Companhia Paranaense de Energia - COPEL Informativo ......Consortium, holder of the Mauá concession, is a partnership between COPEL (with a 51% interest) and Eletrosul (with 49%)

Quarterly ReportJunho/ June 2010

Informativo TrimestralCompanhia Paranaense de Energia - COPELRua Coronel Dulcídio, 80080420 -170 / Curitiba - Paraná - BrasilFone/ Phone: (55 41) 3322-3535Fax: (55 41) 3331-4145Internet: http://www.copel.comE-mail: [email protected]

Conselho de Administração (mandato 2009/2011)/ Board of Directors (2009/2011 term of office) Léo de Almeida Neves (Presidente/ Chairman) Ronald Thadeu Ravedutti (Secretário Executivo/ Executive Secretary) João Carlos Fassina Jorge Michel Lepeltier* Laurita Costa Rosa* Luiz Antonio Rodrigues Elias Munir Karam Rogério de Paula Quadros*

*membros do Comitê de Auditoria/ Audit Committee members

Conselho Fiscal (mandato 2010/2011)/ Fiscal Council (2010/2011 term of office) Heron Arzua Massao Fabio Oya Murici dos Santos Osmar Alfredo Kohler Wilson Portes

Diretoria (mandato 2009/2011)/ Chief Executives (2009/2011 term of office)Dir. Presidente/ Chief Executive Officer:Ronald Thadeu Ravedutti

Dir. de Engenharia/ Chief Engineering Officer:Edson Sardeto

Dir. de Finanças, Relações com Investidores e de Controle de Participações/ Chief Financial and Investor Relations Officer:Rafael Iatauro

Dir. de Distribuição/ Chief Distribution Officer:Vladimir Santo Daleffe

Dir. de Geração e Transmissão de Energia e de Telecomunicações/ Chief Generation, Transmission and Telecommunication Officer:Raul Munhoz Neto

Dir. de Jurídica/ Chief Legal Officer:Regina Maria Bueno Bacellar

Dir. de Administração/ Chief Administration Officer:Luiz Antonio Rossafa

Dir. de Meio Ambiente e Cidadania Empresarial/ Chief Environment and Corporate Citizenship Officer:Marlene Zannin

Diretoria de Finanças, Relações com Investidores e de Controle de Participações/ Financial and Investor Relations Office:Rua Coronel Dulcídio, 800 - 3º andar80420 -170 / Curitiba - Paraná - BrasilInternet: www.copel.com/ri www.copel.com/ir

Relações com Investidores/ Investor Relations Office:Fone/ Phone: (55 41) 3222-2027 Fax: (55 41) 3331-2849E-mail: [email protected]

Acionistas e Custódia/ Service to Shareholders:Central de Atendimento a Acionistas: 0800 41 2772/ Shareholders Assistance: (55 41) 3331-4269Fax: (55 41) 3331-2916E-mail: [email protected] de Comunicação Confidencial: 0800 643 5665

1

INDICE/ INDEX PRINCIPAIS FATOS/MAIN EVENTS 2

RECURSOS HUMANOS/HUMAN RESOURCES 4

GERAÇÃO/GENERATION 4

TRANSMISSÃO/TRANSMISSION 5

DISTRIBUIÇÃO/DISTRIBUTION 6

TELECOMUNICAÇÕES/TELECOMMUNICATIONS 7

PARTICIPAÇÕES/CORPORATE PARTNERSHIPS 8

NOVOS PROJETOS/NEWS PROJECTS 9

FLUXO DE ENERGIA/ENERGY FLOW 12

MERCADO DE ENERGIA/POWER MARKET 13

TARIFAS/TARIFFS 15

AÇÕES/SHARES 17

RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO CONSOLIDADO/CONSOLIDATED ECONOMIC AND FINANCIAL PERFORMANCE 19

RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO DAS SUBSIDIÁRIAS/SUBSIDIARIES ECONOMIC AND FINANCIAL PERFORMANCE 31

Código/Ticker

Preço/Price

Var. % Indice/Index

Pontos/Points

Var. %

30/06/2010/ 06/30/2010

no ano/year

30/06/201006/30/2010

no ano/year

CPLE3 (ordinária/ BM&FBovespa) (common/ BM&FBovespa)

R$ 34,24 (6,2) IBOVESPA 60.935 (11,2)

CPLE6 (preferencial B/ BM&FBovespa) (preferred B/ BM&FBovespa)

R$ 37,20 0,4

ELP (ADS/ Nyse) US$ 20,65 (3,7) DOW JONES 9.774 (6,3)

XCOP (preferencial B/ Latibex) (preferred B/ Latibex)

€ 17,16 15,8 LATIBEX 3.446 (0,9)

2

PRINCIPAIS FATOS/MAIN EVENTS

Resultado

No primeiro semestre de 2010, a COPEL obteve lucrolíquido de R$ 359,7 milhões, equivalente a R$ 1,31 por ação.Somente no segundo trimestre, o lucro líquido foi de R$ 135,7milhões.

Venda de Energia por Classe

A venda de energia no mercado cativo da COPEL Distri-buição apresentou crescimento de 7,1% no primeiro semes-tre de 2010. As principais classes de consumo da COPELregistraram as seguintes variações: residencial 5,8%, comer-cial 6,9% e industrial 10,2%.

Os gráficos a seguir apresentam o consumo mensalde energia elétrica faturado pela COPEL no período de 2007 a2010:

Reajuste T arifário

Pela Resolução ANEEL nº 1.015, de 22 de junho de2010, as tarifas da COPEL Distribuição, foram, em média, re-ajustadas em 9,74%, sendo 6,88% relativos ao reajuste tarifárioanual econômico e 2,86% relativos aos componentes finan-ceiros pertinentes, correspondendo a um efeito médio de2,46% a ser percebido pelos consumidores cativos. Portantoa partir de 24 de junho de 2010 a COPEL está praticando astarifas constantes da Resolução da ANEEL.

Revisão T arifária da T ransmissão

A ANEEL determinou, em caráter provisório, o resultadoda segunda revisão tarifária da transmissão da COPEL. O ín-dice de reposicionamento tarifário da Receita Anual Permitidasobre as Novas Instalações de Transmissão (RBNI) da COPELfoi fixado em 22,88% negativos. Detalhes na página 16.

Novas Linhas de T ransmissão

A COPEL participou do Leilão da ANEEL realizado nodia 11 de junho de 2010 para a outorga de novas concessões

Consumo Residencial/ Residential Consumption

360

460

560

660

Jan Fev M ar Abr M ai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

GW

h

200820092010

Jan Feb M ar Apr M ay Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

Consumo Industrial Cativo/Captive Industrial Consum ption

460

560

660

760


GW

h

200820092010


Consumo Comercial/ Commercial Consumption

260

360

460

560


GW

h

200820092010


Net income

In the first half of 2010, COPEL recorded net income ofR$ 359.7 million, corresponding to R$ 1.31 per share. In thesecond quarter alone, net income was R$ 135.7 million.

Electricity Sales by Customer Category

Electricity sales to COPEL Distribuição’s captive marketgrew 7.1% in the first half of 2010. The following variations wererecorded in the consumption by the Company’s main customercategories: residential 5.8%, commercial 6.9%, and industrial10.2%.

The following charts feature the monthly powerconsumption billed by COPEL from 2007 to 2010:

Consumo Total/ Total Consumptiom


1.540

1.680

1.820

1.960


GW

h

200820092010

Rate Increase

Under ANEEL Resolution no. 1.015, dated June 22, 2010,COPEL Distribuição’s electricity rates were increased 9.74%on average, out of which 6.88% correspond to the annualeconomic rate review and 2.86% correspond to financialcomponents, resulting in an average impact of 2.46% on therates paid by captive customers. So, since june 24, 2010, COPELhas been practicing the tariffs of ANEEL Resolution.

Transmission Rate Review

ANEEL published the provisional result of COPEL’ssecond transmission rate review. The Rate Adjustment Indexfor Annual Allowed Revenues from New Transmission Facilities(RBNI) for COPEL was minus 22.88%. Further information isavailable on page 16.

New Transmission Lines

COPEL participated in the June 11, 2010 ANEEL auctionof new concessions for power transmission facilities. The

3

de instalações de transmissão de energia elétrica. Foram ar-rematadas duas novas concessões de empreendimentos nointerior de São Paulo, que reforçarão a rede básica do Siste-ma Interligado Nacional. Detalhes na página 12.

Leilão UHE Colíder

A COPEL arrematou, no 10º Leilão de Energia Novarealizado em 30 de julho de 2010, a concessão para construire operar a Usina Hidrelétrica Colíder. Essa usina seráconstruída no rio Teles Pires (Mato Grosso) e terá 300 MW decapacidade instalada e 179,6 MW de energia assegurada. Verpágina 11.

Estudos de Novas Hidrelétricas no Rio Piquiri

A COPEL obteve registro perante a ANEEL para elabo-rar os projetos básicos de 11 PCHs (Pequenas Centrais Hi-drelétricas) no curso do rio Piquiri, na região oeste do Paraná,e promover os estudos de viabilidade de outros quatro apro-veitamentos de médio porte. O potencial dos 15 aproveita-mentos é de 659 MW.

Usina Hidrelétrica Mauá

A Usina Mauá, com 361 MW de potência instalada, co-meçará a produzir eletricidade a partir de abril de 2011. O Con-sórcio Cruzeiro do Sul, que detém a concessão doaproveitamento, é resultado de uma parceria entre a COPEL(com 51% de participação) e Eletrosul (com 49%).

Atualmente quase 1.700 pessoas se revezam para man-ter o cronograma da obra em dia, e o número de empregosdiretos pode chegar a 2 mil até o final de 2010. Ver página 09.

Implantação de Programa ERP e CIS

Foram assinados contratos para implantação do siste-ma de informações integradas ERP (soluções de gestão em-presarial) em 30 de dezembro de 2009 e CIS (gestão deconsumidores) em 14 de janeiro de 2010. Sua implantaçãoteve início em janeiro de 2010, e os sistemas deverão entrarem operação a partir de 03 de janeiro de 2011. Os equipa-mentos com os softwares já foram instalados no datacenterda COPEL, estabelecendo o início da operação assistida dainfra-estrutura, que durará 4 meses e inclui a capacitação dostécnicos que ficarão responsáveis pela operação do sistema.

Programa de Desligamento V oluntário (PDV)

A COPEL instituiu, em maio de 2010, um novo progra-ma de incentivo ao desligamento voluntário. Até junho de 2010,cerca de 129 empregados aderiram ao programa, e a Compa-nhia provisionou, no segundo trimestre, R$ 12,4 milhões paracobrir os custos associados a esse número de adesões. Des-de o lançamento dos programas de PDV, 700 empregados jáaderiram aos programas com custo de R$ 71 milhões.

Pesquisa de Satisfação do Cliente Abradee

Mais de 90% dos consumidores residenciais atendi-dos pela COPEL manifestaram-se “muito satisfeitos” ou “sa-tisfeitos” com a qualidade do atendimento prestado pelaCompanhia, conforme aponta a pesquisa nacional que medeo Índice de Satisfação do Cliente com a Qualidade Percebida.Esse levantamento é promovido há 12 anos em âmbito nacio-nal pela Abradee – Associação Brasileira das Distribuidorasde Energia Elétrica.

Company was awarded two new concessions for facilities in theSão Paulo State countryside, which will reinforce the basicnetwork of the National Interconnected System. Furtherinformation is available on page 12.

Colíder Hydroelectric Power Plant Auction

At the 10th Auction of Energy from New Facilities, held onJuly 30, 2010, COPEL won the concession to build and operatethe Colíder Hydroelectric Power Plant. The facility will be builton the Teles Pires River (State of Mato Grosso) and will feature300 MW of installed capacity and 179.6 MW of assured power.Further information is available on page 11.

Studies on New Hydroelectric Power Plants on the Piquiri River

COPEL has obtained registration before ANEEL todevelop basic projects for 11 SHPs (Small Hydropower Plants)which may be implemented on the Piquiri River, in westernParaná, and to conduct feasibility studies on four largerhydroelectric power plants. The 15 facilities will have 659 MW.

Mauá Hydroelectric Power Plant

The Mauá Power Plant, rated 361 MW of installed capacity,will start generating power in April 2011. The Cruzeiro do SulConsortium, holder of the Mauá concession, is a partnershipbetween COPEL (with a 51% interest) and Eletrosul (with 49%).

Currently, almost 1.700 people are working in differentshifts to ensure the construction schedule is met, and thenumber of direct employees may reach 2 thousand by the endof 2010. Further information is available on page 09.

Implementation of ERP and CIS

COPEL signed contracts for the implementation ofintegrated ERP and CIS systems on December 30, 2009 andJanuary 14, 2010, respectively. Their implementation began inJanuary 2010, and they shall be operational by January 3, 2011.The system hardware and software has already been installedat COPEL’s data center, allowing the assisted operation of theinfrastructure to begin, lasting four months and including thetraining of technical personnel who will be in charge of thesystem’s operation.

Voluntary Redundancy Program

COPEL launched in May 2010 a new voluntaryredundancy program. As of June 2010, about 129 employeessigned up for it, and the Company set aside a provision ofR$ 12.4 million in the second quarter to cover the expensesrelated to this number of applicants. Since the beginning ofthese voluntary redundancy programs, 700 employees havesigned up for them, with R$ 71 million cost.

Abradee Customer Satisfaction Survey

Over 90% of residential customers supplied by COPELare “very satisfied” or “satisfied” with the quality of the serviceprovided by the Company, according to the nationwide CustomerSatisfaction Index. This survey has been conducted for 12 yearsnationwide by Abradee – the Brazilian Association of PowerDistribution Utilities.

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GERAÇÃO/GENERATION

A COPEL encerrou o primeiro semestre de 2010 comum total de 8.680 empregados, distribuídos da seguinte for-ma entre as subsidiárias integrais da Companhia:

COPEL Geração e Transmissão = 1.618COPEL Distribuição = 6.611COPEL Telecomunicações = 451

Ao final de junho de 2010, a COPEL Distribuição tinha555 consumidores por empregado.

A Compagas, a Elejor e a UEG Araucária, empresas emque a COPEL possui participação acionária majoritária, con-tavam com 114, 7 e 10 empregados, respectivamente.

