2011300 178,1 125,0 01.01.2015 161,56 2.198,4 16.01.2046

UHE Baixo Iguaçu30% Copel GeT

70% Geração Céu Azul S.A

02/2012

de 20.08.2012350 171,3 121,0 12/11/2018³ 168,14 685,8 30.10.2049

Total³ 650 349,4

¹ Atualizado pelo IPCA até setembro/2017. Fonte CCEE.

² Proporcional à participação da Copel no empreendimento (considera capital próprio e capital de terceiros).

³ Conforme 2º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, que considera o excludente de responsabilidade de 756 dias e o Despacho Aneel Nº 3770 de 7 de novembro de 2017, que reconheceu um adicional de

excludente de responsabilidade de 46 dias.

Usina Hidrelétrica Colíder

Em 30 de julho de 2010, por meio do Leilão de Energia Nova nº 003/2010 Aneel, a Copel GeT conquistou a

concessão para exploração da UHE Colíder, com prazo de 35 anos, a partir de 17 de janeiro de 2011, data da

assinatura do Contrato de Concessão nº 001/11-MME-UHE Colíder.

O empreendimento está inserido no Programa de Aceleração do Crescimento - PAC, do Governo Federal, e será

constituído por uma casa de força principal de 300 MW de potência instalada, suficientes para atender cerca de

1 milhão de habitantes, a partir do aproveitamento energético inventariado no rio Teles Pires, na divisa dos

municípios de Nova Canaã do Norte e Itaúba, na região Norte do Estado de Mato Grosso.

O BNDES aprovou o enquadramento do projeto da UHE Colíder para análise da viabilidade de apoio financeiro e

o contrato de financiamento, no montante total de R$ 1.041,2 milhões (NE nº 23). Os montantes liberados até

30 de setembro de 2017 totalizam R$ 975,1 milhões.

Devido a eventos de caso fortuito ou de força maior e atos do poder público, tais como incêndio no canteiro de

obras, dificuldades relacionadas ao licenciamento ambiental, atraso de fornecedores no cumprimento do

cronograma de entrega de equipamentos, dos serviços de montagem eletromecânica e da construção da linha

de transmissão associada à usina, o empreendimento sofreu impactos no seu cronograma, de modo que a

geração comercial da usina foi revisada, sendo que a primeira unidade geradora está prevista para maio de

2018, enquanto que a terceira e última unidade geradora está prevista para entrar em operação em novembro

de 2018. Em decorrência desses eventos, consta registrado para este empreendimento um saldo de perdas

estimadas por redução ao valor recuperável do ativo, no montante de R$ 638,8 milhões em 30 de setembro de

2017 (R$ 595,5 milhões em 31 de dezembro 2016).


44


A energia da UHE Colíder foi comercializada em leilão da Aneel, à tarifa final de R$ 103,40/MWh, na data base

de 1º de julho de 2010, atualizada pela variação do IPCA para R$161,56 em 30 de setembro de 2017. Foram

negociados 125 MW médios, com fornecimento a partir de janeiro de 2015, por 30 anos. A Copel GeT

protocolou junto à Aneel um pedido de excludente de responsabilidade para que a obrigatoriedade do

fornecimento da energia vendida seja postergada. Em primeiro julgamento o pedido não foi aceito, no entanto,

exercendo seu direito ao contraditório, a Companhia solicitou tempestivamente reconsideração da decisão, o

qual também foi negado em 14 de março de 2017. Não concordando com a decisão, a Copel GeT tornou a

solicitar a reconsideração, a qual foi definitivamente negada em 04 de julho de 2017. A Companhia encaminhará

a questão ao Poder Judiciário com a convicção de que a decisão da Agência será revertida.

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

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

de junho de 2016 a dezembro de 2017: redução parcial no mês de junho de 2016 através de Acordo

Bilateral e no período de julho de 2016 a dezembro de 2017 redução da totalidade dos CCEARs -

Contrato de Comercialização de Energia no Ambiento Regulado, através de Acordo Bilateral e

participação no Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD de Energia Nova.

Em 21 de dezembro de 2016, a garantia física do empreendimento foi revisada pela Portaria MME nº 258,

passando de 179,6 MW médios para 177,9 MW médios, após sua completa motorização.

Em 30 de setembro de 2017, os gastos realizados na UHE Colíder apresentavam o saldo de R$ 2.151,5 milhões e

os compromissos totais assumidos com fornecedores de equipamentos e serviços totalizavam R$ 46,9 milhões.

Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu

A Copel detém 30% de participação no Consórcio Empreendedor Baixo Iguaçu – CEBI. O consórcio tem o

objetivo de construir e explorar o empreendimento denominado Usina Hidrelétrica Baixo Iguaçu, com potência

instalada de 350,20 MW, localizado no Rio Iguaçu, entre os Municípios de Capanema e de Capitão Leônidas

Marques, e entre a UHE Governador José Richa e o Parque Nacional do Iguaçu, no Estado do Paraná. Com

investimento total estimado de R$ 2,3 bilhões, a entrada em operação da primeira unidade da usina está

prevista para novembro de 2018. Os trabalhos no canteiro de obras foram iniciados em julho de 2013, com a

escavação do circuito de geração, a terraplanagem do canteiro e a construção das áreas de alojamento.

O início da geração comercial da unidade 1 está atualmente previsto para final de novembro de 2018, e das

unidades 2 e 3, para dezembro de 2018 e janeiro de 2019, respectivamente. O cronograma original sofreu

alterações em função da suspensão da Licença de Instalação, conforme a decisão do Tribunal Regional Federal

da 4ª Região (TRF-RS), ocorrida em 16 de junho de 2014, e que paralisou as obras a partir de julho daquele ano.

Em março de 2015 foi publicada decisão autorizando a retomada das obras. No entanto, o Instituto Chico

Mendes de Conservação da Biodiversidade - ICMBio impôs condicionantes adicionais ao licenciamento


45


ambiental que impediam a retomada imediata da obra. O CEBI encaminhou ao Instituto Ambiental do Paraná -

IAP todas as informações necessárias para o atendimento de tais condicionantes e, em agosto de 2015, a licença

foi emitida. Após as providências discutidas e acordadas junto ao Consórcio Construtor, em 1º de fevereiro de

2016 a obra reiniciou sua plena retomada.

Em agosto de 2016, a ANEEL publicou o 2º Termo Aditivo do Contrato de Concessão que teve por objetivo

formalizar a redefinição do cronograma da UHE Baixo Iguaçu bem como de sua data final de encerramento,

reconhecendo a favor do CEBI excludente de responsabilidade pelo atraso na implantação do empreendimento

de um período correspondente a 756 dias, recomendando ao MME a prorrogação do prazo da outorga e

determinando à CCEE que promova a postergação do início do período de suprimento dos CCEARs pelo período

do excludente de responsabilidade reconhecido.

Em 07 de novembro de 2017 a Aneel reconheceu um adicional de 46 dias de excludente de responsabilidade

pelo atraso na implantação da UHE Baixo Iguaçu, afastando a aplicação de quaisquer penalidades e obrigações

contratuais, comerciais ou regulatórias advindas do atraso. Com isso, o empreendimento, que já contava com

um excludente de responsabilidade de 746 dias, passa a ter o vencimento da sua concessão em 30 de outubro

de 2049 e o início de suprimento dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica em 12 de novembro de

2018.

No canteiro de obras, os trabalhos seguem dentro do cronograma estabelecido quando da retomada. As

atividades na montagem da casas de força e do vertedouro estão em pleno andamento, assim como os

programas socioambientais.

Complexos Eólicos

A Copel está ampliando sua matriz de geração de energia com fontes renováveis através da construção de

Complexos Eólicos no Rio Grande do Norte, formado por 13 empreendimentos, que totalizam 311,8 MW de

capacidade instalada estimada, conforme tabela a seguir:


46


Complexo Eólico Cutia Leilão ¹

Capacidade

Instalada

(MW) 2, 3

Garantia

Física

(MWméd)Preço 4 Início de

Suprimento

CAPEX

(R$ milhões)

Valor do

Prêmio

(R$ milhões)

Localização

do Parque

Vencimento

da

Autorização

UEE Cutia S.A. 23,1 9,2 174,64 Pedra Grande 04.01.2042

UEE Guajiru S.A. 21,0 8,3 174,64 Pedra Grande 04.01.2042

UEE Esperança do Nordeste S.A. 27,3 9,1 174,64 São Bento do Norte 10.05.2050

UEE Jangada S.A. 27,3 10,3 174,64 São Bento do Norte 04.01.2042

UEE Maria Helena S.A. 27,3 12,0 174,64 São Bento do Norte 04.01.2042

UEE Paraíso dos Ventos do Nordeste S.A. 27,3 10,6 174,64 São Bento do Norte 10.05.2050

UEE Potiguar S.A. 27,3 11,5 174,64 São Bento do Norte 10.05.2050

CGE São Bento do Norte I S.A. 23,1 9,7 165,27 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Bento do Norte II S.A. 23,1 10,0 165,27 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Bento do Norte III S.A. 22,0 9,6 165,27 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Miguel I S.A. 21,0 8,7 165,27 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Miguel II S.A. 21,0 8,4 165,27 São Bento do Norte 03.08.2050

CGE São Miguel III S.A. 21,0 8,4 165,27 São Bento do Norte 03.08.2050

Total 311,8 125,8 170,56 2.211,4 23,6

¹ Tipos de Leilões: LER - Leilão de Energia de Reserva / LEN - Leilão de Energia Nova.