RECURSOS HUMANOS/HUMAN RESOURCES

Na tabela a seguir são apresentadas a capacidade e aprodução de energia do parque gerador da COPEL de janeiroà junho de 2010:

Usinas/ Capacidade Instalada/ Energia Assegurada / Geração/ Vencimento da Concessão/Power Plants Installed Capacity Assured Power Generati on Concession Expires

(MW) (MW médio/ Average MW) (GWh)

Hidrelétricas/ Hydro Plants 4.529,6 1.946,6 12.883,9 -

Gov. Bento M. da Rocha Netto (Foz do Areia) 1.676,0 576,0 4.002,1 2023

Gov. Ney Aminthas de B. Braga (Segredo) 1.260,0 603,0 3.662,2 2029

Gov. José Richa (Salto Caxias) 1.240,0 605,0 3.913,6 2030

Gov. Pedro V. Parigot de Souza 260,0 109,0 983,1 2015

Guaricana 36,0 13,6 123,1 2026

Chaminé 18,0 11,6 68,8 2026

Apucaraninha 10,0 6,7 37,9 2025

Mourão 8,2 5,3 25,8 2015

Derivação do Rio Jordão 6,5 5,8 26,9 2029

Marumbi 4,8 3,9 12,5 *

São Jorge 2,3 1,6 8,0 2024

Chopim I 2,0 1,3 4,8 2015

Rio dos Patos 1,7 1,1 5,3 2014

Cavernoso 1,3 0,9 3,2 2031

Melissa 1,0 0,6 3,5 **

Salto do Vau 0,9 0,6 2,6 **

Pitangui 0,9 0,6 0,5 **

Termelétrica/ Thermal Plant 20,0 10,3 38,5 -

Figueira 20,0 10,3 38,5 2019

TOTAL 4.549,6 1.956,9 12.922,5 -

* Em homologação na ANEEL/ Submitted to ANEEL for ratif ication.** Usinas com capacidade inferior a 1 MW possuem apenas registro na ANEEL/ Pow er plants w ith capacity below 1 MW are only required to be registered at ANEEL.

COPEL’s workforce as of first half 2010 amounted to8,680 employees assigned to the Company’s wholly-ownedsubsidiaries as follows:

COPEL Geração e Transmissão = 1,618COPEL Distribuição = 6,611COPEL Telecomunicações = 451

At the end of June, 2010, COPEL Distribuição recordeda customer-to-employee ratio of 555.

Compagas, Elejor and UEG Araucária, companies inwhich COPEL holds a majority interest, had 114, 7 and 10employees, respectively.

The following table features capacity and productivityfigures from COPEL’s power plants from January to June of2010:

O resultado obtido – nota final 90,2 – foi o melhor jáalcançado pela empresa desde que a pesquisa começou aser feita. Ele coloca a COPEL na posição de distribuidora maisbem avaliada pelo cliente na Região Sul e a segunda no Bra-sil entre as grandes concessionárias.

COPEL’s result – final grade 90.2 – was the best everachieved by the Company since the inception of the index. Itplaces COPEL as the highest ranking company in SouthernBrazil and second highest among major utilities.

Empregados por Subsidiária/ Workforce Breakdown

Distribuição6.611

Geração e Transmissão

1.618

Telecomunicações

451

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A COPEL também possui participação no capital deempreendimentos de geração de energia elétrica, conformeapresentado abaixo:

Usinas/ Capacidade Instalada/ Energia Assegurada/ Participação da Copel/ Vencimento da Concessão/Power Plants Installed Capacity Assured Power Concessi on Expires

(MW) (MW médio/ Average MW)

UHE Dona Francisca 125,0 78,0 23,03 2033

PCH Júlio de Mesquita Filho (Foz do Chopim) 29,1 21,5 35,77 2030

UHE Santa Clara (Elejor) 123,8 72,4 70,00 2036

UHE Fundão (Elejor) 122,6 67,9 70,00 2036

UEE Eólica do Paraná 2,5 0,6 100,00 2029

UEG Araucária 484,1 390,3 80,00 2029 UHE Lajeado (Investco S.A.) 902,5 526,6 0,82 2032

Copel's Stake(%)

COPEL also holds equity interests in other powergeneration projects, as shown below:

Principais Indicadores

Número de usinas:- COPEL: 18 (17 hidrelétricas e 1 termelétrica)- Participações: 7 (5 hidrelétricas, 1 termelétrica e 1 eólica)

Número de usinas automatizadas e teleoperadas:- COPEL: 16- Participações: 3

Capacidade instalada:- COPEL: 4.550 MW- Participações: 610 MW1

- Total: 5.160 MW

Número de subestações elevadoras:- COPEL: 14 (automatizadas e teleoperadas)

1 Proporcional à participação da COPEL no capital.

Main Features

Number of power plants:- COPEL: 18 (17 hydroelectric and 1 thermal power plant)- Corporate Partnerships: 7 (5 hydro, 1 thermal, 1 wind power plant)

Number of automated and remote-controlled power plants:- COPEL: 16- Corporate Partnerships: 3

Installed Capacity:- COPEL: 4,550 MW- Corporate Partnerships: 610 MW 1

- Total: 5,160 MW

Number of step-up substations:- COPEL: 14 (automated and remote-controlled)

1 Proportional to the COPEL’s stake.

Linhas de T ransmissão

Na tabela abaixo é apresentada a extensão das linhasde transmissão da COPEL por nível de tensão:

Subestações

A tabela a seguir apresenta o dimensionamento doparque de subestações de transmissão da COPEL, abertopor tensão:

Tensão/ Subestações Automatizadas/Voltage Automated Substations 138 kV - 41,7 *

230 kV 26 7.502,0

500 kV 4 2.800,0

TOTAL 30 10.302,0* Potência referente a transformador da Transmissão que está em negociação junto à ANEEL para repasse à COPEL Distribuição./ Pow er from Transmission transformer that is being negotiated w ith ANEEL to be allocated in COPEL Distribuição.

MVA

Linhas de Transmissão/ Transmission Lines km

69 kV 5,4 138 kV 7,2 230 kV 1.737,6 500 kV 162,8

TOTAL 1.913,0

Transmission Lines

The following table presents the length of COPEL’stransmission lines by voltage level:

Substations

The main features of COPEL’s transmission substations,by voltage level, are shown below:

TRANSMISSÃO/TRANSMISSION

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DISTRIBUIÇÃO/DISTRIBUTION

Linhas de Distribuição

Na tabela a seguir são apresentadas as linhas de dis-tribuição da COPEL:

Redes Compactas

A COPEL vem implantando redes compactas em áre-as urbanas com elevado grau de arborização nas proximida-des das redes de distribuição. Essa tecnologia evita cortes epodas de árvores e melhora a qualidade do fornecimento,pois reduz o número de desligamentos.

Ao final de junho de 2010, a extensão das redes com-pactas de distribuição instaladas era de 2.008 km.

Redes Secundárias Isoladas

A COPEL também está investindo em redes secundá-rias isoladas em baixa tensão (127/220 V), que apresentamvantagens significativas em relação à rede aérea convencio-nal, tais como: melhorar os indicadores DEC e FEC, dificultaro roubo de energia, melhorar as condições do meio ambientee reduzir a área de podas, aumentar a segurança, reduzir aqueda de tensão ao longo da rede e aumentar a vida útil dostransformadores pela redução do número de curtos-circuitosna rede, entre outras.

Ao final de junho de 2010, a extensão das redes dedistribuição secundárias isoladas instaladas era de 5.568 km.

Subestações

A tabela a seguir apresenta o dimensionamento doparque de subestações de distribuição da COPEL, aberto portensão:

Linhas de Distribuição/Distribution Lines

km

13,8 kV 96.177,2 34,5 kV 78.891,6

69 kV 981,5 138 kV 4.579,3

230 kV 66,1

TOTAL 180.695,7

Tensão/ Nº Subestações/ Subestações Automatizadas/ MV AVoltage N. Substations Automated Substations

34,5 kV 237 237 1.507,6 69 kV 34 34 2.269,4 88 kV - - 5,0 * 138 kV 79 79 5.568,9

TOTAL 350 350 9.350,9

* Transformador de 88 kV que está localizado em subestação de 138 kV./ The 88 kV transformer is located in a 138 kV substation.

Distribution Lines

The following table features information about COPEL’sdistribution lines:

Compact-Design Distribution Lines

COPEL has continued to implement compact-designdistribution lines in urban areas with a high concentration oftrees surrounding the distribution grids. This technology helpsto preserve the environment, as trees in the vicinity of powergrids do not need to be cut off or severely trimmed, and toimprove the quality of power supply by reducing the number ofunplanned outages.

The total length of compact-design distribution lines inoperation as of June 2010 was 2,008 km.

Secondary Isolated Lines

COPEL has also invested in low-voltage (127/220 V)secondary isolated lines, which offer such significantadvantages over regular overhead lines as: improvement inDEC and FEC distribution performance indicators, defenseagainst illegal connections, improved environmental conditionsand reduced tree areas subject to trimming, improved safety,reduced voltage drops throughout the grid, and increasedtransformer useful life due to the reduction of short-circuits,among other advantages.

The total length of secondary isolated lines in operationas of June 2010 was 5,568 km.

Substations

The main features of COPEL’s distribution substationsare shown below, broken down by voltage level:

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Qualidade de Fornecimento

Os dois principais indicadores da qualidade do forneci-mento de energia elétrica são o DEC (duração equivalente deinterrupções por consumidor) e o FEC (frequência equivalentede interrupções por consumidor).

A evolução desses indicadores e do tempo de espera émostrada no quadro a seguir:

Quality of Supply

The main indicators of power supply quality are DEC(outage duration by consumer/year) and FEC (outage frequencyby consumer/year).

The evolution of such indicators, as well as the averagewaiting times, are shown below:

O aumento verificado nos indicadores DEC e FEC doprimeiro semestre de 2010 deve-se, principalmente, ao gran-de volume de chuvas e tempestades verificadas no início doano.

Principais Indicadores

Número de municípios atendidos: 393Número de localidades atendidas: 1.115

The increase in the DEC and FEC indicators for first halfof 2010 was due mostly to the high volume of rains and stormsverified in the first quarter.

Main Features

Number of municipalities: 393Number of localities served: 1,115

1º Semestre/ DEC* FEC Tempo de espera (horas)/1st Half (horas/ hours) (interrupções/ outages) Waiting time (hours)

2006 6,66 6,49 01:16

2007 6,15 6,11 01:19

2008 5,95 5,27 01:22

2009 5,29 4,81 01:29

2010 5,80 4,91 01:37

* DEC medido em horas e centesimal de horas./ DEC measured in hours and hundredths of an hour.

TELECOMUNICAÇÕES/TELECOMMUNICATIONS

Os principais indicadores físicos da COPEL na área detelecomunicações ao final do segundo trimestre de 2010 sãoos seguintes:

Cabos ópticos instalados no anel principal: 6.026 kmCabos ópticos auto-sustentados: 10.054 kmNúmero de cidades atendidas: 226Número de clientes: 797

Rede de Fibra Óptica da COPEL Telecomunicações/ COPEL Telecomunicações Fiber Optic Network

Mapa do Estado do Paraná/ Map of the State of Paraná

The main physical indicators of COPEL’stelecommunications unit as of second quarter 2010 are:

Total length of optical cables within the main ring: 6,026 kmTotal length of self-sustained optical cables: 10.054 kmNumber of cities served: 226Number of customers: 797

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PARTICIPAÇÕES/CORPORATE PARTNERSHIPS

A COPEL participa de empresas e consórcios em diver-sos setores, tais como energia elétrica, saneamento, servi-ços, gás e telecomunicações.

Setor de Energia Elétrica

A COPEL tem participação em sete empreendimentosde geração de energia elétrica conforme tabela a seguir:

Outros Setores

A COPEL também tem participação em empresas degás, telecomunicações, saneamento e serviços, conformeapresentado na tabela a seguir:

Empreendimento/ Capacidade Instalada/ Sócios/ PPA as sinado com/Company Installed Capacity Partners PPA signed with

(MW)

COPEL - 23,03%

Gerdau - 51,82%

Celesc - 23,03%

Desenvix - 2,12%

COPEL - 30% Consumidores livres/

COPEL GET - 70% Free customers

COPEL - 35,77% Consumidores livres/

Silea Participações - 64,23% Free customers

COPEL - 80%

Petrobras - 20%

Elejor - Usina Santa Clara 123,8 COPEL - 70%

- Usina Fundão 122,6 Paineiras - 30% Lajeado 902,5 CEB Lajeado - 16,95% *(Investco S.A.) Paulista Lajeado Energia S.A. - 5,93%

EDP Energias do Brasil S.A. - 4,57%Lajeado Energia S.A. - 62,43%COPEL - 0,82% Furnas Centrais Elétricas S.A. - 0,21%Outros/ Other - 9,09%

*Os ativos da UHE Lajeado estão arrendados às demais concessionárias da mesma em frações ideais dos ativos existentes./

The assets of the Lajeado Hydroelectric Pow er Plant are leased to its other concession holders in proportional shares of the existing assets.

COPEL GET

2,5

125,0

Foz do Chopim

Dona Francisca

Centrais Eólicas do Paraná

Locado para Petrobras/Leased to PetrobrasCOPEL DistribuiçãoConsumidores Livres/ Free Customers

Araucária

29,1

484,1

Empreendimento/ Company Setor/ Sector Sócios/ Partner s

Compagas COPEL - 51,0%

Gaspetro - 24,5%

Dutopar - 24,5%

Sercomtel S.A. Telecom COPEL - 45,0%

Município de Londrina - 55,0%

Sercomtel S.A. Celular COPEL - 45,0%

Município de Londrina - 55,0%

Dominó Holdings S.A. COPEL - 45,0%

Andrade Gutierrez - 27,5%

Daleth Participações - 27,5%

Escoelectric Ltda. COPEL - 40,0%

Lactec - 60,0%

Copel-Amec Ltda* COPEL - 48,0%

Amec - 47,5%

Lactec - 4,5%

Carbocampel S.A. COPEL - 49,0%

Carbonífera Cambuí - 51,0%

*Em processo de liquidação./ Currently being liquidated.

Gás/Gas

Serviços/Services

Serviços/Services

Exploração de Carvão/Coal mining

Telecomunicação/ Telecommunications

Telecomunicação/Telecommunications

Saneamento/Sanitation

COPEL’s portfolio comprises interests in companies andconsortia operating in different sectors, such as electric power,sanitation, services, gas supply, and telecommunications.

Power Sector

COPEL participates in seven power generation projectsas shown below:

Other Sectors

COPEL also holds interests in companies in the gas,telecommunications, sanitation, and service sectors, as shownbelow:

9

Informações Contábeis

Na tabela a seguir apresentamos informaçõescontábeis referentes às participações da COPEL:

R$ 1,000

Participações/ Ativo Total/ Patrimônio Líquido/ Rec. O per. Líquida/ Lucro Líquido/Partnerships Total Assets Shareholders' Equity Net Ope r. Revenues Net Income

Dona Francisca Energética S/A 354,111 206,182 28,699 131,131

Centrais Eólicas do Paraná Ltda 10,044 3,597 391 536

Foz do Chopim Energética Ltda 48,059 45,633 16,844 13,881

Companhia Paranaense de Gás - Compagas 278,163 211,729 119,029 24,035

Sercomtel S/A - Telecomunicações 210,509 93,963 72,032 5,378

Sercomtel Celular S/A 12,626 - 15,166 (1,952)

Dominó Holdings S/A* 711,720 701,319 36,355 34,067

Escoelectric Ltda 3,161 (3,200) - 189

Copel-Amec Ltda (em liquidação/ being liquidated) 322 320 - 6

UEG Araucária Ltda 646,678 635,855 4,634 (15,410)

Carbocampel S/A 3,591 2,520 - (26)

Elejor - Centrais Elétricas do Rio Jordão S/A 638,886 303,639 90,379 22,103

COPEL Empreendimentos Ltda ** - - - -

Dois Saltos Empr.Geração Energia Elétrica Ltda 1,000 1,000 - -

* Receita de equivalência mais juros sobre capital próprio/ Equity investment revenues plus interest on capital.