² A capacidade instalada dos novos projetos poderá ser otimizada em relação à cadastrada nos leilões.

³ A capacidade instalada dos parques foi ajustada de acordo com os depachos da Aneel n os. 1.248, 1.249, 1.250, 1.251, 1.252, 1.253, 1.254, 1.255, 1.256, 1.257 e 1.258 de 8 de maio de 2017.4 Preço atualizado até setembro/2017.

6º LER

(31/10/2014)jun/18 9,4

20ª LEN

(28/11/2014)jan/19 14,2

1.318,0

893,4


47


8.2 Transmissão de Energia

Ativos em operação

A tabela a seguir apresenta os contratos de concessão de transmissão e o dimensionamento do parque de

subestações e linhas de transmissão em operação:

LT

Extensão (km) Quantidade MVA

Copel GeT 060/20012 Diversos 2.024 32 12.202 473,9 31.12.2042

Copel GeT 075/20013 LT Bateias - Jaguariaiva 137 - - 18,3 16.08.2031

Copel GeT 006/2008 LT Bateias - Pilarzinho 32 - - 1,0 16.03.2038

Copel GeT 027/2009 LT Foz - Cascavel Oeste 116 - - 10,9 18.11.2039

Copel GeT 015/2010 SE Cerquilho III - 1 300 4,5 05.10.2040

Copel GeT 022/2012LT Foz do Chopim - Salto Osório

LT Londrina - Figueira102 - - 5,5 26.08.2042

Copel GeT 002/2013 LT Assis — Paraguaçu Paulista II 83 1 200 7,6 24.02.2043

Copel GeT 005/2014 LT Bateias - Curitiba Norte 31 1 300 8,3 28.01.2044

Copel GeT 021/2014 LT Foz do Chopim - Realeza 52 1 150 7,2 04.09.2044

Copel GeT 022/2014 LT Assis – Londrina 122 - - 18,9 04.09.2044

Subtotal Copel GeT 4 2.699 36 13.152 556,1

Costa Oeste Copel Get - 51%

Eletrosul - 49%

001/2012

LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste

LT Cascavel Norte - Umuarama Sul

SE Umuarama Sul

159 1 300 5,5 11.01.2042

Transm. Sul BrasileiraCopel GeT - 20%

Eletrosul - 80%

004/2012 LT Nova Sta Rita - Camaquã 785 1 166 11,5 09.05.2042

Caiuá TransmissoraCopel GeT - 49%

Elecnor - 51%

007/2012

LT Guaíra - Umuarama Sul

LT Cascavel Norte - Cascavel Oeste

SE Santa Quitéria / SE Cascavel Norte

142 2 700 9,5 09.05.2042

Integração MaranhenseCopel GeT - 49%

Elecnor - 51%

011/2012 LT Açailandia - Miranda II 365 - - 15,2 09.05.2042

MarumbiCopel GeT - 80%

Eletrosul - 20%

008/2012 LT Curitiba - Curitiba Leste 29 1 672 13,5 09.05.2042

Matrinchã Copel GeT - 49%

State Grid - 51%

012/2012 LT Paranaíta - Ribeirãozinho 1.005 3 - 92,8 09.05.2042

GuaraciabaCopel GeT - 49%

State Grid - 51%

013/2012 LT Ribeirãozinho - Marimbondo 600 1 - 48,7 09.05.2042

ParanaíbaCopel GeT - 24,5%

Furnas - 24,5%

State Grid - 51%

007/2012 LT Barreiras II - Pirapora II 953 - - 30,1 01.05.2043

Subtotal SPEs 5 4.038 9 1.838 226,8

Total 6.737 45 14.990 783,0

1 Proporcional à participação da Copel no empreendimento. Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel 2.258/2017 de 27.06.2017 2 Contrato renovado conforme Lei 12.783/13.3 A partir de 31.10.2018 a RAP sofrerá redução de 50%.4 Resultado Consolidado.5 Resultado por Equivalência Patrimonial.

Vencimento da

Concessão

RAP ¹ com redução de PA

(R$ milhões)Subsidiária / SPE

Contrato de

ConcessãoEmpreendimento

SE

Ativos em construção

A Copel GeT está ampliando significativamente a sua participação no segmento de transmissão por meio de

investimentos próprios e parcerias em SPEs. Em conjunto, os empreendimentos equivalem a um total de 1.813

km de linhas de transmissão e 4 subestações que irão proporcionar uma RAP atualizada de R$ 298,9 milhões


48


referentes à participação da Copel GeT nos empreendimentos. A seguir estão descritas as principais obras de

transmissão em andamento.

Subsidiária / SPE LeilãoAssinatura do

ContratoEmpreendimento Local km SE

RAP¹

(R$ milhões)

CAPEX²

(R$ milhões)

Entrada em

operação

estimada

Próxima RevisãoVencimento da

Concessão

Copel GeT 001/10 out/10 LT Araraquara II — Taubaté SP 356 - 29,0 434,3 fev/18 2021 05.10.2040

LT Curitiba Leste - Blumenau mar/21

LT Baixo Iguaçu - Realeza set/19

Subtotal Copel GeT 586 3 137,6 995,1

Mata de Santa GenebraCopel GeT - 50,1%

Furnas - 49,9%

007/13 mai/14 LT Araraquara II - Bateias SP / PR 885 1 113,9 817,6 nov/18 2019 13.05.2044

CantareiraCopel GeT - 49%

Elecnor - 51%

001/14 set/14 LT Estreito - Fernão Dias SP / MG 342 - 47,6 422,2 mar/18 2019 04.09.2044

Subtotal SPEs 1.227 1 161,4 1.239,8

Total 1.813 4 298,9 2.234,9

06.04.2046

¹ Atualizado de acordo com a Resolução Homologatória Aneel 2.258/2017 de 27.06.2017 / Valor referente à participação da Copel no empreendimento.

² Valor referente à participação da Copel no empreendimento (considera capital próprio e capital de terceiros).

2021560,9PR / SC 108,6230005/15 abr/16Copel GeT 3

8.3 Distribuição

Contrato de concessão

Em dezembro de 2015, a Companhia assinou o quinto termo aditivo ao Contrato de Concessão de Serviço

Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 46/1999 da Copel Distribuição S.A., o qual prorroga a concessão

até 07 de julho de 2045.

O contrato de concessão impõe condicionantes de eficiência econômico-financeira e de qualidade, sendo que o

descumprimento das condições por dois anos consecutivos ou de quaisquer dos limites ao final do período dos

primeiros cinco anos acarretará na extinção da concessão. A partir do sexto ano subsequente à celebração do

contrato, o descumprimento dos critérios de qualidade por três anos consecutivos ou de gestão econômico-

financeira por dois anos consecutivos implicará na abertura do processo de caducidade.

A tabela a seguir apresenta as metas definidas para a Copel Distribuição nos primeiros 5 anos da renovação:

DECi² FECi² DECi² FECi

²

2016 13,61 9,24 10,82 7,23

2017 LAJIDA4 ≥ 0 12,54 8,74 - -

2018 LAJIDA4 (-) QRR³ ≥ 0 11,23 8,24 - -

2019 {Dívida Líquida / [LAJIDA4 (-) QRR³]} ≤ 1 / (0,8 * SELIC5) 10,12 7,74 - -

2020 {Dívida Líquida / [LAJIDA4 (-) QRR³]} ≤ 1 / (1,11 * SELIC5) 9,83 7,24 - -

Qualidade (Limite estabelecido)¹Ano

1 Conforme NT 0335/2015 ANEEL

5 Selic: limitada a 12,87% a.a.

Gestão Econômico-Financeira

4 LAJIDA ajustado por efeitos de beneficio pós-emprego, provisões e PDV.

Qualidade Realizado

² DECi - Duração Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade Consumidora; e FECi - Frequência Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade

³ QRR: Quota de Reintegração Regulatória ou Despesa de Depreciação Regulatória. Será o valor definido na última Revisão Tarifária Periódica - RTP, acrescido do IGP-M entre o

mês anterior ao da RTP e o mês anterior ao do período de 12 (doze) meses da aferição de sustentabilidade econômico-financeira. Em junho/2016 o valor definido foi R$ 333,8

milhões.


49


Dados Operacionais

No negócio distribuição, a Copel atende mais de 4,5 milhões de consumidores de energia em 1.113 localidades,

pertencentes a 394 municípios do Paraná e 1 em Santa Catarina. A Copel Distribuição opera e mantém as

instalações nos níveis de tensão 13,8 kV, 34,5 kV, 69 kV, 138 kV e algumas de 230kV.

Tensão Km de linhas Quantidade de Subestações MVA

13,8 kV 105.334 - -

34,5 kV 84.445 224 1.534

69 kV 695 34 2.365

88 kV ¹ - - 5

138 kV 5.970 108 7.253

230 kV 166 - -

Total 196.610 366 11.157

¹ Não automatizada.

Redes Compactas

A Copel Distribuição vem implantando redes compactas em áreas urbanas com elevado grau de arborização nas

proximidades das redes de distribuição. Essa tecnologia evita cortes e podas de árvores e melhora a qualidade

do fornecimento, pois reduz o número de desligamentos. Ao final de setembro de 2017, a extensão das redes

de distribuição compactas instaladas era de 9.393 km.