** A COPEL Empreendimentos Ltda., extinta em 30/06/2010 e incorporada a Copel Geração e Transmissão S.A./

A Copel Empreendimentos Ltda.w as extinguished on 06/30/2010 and incorporated into Copel Geração e Transmissão S.A.

Dados ajustados às práticas da COPEL./ This data w as adjusted to Copel's practices.

Concessóes de Usinas Hidrelétricas Obtidas

Usina Hidrelétrica Mauá

No Leilão de Energia Nova nº 04/2006-ANEEL, realiza-do no dia 10 de outubro de 2006, o Consórcio Energético Cru-zeiro do Sul, firmado entre COPEL Geração e TransmissãoS.A. (51%) e Eletrosul Centrais Elétricas S.A. (49%), na quali-dade de produtor independente de energia, conquistou a con-cessão para a exploração da Usina Hidrelétrica Mauá por umperíodo de 35 anos. A energia dessa usina foi comercializadanesse leilão à tarifa final de R$ 112,96/MWh, na data base de1º de novembro de 2006, com atualização pela variação doIPCA. Foram negociados 192 MW médios, a serem fornecidosa partir de janeiro de 2011.

O empreendimento está localizado no rio Tibagi, noEstado do Paraná, sendo constituído por uma casa de forçaprincipal de 350 MW e outra secundária de 11 MW, totalizando361 MW de potência instalada.

O projeto está inserido no Programa de Aceleração doCrescimento – PAC do Governo Federal e tem investimentototal previsto de R$ 1,1 bilhão, valor com data base de abril de2008. Foi assinado entre a COPEL, o BNDES e o Banco doBrasil um contrato de financiamento para a Usina HidrelétricaMauá no montante de R$ 339 milhões, valor que correspondea aproximadamente 70% do total a ser desembolsado pelaCOPEL na implantação da usina.

Os trabalhos foram iniciados em maio de 2007. O inícioda operação comercial da Usina Hidrelétrica Mauá está pre-visto para abril de 2011. Em julho foi concluída a escavaçãosubterrânea do túnel de adução. O comprimento total do túnelescavado foi de 1,92 km, com 12 metros de diâmetro, e ovolume escavado foi de 261 mil metros cúbicos (trabalho rea-

Accounting Information

Accounting information concerning COPEL’s interestsin other companies is shown on the following table:

Power Plant Concessions Obtained by COPEL

Mauá Hydroelectric Power Plant

On October 10, 2006, at Auction of Power from NewProjects no. 04/2006-ANEEL, Consórcio Energético Cruzeirodo Sul, an independent power producer owned by COPEL Ge-ração e Transmissão (with a 51% interest) and by EletrosulCentrais Elétricas S.A. (49%), won the rights to the 35-yearconcession of the Mauá Hydroelectric Power Plant. The facility’stotal power output was sold at this auction at a price of R$ 112.96/MWh, as of November 1, 2006, restated annually according tothe variation of the IPCA inflation index. The company sold 192average MW, for supply starting in January 2011.

The facility is located on the Tibagi River, in the State ofParaná, and will comprise a main power plant rated 350 MWand an additional small hydropower unit rated 11 MW, for a totalof 361 MW of installed capacity.

The project is included the Federal Government’s GrowthAcceleration Program (PAC), and total estimated expendituresamount to R$ 1.1 billion, as of April 2008. COPEL, BNDES, andBanco do Brasil have signed a financing agreement for theMauá Power Plant in the amount of R$ 339 million, whichcorresponds to about 70% of COPEL’s total expenditures forthe implementation of the project.

Construction began in May 2007. The power plant’scommercial operation is scheduled for April 2011. In July, theunderground excavation of the intake tunnel was concluded.The total excavated length of the tunnel is 1.92 km, with 12 mdiameter, and the excavated volume was 261 thousand cubic

NOVOS PROJETOS/NEW PROJECTS

10

meters (this work was conducted in one year and four months).The intakes are almost concluded, and the fixed parts for theframing of the floodgates are being installed.

In the dam, total roller compacted concrete productionreached 410 thousand cubic meters, which is enough to buildfive soccer stadiums as the Maracanã Stadium. In the month ofMay alone, the production of roller compacted concrete was 89thousand cubic meters, a record in the history of hydroeletricprojects with COPEL participation.

São Jerônimo Hydroelectric Power Plant

This project comprises the future São JerônimoHydroelectric Facility, on the Tibagi River, in the State of Paraná,with 331 MW of installed capacity. The implementation of theproject is based on a concession for the use of public propertywon by the São Jerônimo consortium at ANEEL Auction 002/2001. The beginning of construction work is subject to NationalCongress authorization, pursuant to article 231, 3rd paragraph,of the Federal Constitution, since the facility’s reservoir reachesIndian areas.

Proposed Power Generation Projects

COPEL participates in certain power generation projectswhich amount to 225.2 MW of installed capacity.

The following table presents the main features of theseprojects:

One of the most important of these in the Cavernoso IISHP. On December 18, 2009, State Law no. 16,323/2009-PRwas published, authorizing its construction by COPEL. Thisfacility will be built on the Cavernoso River, in the State ofParaná. Its basic project has already been approved by ANEEL,and its final authorization by ANEEL is currently pending.

Hydroelectric Potential Surveyed Along the Piquiri River

COPEL has obtained registration before ANEEL todevelop basic projects for 11 SHPs (Small Hydropower Plants)which may be implemented on the Piquiri River, in the State ofParaná, and to conduct feasibility studies on four largerhydroelectric power plants which may also be built on the sameriver.

lizado em um ano e quatro meses). A tomada de adução estáquase concluída e estão sendo instaladas as peças fixas dasguias das comportas.

Na barragem, a produção total de concreto compactadocom rolo (CCR) foi de 410 mil metros cúbicos, volume sufici-ente para construir cinco estádios como o do Maracanã. So-mente no mês de maio a produção de CCR foi de 89 mil metroscúbicos, um recorde na história dos empreendimentos hidre-létricos com participação da COPEL.

Usina Hidrelétrica São Jerônimo

O projeto compreende o futuro aproveitamento hidrelé-trico São Jerônimo, com potência instalada prevista de 331MW, localizado no rio Tibagi, no Estado do Paraná. Aimplementação do empreendimento terá como base a con-cessão de uso do bem público para exploração do aproveita-mento hidrelétrico de São Jerônimo, constante do Edital deLeilão ANEEL 002/2001. O início das obras aguarda a autori-zação do Congresso Nacional, em conformidade com o artigo231, parágrafo 3º, da Constituição Federal, haja vista que oreservatório da usina atinge áreas indígenas.

Projetos Propostos de Geração de Energia Elétrica

A COPEL possui participação em alguns projetos degeração que somam 225,2 MW de capacidade instalada.

A tabela a seguir apresenta as características dessesprojetos.

Desses projetos, destaca-se a PCH Cavernoso II. Em18 de dezembro de 2009, foi publicada a Lei Estadual nº 16.323/2009-PR, que autorizou sua construção pela COPEL. Esseempreendimento deverá ser implantado no rio Cavernoso, noEstado do Paraná, já teve seu projeto básico aprovado pelaANEEL e aguarda a outorga de autorização a ser expedidatambém pela ANEEL.

Aproveitamentos Hidrelétricos Inventariados no Rio Piquiri

A COPEL obteve registro ativo perante a ANEEL para aelaboração de projetos básicos de 11 Pequenas Centrais Hi-drelétricas (PCHs) que poderão ser implantadas no rio Piquiri,no Estado do Paraná, e para a elaboração de estudos de via-bilidade de quatro usinas hidrelétricas de maior porte (UHEs)localizadas no mesmo rio.

Projeto - PCH/Project - SHP

Capacidade Instalada Estimada/ Estimated Installed Capacity

(MW)

Energia Assegurada Estimada/Estimated Assured Power

(MW médio/ Average MW)

Participação da COPEL/ COPEL' Stake

(%)

Cavernoso II 19,0 10,6 100,0

Bela Vista 29,0 18,0 36,0

Pinhalzinho 10,9 5,9 30,0

Burro Branco 10,0 5,1 30,0

Foz do Turvo 8,8 4,7 30,0

Foz do Curucaca 29,5 16,2 15,0

Salto Alemã 29,0 15,9 15,0

São Luiz 26,0 14,3 15,0

Alto Chopim 20,3 11,2 15,0

Rancho Grande 17,7 9,7 15,0

Dois Saltos 25,0 13,6 30,0

11

Participation at Auctions for Power from New Facilities

COPEL has defined its participation in the competitivebidding for new power plant concessions at Auctions of Powerfrom New Projects as strategic, which is why it has conductedstudies aimed at supporting the decision to participate inhydropower projects which may be listed at the 2010 auctionsand beyond.

Diversification of Energy Sources

COPEL has conducted many others aimed at diversifyingits energy sources, as follows:

- Small Thermal Power Units Running on Sugarcane Pulp: inJanuary 2009, COPEL published a public invitation to partnersinterested in investing in power generation projects in the Stateof Paraná using sugarcane pulp as fuel.

- Trial Project for Distributed Generation and EnvironmentalRestoration: this project is a partnership by COPEL, ItaipuBinacional, and Sanepar (managers of public reservoirs inParaná) whose goal is to provide an economically viable solutionto the serious environmental problem resulting from excessnutrients and organic matter accumulated in the State’sreservoirs and streams. The project will allow the owners orthose in charge of organic matter to produce biogas andelectricity; any power surpluses may be sold to COPEL;

- Paraná Biodiesel Project: this project aims to set up smallbiodiesel plants throughout the State of Paraná based on theinclusion of small rural producers. The first project has beendeveloped as a Research, Development, and Innovation(R&D+I) project, with the capacity to produce 5,000 liters a dayof biodiesel and 153 tons a day of livestock fodder;

- Mapping Wind Power Potential in Paraná: an R&D+I project,conducted under a partnership with other entities. The projectcomprised the mapping of wind power potential throughout allregions of the State, resulting in the publication of the WindPower Potential Atlas of the State of Paraná.

COPEL is also involved in other projects, either understudy or under way, for the development of non-hydraulicrenewable energy sources: development and growth ofmicroalgae for energy purposes; wind power; photovoltaicpower; power generation using raw vegetable oil; andproduction of biogas from algae present in the Company’sreservoirs.

Colíder Hydroelectric Power Plant Auction

At the 10th Auction of Energy from New Facilities, held onJuly 30, 2010, COPEL won the concession to build and operatethe Colíder Hydroelectric Power Plant. The facility will be builton the Teles Pires River (State of Mato Grosso) and will feature300 MW of installed capacity and 179.6 MW of assured power.

This project is included in the Federal Government’sGrowth Acceleration Program (PAC) and will comprise a mainpower plant rated 300 MW minimum with three generating units.The first unit is scheduled to enter operation in December 2014.COPEL will ask the CMN (National Monetary Council) toauthorize this project to be eligible for BNDES financing, giventhat it falls within the scope of the PAC .

Participação em Leilões de Energia Nova

A COPEL definiu como estratégica sua participação nadisputa de concessões de novas usinas hidrelétricas em Lei-lões de Energia Nova, razão pela qual desenvolve estudosque subsidiem a decisão de participação em empreendimen-tos hidrelétricos com probabilidade de serem listados nes-ses leilões em 2010 e em anos posteriores.

Diversificação da Matriz Energética

A COPEL também está desenvolvendo vários projetospara a diversificação de sua matriz energética, conforme a se-guir:

- Projeto de Pequenas Centrais Térmicas a Bagaço-de-Cana:em janeiro de 2009, a COPEL publicou chamada pública per-manente para busca de parceiros, visando a construção deempreendimentos para geração de energia elétrica no Estadodo Paraná a partir de bagaço-de-cana;

- Programa Piloto de Geração Distribuída com SaneamentoAmbiental: projeto de parceria entre COPEL, Itaipu Binacionale Sanepar (gestores de reservatórios públicos no Paraná) cujoobjetivo é oferecer à sociedade uma solução economicamen-te viável para o grave problema ambiental decorrente do ex-cesso de nutrientes e material orgânico lançado nosreservatórios e cursos de água do Estado. O projeto possibili-tará aos proprietários ou responsáveis pelo material orgânicoa produção de biogás e energia elétrica, além da venda doexcedente de energia à COPEL;

- Paraná Biodiesel: projeto que visa a implantação de mini-usinas de biodiesel no Estado do Paraná com base na inclu-são do pequeno produtor rural. O primeiro projeto está sendodesenvolvido como Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação(P&D+i), com capacidade de produção de 5.000 l/dia debiodiesel e 153 toneladas/dia de ração animal;

- Mapa do Potencial Eólico do Paraná: projeto de P&D+i, emparceria com outras entidades. Consistiu no mapeamento dopotencial eólico em todas as regiões do Estado, que resultouna edição do Atlas do Potencial Eólico do Estado do Paraná.

A COPEL possui também, em estudo ou já em fase deestruturação, outros projetos para desenvolvimento de ener-gias renováveis não hidráulicas: desenvolvimento e cultivo demicroalgas para fins energéticos; energia eólica; energiafotovoltaica; produção de energia elétrica a partir do óleo vege-tal bruto; e produção de biogás a partir de algas existentes emseus reservatórios.

Leilão UHE Colíder

A COPEL arrematou, no 10º leilão de energia nova rea-lizado em 30 de julho de 2010, a concessão para construir eoperar a Usina Hidrelétrica Colíder. Essa usina será construídano rio Teles Pires (Mato Grosso) e terá 300 MW de capacidadeinstalada e 179,6 MW de energia assegurada.

O empreendimento está inserido no Programa de Ace-leração do Crescimento (PAC), do Governo Federal, e seráconstituído por uma casa de força principal de 300 MW decapacidade mínima instalada com 3 unidades geradoras. Aentrada em operação da primeira unidade está prevista paradezembro de 2014. A COPEL irá pleitear excepcionalizaçãojunto ao Conselho Monetário Nacional (CMN) a fim de tornar oempreendimento elegível para financiamento via BNDES, umavez que esta obra faz parte do PAC.

12

FLUXO DE ENERGIA/ENERGY FLOW

Fluxo de Energia Consolidado (Jan/ Jun 2010)

Valores sujeitos a alterações após o fechamento pela CCEE./ Amounts subject to changes after settlement by CCEE.

CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado/ Energy Purchase Agreements in the Regulated MarketMRE: Mecanismo de Realocação de Energia/ Energy Reallocation MechanismCCEE (MCP): Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (Mercado de Curto Prazo)/

Electric Power Trade Chamber (Short-term Market)CG = Centro de Gravidade do Submercado (diferença entre a energia faturada e a recebida no CG)./ Center of gravity of the Submarket (difference between billed and energy received from CG).

Consolidated Energy Flowchart (Jan/ Jun 2010)

GWh

A total of 125 average MW (70% of the assured power)has been sold in the regulated environment (ACR) at a price ofR$ 103.40/MWh. The remaining 30% will be dealt on the freemarket.

New Transmission Lines

COPEL participated in the June 11, 2010 ANEEL auctionof new concessions for power transmission facilities. TheCompany was awarded two new concessions for facilities inthe São Paulo State countryside, which will reinforce the basicnetwork of the National Interconnected System.

The new transmission line will have 356 km, running at500 kV, and will connect the Araraquara 2 and Taubatésubstation, with maximum annual allowed revenues of R$ 20million.

The second concession is for a substation in the town ofCerquilho, close to the city of Campinas, rated 230 kV and 300MVA. The maximum annual allowed revenue is R$ 3.3 million.

Foram negociados 125 MW médios (70% da energiaassegurada) no Ambiente de Contratação Regulada (ACR)pelo preço de R$ 103,40/MWh. Os 30% restantes serão nego-ciados no mercado livre.

Novas Linhas de T ransmissão

A COPEL participou do Leilão da ANEEL realizado nodia 11 de junho de 2010 para a outorga de novas concessõesde instalações de transmissão de energia elétrica. Foram ar-rematadas duas novas concessões de empreendimentos nointerior de São Paulo.

A nova linha de transmissão terá 356 km na tensão de500 kV e conectará as subestações Araraquara 2 e Taubaté,com remuneração anual máxima permitida de R$ 20 milhões.

A segunda obra é uma subestação, na cidade deCerquilho, próxima a cidade de Campinas, com tensão de230 kV e com 300 MVA de potência. A remuneração anual má-xima permitida é de R$ 3,3 milhões.

Geração Própria / Ow n Generation

12.922 50,2% 41,4%

1,1%

1,9%

48,5%

790

12.809 49,8%

Itaipu: 2.627

Itiquira: 451

Dona Francisca: 320 7,1%

CCEE (MCP): 326

MRE: 0

Outros/ Other: 850

CCEAR: 8.235

4

MRE:

Rede básica/ Basic Netw ork losses:

Distribuição/ Distribution losses:

609

Perdas e diferenças / Losses and Differences

Ct Bilaterais/ Bilateral Contracts:

25.731

132

1.816

4.502

Energia Suprida / Supplied Energy

1.075

Alocação de contratos no CG/ CG Contracts:

CCEE (MCP):

12.489

486

Energia Comprada / Purchased Energy

Disponibilidade/COPEL's available pow er

Mercado Cativo/ Captive Market

10.661

Concessionárias/ Wholesale

CCEAR:

279

Consumidores Livres / Free Customers

7.193

13

Fluxo de Energia - COPEL Geração e Transmissão Energy Flowchart - COPEL Geração e Transmissão

GWh

1S10/1H10 1S09/1H09 Var. %

Geração própria/ Own generation 12.922 5.398 139,4

CCEE (MCP) 49 24 104,2

MRE - 3.111 -

Dona Francisca 320 320 -

Disponibilidade/ Available Power 13.291 8.853 50,1

Contratos bilaterais/ Bilateral Contracts 790 508 55,5

CCEAR – COPEL Distribuição 609 559 8,9

CCEAR – outras/ Other 6.584 6.616 (0,5)

Leilão de ajuste/ Adjustment auction (COPEL Distribuição) - 137 -

Consumidores livres/ Free customers 486 549 (11,5)

CCEE (MCP) 2 62 -

MRE 4.502 283 -

Perdas e diferenças/ Losses and differences 318 139 128,8



Fluxo de Energia - COPEL Distribuição Energy Flowchart - COPEL Distribuição

GWh

1S10/1H10 1S09/1H09 Var. %

Itaipu 2.627 2.660 (1,2)

CCEAR - COPEL Geração e Transmissão 609 559 8,9

CCEAR - outras/ Other 7.626 6.824 11,8

Leilão de ajuste/ Adjustment auction (COPEL Geração e Transmissão) - 137 -

CCEE (MCP) 277 218 27,1

Itiquira 451 451 -

Outros/ Other 850 797 6,6

Disponibilidade/ Available Power 12.440 11.646 6,8

Mercado cativo/ Captive market 10.661 9.955 7,1

Concessionárias/ Wholesale 279 256 9,0

CCEE (MCP) 2 31 -

Perdas e diferenças/ Losses and differences 1.498 1.404 6,7

Rede Básica/ Basic Network 291 326 (10,7)

Distribuição/ Distribution 1.075 1.011 6,3

Contratos/ Contracts 132 67 97,0

MERCADO DE ENERGIA/POWER MARKET

COPEL Distribuição - Mercado Cativo

O mercado cativo, responsável pelo consumo de 10.661GWh, cresceu 7,1% no primeiro semestre de 2010.

A classe residencial consumiu 2.964 GWh, registrandocrescimento de 5,8%, reflexo da manutenção do mercado detrabalho formal, do aumento da massa salarial e da disponi-bilidade de crédito. Esta classe representa 27,8% do merca-do cativo da COPEL. No final do período, a Companhiaregistrou 2.893.098 consumidores residenciais, aumento de2,7% em relação a junho de 2009.

COPEL Distribuição – Captive Market

The captive market consumed 10,661 GWh, up by 7.1%in the first half of 2010.

The residential segment consumed 2,964 GWh, up5.8% due to the maintenance of the formal job market, theincrease in the bulk of wages and access to credit. This segmentrepresented 27.8% of COPEL’s captive market. In 1S10, COPELsupplied power to 2,893,098 residential customers, up by 2.7%versus 1H09.

14

2T10/2Q10 2T09/2Q09 Var. % 1S10/1H10 1S09/1H09 Var. %(1) (2) (1/2) (3) (4) (3/4)

Mercado Cativo/Captive Market

5.283 4.984 7,1 10.661 9.955 7,1

Concessionárias e Permissionária/Concessionaires

142 132 9,1 279 256 9,1

Consumidores livres/Free Customers (*)

800 726 7,9 1.562 1.447 7,9

Mercado Fio/ Grid Market 6.225 5.842 7,2 12.502 11.658 7 ,2

* Total de consumidores livres atendidos pela COPEL GET e por outros fornecedores dentro da área de concessão da COPEL DIS./ All free customers served by COPEL GET and other suppliers at the COPEL DIS concession area.

GWh

GWh

2T10/2Q10 2T09/2Q09 Var % 1S10/1H10 1S09/1H09 Var %(1) (2) (1/2) (3) (4) (3/4)

Residencial/ Residential 1.465 1.389 5,5 2.964 2.803 5,8

Industrial/ Industrial 1.787 1.622 10,2 3.497 3.173 10,2

Comercial/ Commercial 1.083 1.042 3,9 2.255 2.110 6,9

Rural/ Rural 433 428 1,2 922 878 4,9

Outras/ Other 515 503 2,4 1.023 991 3,3

Total Cativo/ Captive Customers Total 5.283 4.984 6,0 10.661 9.955 7,1

Classe/ Segment

A classe industrial cresceu 10,2%, consumindo 3.497GWh, em virtude da recuperação da produção industrial queacumula excelentes resultados em 2010. Esta classe repre-senta 32,8% do mercado cativo da COPEL. Ao final do primeirosemestre de 2010, foram atendidos 67.777 consumidores in-dustriais cativos.

A classe comercial consumiu 2.255 GWh, o que repre-senta um crescimento de 6,9%. Esta classe representa 21,2%do mercado cativo da COPEL. No final do semestre foramregistrados 301.009 consumidores comerciais.

A classe rural consumiu 922 GWh e cresceu 4,9% emdecorrência da expansão do número de consumidores e darecuperação da economia. Esta classe representa 8,6% domercado cativo da COPEL. Ao final do período foram atendi-dos 360.482 consumidores rurais.

As outras classes (poderes públicos, iluminação públi-ca, serviços públicos e consumo próprio) consumiram 1.023GWh, aumento de 3,3% no período. Estas classes de consu-mo equivalem a 9,6% do mercado cativo da COPEL. No finaldo semestre, eram atendidos 48.896 consumidores.

A tabela a seguir apresenta o comportamento do mer-cado cativo aberto por classe de consumo:

The industrial segment consumed 3,497 GWh, 10.2%up, thanks to the recovery of industrial production, whichrecorded excellent results in 2010. This segment represented32.8% of COPEL’s captive market. In 1H10, COPEL suppliedpower to 67,777 captive industrial customers.

The commercial segment consumed 2,255 GWh, 6.9%higher than in 1H09. The commercial segment represented21.2% of COPEL’s captive market. At the end of the first semesterCOPEL supplied power to 301,009 commercial customers.

The rural segment consumed 922 GWh 4.9% up, due tothe increase of 4.8% in number of customers and the economyrecovery. This segment represented 8.6% of COPEL’s captivemarket. In 1H10, COPEL supplied power to 360,482 ruralcustomers.

Other segments (public agencies, public lighting, publicservices, and own consumption) consumed 1,023 GWh, 3.3%up in the period. These segments represented 9.6% of Copel’scaptive market. At the end of the first semester, COPEL suppliedPower to 48,896 customers in these segments.

The following table shows the captive market for eachconsumption segment:

COPEL Distribuição’s Grid Market - TUSD

COPEL Distribuição’s grid market, comprising thecaptive market, concessionaries and licensees (other utilitieswithin the State of Paraná) and all free customers within theCompany’s concession area, grew 7.2%, as the following table:

COPEL Distribuição - Mercado Fio (TUSD)

O mercado fio da COPEL Distribuição, composto pelomercado cativo, pelo suprimento a concessionárias epermissionárias dentro do Estado do Paraná e pela totalidadedos consumidores livres existentes na sua área de conces-são, avançou 7,2%, conforme verificado na tabela abaixo:

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TARIFAS/TARIFFS

Em junho de 2010, a tarifa média de fornecimento deenergia elétrica foi de R$ 217,53/MWh, representando umaelevação de 3,1% em relação a junho do ano anterior.

Pela Resolução ANEEL n° 1.015, de 22 de junho de2010, as tarifas da COPEL Distribuição foram, em média, rea-justadas em 9,74%, sendo 6,88% relativos ao reajuste tarifárioanual econômico e 2,86% referentes aos componentes finan-ceiros pertinentes, correspondendo a um efeito médio de2,46% a ser percebido pelos consumidores cativos.

A partir de 24 de junho de 2010 a COPEL está pratican-do as tarifas constantes da Resolução ANEEL nº 1.015. Even-tual aplicação de nova política de descontos tarifários deveráser objeto de deliberação do Conselho de Administração e daAssembléia Geral de Acionistas.

As tarifas médias de fornecimento são apresentadasna tabela a seguir:

A Resolução ANEEL n° 1.022, de 29 de junho de 2010,fixou em R$ 3.731,05/MW o valor da tarifa mensal de transpor-te de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional, a seraplicada aos contratantes daquela energia, representando umaumento percentual de 6,1%.

The average rate for sales to final customers in June2010 reached R$ 217.53/MWh, representing a 3.1% increasecompared with the rate effective in June 2009.

Under ANEEL Resolution no. 1.015, dated June 22, 2010,COPEL Distribuição’s electricity rates were increased 9.74%on average, out of which 6.88% correspond to the annualeconomic rate review and 2.86% correspond to financialcomponents, resulting in an average impact of 2.46% on therates paid by captive customers.

As of June 24, 2010, COPEL has applied the ratescontained in ANEEL Resolution no. 1,015. The implementationof any new rate discount policy shall be submitted to the Boardof Directors and to the General Shareholders’ Meeting.

Average rates for sales to final customers are shownbelow:

Under ANEEL Resolution no. 1,022, dated June 29, 2010,the monthly rate for transport of power from Itaipu Binacional,applicable to Itaipu customers, was set at R$ 3,731.05/MW (a6.1% increase).

R$/ MWh

Jun/10 Mar/10 Jun/09 Var. % Var. %(1) (2) (3) (1 / 2) (1/3)

Residencial/ Residential 270,17 271,14 258,03 (0,4) 4,7

Industrial/ Industrial * 189,86 180,68 187,74 5,1 1,1

Comercial/ Commercial 233,90 228,49 228,13 2,4 2,5

Rural/ Rural 156,67 156,74 151,24 - 3,6 Outras/ Other 179,92 177,98 174,41 1,1 3,2 Tarifa média de fornecimento/Retail distribution average rate

217,53 212,87 210,96 2,2 3,1

Sem ICMS./ Value-added tax not included.

* Não inclui consumidores livres./ Free customers not included.

Tarifa/ Rate

Consumidores/ Customers

Classe/ Segment Jun/10 Mar/10 Jun/09 Var %(1) (2) (3) (1/3)

Residencial/ Residential 2.893.098 2.881.156 2.818.001 2,7

Industrial/ Industrial 67.777 67.087 64.957 4,3

Comercial/ Commercial 301.009 300.359 296.684 1,5

Rural/ Rural 360.482 358.047 343.826 4,8

Outras/ Other 48.896 48.596 47.762 2,4

TOTAL CATIVO/ CAPTIVE CUSTOMER TOTAL 3.671.262 3.655.2 45 3.571.230 2,8

Consumidores livres/ Free customers - COPEL GET 10 10 13 (23,1)

TOTAL 3.671.272 3.655.255 3.571.243 2,8

Número de Consumidores

O número de consumidores finais (consumidores cati-vos e consumidores livres da COPEL GET) faturados em ju-nho de 2010 é apresentado na tabela a seguir:

Number of Customers

The number of final customers (captive customers plusfree customers supplied by COPEL Geração) billed as of June2010 is shown below:

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As principais tarifas de compra de energia da COPELsão apresentadas no quadro a seguir:

As principais tarifas de suprimento de energia daCOPEL são apresentadas no quadro a seguir:

R$/ MWh

Jun/10 Mar/10 Jun/09 Var. % Var. %(1) (2) (3) (1 / 2) (1 / 3)

Leilão/ Auction 2005 - 2012 72,18 70,96 68,88 1,7 4,8

Leilão/ Auction 2006 - 2013 85,25 83,35 81,33 2,3 4,8

Leilão/ Auction 2007 - 2014 94,75 93,22 90,53 1,6 4,7

Leilão/ Auction 2008 - 2015 100,86 98,92 96,27 2,0 4,8

Leilão/ Auction 2009 - 2016 114,79 113,10 109,63 1,5 4,7

Concessionárias no Estado do Paraná/Utilities in the State of Paraná

141,85 139,68 125,74 1,6 12,8

Tarifa/ Rate

The main rates for power purchased by COPEL areshown below:

The main rates for power sold by COPEL to distributorsare shown below:

Second Transmission Rate Review

AANEEL published the provisional result of COPEL’ssecond transmission rate review. The Rate Adjustment Indexfor Annual Allowed Revenues from New Transmission Facilities(RBNI) for COPEL was minus 22.88%. The Revenue fromExisting Facilities (RBSE) is restated according to the IGP-Minflation index

The following table shows the impacts of the PeriodicRate Review on the Annual Allowed Revenues of COPEL’stransmission assets:

2ª Revisão T arifária da T ransmissão

A ANEEL determinou, em caráter provisório, o resultadoda segunda revisão tarifária da transmissão da COPEL. O ín-dice de reposicionamento tarifário da Receita Anual Permitidasobre as Novas Instalações de Transmissão (RBNI) da COPELfoi fixado em 22,88% negativos. A Receita das Instalações Exis-tentes (RBSE), é reajustada pelo IGP-M.