Redes Secundárias Isoladas

A Copel Distribuição também está investindo em redes secundárias isoladas em baixa tensão (127/220V), as

quais apresentam vantagens significativas em relação à rede aérea convencional, tais como: melhorar os

indicadores DEC e FEC, dificultar o roubo de energia, melhorar as condições do meio ambiente, reduzir a área de

podas, aumentar a segurança, reduzir a queda de tensão ao longo da rede e aumentar a vida útil dos

transformadores pela redução do número de curtos-circuitos na rede, entre outras. Ao final de setembro de

2017, a extensão das redes de distribuição secundária isolada instalada era de 17.076 km.

Qualidade de Fornecimento

Os dois principais indicadores da qualidade do fornecimento de energia elétrica são o DEC e o FEC. O

desempenho desses indicadores e o tempo total de atendimento é mostrado no gráfico a seguir:


50


11,62

14,01 13,67

10,82

8,06

9,088,33

7,23

4,99

8,02

10,05 9,427,85 7,33

5,79 6,49 5,85 5,23

12,8512,22

11,78

13,61

12,54

10,7010,00

9,33 9,248,74

2013 2014 2015 2016 2017

DEC Apurado FEC Apurado DEC Apurado 9M FEC Apurado 9M Limite Anual Aneel DEC Limite Anual Aneel FEC

8.4 Telecomunicações

A Copel Telecomunicações possui um backbone óptico composto por uma rede de transmissão de altíssima

capacidade e uma rede de acesso óptico de atendimento aos clientes. A rede de acesso pode ser multiponto

(GPON) ou ponto a ponto, conectando assim os clientes à rede de transmissão da Copel Telecom e provendo os

serviços contratados.

Em setembro de 2017, a rede de cabos de backbone era de 10.152 km e de cabos de acesso 21.051 km.

Atualmente são atendidos os 399 municípios do estado do Paraná e mais 2 em Santa Catarina.

Rede de Fibra Óptica - Copel Telecomunicações

Mapa do Estado do Paraná


51


8.5 Participações

Outros Setores

A Copel tem participação em empresas de gás, telecomunicações, saneamento e serviços, conforme

apresentado na tabela a seguir:

Empreendimento Setor Sócios

Dominó Holdings S.A. Participação em sociedadeCOPEL - 49,0%

Andrade Gutierrez - 51,0%

Cia. de Saneamento do Paraná - Sanepar Saneamento

Copel Holding - 7,21%

Copel Comercialização - 1,58%

Governo do Estado do Paraná - 29,95%

Outros - 61,26%

Companhia Paranaense de Gás - Compagás Gás

COPEL - 51,0%

Mitsui Gás - 24,5%

Gaspetro - 24,5%

Paraná Gás Exploração

e Produção S.A1 Petróleo e gás natural

COPEL - 30,0%

Petra Energia - 30,0%

Bayar Participações -30,0%

Tucumann Engenharia - 10,0%

Sercomtel S.A. Telecom Telecomunicação

COPEL - 45,0%

Município de Londrina - 44,4%

Banco Itauleasing S.A. - 7,1%

Outros - 3,5%

Carbocampel S.A. Exploração de CarvãoCOPEL - 49,0%

Carbonífera Cambuí - 51,0%

Copel Amec Ltda

Em LiquidaçãoServiços

COPEL - 48,0%

Amec - 47,5%

Lactec - 4,5%1 Mais informações no item 8.6

8.6 Novos Projetos

Projetos em Carteira

A Copel possui participação em diversos projetos de geração de energia. Esses empreendimentos, quando em

operação comercial, acrescentarão 327,2 MW de capacidade instalada (proporcional à participação nos

empreendimentos) ao portfólio da Companhia.

Projeto Capacidade Instalada Estimada

(MW)¹

Energia Assegurada Estimada

(MW médio)

Participação da COPEL

(%)

PCH 88,0 52,0

PCH Bela Vista 29,0 16,6 36,0

PCH Dois Saltos 30,0 15,5 30,0

PCH Salto Alemã 29,0 19,8 19,0

UHE 378,0 205,0

UHE São Jerônimo 331,0 178,1 41,2

UHE Salto Grande 47,0 26,9 35,8

EOL 149,1 79,6

EOL Complexo Alto Oriente 48,3 24,7 100,0

EOL Complexo Jandaia 100,8 54,9 100,0

Total 615,1 336,6

¹ A capacidade instalada dos novos projetos poderá ser otimizada em relação à cadastrada nos leilões.


52


A Copel, em parceria com as empresas Brennand, Minas PCH e Silea, também está desenvolvendo estudos no

trecho baixo do Rio Chopim que poderão acarretar na viabilização de outros 4 (quatro) projetos hidrelétricos.

Quanto a geração eólica, há estudos para viabilização de novos parques eólicos no Rio Grande do Norte, região

onde a Copel já possui ativos eólicos. O objetivo de curto prazo é cadastrar tais projetos junto à EPE para

possibilitar a participação nos próximos leilões a serem organizados pelo Governo Federal. As características

técnicas poderão sofrer adequações até a efetiva comercialização de energia dos projetos, pois a engenharia da

Copel está realizando estudos de otimização, de forma a que os projetos se tornem mais competitivos.

Participação em Estudo de Viabilidade

Aproveitamentos Hidrelétricos Inventariados no Rio Piquiri

As quatro usinas hidrelétricas que compõem o aproveitamento hidrelétrico do rio Piquiri, no Estado do Paraná,

tiveram seus estudos de viabilidade apresentados pela Copel GeT e aceitos pela Aneel em 2012. Os

empreendimentos se encontram em processo de licenciamento ambiental junto ao Instituto Ambiental do

Paraná. A tabela a seguir lista essas usinas, que totalizam 459,3 MW de capacidade instalada:

Projeto Capacidade Instalada Estimada (MW)

UHE Apertados 139,0

UHE Comissário 140,0

UHE Foz do Piquiri 93,2

UHE Ercilândia 87,1

Total 459,3

Exploração e Produção de Petróleo e Gás (Paraná Gás

Exploração e Produção S.A)

Na 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo,

Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), realizada no final de 2013,

o consórcio formado pela Copel (30%), Bayar Participações

(30%), Tucumann Engenharia (10%) e Petra Energia (30%), essa

última na condição de empresa operadora, conquistou o direito

de explorar, pesquisar, desenvolver e produzir petróleo e gás

natural em 4 blocos localizados na região centro-sul do Estado

do Paraná, numa área correspondente a 11.327 km². O

investimento mínimo na primeira fase da pesquisa seria de cerca de R$ 78,1 milhões para o prazo de 4 anos

concedido pela ANP. A Copel e suas parceiras Bayar, Tucumann e Petra assinaram os contratos de concessão de

Bônus de Assinatura: R$ 12,5 milhões Programa Exploratório: R$ 78,1 milhões


53


2 blocos em maio de 2014. No entanto, estes 2 blocos estão com suas atividades da primeira fase de exploração

do consórcio paralisadas devido a uma Ação Civil Pública, que também mantém pendentes as assinaturas dos

contratos de concessão dos outros dois blocos. No final de 2016, foi sancionada a Lei Estadual nº 18.947/2016

que suspende por dez anos o licenciamento ambiental de qualquer atividade de perfuração ou exploração de

gás de xisto pelo método do fraturamento hidráulico, mais conhecido como “fracking”.

Em virtude de sentença na Ação Civil Pública acima citada (em primeira instância), proferida em 07 de junho de

2017, declarando a nulidade do procedimento licitatório e dos respectivos contratos firmados referentes às

áreas da Bacia do Rio Paraná, e da ausência de perspectivas de cumprimento do objeto da 12ª Rodada de

Licitações da ANP, o consórcio deliberou por solicitar à ANP a liberação das obrigações contratuais sem ônus

para as licitantes, com a consequente devolução dos bônus de assinatura, reembolso dos custos com garantia

incorridos e liberação das garantias apresentadas (solicitação protocolada na ANP em 06 de junho de 2017).

9. Outras Informações

9.1 Recursos Humanos

O quadro de pessoal da Copel encerrou o terceiro trimestre de 2017 com 8.418 empregados. A tabela a seguir

demonstra a evolução do quadro de pessoal da Companhia e suas subsidiárias nos últimos 4 anos:

Quadro de Pessoal 2014 2015 2016 2017

Geração e Transmissão 1.554 1.568 1.680 1.769

Distribuição 6.071 6.032 6.022 5.869

Telecomunicações 601 621 660 660

Holding 329 347 69 80

Comercialização 11 10 30 40

Renováveis 26 50 70 -

TOTAL 8.592 8.628 8.531 8.418

Ao final de setembro de 2017, a Copel Distribuição contava com 4.539.406 consumidores cativos, cuja relação

com o seu quadro de empregados é de 773 consumidores por empregado.

A Compagas, a Elejor e a UEG Araucária, empresas consolidadas com a Copel, contavam com 163, 7, e 17

empregados, respectivamente.


54


9.2 Principais Indicadores Físicos

Copel GeT Copel GeT

Em operação 4.746,4 Em operação

Hidrelétrica¹ 16 4.541,9 Linhas de Transmissão (km) 2.699

Regime de Cotas¹ 1 182,0 Subestações (quantidade) 36

Termelétrica 1 20,0 Em construção

Eólica 1 2,5 Linhas de Transmissão (km) 586

Em construção 405,0 Subestações (quantidade) 3

Hidrelétrica 2 405,0 Participações

Parques Eólicos Em operação

Em operação 11 277,6 Linhas de Transmissão (km) 4.038

Em construção 13 311,8 Subestações (quantidade) 9

Participações Em construção

Em operação 651,9 Linhas de Transmissão (km) 1.227

Hidrelétrica 6 211,7 Subestações (quantidade) 1

Termelétrica 1 387,3

Parques eólicos 4 52,9

Linhas e redes de distribuição (km) 196.610

Subestações 366

10.152 Potência instalada em subestações (MVA) 11.157

21.051 Municípios atendidos 395

Cidades atendidas no Paraná 399 Localidades atendidas 1.113

2 Consumidores cativos 4.539.406

Consumidores por empregado da Dis 773

DEC (em horas e centesimal de hora) 7,33

FEC (em número de interrupções) 4,99

8.418

1.769 Copel Comercialização 40

5.869 Copel Renováveis -

660 Copel Holding 80

Transmissão

Distribuição

Administração

Geração Capacidade

Instalada (MW)

Cabos ópticos de acesso - urbano (km)

Cabos ópticos de backbone - interurbano (km)

Cidades atendidas em Santa Catarina

¹ Desde 1º de janeiro de 2017, a UHE Governador Pedro Viriato Parigot de Souza (GPS) tem 30% da sua garantia física comercializada pela Copel GeT e 70% alocada no

regime de cotas.

Copel Telecomunicações

Número total de empregados

Telecomunicações


Copel Distribuição


55


9.3 Teleconferência sobre Resultados do 3T17

Detalhes sobre a teleconferência que a Copel fará sobre os Resultados do trimestre:

Sexta-feira, 1º de dezembro de 2017, às 10h00 (horário de Brasília)

Telefone para acesso (11) 3127-4971 ou (11) 3728-5971

Código: COPEL

A teleconferência também será transmitida ao vivo pela internet no endereço eletrônico: ri.copel.com

Solicitamos conectar com 15 minutos de antecedência.

Relações com Investidores – Copel

[email protected]

Telefone: (41) 3222-2027

Informações contidas neste documento podem incluir considerações futuras e refletem a percepção atual e

perspectivas da diretoria sobre a evolução do ambiente macroeconômico, condições da indústria, desempenho

da Companhia e resultados financeiros. Quaisquer declarações, expectativas, capacidades, planos e conjecturas

contidos neste documento, que não descrevam fatos históricos, tais como informações a respeito da declaração

de pagamento de dividendos, a direção futura das operações, a implementação de estratégias operacionais e

financeiras relevantes, o programa de investimento, os fatores ou tendências que afetem a condição financeira,

liquidez ou resultados das operações são considerações futuras de significado previsto no “U.S. Private Securities

Litigation Reform Act” de 1995 e contemplam diversos riscos e incertezas. Não há garantias de que tais

resultados venham a ocorrer. As declarações são baseadas em diversos fatores e expectativas, incluindo

condições econômicas e mercadológicas, competitividade da indústria e fatores operacionais. Quaisquer

mudanças em tais expectativas e fatores podem implicar que o resultado real seja materialmente diferente das

expectativas correntes.

http://ri.copel.com/


56


Anexos I – Fluxo de Caixa Consolidado

Fluxo de Caixa Consolidado 9M17 9M16

Lucro líquido do exercício 958.035 1.057.613

Ajustes para a reconciliação do lucro líquido do período com a geração de caixa das atividades operacionais 916.174 2.405.848

Depreciação e Amortização 549.391 532.108

Variações monetárias e cambia is não rea l izadas - l íquidas 716.385 620.673

Remuneração de contas a receber vinculadas à concessão (88.821) (84.866)

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is (368.254) 1.190.132

Juros efetivos - boni ficação de outorga (61.032) (77.578)

Remuneração pela remensuração do fluxo de ca ixa dos ativos RBSE (315.051) (771.332)

Resultado da adoção ao Programa Especia l de Regularização Tributária (145.279) -

Resultado da repactuação do risco hidrológico - (26.872)

Resultado da equiva lência patrimonia l (60.493) (173.868)

Reconhecimento do va lor justo das contas a receber vinculadas à concessão - -

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 469.822 639.637

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos (181.779) 26.200

Perdas estimadas , provisão e reversões operacionais l íquidas 97.187 206.170

Apropriação do cá lculo atuaria l dos benefícios pós-emprego 72.321 96.632

Apropriação das contribuições previdenciárias e ass is tencia is 108.034 98.537

Consti tuição para programas de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 85.967 74.595

Ba ixas de contas a receber vinculadas à concessão 20 55

Resultado das ba ixas de imobi l i zado 6.982 21.316

Resultado das ba ixas de intangíveis 30.774 34.309

Redução (aumento) dos ativos (215.021) 1.201.696

Aumento (redução) dos passivos 583.696 (1.814.085)

Imposto de renda e contribuição socia l pagos (266.142) (853.780)

Encargos de empréstimos e financiamentos pagos (343.172) (312.276)

Encargos de debêntures pagos (449.355) (368.613)

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 1.184.215 1.316.403

Apl icações financeiras 26.371 (19.711)

Empréstimos concedidos a partes relacionadas (5.145) -

Recebimento de empréstimos concedidos a partes relacionadas 12.493 5.112

Aportes em investimentos (201.926) (384.436)

Redução de capita l em investidas - -

Aquis ições de imobi l i zado (753.358) (938.629)

Participação financeira do consumidor - imobi l i zado - 40

Aquis ições de intangível (540.323) (683.059)

Participação financeira do consumidor - intangível 86.607 108.472

Caixa líquido gerado (utilizado) nas atividades de investimento (1.375.281) (1.912.211)

Ingressos de empréstimos e financiamentos 800.045 25.274

Ingressos de debêntures emitidas 742.521 1.322.965

Amortizações de principa l de empréstimos e financiamentos (430.538) (188.487)

Amortizações de principa l de debêntures (393.800) (267.677)

Dividendos e juros sobre o capita l próprio pagos (203.835) (359.288)

Caixa líquido utilizado pelas atividades de financiamento 514.393 532.787

Total dos efeitos no caixa e equivalentes a caixa 323.327 (63.021)

Saldo inicia l de ca ixa e equiva lentes a ca ixa 982.073 1.480.727

Sa ldo fina l de ca ixa e equiva lentes a ca ixa 1.305.400 1.417.706

Variação no caixa e equivalentes a caixa 323.327 (63.021)

R$ mil

Fluxos de caixa das atividades operacionais

Fluxos de caixa das atividades de investimento

Fluxos de caixa das atividades de financiamento


57


Anexos II – Demonstrações Financeiras - Subsidiárias Integrais

Demonstração do Resultado – Copel Geração e Transmissão

3T17 2T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.%

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

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 729.299 782.694 554.369 31,6 2.585.535 3.059.231 (15,5)

Fornecimento de energia elétrica 158.335 157.081 155.770 1,6 457.243 441.614 3,5

Suprimento de energia elétrica 437.558 480.577 459.921 (4,9) 1.475.551 1.340.057 10,1

Disponibi l idade da rede elétrica (TUST) 110.750 126.538 (166.037) - 536.088 958.551 (44,1)


Outras recei tas operacionais 12.022 11.805 11.331 6,1 37.157 32.746 13,5

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (510.390) (411.580) (460.453) 10,8 (1.355.219) (1.291.653) 4,9

Energia elétrica comprada para revenda (194.984) (12.087) (12.274) - (213.759) (49.058) 335,7

Encargos de uso da rede elétrica (76.436) (73.375) (72.360) 5,6 (224.668) (202.845) 10,8



Materia l (4.647) (4.242) (4.384) 6,0 (12.504) (12.913) (3,2)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (8.289) (7.680) (5.652) 46,7 (20.303) (16.646) 22,0

Serviços de terceiros (26.930) (26.967) (27.918) (3,5) (80.100) (78.385) 2,2

Depreciação e amortização (67.911) (68.859) (68.864) (1,4) (206.077) (208.749) (1,3)

Provisões e reversões 7.586 (7.438) (30.762) - (5.766) (40.632) -


Outros custos e despesas operacionais (52.256) (50.376) (49.776) 5,0 (144.666) (163.816) (11,7)

RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 94.624 (20.809) 53.732 76,1 78.142 100.419 -

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 313.533 350.305 147.648 112,4 1.308.458 1.867.997 (30,0)

RESULTADO FINANCEIRO (117.578) (118.640) (111.875) - (365.920) (338.773) -

Receitas financeiras 12.178 12.289 26.232 (53,6) 34.883 60.296 (42,1)

Despesas financeiras (129.756) (130.929) (138.107) (6,0) (400.803) (399.069) 0,4

LUCRO OPERACIONAL 195.955 231.665 35.773 447,8 942.538 1.529.224 (38,4)

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (31.043) (84.776) 9.125 - (287.781) (480.506) (40,1)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (63.592) (98.027) (64.735) (1,8) (279.329) (198.985) 40,4

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 32.549 13.251 73.860 (55,9) (8.452) (281.521) -

LUCRO LÍQUIDO 164.912 146.889 44.898 267,3 654.757 1.048.718 (37,6)

LAJIDA 381.444 419.164 216.512 76,2 1.514.535 2.076.746 (27,1)

R$ mil



58


Demonstração do Resultado – Copel Distribuição

3T17 2T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.%

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

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.588.093 2.160.696 2.170.639 19,2 6.753.108 6.100.072 10,7

Fornecimento de energia elétrica 999.208 915.180 915.304 9,2 2.896.713 3.691.299 (21,5)

Suprimento de energia elétrica 191.626 243.880 183.664 4,3 547.793 474.367 15,5

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD) 756.634 733.537 697.649 8,5 2.352.595 2.266.034 3,8