A tabela a seguir mostra os efeitos da Revisão TarifáriaPeriódica sobre a Receita Anual Permitida dos ativos de trans-missão da COPEL:

R$/ MWh

Jun/10 Mar/10 Jun/09 Var. % Var. %(1) (2) (3) (1 / 2) (1 / 3)

Itaipu* 96,89 90,35 101,31 7,2 (4,4)

Leilão/ Auction 2005 - 2012 71,74 70,82 68,18 1,3 5,2

Leilão/ Auction 2006 - 2013 84,20 82,94 79,90 1,5 5,4

Leilão/ Auction 2007 - 2014 95,96 92,93 91,02 3,3 5,4

Leilão/ Auction 2007 - 2014 (A-1) 119,87 118,41 113,93 1,2 5,2

Leilão/ Auction 2008 - 2015 101,29 99,75 96,00 1,5 5,5

Leilão/ Auction 2008 - H30 126,20 124,85 119,94 1,1 5,2

Leilão/ Auction 2008 - T15** 156,10 154,22 148,38 1,2 5,2

Leilão/ Auction 2009 - 2016 113,10 112,07 107,52 0,9 5,2

Leilão/ Auction 2009 - H30 134,89 133,26 128,21 1,2 5,2

Leilão/ Auction 2009 - T15** 152,56 150,73 145,01 1,2 5,2

Leilão/ Auction 2010 - H30*** 124,11 111,32 - 11,5 -

Leilão/ Auction 2010 - T15** 149,45 147,97 - 1,0 -

Tarifa/ Rate

*Transporte de Furnas não incluído./ Furnas transport charge not included.** Preço médio do leilão corrigido pelo IPCA. Na prática o preço é formado por três componentes: parcela fixa, parcela variável e despesa na CCEE. O custo dos dois últimos itens depende do despacho das usinas conforme programação do Operador Nacional do Sistema (ONS)./ Average auction price restated according to the IPCA inflation index. The price comprises in fact three components: a fixed component, a variable component, and expenses at the Electric Energy Trading Chamber (CCEE). The cost of the latter two components is dependent upon the dispatch of facilities according to the schedule set by the National System Operator (ONS).

*** Devido ao atraso na entrada em operação de usinas, o preço desse produto ficou menor do que o contratado./ Due to plants operation delay, this auction tariff was lower than the contract price.

R$ milhões/ million

RAP antes da 2ª Revisão/RAP before 2nd Revision

2ª Revisão/2nd Revision

%

RAP após 2ª Revisão/RAP after 2 nd Revision

RBNI 168,2 (22,9) 129,7RBSE 115,1 4,2 120,0

RAP 283,3 - 249,7Fonte: ANEEL, Nota Técnica 177/2010-SER e Resolução Homologatória 1021/2010/ Source:ANEEL, Technical Note 177/2010-SER and Ratifying Resolution 1021/2010

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Desempenho das Ações

De janeiro a junho de 2010, as ações ordináriasnominativas (ON - código CPLE3) e as ações preferenciaisnominativas classe B (PNB - código CPLE6) da COPELestiveram presentes em 94% e 100%, respectivamente, dospregões da Bolsa de Valores, Mercadoria e Futuros(BM&FBOVESPA).

As ações em circulação totalizaram 45,0% do capital daCompanhia. Dos 65 papéis que compõem a carteira teóricado Ibovespa, as ações PNB da COPEL participaram com 0,7%e com índice Beta de 0,5.

AÇÕES/SHARES

O capital social da COPEL é de R$ 6.910 milhões, com-posto por ações sem valor nominal, e o número atual de acio-nistas é de 24.927. Em junho de 2010, o capital da Companhiaestava assim representado:

COPEL’s stock capital amounts to R$ 6,910 million andis represented by shares with no par value, while the Company’scurrent number of shareholders is 24,927. As of June 2010, theCompany’s stock capital was composed as follows:

Mil ações / Thousand sharesAcionistas/ ON/ PNA/ PNB/

Shareholders Common Preferred "A" Preferred "B"

Estado do Paraná/ State of Paraná 85.029 58,6 - - 14 - 85.042 31,1BNDESPAR 38.299 26,4 - - 27.282 21,3 65.581 24,0Eletrobras 1.531 1,1 - - - - 1.531 0,6Custódia da Bolsa/ Free Floating 19.619 13,5 127 32,3 10 0.897 78,7 120.644 44,1

BM&FBOVESPA 19.471 13,4 127 32,3 60.667 47,3 80.265 29,3

NYSE 148 0,1 - - 40.037 31,2 40.185 14,7

LATIBEX - - - - 193 0,2 193 0,1

Outros/ Other 554 0,4 267 67,7 37 - 857 0,2TOTAL 145.031 100,0 394 100,0 128.230 100,0 273.655 100,0

% % % % TOTAL

ON/ COMMON

BNDESPAR26,4%

Estado do Paraná/ State of Paraná58,6%

Outros/ Other0,4%Eletrobras

1,1%

Custódia da Bolsa/

Free Floating13,5%

PN/PREFERRED

BNDESPAR21,2%

Outros/ Other0,2%

Custódia da Bolsa/

Free Floating78,6%

TOTAL

BNDESPAR24,0%

Eletrobras0,6%

Outros/ Other0,2%

Estado do Paraná/ State of Paraná31,1%

Custódia da Bolsa/

Free Floating44,1%

Stock Performance

From January through June 2010, COPEL’s commonshares (ON) (code CPLE3) and class B preferred shares (PNB- code CPLE6) were traded on 94% and 100%, respectively, ofthe São Paulo Stock Exchange (BM&FBOVESPA) tradingsessions.

COPEL’s free floating shares accounted for 45.0% of theCompany’s stock capital. Out of the 65 securities that make upthe Ibovespa index, COPEL’s class B shares accounted for 0.7%of the portfolio, with a Beta index of 0.5.

A revisão é retroativa a julho de 2009, de modo que acompanhia deverá ressarcir R$ 40,1 milhões. Esse valor foiprovisionado no segundo trimestre de 2010 e será quitadoem 12 parcelas.

The review is retroactive to July 2009, so that theCompany will be liable to reimburse R$ 40.1 million. Aprovision in this amount has been set aside in the second quarterof 2010, and the debt will be paid off in 12 installments.

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Total Média diária Total Média diáriaDaily average Daily average

Negócios/ Number of Trades 1.344 12 237.340 1.945

Quantidade/ Volume Traded 1.419.500 12.343 76.130.600 624.021

Volume (R$ mil)/ Trading Value (R$ thousand) 50.167 436 2.757.285 22.601

Presença nos Pregões/ Presence in Trading Sessions 115 94% 122 100%

Quantidade/ Volume Traded 28.160 655 62.040.023 500.323

Volume (US$ mil)/ Trading Value (US$ thousand) 537 12 1.256.532 10.133

Presença nos Pregões/ Presence in Trading Sessions 43 35% 124 100%

Quantidade/ Volume Traded - - 289.260 2.371

Volume (Euro mil)/ Trading Value (Euro thousand) - - 5.161 42

Presença nos Pregões/ Presence in Trading Sessions - - 122 99%

BM&FBOVESPA

NYSE

LATIBEX

PNB/ Preferred "B"(CPLE6/ ELP/ XCOP)

Stock Performance (Jan - Jun 2010)Desempenho das ações (Jan - Jun 2010)

ON/ Common(CPLE3/ ELPVY)

Na carteira do IEE (Índice Setorial de Energia Elétrica),a COPEL participa com 6,7%. No Índice de SustentabilidadeEmpresarial da BM&FBOVESPA (ISE), a COPEL tem participa-ção de 1,1%.

Na BM&FBOVESPA, as ações ON fecharam o períodocotadas a R$ 34,24, com variação negativa de 6,2%, e as açõesPNB a R$ 37,20, com variação positiva de 0,4%.

Na Bolsa de Valores de Nova Iorque (NYSE), as açõesPNB são negociadas no “Nível 3”, sob o código ELP, na formade ADSs. As ADSs estiveram presentes em 100% dos pregõese fecharam o período cotadas a US$ 20,65 com queda de3,7%.

No LATIBEX (Mercado de Valores Latino-Americano emEuros), vinculado à Bolsa de Valores de Madri, as ações PNBda Companhia são negociadas sob o código XCOP. As XCOPsestiveram presentes em 99% dos pregões e fecharam o perí-odo cotadas a 17,16 euros, com variação de 15,8%.

Dividendos e Juros sobre o Capital Próprio (JCP)

Na tabela abaixo estão discriminadas as distribuiçõesde Dividendos e/ou Juros sobre o Capital Próprio a partir de2007:

Tipo de Provento/ Exercício/ Aprovado/ Pagamento/ Bruto R$ Mil/Type of earning Fiscal year Approved on Paid on Thousands of R$

(gross) ON/ PNA/ PNB/

Common Preferred "A" Preferred "B"

Dividendos/ Dividends 2007 04/17/08 05/16/08 67.750 0,23622 0,41239 0,25990

JCP/ IOC 2007 04/17/08 05/16/08 200.000 0,69734 1,21740 0,76723

Dividendos/ Dividends 2008 04/23/09 05/29/09 33.834 0,11796 0,21060 0,12979

JCP/ IOC 2008 04/23/09 05/29/09 228.000 0,79493 1,41919 0,87459

JCP(antec.)/ IOC(antec.) 2009 11/11/09 12/07/09 168.000 0,58625 0,64510 0,64510

Dividendos/ Dividends 2009 04/27/10 05/27/10 19.459 0,06784 0,12713 0,07463JCP/ IOC 2009 04/27/10 05/27/10 62.000 0,21556 0,85756 0,23706

Por ação/Per share

COPEL also accounts for 6.7% of the IEE (ElectricEnergy Index) portfolio. Furthemore, COPEL accounts for 1.1%of BM&FBOVESPA’s Corporate Sustainability Index (ISE).

As reported by BM&FBOVESPA, the closing price ofCOPEL’s common shares on the last trading day of the periodwas R$ 34.24 (a negative variation of 6.2%), and class Bpreferred shares were traded at R$ 37.20 (a positive variationof 0.4%).

On the New York Stock Exchange (NYSE), COPEL’s classB preferred shares, represented by American DepositaryShares (ADSs), are traded at Level 3, under the code ELP. Asreported by NYSE, COPEL’s ADSs were traded on 100% of thetrading sessions and had a closing price of US$ 20.65 at theend of the period (a 3.7% drop).

On LATIBEX (The Euro Market for Latin-AmericanSecurities), linked to the Madrid Stock Exchange, COPEL’sClass B preferred shares are traded, under the symbol XCOP.As reported by LATIBEX, COPEL’s XCOPs were traded on 99%of the trading sessions and had a closing price of 17.16 eurosat the end of the period (a 15.8% variation).

Dividends and Interest on Capital (IOC)

The table below features COPEL’s distributions ofdividends and/or interest on capital since 2007:

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RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO CONSOLIDADO/CONSOLIDATED ECONOMIC AND FINANCIAL PERFORMANCE

O conteúdo das demonstrações contábeis e financei-ras da COPEL é monitorado pelo Conselho de Administraçãoda Companhia, por meio das atividades do Comitê de Audito-ria. Para assegurar a adequação das informações divulgadas,o Comitê de Auditoria recebe diretamente informações sobrequalquer preocupação pertinente.

Com o advento da Lei nº 11.638/07, que atualizou alegislação societária brasileira para possibilitar o processode convergência das práticas contábeis adotadas no Brasilcom aquelas constantes nas normas internacionais de con-tabilidade (IFRS), novas normas e pronunciamentos técnicoscontábeis vêm sendo expedidos, em consonância com ospadrões internacionais de contabilidade, pelo Comitê de Pro-nunciamentos Contábeis - CPC.

A Companhia, amparada pela Deliberação CVM nº 603/2009, optou por apresentar os seus formulários de Informa-ções Trimestrais - ITR durante o exercício de 2010 de acordocom as práticas contábeis em vigor até 31 de dezembro de2009 e reapresentá-los comparativamente com os de 2009também ajustados às normas de 2010, pelo menos quandoda apresentação das demonstrações financeiras do exercí-cio social de 2010.

Este Informativo Trimestral apresenta uma análise dobalanço patrimonial do segundo trimestre de 2010 em rela-ção ao primeiro trimestre de 2010.

Ativo

Ativo Circulante

No segundo trimestre de 2010, o ativo circulante apre-sentou decréscimo de 5,0% em relação ao trimestre anterior.Apresentamos a seguir as principais variações:

- queda de 12,9% em “caixa e equivalentes de caixa”, basica-mente em decorrência do pagamento de participação nos lu-cros (PLR) referente ao exercício de 2009, do pagamento dedividendos e juros sobre capital próprio, e da amortização deempréstimos;

- elevação de 40,0% em “serviços de telecomunicações”,consequência do acúmulo de saldos referentes a serviços detransmissão de dados e ao aumento da base de clientes;

- acréscimo de 85,3% em “imposto de renda e contribuiçãosocial diferidos”, reflexo do aumento de imposto de renda econtribuição social sobre adições temporárias e CVA passiva;

- redução de R$ 8,8 milhões na rubrica “outros ativosregulatórios” devido à amortização dos valores reconhecidosno ciclo tarifário 2009/2010; e

- o saldo em “estoques” apresentou retração de 6,8%, emfunção da redução dos estoques da COPEL Distribuição.

Ativo Não Circulante

Realizável a Longo Prazo

No segundo trimestre de 2010, o ativo realizável a lon-go prazo cresceu 11,7% em relação ao primeiro trimestre de2010, destacando-se:

- contração de 13,2% em “consumidores e revendedores”,em razão de transferências de parcelamento de dívidas parao ativo circulante;

The contents of COPEL’s financial statements aremonitored by the Company’s Board of Directors, through theactivities of the Audit Committee. To ensure the accuracy ofthese statements, the Audit Committee directly receives anyreports or concerns about them.

With the enactment of Law no. 11,638/2007, which hasupdated the Brazilian corporate legislation so as to bring theaccounting practices adopted in Brazil closer to the InternationalFinancial Reporting Standards (IFRS), new technical accountingrules and pronouncements have been published, incompliance with the IFRS, by the Accounting PronouncementsCommittee (CPC).

COPEL, pursuant to CVM Ruling no. 603/2009, haschosen to present its quarterly information reports during 2010in accordance with the accounting practices in effect untilDecember 31, 2009 and to adjust the 2009 data according tothese practices, for purposes of comparison, at least until the2010 financial statements are presented.

This Quarterly Report features an analysis of the balan-ce sheet for the second quarter of 2010 compared to the firstquarter of 2010.

Assets

Current Assets:

In the second quarter of 2010, long-term assets fell 5.0%compared to the previous quarter, mainly on account of thefollowing variations:

- a 12.9% reduction in “cash and cash equivalents”, duebasically to the payment of employee profit sharing for 2009,the payment of dividends and interest on capital, and theamortization of loans;

- a 40.0% surge in “telecommunications services”, due to theaccrual of balances in connection with data transmissionservices and to the increase in the number of customers;

- an 85.3% increase in “income tax and social contribution paidin advance”, due to the increase in income tax and socialcontribution on temporary additions and CVA liabilities;

- a R$ 8.8 million reduction in “other regulatory assets”, due tothe amortization of amounts recognized in rate cycle 2009/2010; and

- a 6.8% drop in “inventories”, due to lower inventories held byCOPEL Distribuição.