Va lor justo do ativo indenizável da concessão 3.856 1.303 6.644 (42,0) 10.020 128.377 (92,2)

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is 417.889 67.793 64.355 549,3 337.705 (1.190.132) -

Outras recei tas operacionais 35.902 33.601 40.019 (10,3) 107.274 100.929 6,3

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (2.525.258) (2.098.082) (2.145.881) 17,7 (6.505.407) (6.286.491) 3,5

Energia elétrica comprada para revenda (1.699.739) (1.360.959) (1.231.983) 38,0 (4.180.224) (3.580.004) 16,8

Encargos de uso da rede elétrica (153.458) (81.680) (146.391) 4,8 (341.787) (516.545) (33,8)



Materia l (13.716) (13.643) (13.633) 0,6 (41.589) (46.224) (10,0)

Serviços de terceiros (88.110) (88.782) (93.719) (6,0) (258.324) (266.033) (2,9)


Provisões e reversões (59.408) (54.395) (73.045) (18,7) (172.479) (291.434) (40,8)


Outros custos e despesas operacionais (42.677) (31.707) (35.792) 19,2 (125.531) (110.816) 13,3

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 62.835 62.614 24.758 153,8 247.701 (186.419) -

RESULTADO FINANCEIRO 27.697 (39.371) (36.210) - 4.027 19.270 (79,1)

Receitas financeiras 158.638 75.522 77.335 105,1 311.813 294.735 5,8

Despesas financeiras (130.941) (114.893) (113.545) 15,3 (307.786) (275.465) 11,7

LUCRO OPERACIONAL 90.532 23.243 (11.452) - 251.728 (167.149) -

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 91.708 (15.296) (115.183) - 9.747 (62.863) -

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (12.408) (1.591) 21.668 - (64.423) (366.519) (82,4)

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 104.116 (13.705) (136.851) - 74.170 303.656 (75,6)

LUCRO LÍQUIDO 182.240 7.947 (126.635) - 261.475 (230.012) -

LAJIDA 134.129 134.876 94.731 41,6 462.238 18.730 -

R$ mil



59


Demonstração do Resultado – Copel Telecomunicações

3T17 2T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.%

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

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 99.436 93.124 80.329 23,8 280.251 236.790 18,4

Receita de Telecomunicações 89.868 83.249 71.281 26,1 251.287 210.207 19,5

Outras receitas operacionais 9.568 9.875 9.048 5,7 28.964 26.583 9,0

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (67.714) (65.934) (57.385) 18,0 (199.176) (168.909) 17,9



Materia l (654) (604) (342) 91,2 (1.826) (1.384) 31,9

Serviços de terceiros (18.420) (15.678) (12.166) 51,4 (48.805) (32.780) 48,9


Provisões e reversões (2.515) (3.367) (817) 207,8 (8.591) (7.794) 10,2

Outros custos e despesas operacionais (9.389) (8.015) (8.067) 16,4 (26.548) (21.358) 24,3

LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 31.722 27.190 22.944 38,3 81.075 67.881 19,4

RESULTADO FINANCEIRO (3.551) (3.816) (4.068) - (12.423) (10.374) -

Receitas financeiras 3.662 1.923 2.232 64,1 8.201 11.150 (26,4)

Despesas financeiras (7.213) (5.739) (6.300) 14,5 (20.624) (21.524) (4,2)

LUCRO OPERACIONAL 28.171 23.374 18.876 49,2 68.652 57.507 19,4

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (9.413) (7.727) (6.220) 51,3 (22.728) (18.912) 20,2

Imposto de Renda e Contribuição Socia l (8.239) (8.441) (7.402) 11,3 (24.221) (22.372) 8,3

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos (1.174) 714 1.182 - 1.493 3.460 (56,8)

LUCRO LÍQUIDO 18.758 15.647 12.656 48,2 45.924 38.595 19,0

LAJIDA 41.464 36.889 31.496 31,6 109.815 93.373 17,6

R$ mil


* Valores sujeitos a arredondamentos. 60

Earnings Release 3T17 Anexos III – Demonstrações Financeiras por Empresa

Balanço Patrimonial por Empresa

Ativo - Set/17 Geração e

Transmissão Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG Araucária Outras¹ Holding

Elimin. e

Reclassif. Consolidado

CIRCULANTE 870.199 3.728.826 182.604 171.991 85.632 240.340 440.376 844.284 (383.538) 6.180.714

Caixa e equivalentes de caixa 160.491 246.726 114.301 105.557 47.640 21.223 204.671 404.791 - 1.305.400

Títulos e valores mobiliários 48.091 - - - - 191.613 1.771 92 - 241.567

Cauções e depósitos vinculados - 65.525 - 95 - - - 129 - 65.749

Clientes 303.553 2.172.903 47.087 56.413 24.172 76 188.997 - (139.333) 2.653.868

Dividendos a receber 58.045 - - - - - 7.377 77.912 (90.672) 52.662

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - - - - 122.302 - 122.302

Ativos financeiros setoriais - 64.908 - - - - - - - 64.908

Contas a receber vinculadas à concessão 152.228 - - - - - - - - 152.228

Outros créditos 66.229 254.902 3.904 6.129 4.500 15.253 6.499 8.489 824 366.729

Estoques 28.741 77.922 7.576 2.462 - - - - - 116.701

Imposto de Renda e Contribuição Social 30.386 656.458 3.482 825 - 7.823 4.017 59.767 - 762.758

Outros tributos a recuperar 12.870 171.660 6.254 - - 4.352 8.971 273 - 204.380

Despesas Antecipadas 6.542 17.822 - 510 9.320 - - - - 34.194

Partes relacionadas 3.023 - - - - - 18.073 170.529 (154.357) 37.268

NÃO CIRCULANTE 14.304.782 7.834.784 917.093 422.756 606.883 436.059 2.878.158 17.383.040 (17.257.085) 27.526.470

Realizável a Longo Prazo 3.725.863 2.165.806 84.629 210.735 30.484 76.507 269.484 2.374.567 (136.515) 8.801.560

Títulos e valores mobiliários 54.878 994 - 7.097 - - 102.445 - - 165.414

Outros investimentos temporários - - - - - - 77.478 411.856 - 489.334

Cauções e depósitos vinculados - 72.765 - - - - - - - 72.765

Clientes 111.953 115.260 43.237 - - - - - - 270.450

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - - - - 1.369.471 - 1.369.471

Depósitos judiciais 86.939 319.793 12.182 2.079 78 10.920 416 142.046 - 574.453

Ativos financeiros setoriais - 194.725 - - - - - - - 194.725

Contas a receber vinculadas à concessão 3.311.665 651.955 - 97.221 - - - - - 4.060.841

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 68.182 - - - - - - - - 68.182

Outros créditos 17.201 46.298 104 39.232 - - - - - 102.835

Imposto de Renda e Contribuição Social 628 16.875 - - - - - 145.341 - 162.844

Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos - 690.471 19.594 64.974 25.099 65.587 39.193 89.092 - 994.010

Outros tributos a recuperar 63.286 44.178 9.512 - - - 27 15 - 117.018

Despesas antecipadas 11.131 - - 132 5.307 - - - - 16.570

Partes relacionadas - 12.492 - - - - 49.925 216.746 (136.515) 142.648

Investimentos 4.251.039 1.362 - - - - 758.342 15.004.092 (17.513.850) 2.500.985

Imobilizado 6.234.913 - 815.595 - 401.596 359.375 1.849.525 794 - 9.661.798

Intangível 92.967 5.667.616 16.869 212.021 174.803 177 807 3.587 393.280 6.562.127

TOTAL 15.174.981 11.563.610 1.099.697 594.747 692.515 676.399 3.318.534 18.227.324 (17.640.623) 33.707.184

¹ Parques Eólicos, Copel Renováveis e Copel Comercialização

R$ mil



Ativo - Dez/16 Geração e


Elimin. e


CIRCULANTE 700.532 2.588.602 89.471 135.292 76.231 328.563 474.157 698.488 (688.346) 4.402.990

Caixa e equiva lentes de ca ixa 125.165 330.810 12.651 35.309 38.483 19.644 373.915 46.096 - 982.073

Títulos e va lores mobi l iários 13.301 - - - - 287.792 1.156 149 - 302.398

Cauções e depós i tos vinculados - 1.056 - 110 - - - 128 - 1.294

Cl ientes 298.189 1.783.081 45.948 78.292 24.362 - 46.524 - (59.041) 2.217.355

Dividendos a receber 66.178 - - - - - 10.559 485.263 (490.242) 71.758

Contas a receber vinculadas à concessão 65.595 - - - - - - - - 65.595

Outros créditos 66.821 192.465 3.674 17.452 4.174 11.086 6.538 8.736 (4.013) 306.933

Es toques 28.182 90.591 9.003 2.861 - - - - - 130.637

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 5.169 115.908 12.536 830 - 7.873 4.737 41.899 - 188.952

Outros tributos a recuperar 4.444 54.749 5.608 - - 2.168 765 197 - 67.931

Despesas Antecipadas 9.506 19.889 51 438 9.212 - - - - 39.096

Partes relacionadas 17.982 53 - - - - 29.963 116.020 (135.050) 28.968

NÃO CIRCULANTE 13.448.496 7.485.975 767.039 391.185 632.457 356.875 2.339.326 16.622.075 (16.012.209) 26.031.219

Realizável a Longo Prazo 3.503.258 1.971.232 79.853 152.676 35.700 49.123 141.104 2.506.318 (137.110) 8.302.154

Títulos e va lores mobi l iários 92.817 1.467 - 6.636 - - 94.176 - - 195.096

Outros investimentos temporários - - - - - - - 408.297 - 408.297

Cauções e depós i tos vinculados - 73.074 - - - - - - - 73.074

Cl ientes 111.953 117.459 41.374 - - - - - - 270.786

Repasse CRC ao Governo do Estado do Paraná - - - - - - - 1.522.735 - 1.522.735

Depós i tos judicia is 76.822 410.737 10.815 2.159 78 2.765 295 153.932 - 657.603

Contas a receber vinculadas à concessão 3.050.151 614.806 - 83.378 - - - - - 3.748.335

Contas a receber vinculadas à indenização da concessão 67.401 - - - - - - - - 67.401

Outros créditos 15.185 47.087 90 11.189 - - - - - 73.551

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 608 16.143 - - - - - 153.216 - 169.967

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos - 616.301 18.101 49.181 26.074 46.358 - 47.462 - 803.477

Outros tributos a recuperar 72.419 49.174 9.473 - - - 27 15 - 131.108

Despesas antecipadas 15.902 - - 133 9.548 - - - - 25.583

Partes relacionadas - 24.984 - - - - 46.606 220.661 (137.110) 155.141

Investimentos 3.819.530 1.362 - - - - 680.331 14.111.959 (16.278.232) 2.334.950

Imobilizado 6.026.605 - 667.443 - 414.840 307.504 1.517.281 630 - 8.934.303

Intangível 99.103 5.513.381 19.743 238.509 181.917 248 610 3.168 403.133 6.459.812

TOTAL 14.149.028 10.074.577 856.510 526.477 708.688 685.438 2.813.483 17.320.563 (16.700.555) 30.434.209

¹ Parques Eól icos , Copel Renováveis e Copel Comercia l i zação

R$ mil



Passivo - Set/17 Geração e


Elimin. e


CIRCULANTE 2.337.148 3.485.404 151.163 246.957 178.260 44.211 631.437 976.816 (385.160) 7.666.236

Obrigações sociais e trabalhistas 83.175 192.771 25.635 6.222 360 364 2.788 8.750 - 320.065

Partes Relacionadas 3 - - - - - 153.129 11 (153.143) -

Fornecedores 221.428 1.425.100 68.800 205.208 3.444 12.004 374.056 4.619 (139.629) 2.175.030

Imposto de Renda e Contribuição Social 174.576 - 3.344 1.650 33.248 - 32.316 - - 245.134

Outras obrigações fiscais 63.248 290.939 7.616 7.486 2.103 1.110 2.702 699 - 375.903

Empréstimos e financiamentos 741.015 267.714 5.942 - - - 29.075 304.519 (1.716) 1.346.549

Debêntures 891.243 586.281 8.010 25.114 40.499 - 20.162 359.549 - 1.930.858

Dividendos a pagar - - 28.910 - 33.453 30.718 13.772 297.123 (90.672) 313.304

Benefícios pós-emprego 11.963 33.728 1.668 - - - 42 171 - 47.572

Encargos do consumidor a recolher 8.821 134.647 - - - - - - - 143.468

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 78.113 184.473 - - 7.163 6 - - - 269.755

Contas a pagar vinculadas à concessão 4.316 - - - 57.482 - - - - 61.798

Passivos financeiros setoriais - 293.130 - - - - - - - 293.130

Outras contas a pagar 59.247 76.621 1.238 1.277 508 9 3.395 1.375 - 143.670

NÃO CIRCULANTE 4.072.413 2.918.420 456.455 51.182 444.083 21.249 673.896 1.670.844 (135.836) 10.172.706

Partes Relacionadas - - - - - - 50.021 - (50.021) -

Fornecedores 36.710 - - - - - - - - 36.710

Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos 183.718 - - - - - 6.077 - - 189.795

Obrigações Fiscais 181.701 615.609 7.836 - - 3.211 422 2.313 - 811.092

Empréstimos e financiamentos 1.683.775 442.888 11.834 - - - 338.246 659.559 (84.874) 3.051.428

Debêntures 1.161.924 494.241 388.892 23.750 - - 264.400 864.653 - 3.197.860

Benefícios pós-emprego 210.069 503.741 32.302 4.826 - - 3.892 3.787 - 758.617

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 38.488 188.258 - - - 18.038 - - - 244.784


Passivos financeiros setoriais - 89.131 - - - - - - - 89.131

Outras contas a pagar 21.356 1.184 - 22.448 - - 10.629 - (941) 54.676

Provisões para litígios 511.715 583.368 15.591 158 - - 209 140.532 - 1.251.573

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 8.765.420 5.159.786 492.079 296.608 70.172 610.939 2.013.201 15.579.664 (17.119.627) 15.868.242

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 8.765.420 5.159.786 492.079 296.608 70.172 610.939 2.013.201 15.579.664 (17.408.205) 15.579.664

Capital social 5.459.598 4.746.053 316.098 220.966 35.503 707.440 747.375 7.910.000 (12.233.033) 7.910.000

Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital - - - - - - 1.877.294 - (1.877.294) -

Ajustes de avaliação patrimonial 900.195 31.271 6.058 (406) 256 - 1.379 949.011 (938.753) 949.011

Reserva Legal 427.895 120.987 17.612 22.639 7.100 - 3.776 792.716 (600.009) 792.716

Reserva de retenção de lucros 1.268.451 - 106.387 56.429 - - 38.833 4.939.717 (1.470.100) 4.939.717

Dividendo adicional proposto - - - - - - 15.883 - (15.883) -

Lucros acumulados/ prejuízos acumulados 709.281 261.475 45.924 (3.020) 27.313 (96.501) (671.339) 988.220 (273.133) 988.220

Atribuível aos acionistas não controladores - - - - - - - - 288.578 288.578

TOTAL 15.174.981 11.563.610 1.099.697 594.747 692.515 676.399 3.318.534 18.227.324 (17.640.623) 33.707.184


R$ mil


Earnings Release 3T17 R$ mil

Passivo - Dez/16 Geração e


Elimin. e


CIRCULANTE 1.708.931 2.740.992 172.651 180.133 142.222 62.253 268.120 1.069.839 (689.105) 5.656.036

Obrigações socia is e trabalhis tas 71.249 178.348 21.159 6.529 259 261 4.419 5.573 - 287.797

Partes Relacionadas - 135 85.490 - - - 49.351 - (134.976) -

Fornecedores 136.139 867.410 15.753 136.869 3.193 30.494 126.607 2.225 (63.051) 1.255.639

Imposto de Renda e Contribuição Socia l 18.329 - - 6.438 14.453 - 2.234 - - 41.454

Outras obrigações fi sca is 124.805 145.664 9.482 6.938 2.039 770 4.884 412 - 294.994

Empréstimos e financiamentos 684.078 299.299 5.932 - - - 28.981 453.288 (836) 1.470.742

Debêntures 170.923 524.036 2.764 21.826 40.488 - 20.013 351.148 - 1.131.198

Dividendos a pagar 261.685 149.500 28.910 1.176 12.281 30.718 16.377 256.426 (490.242) 266.831

Benefícios pós-emprego 12.156 33.649 1.868 - - - 33 188 - 47.894

Encargos do consumidor a recolher 6.379 135.333 - - - - - - - 141.712

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 64.409 160.947 - - 6.157 - - - - 231.513


Pass ivos financeiros setoria is - 155.261 - - - - - - - 155.261

Outras contas a pagar 154.672 91.410 1.293 357 1.249 10 15.221 579 - 264.791

NÃO CIRCULANTE 4.379.635 2.506.487 237.704 46.716 486.765 20.422 703.229 1.386.559 (144.790) 9.622.727

Partes Relacionadas - - - - - - 46.685 - (46.685) -

Fornecedores 36.711 - - - - - - - - 36.711

Imposto de Renda e Contribuição Socia l di feridos 175.265 - - - - - 3.165 - - 178.430

Obrigações Fisca is 173.483 117.054 7.389 - - 2.841 304 2.075 - 303.146

Empréstimos e financiamentos 1.228.746 502.161 16.094 - - - 356.147 562.072 (89.669) 2.575.551

Debêntures 1.984.421 492.188 171.420 39.960 30.496 - 275.175 665.951 - 3.659.611

Benefícios pós-emprego 199.495 480.246 30.313 4.826 - - 3.574 3.517 - 721.971

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 50.995 183.800 - - - 17.581 - - - 252.376


Pass ivos financeiros setoria is - 123.731 - - - - - - - 123.731

Outras contas a pagar 20.579 - - 257 - - 18.125 - (8.436) 30.525

Provisões para l i tígios 466.877 607.307 12.488 1.673 - - 54 152.944 - 1.241.343

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 8.060.462 4.827.098 446.155 299.628 79.701 602.763 1.842.134 14.864.165 (15.866.660) 15.155.446

Atribuível aos acionistas da empresa controladora 8.060.462 4.827.098 446.155 299.628 79.701 602.763 1.842.134 14.864.165 (16.157.941) 14.864.165

Capita l socia l 4.429.898 4.176.841 316.097 220.966 35.503 707.440 905.376 7.910.000 (10.792.121) 7.910.000

Adiantamentos para Futuro Aumento de Capita l 979.500 498.000 - - - - 1.566.180 - (3.043.680) -

Ajustes de ava l iação patrimonia l 954.718 31.270 6.058 (406) 256 - (1.338) 998.466 (990.558) 998.466