Noncurrent Assets

Long-Term Assets

In the second quarter of 2010, long-term assets increased11.7% compared to the first quarter of 2010; the most importantvariations were:

- a 13.2% drop in “customers and distributors”, due to transfersof debt installments to current assets;

20

R$ 1.000

Ativo/ Assets Jun/10 Mar/10 Jun/09 Var.% Var.%(1) (2) (3) (1/2) (1/3)

CIRCULANTE/ CURRENT 3.516.167 3.700.425 3.520.187 (5,0) (0,1)

Caixa e equivalentes de caixa/Cash and cash equivalents

1.476.519 1.695.486 1.531.582 (12,9) (3,6)

Consumidores e revendedores, líquido/Customers and distributors, net

1.074.102 1.075.595 947.235 (0,1) 13,4

Serviços de telecomunicações, líquido/Telecommunications services, net

16.856 12.043 11.870 40,0 42,0

Distribuição de gás canalizado/ Piped gas 22.091 20.911 19.757 5,6 11,8

Dividendos a receber/ Dividends receivable 3.712 7.452 3.560 (50,2) 4,3

Serviços em curso/ Services in progress 95.718 95.012 76.015 0,7 25,9

Repasse CRC ao Estado do Paraná/CRC transferred to the State of Paraná

52.595 50.709 48.417 3,7 8,6

Impostos e contribuições sociais/Taxes and social contribution

231.659 221.520 209.236 4,6 10,7

Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos/ Income Tax and Social Contribution paid in advance

85.453 46.110 35.785 85,3 138,8

Conta de compensação da "Parcela A"/Deferred regulatory assets - CVA

182.372 183.355 239.074 (0,5) (23,7)

Outros ativos regulatórios/ Other regulatory assets - 8.763 35.051 - -

Títulos e valores mobiliários/ Bonds and Securities 5.490 3.448 92.097 59,2 (94,0)

Cauções e depósitos vinculados/Collaterals and escrow accounts

116.109 120.364 125.295 (3,5) (7,3)

Estoques/ Inventories 97.933 105.115 77.891 (6,8) 25,7

Outros créditos/ Other receivables 55.558 54.542 67.322 1,9 (17,5)

NÃO CIRCULANTE/ NONCURRENT 10.546.991 10.154.540 9.7 95.026 3,9 7,7

Realizável a Longo Prazo/ Long-Term Assets 2.172.8 85 1.944.594 2.000.901 11,7 8,6


50.387 58.035 68.898 (13,2) (26,9)

Serviços de telecomunicações/Telecommunications services -

1.011 2.231- -


1.243.643 1.225.025 1.235.013 1,5 0,7


86.872 87.033 79.410 (0,2) 9,4


389.739 363.336 400.203 7,3 (2,6)


26.110 41.195 86.033 (36,6) (69,7)

Títulos e valores mobiliários/ Bonds and Securities 41.858 40.937 5.289 2,2 -


28.940 24.748 27.069 16,9 6,9

Depósitos judiciais/ Judicial deposits 285.792 86.219 79.973 231,5 257,4

Outros créditos/ Other 19.544 17.055 16.782 14,6 16,5

Investimentos/ Investments 439.522 431.982 408.393 1, 7 7,6

Imobilizado/ Property, Plant and Equipment 7.752.8 32 7.619.855 7.255.224 1,7 6,9

Intangível/ Intangible Assets 181.752 158.109 130.50 8 15,0 39,3

TOTAL 14.063.158 13.854.965 13.315.213 1,5 5,6

21

- elevação de 1,5% na rubrica “repasse CRC ao Estado doParaná”, decorrente da atualização monetária conforme a vari-ação do IGP-DI, compensada pela transferência para o ativocirculante;

- crescimento de 7,3% em “imposto de renda e contribuiçãosocial diferidos” por conta do acumulo de créditos fiscais dife-ridos provenientes de provisões para contingências e de CVApassiva;

- queda de 36,6% na “conta de compensação da Parcela A”,devido a transferências para o ativo circulante e reversão desaldo conforme valores efetivamente realizados no período;

- aumento de 16,9% em “cauções e depósitos vinculados”, emdecorrência, principalmente, da valorização do bônus do Te-souro Norte Americano em 13,5%; e

- expressivo incremento na rubrica “depósitos judiciais”, emrazão, principalmente, da penhora de depósito judicial de INSS,ocorrida em abril de 2010, no valor de R$ 181 milhões.

Investimentos

O saldo na conta “investimentos” cresceu 1,7% devido,principalmente, ao resultado da equivalência patrimonial daCompanhia Paranaense de Saneamento (Sanepar).

Imobilizado e Intangível

Os aumentos verificados no imobilizado e no intangívelocorreram em função da entrada de novos ativos, conforme oPrograma de Investimentos da Companhia, líquido da quotade depreciação do período.

Passivo

Passivo Circulante

No segundo trimestre de 2010, o passivo circulante cres-ceu 2,0% em relação ao saldo observado no trimestre anteri-or, destacando-se:

- aumento de 30,2% em “empréstimos e financiamentos” (in-cluindo debêntures), basicamente em razão da apropriaçãode encargos e de transferências recebidas do longo prazo;

- redução de 2,2% na conta “fornecedores”, devido, principal-mente, à menor apropriação de materiais e serviços;

- crescimento de 10,0% em “impostos e contribuições soci-ais”, em decorrência do incremento no saldo de imposto derenda e contribuição social a pagar;

- diminuição significativa em “dividendos a pagar”, em razãode pagamento de dividendos e juros sobre capital próprio ocor-rida em maio de 2010;

- retração de 10,7% na conta “folha de pagamento e provisõestrabalhistas”, consequência do pagamento de participação noslucros referente ao exercício de 2009, compensada parcial-mente pelas provisões trabalhistas (férias, 13º salário, PLR edesligamento voluntário);

- elevação de 13,7% em “benefício pós-emprego”, em funçãoda apropriação das contribuições previdenciárias eassistenciais e de transferências recebidas do passivo nãocirculante, compensada parcialmente pelas amortizações re-alizadas no período;

- avanço de 71,5% na “conta de compensação da Parcela A”,ocasionada pelo aumento de Encargos de Serviços do Siste-ma (ESS) e do custo de aquisição de energia, em virtude damenor realização desse custo no período; e

- a 1.5% increase in “CRC transferred to the State of Paraná”,due to its restatement according to the IGP-DI inflation index,offset by transfers to current assets;

- a 7.3% increase in “income tax and social contribution paid inadvance”, due to the accrual of deferred tax credits fromprovisions for contingencies and CVA liabilities;

- a 36.6% reduction in “deferred regulatory assets - CVA”, dueto transfers to current assets and to the reversal of amountsrealized during the period;

- a 16.9% increase in “collaterals and escrow accounts”, duemostly to the appreciation of the North American Treasury Bondsby 13.5%; and

- a significant increase in “judicial deposits”, due mostly to thejudicial attachment of R$ 181 million, in April 2010, inconnection with a Social Security (INSS) lawsuit.

Investments

The balance under “investments” increased 1.7% duemostly to the result of equity in Companhia Paranaense deSaneamento (Sanepar).

Property, Plant, and Equipment and Intangible Assets

The increases in property, plant, and equipment and inintangible assets took place due to new assets in service,pursuant to the Company’s Expenditure Program, net of thedepreciation quota for the period.

Liabilities

Current Liabilities

In the second quarter of 2010, current liabilities increased2.0% compared to the previous quarter, mainly as a result of:

- a 30.2% increase in “loans and financing” (includingdebentures), due to the accrual of charges and to transfersfrom long-term liabilities;

- a 2.2% reduction in “suppliers”, due mostly to lower expenseswith materials and supplies;

- a 10.0% increase in “taxes and social contribution”, due tohigher amounts of income tax and social contribution due;

- a significant reduction in “dividends payable”, due to thepayment of dividends and interest on capital in May 2010;

- a 10.7% reduction in “payroll, social charges and accrualscosts”, on account of the payment of employee profit sharingfor 2009, partially offset by labor accruals (paid vacation, annualbonus, profit sharing, and voluntary redundancy);

- a 13.7% increase in “post-employment benefits”, due to theaccrual of pension and healthcare plan contributions and totransfer from noncurrent liabilities, partially offset by paymentmade during the quarter;

- a 71.5% increase in “deferred regulatory liabilities - CVA”, dueto increased Charges for System Services (ESS) and powerpurchase costs, on account of lower realization of this cost duringthe period; and

22

Passivo Não Circulante

No segundo trimestre de 2010, o passivo não circulantecresceu 1,0% em relação ao trimestre anterior, em decorrên-cia das seguintes variações:

Noncurrent Liabilities

In the second quarter of 2010, noncurrent liabilitiesincreased 1.0% compared to the previous quarter, mainly onaccount of the following variations:

- aumento significativo na rubrica “outros passivosregulatórios”, principalmente em razão da apropriação deR$ 40,1 milhões referente à parcela de ajuste da segundarevisão tarifária periódica dos ativos de transmissão daCOPEL, conforme disposto na Resolução HomologatóriaANEEL nº 1.008/2010.

- a significant increase in “other regulatory liabilities”, mostlyon account of the accrual of R$ 40.1 million in connection withthe adjustment share of the second periodic rate review forCOPEL’s transmission assets, pursuant of ANEEL Resolutionno. 1,008/2010.

Passivo/ Liabilities Jun/10 Mar/10 Jun/09 Var.% Var.%(1) (2) (3) (1/2) (1/3)

CIRCULANTE/ CURRENT 1.706.597 1.672.557 1.504.939 2,0 13,4

Empréstimos, financiamentos e debêntures/Loans, financing and debentures

107.145 82.278 143.297 30,2 (25,2)

Fornecedores/ Suppliers 545.305 557.410 525.932 (2,2) 3,7

Impostos e contribuições sociais/ Taxes and social contribution 363.873 330.830 301.672 10,0 20,6


62.006 65.583 93.281 (5,5) (33,5)

Dividendos a pagar/Dividends payable

7.665 91.233 17.495 (91,6) (56,2)

Folha de pagamento e provisões trabalhistas/Payroll, social charges and accruals

154.718 173.305 151.636 (10,7) 2,0

Benefício pós-emprego/ Post-employment benefits 23.807 20.930 21.194 13,7 12,3

Conta de compensação da "Parcela A"/Deferred regulatory liabilities - CVA

121.745 71.001-

71,5-

Outros passivos regulatórios/Other regulatory liabilities

41.402 4.189 16.577-

149,8

Encargos do consumidor a recolher/ Regulatory charges 49.978 46.826 37.142 6,7 34,6

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética/Research and development and energy efficiency

114.633 112.779 97.955 1,6 17,0

Outras contas a pagar/ Other payables 114.320 116.193 98.758 (1,6) 15,8

NÃO CIRCULANTE/ NONCURRENT 2.844.836 2.815.409 2.946.055 1,0 (3,4)

Empréstimos, financiamentos e debêntures/Loans, financing and debentures

1.429.980 1.444.026 1.524.176 (1,0) (6,2)

Provisões para contingências/Reserve for contingencies

491.171 486.360 619.870 1,0 (20,8)

Fornecedores/ Suppliers 160.477 168.103 203.077 (4,5) (21,0)


136.547 133.883 721 2,0-


17.127 22.594 37.799 (24,2) (54,7)

Benefícios pós-emprego/ Post-employment benefits 357.370 356.442 371.934 0,3 (3,9)

Conta de compensação da "Parcela A"/Deferred regulatory liabilities - CVA

59.784 23.667 13.076 152,6-

Outros passivos regulatórios/Other regulatory liabilities -

15- - -

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética/Research and development and energy efficiency

114.343 102.309 95.285 11,8 20,0

Receita diferida/ Deferred revenues 74.994 74.994 74.994 - -

Outras contas a pagar/ Other accounts payables

3.043 3.016 5.123 0,9 (40,6)

PARTICIPAÇÕES DE ACIONISTAS NÃO CONTROLADORES/NONCONTROLLING INTERESTS

322.010 312.957 249.068 2,9 29,3

PATRIMÔNIO LÍQUIDO/SHAREHOLDERS' EQUITY

9.189.715 9.054.042 8.615.151 1,5 6,7

Capital social/ Stock capital 6.910.000 4.460.000 4.460.000 54,9 54,9

Reservas de capital/ Capital reserves - 838.340 838.340 - -

Reserva legal/ Legal Reserves 428.912 428.912 377.590 - 13,6

Reservas de lucros/ Profit reserves 1.491.149 3.102.809 2.377.157 (51,9) (37,3)

Lucros acumulados/ Retained earnings/losses 359.654 223.981 562.064 60,6 (36,0)

TOTAL 14.063.158 13.854.965 13.315.213 1,5 5,6

R$ 1.000

23

R$ 1.000

Curto Prazo/Short-term

Longo Prazo/Long-term

Total

BID/ IBD 19.225 - 19.225

Tesouro Nacional/ National Treasury 5.704 58.128 63.832

Eletrobras 5 19 24

Total 24.934 58.147 83.081

Eletrobras - COPEL 42.415 262.509 304.924

BNDES - Compagas 6.367 3.229 9.596

Debêntures - COPEL 18.699 600.000 618.699

BNDES/Banco do Brasil S/A - Mauá 2.733 169.882 172.615

Banco do Brasil e outros/ and other 11.997 336.213 348.210

Total 82.211 1.371.833 1.454.044

TOTAL 107.145 1.429.980 1.537.125

Moeda Estrangeira/Foreign Currency

Moeda Nacional/ Domestic Currency

- redução de 1,0% em “empréstimos, financiamentos e de-bêntures”, basicamente em razão de transferências para opassivo circulante;

- retração de 4,5% na rubrica “fornecedores”, resultante datransferência para o circulante de parcelas da dívida do acor-do com a Petrobras;

- acréscimo relevante na “conta de compensação da ParcelaA”, como consequência da constituição de CVA referente àenergia comprada para revenda, em virtude da menor realiza-ção desse custo no período, compensado, em parte, por trans-ferências para o curto prazo; e

- elevação de 11,8% em “pesquisa e desenvolvimento e efici-ência energética”, devido à correção pela SELIC e à apropria-ção de provisão calculada conforme metodologia definida pelaANEEL.

Participações de Acionistas Não Controladores

Correspondem à participação de outros acionistas nocapital social das controladas Compagas, Elejor e UEGAraucária.

Patrimônio Líquido

Ao final do segundo trimestre de 2010, o patrimôniolíquido da COPEL alcançou o montante de R$ 9.189,7 milhões,equivalente a R$ 33,58 por ação.

Perfil da Dívida

Apresentamos, na tabela a seguir, o perfil da dívida em30 de junho de 2010:

- a 1.0% decrease in “loans, financing and debentures”, duebasically to the transfer of amounts to current liabilities;

- a 4.5% reduction in “suppliers”, due to transfers to currentliabilities of debt installments under the agreement withPetrobras;

- a significant increase in “deferred regulatory liabilities - CVA”,on account of the accrual of a CVA liability in connection withpower purchased for resale, due to lower realization of this costduring the quarter, partially offset by transfers to currentliabilities; and

- an 11.8% increase in “research and development and energyefficiency”, due to the restatement according to the SELIC rateand the accrual of a provision calculated according to amethodology set by ANEEL.