Reserva Legal 427.895 120.987 17.612 22.639 7.100 - 3.848 792.716 (600.081) 792.716

Reserva de retenção de lucros 1.268.451 - 106.388 56.429 - - 38.831 5.162.983 (1.470.099) 5.162.983

Dividendo adicional proposto - - - - 36.842 - 16.711 - (53.553) -

Lucros acumulados/ prejuízos acumulados - - - - - (104.677) (687.474) - 792.151 -

Atribuível aos acionistas não controladores - - - - - - - - 291.281 291.281

TOTAL 14.149.028 10.074.577 856.510 526.477 708.688 685.438 2.813.483 17.320.563 (16.700.555) 30.434.209



Earnings Release 3T17 Demonstração do resultado por empresa

Geração Transmissão

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 605.419 123.880 2.588.093 99.436 120.072 76.300 1.083 373.498 - (344.112) 3.643.669

Fornecimento de energia elétrica 158.335 - 999.208 - - - - 40.758 - (943) 1.197.358

Suprimento de energia elétrica 437.558 - 191.626 - - 76.300 953 332.576 - (240.531) 798.482

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 110.750 756.634 - - - - - - (72.692) 794.692

Receita de construção - 10.634 182.978 - 3.382 - - - - - 196.994

Va lor justo do ativo indenizável da concessão - - 3.856 - (876) - - - - - 2.980

Telecomunicações - - - 89.868 - - - - - (7.950) 81.918

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 117.566 - - - - - 117.566

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - 417.889 - - - - - - - 417.889

Outras recei tas operacionais 9.526 2.496 35.902 9.568 - - 130 164 - (21.996) 35.790

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (449.192) (61.198) (2.525.258) (67.714) (160.662) (21.866) 42.921 (246.214) 1.592 327.889 (3.159.702)

Energia elétrica comprada para revenda (194.984) - (1.699.739) - - (6.649) (788) (294.205) - 238.170 (1.958.195)

Encargos de uso da rede elétrica (76.436) - (153.458) - - (3.132) (6.157) (5.034) - 71.149 (173.068)

Pessoal e adminis tradores (42.712) (26.730) (175.991) (23.499) (8.014) (891) (651) (7.075) (9.191) - (294.754)

Planos previdenciário e ass is tencia l (8.792) (5.638) (37.887) (3.495) (752) (37) (88) (679) (990) - (58.358)

Materia l (3.511) (1.136) (13.716) (654) (305) (87) (90) (269) (107) - (19.875)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (8.289) - - - - - (613) - - - (8.902)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (78.079) - - - - - (78.079)

Serviços de terceiros (20.334) (6.596) (88.110) (18.420) (5.547) (2.992) (10.621) (8.130) (2.731) 28.575 (134.906)

Depreciação e amortização (64.722) (3.189) (71.294) (9.742) (7.197) (6.826) (5.986) (12.940) (301) - (182.197)

Provisões e reversões 19.551 (11.965) (59.408) (2.515) (4.665) - 69.073 82.991 22.456 (15.480) 100.038

Custos de construção - (2.651) (182.978) - (3.382) - - - - - (189.011)

Outros custos e despesas operacionais (48.963) (3.293) (42.677) (9.389) (52.721) (1.252) (1.158) (873) (7.544) 5.475 (162.395)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 120.792 (26.168) - - - - - 54.060 388.096 (559.285) (22.505)

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 277.019 36.514 62.835 31.722 (40.590) 54.434 44.004 181.344 389.688 (575.508) 461.462

RESULTADO FINANCEIRO (89.074) (28.504) 27.697 (3.551) 1.048 (13.219) (8.061) (21.504) (8.826) 739 (143.255)

Receitas financeiras 7.942 4.236 158.638 3.662 10.784 3.463 (7.306) 4.827 51.777 (1.777) 236.246

Despesas financeiras (97.016) (32.740) (130.941) (7.213) (9.736) (16.682) (755) (26.331) (60.603) 2.516 (379.501)

LUCRO OPERACIONAL 187.945 8.010 90.532 28.171 (39.542) 41.215 35.943 159.840 380.862 (574.769) 318.207

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (20.173) (10.869) 91.708 (9.413) 13.506 (13.902) 19.229 (961) 2.452 - 71.577

LUCRO LÍQUIDO 167.772 (2.859) 182.240 18.758 (26.036) 27.313 55.172 158.879 383.314 (574.769) 389.784

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 167.772 (2.859) 182.240 18.758 (13.278) 19.119 44.138 158.879 383.314 - 383.314

Atribuído aos acionis tas não controladores - - - - (12.758) 8.194 11.034 - - - 6.470

LAJIDA 341.741 39.703 134.129 41.464 (33.393) 61.260 49.990 194.284 389.989 (575.508) 643.659


Outras¹ Holding Elimin. e


R$ mil

Demonstração do Resultado 3T17 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG

Araucária




RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 624.460 (70.091) 2.170.639 80.329 127.305 68.797 327 52.230 - (139.884) 2.914.112

Fornecimento de energia elétrica 155.770 - 915.304 - - - - 1.030 - (806) 1.071.298

Suprimento de energia elétrica 459.921 - 183.664 - - 68.797 327 51.200 - (79.896) 684.013

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - (166.037) 697.649 - - - - - - (28.209) 503.403

Receita de construção - 93.384 263.004 - 5.832 - - - - - 362.220

Va lor justo do ativo indenizável da concessão 6.644 272 6.916

Telecomunicações - - - 71.281 - - - - - (7.922) 63.359

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 120.924 - - - - (2.089) 118.835

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - 64.355 - - - - - - - 64.355

Outras recei tas operacionais 8.769 2.562 40.019 9.048 277 - - - - (20.962) 39.713

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (309.606) (150.847) (2.145.881) (57.385) (94.569) (24.368) (27.611) (30.747) (26.991) 139.939 (2.728.065)

Energia elétrica comprada para revenda (12.274) - (1.231.983) - - (7.641) - (1.735) - 79.900 (1.173.733)

Encargos de uso da rede elétrica (72.360) - (146.391) - - (2.893) (5.907) (3.563) - 27.236 (203.878)

Pessoal e adminis tradores (42.027) (24.396) (174.289) (22.832) (8.851) (821) (550) (6.188) (6.056) - (286.010)

Planos previdenciário e ass is tencia l (11.223) (6.132) (44.052) (4.609) (677) (21) (73) (783) 1.235 - (66.335)

Materia l (3.155) (1.229) (13.633) (342) (544) (62) (77) (122) (290) - (19.454)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (5.652) - - - - - (2.802) - - 2.089 (6.365)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (64.471) - - - - - (64.471)

Serviços de terceiros (22.537) (5.381) (93.719) (12.166) (5.147) (2.718) (10.359) (2.864) (9.220) 27.911 (136.200)

Depreciação e amortização (68.013) (851) (69.973) (8.552) (6.287) (6.723) (6.692) (11.974) (296) - (179.361)

Provisões e reversões (25.716) (5.046) (73.045) (817) (754) - - (85) (2.740) 52 (108.151)

Custos de construção - (104.685) (263.004) - (5.832) - - - - - (373.521)

Outros custos e despesas operacionais (46.649) (3.127) (35.792) (8.067) (2.006) (3.489) (1.151) (3.433) (9.624) 2.751 (110.586)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 4.647 49.085 - - - - - 12.461 (38.060) 41.026 69.159

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 319.501 (171.853) 24.758 22.944 32.736 44.429 (27.284) 33.944 (65.051) 41.081 255.206

RESULTADO FINANCEIRO (77.647) (34.228) (36.210) (4.068) 2.521 (17.050) 4.235 (9.284) (47.657) - (219.388)

Receitas financeiras 18.467 7.765 77.335 2.232 3.037 1.039 4.564 10.041 32.766 (154) 157.092

Despesas financeiras (96.114) (41.993) (113.545) (6.300) (516) (18.089) (329) (19.325) (80.423) 154 (376.480)

LUCRO OPERACIONAL 241.854 (206.081) (11.452) 18.876 35.257 27.379 (23.049) 24.660 (112.708) 41.081 35.818

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (77.219) 86.344 (115.183) (6.220) (12.300) (9.304) - (2.581) 25.591 - (110.872)

LUCRO LÍQUIDO 164.635 (119.737) (126.635) 12.656 22.957 18.075 (23.049) 22.079 (87.117) 41.081 (75.054)

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 164.635 (119.736) (126.635) 12.656 11.708 12.652 (18.439) 22.079 (87.117) - (87.116)

Atribuído aos acionis tas não controladores - - - - 11.249 5.423 (4.610) - - - 12.062

LAJIDA 387.514 (171.002) 94.731 31.496 39.023 51.152 (20.592) 45.918 (64.755) 41.081 434.567

¹ Parques Eól icos , Copel Renováveis e Copel Participações

Demonstração do Resultado 3T16 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG

Araucária Outras¹ Holding

Elimin. e


R$ mil




RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.961.239 624.296 6.753.108 280.251 369.781 219.046 1.083 10.733.191 524.387 - (619.282) 10.113.909

Fornecimento de energia elétrica 457.243 - 2.896.713 - - - - 3.425.080 71.124 - (2.462) 3.422.618

Suprimento de energia elétrica 1.475.551 - 547.793 - - 219.046 953 2.696.203 452.860 - (399.692) 2.296.511

Disponibilidade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 536.088 2.352.595 - - - - 2.888.683 - - (126.061) 2.762.622