Noncontrolling Interests

These interests correspond to the interests of othershareholders in the share capital of subsdiaries Compagas,Elejor, and UEG Araucária

Shareholders’ Equity

At the end of the second quarter of 2010, COPEL’sshareholders’ equity reached R$ 9,189.7 million, whichcorresponds to R$ 33.58 per share.

Debt Profile

The table below breaks down the Company’sindebtedness as of June 30, 2010:

A seguir, apresentamos o vencimento das parcelas dosempréstimos, financiamentos e debêntures:

The following table features a breakdown of the maturityof the Company’s loans, financing, and debentures:

R$ 1.0002010 2011 2012 2013 2014 Após/ After

2014

Empréstimos e Financiamentos/Loans and Financing

43.263 74.070 59.850 59.350 387.570 294.323

Moeda Nacional/ Domestic Currency 39.761 50.076 56.081 56.932 386.359 246.135

Moeda Estrangeira/ Foreign Currency 3.502 23.994 3.769 2.418 1.211 48.188

Debêntures/ Debentures 18.699 600.000 - - - -

TOTAL 61.962 674.070 59.850 59.350 387.570 294.323

24

A dívida líquida consolidada da COPEL (empréstimos,financiamentos e debêntures menos disponibilidades) apre-sentou significativa redução nos últimos anos, conforme ográfico a seguir:

A tabela a seguir apresenta os atuais ratings corporativoe da quarta emissão de debêntures da COPEL:

1.312

912

1.193

562

51 61(23)

(300)

-

300

600

900

1.200

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2T10/ 2Q10

R$

milh

ões/

R$

mill

ion

-0,2

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

veze

s/ ti

mes

Dívida LíquidaNet Debt

Dívida Líquida/ LAJIDANet Debt/ EBITDA

COPEL’s net consolidated indebtedness (loans,financing, and debentures minus cash in hand) has droppedsignificantly over the last few years, as shown below:

The following table features COPEL’s current corporateratings and the ratings of its fourth debenture issue:

Fitch

Corporativo/ Corporate AA (bra)

Debêntures - 4ª emissão/ Debentures - 4th issue AA (bra)

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

Este Informativo Trimestral apresenta uma análise dodemonstrativo do resultado do segundo trimestre de 2010 emrelação ao segundo trimestre de 2009.

Receita Operacional

No segundo trimestre de 2010, a “receita operacional”atingiu R$ 2.284,9 milhões, montante 6,8% superior aosR$ 2.139,9 milhões registrados no mesmo período de 2009.Destacam-se os seguintes fatos:

- aumento de 13,3% na receita de “fornecimento de energiaelétrica” (que reflete somente a venda de energia, não consi-derando a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD)devido, basicamente: (i) ao aumento de 6,0% nas vendas deenergia para o mercado cativo, com destaque para as classesresidencial e industrial, com variações de 5,5% e 10,1% res-pectivamente; e (ii) ao repasse tarifário de 12,98%, a partir de24 de julho de 2009, para os consumidores que pagam suasfaturas em atraso;

- elevação de 14,2% na conta “suprimento de energia elétrica”em razão: (i) do reajuste de preços dos Contratos deComercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR)e dos contratos bilaterais, (ii) do aumento nas vendas de ener-gia por meio de contratos bilaterais, e (iii) da maior receita naCCEE em razão da grande quantidade de energia transferidaatravés do MRE;

- a conta “disponibilidade da rede elétrica” (composta pelareceita da TUSD, pela receita da rede básica de transmissão epela receita da rede de conexão) apresentou aumento de 0,7%em razão principalmente: (i) do aumento nas vendas de ener-gia; e (ii) do repasse tarifário, a partir de 24 de julho de 2009,para os consumidores que pagam suas faturas em atraso.Em razão do resultado da segunda revisão tarifária dos ativosde transmissão, que fixou em -22,88% o reposicionamento aser aplicado sobre a parcela RBNI (Rede Básica Novas Insta-

INCOME STATEMENT

This Quarterly Report features an analysis of thestatement of operations for the second quarter of 2010compared to the second quarter of 2009.

Operating Revenues

In the second quarter of 2010, “operating revenues”reached R$ 2,284.9 million, an amount 6.8% greater than theR$ 2,139.9 million recorded in the same quarter of 2009. Themost important variations were:

- a 13.3% increase in revenues from “electricity sales to finalcustomers”, which reflects only actual sales revenues, notincluding revenues from the use of main transmission grid(TUSD), due basically to: (i) a 6.0% increase in sales to captivecustomers, particularly to residential and industrial customers,with 5.5% and 10.1% increases, respectively; and (ii) the average12.98% rate increase passed on as of July 24, 2009 to customerswho pay their bills late;

- a 14.2% increase in revenues from“ eletricity sales todistributors”, on account of: (i) increased prices underAgreements for Energy Trade on the Regulated Power Market(“Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado” orCCEARs) and bilateral contracts, (ii) increased sales underbilateral contracts, and (iii) increased CCEE revenues due tolarge volumes of power transferred through the EnergyReallocation Mechanism (MRE);

- the “use of main transmission grid” item comprises revenuesfrom the use of the distribution system (TUSD), from the use ofthe basic transmission network, and from the use of theconnection network, and recorded a 0.7% increase, mostly onaccount of: (i) increased sales; and (ii) the rate increase passedon as of July 24, 2009 to customers who pay their bills late. Onaccount of the result of the second periodic rate review forCOPEL’s transmission assets, which set an adjustment of minus22.88% to the RBNI (New Facilities within the Basic Network)

25

lações), foi realizado nesse trimestre um ajuste, reduzindo areceita em R$ 40,1 milhões, referente à diferença de arreca-dação no período entre 1º de julho de 2009 e 30 de junho de2010;

- acréscimo de 20,9% na “receita de telecomunicações” emvirtude do atendimento a novos clientes e do maior volume deserviços prestados aos clientes existentes;

- aumento de 16,4% na receita de “distribuição de gás cana-lizado” (fornecido pela Compagas) em razão, basicamente,dos efeitos da recuperação da crise econômica mundial e daconsequente elevação nas vendas de gás, principalmentepara o segmento industrial; e

- queda de 47,5% em “outras receitas operacionais” devido,principalmente, à redução na receita de locação da UsinaTermelétrica de Araucária em razão do menor nível deacionamento da usina no segundo trimestre de 2010.

installments, in the second quarter COPEL conducted anadjustment, reducing revenues by R$ 40.1 million, whichcorrespond to the discrepancy in revenues from July 1, 2009until June 30, 2010;

- a 20.9% increase in “telecommunications revenues” due toservice to new customers and added services to existing ones;

- a 16.4% increase in “distribution of piped gas” (supplied byCompagas), due basically to the effects of the economicrecovery and the resulting higher sales of gas, particularly tothe industrial segment; and

- a 47.5% reduction in “other operating revenues”, due mostlyto lower revenues from the lease of the Araucária ThermalPower Plant, which was not dispatched as often in the secondquarter of 2010.

R$ 1.000

2T10/2Q10 1T10/1Q10 2T09/2Q09 Var.% 1S10/1H10 1S09/1H09 Var.%(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Receita operacional/Operating revenues

2.284.901 2.344.556 2.139.871 6,8 4.629.457 4.217.412 9,8

Fornecimento de energia elétrica/Electricity sales to final customers

876.350 882.406 773.252 13,3 1.758.756 1.525.931 15,3

Residencial/ Residential 291.951 299.032 247.627 17,9 590.983 501.488 17,8

Industrial/ Industrial 301.319 280.692 268.747 12,1 582.011 509.859 14,2

Comercial/ Commercial 183.439 198.630 165.464 10,9 382.069 332.417 14,9Rural/ Rural 34.841 41.802 32.282 7,9 76.643 67.720 13,2

Outras classes/ Other segments 64.800 62.250 59.132 9,6 127.050 114.447 11,0Suprimento de energia elétrica/Electricity sales to distributors

364.594 380.486 319.141 14,2 745.080 653.724 14,0

CCEAR (leilão)/ CCEAR (Auction) 274.968 283.167 263.123 4,5 558.135 530.252 5,3

Contratos bilaterais/ Bilateral contracts 55.956 53.828 47.191 18,6 109.784 93.372 17,6

CCEE/ Electricit Energy Trading Chamber - CCEE 33.670 43.491 8.827 281,4 77.161 30.100 156,3

Disponibilidade da rede elétrica/Use of main transmission grid

906.871 952.408 900.842 0,7 1.859.279 1.770.443 5,0

Residencial/ Residential 296.755 304.692 283.236 4,8 601.447 560.987 7,2

Industrial/ Industrial 271.044 252.526 258.901 4,7 523.570 492.188 6,4

Comercial/ Commercial 188.004 203.434 183.850 2,3 391.438 369.101 6,1

Rural/ Rural 35.438 42.546 36.082 (1,8) 77.984 75.728 3,0

Outras classes/ Other segments 65.436 62.790 65.114 0,5 128.226 125.915 1,8

Consumidores livres/ Free customers 41.665 37.692 32.005 30,2 79.357 65.360 21,4

Rede básica e de conexão/ Basic network 8.529 48.728 41.654 (79,5) 57.257 81.164 (29,5)

Receita de telecomunicações/Telecommunications revenues

30.936 29.998 25.596 20,9 60.934 49.211 23,8

Distribuição de gás canalizado/Distribution of piped gas

77.600 70.856 66.665 16,4 148.456 128.958 15,1

Outras receitas operacionais/Other operating revenues

28.550 28.402 54.375 (47,5) 56.952 89.145 (36,1)

Arrendamentos e aluguéis/ Leases and rents 18.182 16.560 39.150 (53,6) 34.742 63.456 (45,3)

Renda de prestação de serviços/ Revenues from services 7.226 9.836 12.629 (42,8) 17.062 20.366 (16,2)

Serviço taxado/ Charged services 2.040 1.953 2.469 (17,4) 3.993 4.722 (15,4)

Outras receitas/ Other revenues 1.102 53 127 767,7 1.155 601 92,2

Demonstrativo da Receita Bruta/Gross Income Statement

Vendas de Energia - Mercado Cativo e Consumidores L ivres/Energy Sales - Captive Market and Free Customers

Residencial/ Residential

27,8%

Comercial/ Commercial

21,2%

Industrial/ Industrial

32,8%

Rural/ Rural8,6%

Outras/ Other9,6%

Receita de Fornecimento de Energia e de TUSD/Retail and TUSD Revenues

Residencial/ Residential

33,5%

Comercial/ Commercial

21,7%

Industrial/ Industrial

31,0%

Rural/ Rural4,3%

Outras/ Other9,5%

26

Deduções da Receita Operacional

As deduções da receita tiveram aumento de 8,1% nosegundo trimestre de 2010 em comparação com o mesmoperíodo de 2009. Essa variação ocorreu em razão, principal-mente, do aumento da Conta de Desenvolvimento Energético– CDE, conforme determinado pela ANEEL, e dos efeitos de-correntes do aumento da receita tributável.

Deductions from Operating Revenues

Deductions from operating revenues increased 8.1% inthe second quarter of 2010 compared to the same period of2009. This variation was due mostly to the increase in the EnergyDevelopment Account (CDE), as determined by ANEEL, andto the effects from increased taxable income.

Custos e Despesas Operacionais

No segundo trimestre de 2010, o total de custos e des-pesas operacionais atingiu R$ 1.308,5 milhões, valor 33,4%superior aos R$ 980,7 milhões registrados no mesmo perío-do do ano anterior. Os principais destaques foram os seguin-tes:

- acréscimo de 73,7% na conta “energia elétrica compradapara revenda” em função do maior custo com aquisição deenergia de Itaipu, dos leilões (CCEAR), da CCEE e do Proinfa.A contabilização de R$ 73,4 milhões a título de CVA tambémcontribuiu para a elevação dessa rubrica;

- elevação de 15,7% na conta “encargos do uso da rede elétri-ca” em razão, principalmente, (i) do reajuste da tarifa do usode transmissão, (ii) da entrada em operação de novos ativose (iii) dos efeitos da CVA, parcialmente compensada pelosmenores custos com Encargos de Serviços do Sistema;

- no segundo trimestre de 2010, a rubrica “pessoal e adminis-tradores” totalizou R$ 198,4 milhões, montante 6,9% superiorao apresentado no segundo trimestre do ano anterior. Esseaumento decorreu, basicamente, do reajuste salarial de 6,0%,aplicado a partir de outubro de 2009, e da contratação de no-vos empregados no período;

Operating Costs and Expenses

In the second quarter of 2010, operating costs andexpenses reached R$ 1,308.5 million, with a 33.4% increasecompared to the R$ 980.7 million recorded in the same periodof last year. The main variations were:

- a 73.7% increase in “electricity purchased for resale” onaccount of the higher costs of energy from Itaipu, from auctions(CCEAR), from CCEE, and from Proinfa. The accrual ofR$ 73.4 million in Portion A amounts also contributed to theincrease in this item;

- a 15.7% increase in “use of transmission grid”, due mostly to(i) increased rates for the use of the transmission system, (ii)new assets in operation, and (iii) the effects of CVA, partiallyoffset by lower costs with System Service Charges.