Receita de construção - 79.496 501.008 - 11.306 - - 591.810 - - - 591.810

Valor justo do ativo indenizável da concessão - - 10.020 - (1.595) - - 8.425 - - - 8.425

Telecomunicações - - - 251.287 - - - 251.287 - - (24.232) 227.055

Distribuição de gás canalizado - - - - 360.070 - - 360.070 - - - 360.070

Resultado de ativos e passivos financeiros setoriais - - 337.705 - - - - 337.705 - - - 337.705

Outras receitas operacionais 28.445 8.712 107.274 28.964 - - 130 173.928 403 - (66.835) 107.093

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (994.187) (361.032) (6.505.407) (199.176) (378.410) (64.622) (6.062) (8.977.852) (442.978) (25.978) 611.045 (8.366.807)

Energia elétrica comprada para revenda (213.759) - (4.180.224) - - (17.225) (788) (4.771.806) (359.810) - 398.632 (4.373.174)

Encargos de uso da rede elétrica (224.668) - (341.787) - - (8.830) (18.030) (605.611) (12.296) - 123.353 (482.258)

Pessoal e administradores (129.370) (81.374) (555.820) (73.827) (23.798) (2.660) (1.887) (919.994) (22.944) (28.314) - (919.994)

Planos previdenciário e assistencial (26.147) (16.689) (114.108) (10.839) (2.219) (81) (256) (175.512) (2.303) (2.870) - (175.512)

Material (9.051) (3.453) (41.589) (1.826) (1.490) (263) (276) (58.834) (410) (476) - (58.834)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (20.303) - - - - - (2.087) (22.390) - - - (22.390)

Gás natural e insumos para operação de gás - - - - (247.914) - - (247.914) - - - (247.914)

Serviços de terceiros (62.477) (17.623) (258.324) (48.805) (17.277) (9.183) (31.495) (470.865) (15.018) (10.663) 85.373 (385.492)

Depreciação e amortização (200.529) (5.548) (214.537) (28.740) (21.493) (20.878) (17.950) (549.391) (38.817) (899) - (549.391)

Provisões e reversões 26.281 (32.047) (172.479) (8.591) (5.005) - 69.073 (89.692) 13.659 19.417 (7.495) (97.187)

Custos de construção - (193.796) (501.008) - (11.306) - - (706.110) - - - (706.110)

Outros custos e despesas operacionais (134.164) (10.502) (125.531) (26.548) (47.908) (5.502) (2.366) (359.733) (5.039) (2.173) 11.182 (348.551)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 30.520 47.622 - - - - - 1.091.540 (4.920) 1.018.318 (1.031.047) 60.493

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 997.572 310.886 247.701 81.075 (8.629) 154.424 (4.979) 2.846.879 76.489 992.340 (1.039.284) 1.807.595

RESULTADO FINANCEIRO (279.983) (85.937) 4.027 (12.423) 3.889 (32.474) (6.074) (562.256) (51.797) (101.484) 739 (561.517)

Receitas financeiras 24.332 10.551 311.813 8.201 21.300 19.078 (4.534) 542.465 27.442 124.282 (7.403) 535.062

Despesas financeiras (304.315) (96.488) (307.786) (20.624) (17.411) (51.552) (1.540) (1.104.721) (79.239) (225.766) 8.142 (1.096.579)

LUCRO OPERACIONAL 717.589 224.949 251.728 68.652 (4.740) 121.950 (11.053) 2.284.623 24.692 890.856 (1.038.545) 1.246.078

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (228.748) (59.032) 9.747 (22.728) 1.720 (41.340) 19.229 (288.043) (9.731) 42.840 - (288.043)

LUCRO LÍQUIDO 488.841 165.917 261.475 45.924 (3.020) 80.610 8.176 1.996.580 14.961 933.696 (1.038.545) 958.035

Atribuído aos acionistas da empresa controladora 488.841 165.917 261.475 45.924 (1.540) 56.427 6.541 14.961 933.696 - 933.696

Atribuído aos acionistas não controladores - - - - (1.480) 24.183 1.635 - - - 24.339

LAJIDA 1.198.101 316.434 462.238 109.815 12.864 175.302 12.971 3.396.270 115.306 993.239 (1.039.284) 2.356.986


R$ mil

Demonstração do Resultado 9M17 Geração e Transmissão

Distribuição Telecom Compagas Elejor UEG Araucária Combinado Outras¹ Holding Elimin. e





RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.808.220 1.251.011 6.100.072 236.790 433.144 193.536 57.432 10.109.735 158.841 - (434.345) 9.804.701

Fornecimento de energia elétrica 441.614 - 3.691.299 - - - - 4.133.942 1.030 - (2.969) 4.130.974

Suprimento de energia elétrica 1.340.057 - 474.367 - - 193.536 57.432 2.223.204 157.811 - (228.239) 1.994.964

Disponibi l idade da rede elétrica (TUSD/ TUST) - 958.551 2.266.034 - - - - 3.224.585 - - (75.637) 3.148.948

Receita de construção - 286.263 629.198 - 19.204 - - 934.665 - - - 934.665

Va lor justo do ativo indenizável da concessão 128.377 934 129.311

Telecomunicações - - - 210.207 - - - 210.207 - - (22.858) 187.349

Dis tribuição de gás canal izado - - - - 412.729 - - 412.729 - - (43.726) 369.003

Resultado de ativos e pass ivos financeiros setoria is - - (1.190.132) - - - - (1.190.132) - - - (1.190.132)

Outras recei tas operacionais 26.549 6.197 100.929 26.583 277 - - 160.535 - - (60.916) 99.619

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS (893.446) (398.207) (6.286.491) (168.909) (363.184) (73.397) (145.292) (8.317.640) (91.967) 103.252 434.418 (7.883.223)

Energia elétrica comprada para revenda (49.058) - (3.580.004) - - (24.734) - (3.655.600) (1.806) - 228.225 (3.427.377)

Encargos de uso da rede elétrica (202.845) - (516.545) - - (7.694) (16.584) (754.451) (10.783) - 72.897 (681.554)

Pessoal e adminis tradores (127.190) (65.620) (519.356) (66.065) (25.865) (2.467) (1.927) (846.513) (16.031) (21.992) - (846.513)

Planos previdenciário e ass is tencia l (31.220) (15.956) (121.732) (14.036) (1.983) (65) (219) (192.363) (2.982) (4.170) - (192.363)

Materia l (9.324) (3.589) (46.224) (1.384) (1.348) (219) (309) (63.098) (227) (474) - (63.098)

Matéria-prima e insumos para produção de energia (16.646) - - - - - (51.657) (68.303) - - 43.726 (24.577)

Gás natura l e insumos para operação de gás - - - - (264.236) - - (264.236) - - - (264.236)

Serviços de terceiros (62.450) (15.935) (266.033) (32.780) (14.083) (8.722) (53.681) (484.300) (13.450) (17.165) 81.742 (402.557)

Depreciação e amortização (206.728) (2.021) (205.149) (25.492) (18.215) (20.159) (17.552) (532.107) (35.919) (873) - (532.108)

Provisões e reversões (32.413) (8.219) (291.434) (7.794) (1.459) - - (165.038) (127) 176.407 72 (164.967)

Custos de construção - (278.623) (629.198) - (19.204) - - (927.025) - - - (927.025)

Outros custos e despesas operacionais (155.572) (8.244) (110.816) (21.358) (16.791) (9.337) (3.363) (364.606) (10.642) (28.481) 7.756 (356.848)

RESULTADO DA EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 7.414 93.005 - - - - - 1.088.136 43.367 944.348 (914.266) 173.868

RESULTADO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E TRIBUTOS 922.188 945.809 (186.419) 67.881 69.960 120.139 (87.860) 2.880.231 110.241 1.047.600 (914.193) 2.095.346

RESULTADO FINANCEIRO (245.041) (93.732) 19.270 (10.374) 1.455 (75.935) 22.010 (242.585) (35.441) 45.892 - (371.896)

Receitas financeiras 47.738 12.558 294.735 11.150 9.905 2.878 23.141 825.692 23.150 271.127 (1.496) 694.886

Despesas financeiras (292.779) (106.290) (275.465) (21.524) (8.450) (78.813) (1.131) (1.068.277) (58.591) (225.235) 1.496 (1.066.782)

LUCRO OPERACIONAL 677.147 852.077 (167.149) 57.507 71.415 44.204 (65.850) 2.637.646 74.800 1.093.492 (914.193) 1.723.450

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (222.175) (258.331) (62.863) (18.912) (25.139) (15.012) - (665.839) (9.262) (54.143) - (665.837)

LUCRO LÍQUIDO 454.972 593.746 (230.012) 38.595 46.276 29.192 (65.850) 1.971.807 65.538 1.039.349 (914.193) 1.057.613

Atribuído aos acionis tas da empresa controladora 454.972 593.746 (230.012) 38.595 23.601 20.434 (52.681) 65.538 1.039.349 - 1.039.349

Atribuído aos acionis tas não controladores - - 22.675 8.758 (13.169) - - - 18.264

LAJIDA 1.128.916 947.830 18.730 93.373 88.175 140.298 (70.308) 3.412.338 146.160 1.048.473 (914.193) 2.627.454

¹ Parques Eól icos , Copel Renováveis e Copel Participações

R$ mil

Compagas Elejor UEG

Araucária Combinado Outras¹ Holding

Elimin. e

Reclassif. ConsolidadoDemonstração do Resultado 9M16

Geração e Transmissão Distribuição Telecom

Tarifa Média de Compra - Copel Dis 183,46 152,14 152,67...

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