- in the second quarter of 2010, “personnel and managementamounted” to R$ 198.4 million, a figure 6.9% higher than theone recorded in the second quarter of 2009. This increase wasdue basically to the 6.0% wage increase applied as of October2009 and to new hirings during the period;

R$ 1.000

2T10/2Q10 1T10/1Q10 2T09/2Q09 Var.% 1S10/1H10 1S09/1H09 Var.%

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

ICMS/ VAT 486.274 487.766 443.816 9,6 974.040 847.565 14,9

Cofins 177.862 179.417 166.505 6,8 357.279 327.314 9,2

Pis/Pasep 38.614 38.950 36.148 6,8 77.564 71.059 9,2

ISSQN 451 451 494 (8,7) 902 903 (0,1)

CDE 56.191 57.582 42.741 31,5 113.773 90.605 25,6

CCC 43.112 41.712 59.086 (27,0) 84.824 99.886 (15,1)

RGR 26.564 19.461 20.534 29,4 46.025 39.368 16,9

P&D e PEE/ R&D and EEP 14.510 15.139 13.599 6,7 29.649 27.079 9,5

Outras/ Other 3.182 3.168 87 - 6.350 143 -

TOTAL 846.760 843.646 783.010 8,1 1.690.406 1.503.922 12,4

Deduções da Receita/Deductions from Operating Revenues

R$ 1.000

2T10/2Q10 1T10/1Q10 2T09/2Q09 Var. % 1S10/1H10 1S09/1H09 Var. %

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

Itaipu 144.683 152.674 76.132 90,0 297.357 197.927 50,2

CCEAR (leilão)/ (Auction) 315.258 317.078 287.568 9,6 632.336 554.010 14,1

CCEE 28.184 12.065 14.414 95,5 40.249 72.221 (44,3)

Itiquira 29.004 29.224 28.930 0,3 58.228 56.762 2,6

Dona Francisca 14.972 14.814 15.054 (0,5) 29.786 29.949 (0,5)

Proinfa 24.403 30.622 19.558 24,8 55.025 26.403 108,4

CVA 73.427 82.556 (55.698) - 155.983 (72.585) -

(-) Pis/Pasep e/and Cofins (48.192) (52.124) (51.116) (5,7) (100.316) (100.505) (0,2)

TOTAL 581.739 586.909 334.842 73,7 1.168.648 764.182 52,9

Energia comprada para revenda/Electricity purchased for resale

27

Demonstração do Resultado/ 2T10/2Q10 1T10/1Q10 2T09/2Q09 Var.% 1S10/1H10 1S09/1H09Income Statement (1) (2) (3) (1/3) (4) (5)

Receita Operacional/ Operating Revenues * 2.284.901 2.344.556 2.139.871 6,8 4.629.457 4.217.412

Deduções da Receita Operacional/Deductions from OperatingRrevenues

(846.760) (843.646) (783.010) 8,1 (1.690.406) (1.503.922)

Receita Operacional Líquida/ Net Operating Revenues

1.438.141 1.500.910 1.356.861 6,0 2.939.051 2.713.490

Custos e Despesas e Operacionais/ Operating Costs and Expenses

(1.308.472) (1.276.791) (980.658) 33,4 (2.585.263) (1.967.754)

Energia elétrica comprada para revenda/Electricity purchase for resale

(581.739) (586.909) (334.842) 73,7 (1.168.648) (764.182)

Encargos de uso da rede elétrica/Use of main transmission grid

(164.307) (184.566) (141.963) 15,7 (348.873) (264.664)

Pessoal e administradores/ Personnel and management (198.422) (175.420) (185.534) 6,9 (373.842) (352.261)

Planos previdenciário e assistencial/Pension and healthcare plans

(25.625) (26.054) 6.308 - (51.679) 11.827

Material/ Material and supplies (21.269) (16.230) (18.087) 17,6 (37.499) (31.958)

Matéria-prima e insumos para prod. de energia elétrica/Raw material and supplies for electricity generation

(5.323) (5.559) (7.719) (31,0) (10.882) (13.412)

Gás natural e insumos/ Natural gas and supplies for the gas business (35.155) (34.151) (31.419) 11,9 (69.306) (69.085)

Serviços de terceiros/ Third-party services (81.078) (73.322) (76.690) 5,7 (154.400) (143.006)

Depreciação e amortização/Depreciation and amortization

(101.781) (99.697) (98.046) 3,8 (201.478) (196.679)

Provisões e reversões/ Provisions and reversals (33.493) (17.763) (41.172) (18,7) (51.256) (50.723)

Outras despesas operacionais/Other operating expenses

(60.280) (57.120) (51.494) 17,1 (117.400) (93.611)

Resultado das Atividades/Result of Operations

129.669 224.119 376.203 (65,5) 353.788 745.736

Resultado Financeiro/Interest Income (expenses)

73.347 66.483 61.623 19,0 139.830 94.161

Receitas financeiras/ Interest income 120.289 119.964 100.545 19,6 240.253 188.316

Despesas financeiras/ Interest expenses (46.942) (53.481) (38.922) 20,6 (100.423) (94.155)

Resultado de Equivalência Patrimonial/Equity in Results of Investees

14.239 41.514 10.307 38,1 55.753 21.481

Resultado Operacional/Operating Income (expenses)

217.255 332.116 448.133 (51,5) 549.371 861.378

Imposto de Renda e Contribuição Social/Income Tax and Social Contribution

(72.102) (102.289) (148.923) (51,6) (174.391) (286.302)

Lucro Líquido antes das Participações/ Net Income (loss) before Noncontrolling Interest

145.153 229.827 299.210 (51,5) 374.980 575.076

Participações de Acionistas Não Controladores/Noncontrolling Interest

(9.480) (5.846) (9.217) 2,9 (15.326) (13.012) - -

Lucro Líquido/ Net Income (loss) 135.673 223.981 289.993 (53,2) 359.654 562.064

Lucro Líquido por Ação/ Earning per Share 0,50 0,82 1,06 (53,2) 1,31 2,05

LAJIDA/ EBITDA 231.450 323.816 474.249 (51,2) 555.266 942.415

* Ver abertura da Receita Operacional na página 25./ Gross Income Statements breakdown disclosed on page 25.

- a conta “planos previdenciário e assistencial” reflete a apro-priação dos valores devedores determinados no relatório anu-al do atuário para 2010 referente ao Plano Assistencial (R$ 7,4milhões no segundo trimestre de 2010), calculados segundocritérios da Deliberação CVM nº 371/2000, bem como as men-salidades dos dois planos;

- o saldo apresentado na conta “material” registrou acréscimode 17,6%, refletindo, principalmente, a maior aquisição dematerial para o sistema elétrico e de combustível e peças paraveículos;

- a queda verificada na conta “matéria-prima e insumos paraprodução de energia” refere-se à menor aquisição de carvãomineral para a Usina Termelétrica de Figueira;

- the “pension and healthcare plans” item reflects the accrual ofliabilities pursuant to the 2010 actuarial report in connectionwith the Healthcare Plan (R$ 7.4 million in the second quarterof 2010), calculated according to the criteria set by CVM Rulingno. 371/2000. The monthly installments of each plan have alsobeen recorded;

- the balance under “materials and supplies” increased 17.6%,due mostly higher purchases of materials for the power systemand fuel and vehicle parts;

- the reduction in “raw materials and supplies for electricitygeneration” was due to lower purchases of mineral coal for theFigueira Thermal Power Plant;

28

- a rubrica “gás natural e insumos” reflete os montantes degás natural adquiridos pela Compagas para atendimento aterceiros. A elevação de 11,9% está em linha com o aumentono consumo verificado no trimestre;

- o aumento de 5,7% em “serviços de terceiros” deve-se, emgrande parte, aos maiores gastos com manutenção do siste-ma elétrico, agentes autorizados e credenciados eprocessamento e transmissão de dados;

- a queda verificada em “provisões e reversões”, deve-se, ba-sicamente, à menor constituição de provisões trabalhistasocorrida neste trimestre; e

- a variação de 17,1% observada em “outras despesasoperacionais” deve-se, principalmente, à maior apropriaçãoem compensação pela utilização de recursos hídricos, em ra-zão do aumento na geração própria de energia verificada nes-se trimestre.

Resultado das Atividades

A companhia apresentou, como resultado das ativida-des referente ao segundo trimestre de 2010, o valor deR$ 129,7 milhões, montante 65,5% inferior ao apresentado nomesmo trimestre do ano anterior.

Resultado Financeiro

As receitas financeiras cresceram 19,6% em relaçãoao segundo trimestre de 2009, totalizando R$ 120,3 milhões.A elevação verificada deve-se, principalmente, à variação mo-netária sobre a CRC, valor corrigido pelo IGP-DI, índice queacumulou alta de 2,6% no segundo trimestre de 2010, en-quanto que, no segundo trimestre de 2009, registrou retraçãode 0,1%.

As despesas financeiras registradas no períodototalizaram R$ 46,9 milhões, valor 20,6% superior ao verifica-do no segundo trimestre do ano anterior. Esse resultado refle-tiu, principalmente, as variações monetárias e cambiais.

- “natural gas and supplies” reflects the amounts of natural gasacquired by Compagas to supply third-parties. The 11.9%increase is compatible with the increased consumptionrecorded in the second quarter;

- the 5.7% increase in “third-party services” was due mostly tohigher expenses with power grid maintenance, authorized andregistered agents, and data processing and transmission;

- the drop in “provisions and reversals” was due basically to thelower accrual of labor provisions in the second quarter; and

- the 17.1% variation in “other operating expenses” was duemostly to higher payments of financial compensation for use ofwater resources, due to higher hydroelectric power output duringthis quarter.

Results of Operations

The Company recorded in the second quarter of 2010operating income of R$ 129.7 million, a figure 65.5% lowerthan that recorded in the same quarter last year.

Interest Income (Expenses)

Financial revenues increased 19.6% compared to thesecond quarter of 2009, reaching R$ 120.3 million. This increasewas due mostly to the monetary variation of the CRC balance,which is restated according to the IGP-DI inflation index. Thisindicator was 2.6% in the second quarter of 2010 and -0.1% inthe second quarter of 2009.

Financial expenses in the second quarter of 2010reached R$ 46.9 million, a figure 20.6% higher than the onerecorded in the second quarter of 2009. This result reflects mostlymonetary and exchange variations.

2T10/2Q10 1T10/1Q10 2T09/2Q09 Var.% 1S10/1H10 1S09/1H09 Var.%(1) (2) (3) (1/3) (4) (5) (4/5)

Receitas Financeiras/ Interest Income 120.289 11 9.964 100.545 19,6 240.253 188.316 27,6

Juros e rendas de aplicações financeiras e CRC/Revenues from cash investments, interest, fees and CRC

55.964 56.143 62.912 (11,0) 112.107 134.277 (16,5)

Variações monetárias sobre a CRC/CRC monetary gains

32.789 33.250 (1.219) - 66.039 (13.286) -

Acréscimos moratórios sobre faturas de energia/Charges on overdue electricity bills

15.064 20.163 21.600 (30,3) 35.227 39.177 (10,1)

Outras receitas financeiras/Other interest income

16.472 10.408 17.252 (4,5) 26.880 28.148 (4,5)

Despesas Financeiras/ Interest Expenses (46.942) (53.481) (38.922) 20,6 (100.423) (94.155) 6,7

Encargo de dívidas/ Interest and fees (29.157) (29.959) (37.271) (21,8) (59.116) (82.597) (28,4)

Variações monetárias e cambiais/ Exchange and monetary gains (loss)

(3.106) (10.410) 5.546 - (13.516) 3.300 -

Outras despesas financeiras/ Other interest expenses (14.679) (13.112) (7.197) 104,0 (27.791) (14.858) 87,0

Resultado Financeiro/ Interest income (expenses) 73.347 66.483 61.623 19,0 139.830 94.161 48,5

R$ 1.000

Resultado de Equivalência Patrimonial

O resultado de equivalência patrimonial reflete os gan-hos e perdas nos investimentos realizados nas coligadas daCOPEL. No segundo trimestre de 2010, o resultado apresen-tado é composto, principalmente, por ganhos de equivalênciapatrimonial de R$ 2,5 milhões em Foz do Chopim, R$ 1,6 mi-lhão em Dona Francisca e R$ 9,5 milhões na Sanepar.

Equity in Results of Investees

Equity in results od investees reflects gains and lossesin connection with the investments in COPEL’s investees andsubsidiaries. In the second quarter of 2010, this itemcomprises R$ 2.5 million from Foz do Chopim Energética,R$ 1.6 million from Dona Francisca Energética, and R$ 9.5million from Sanepar.

29

R$ milhões/ R$ million

Realizado/ Carried Previsto/ Scheduled 1S10/ 1H10 2010

Geração e Transmissão/ Generation and Transmission 42,5 176,4

Consórcio Energético Cruzeiro do Sul (UHE Mauá) 94,8 323,3

Distribuição/ Distribution 321,8 761,8

Telecomunicações/ Telecommunications 35,3 81,4

TOTAL 494,4 1.342,9

COPEL

Resultado do Período

A COPEL registrou, no segundo trimestre de 2010, lucrolíquido de R$ 135,7 milhões (equivalente a R$ 0,50 por ação),valor 53,2% inferior ao apresentado no mesmo período de 2009.

Programa de Investimentos

O programa de investimentos realizado pela COPEL dejaneiro a junho de 2010 e a previsão de investimentos no ativopara 2010, abrangendo as participações societárias e o ativoimobilizado tangível e intangível, são apresentados na tabela aseguir:

Net Income

COPEL recorded in the second quarter of 2010 netincome of R$ 135.7 million (corresponding to R$ 0.50 pershare), a figure 53.2% lower than that recorded in the secondquarter of 2009.

Capital Expenditure Program

COPEL’s expenditure program from January throughJune 2010 and its estimated expenditures in assets for 2010,including both interests in subsidiaries and investees andtangible and intangible property, plant, and equipment, areshown below:

Compagas and UEG Araucária, whose financialstatements have been consolidated into COPEL’s, investedR$ 14.6 million, R$ 3.7 million and R$ 10.9 million during thefirst half of 2010, respectively.

Main Indicators in 1H10

Shareholders’ Equity: R$ 33.58 per shareNet income per share: R$ 1.31EBITDA: R$ 555.3 millionReturn on shareholders’ equity: 4.1% in periodCurrent liquidity: 2.1Operating margin: 18.7%Debt/ Shareholders’ equity: 16.7%

A Compagas, a Elejor e a UEG Araucária, cujos balan-ços estão consolidados com a COPEL, investiram, respecti-vamente, R$ 14,6 milhões, R$ 3,7 milhões e R$ 10,9 milhõesno primeiro semestre de 2010.

Principais Indicadores no 1S10

VPA: R$ 33,58 por açãoLucro por ação: R$ 1,31LAJIDA: R$ 555,3 milhõesRetorno sobre a PL: 4,1% no períodoLiquidez Corrente: 2,1Margem Operacional: 18,7%Endividamento: 16,7%

30

R$ 1.000

Fluxo de Caixa Consolidado/ Consolidated Cash Flow 1 S10/1H10 1S09/1H09

Fluxos de caixa das atividades operacionais/ Cash f low from operating activities

Lucro líquido do exercício/ Net income for the peri od 359.654 562.064

Ajustes p/ reconciliação do lucro líquido do exercí cio com a geração de caixa das ativid.operac./Adjustments to reconcile net income to cash provide d by operating activities:

400.273 114.290

Provisão (reversão) para créditos de liquidação duvidosa/ Provision (reversal) for doubtful accounts 10.942 10.579

Depreciação/ Depreciation 198.070 193.049

Amortização de intangível/ Amortization of intangible assets 3.408 3.630

Variações monetárias e cambiais não realizadas - líquidas/ Unrealized monetary and exchange variations, net (31.379) 21.881

Resultado da equivalência patrimonial/ Equity in the results of investees (55.753) (21.481)

Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos / Deferred Income Tax and Social Contribution (122.106) 57.875

Variações na conta de compensação da "Parcela A" - líquidas /Variations in the regulatory assets and liabilities - CVA

247.862 (168.156)

Variação em outros ativos e passivos regulatórios - liquidos/ Variation in other regulatory assets and liabilities 50.506 (9.057)

Contingências e Provisões para litígios/ Reserve for contingencies 40.314 40.144

Provisão (reversão) para benefícios pós-emprego/ Provisions (Reversals) for post-employment benefits 13.912 (47.994)

Provisão para pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética/Provision for research and development and energy efficiency

17.370 10.872

Baixas de investimentos/Loss on disposal of investments 11.785 -

Baixas de imobilizado - líquidas/ Loss on disposal of property, plant, and equipment, net 10 9.703

Baixas de intangível -líquidas/ Loss on disposal of intangible assets, net 15.326 233

Participação de acionistas não controladores/ Noncontrolling interests (146.116) 13.012

Redução (aumento) dos ativos/ Reduction (increase) of assets (146.116) 58.585

Aumento (redução) dos passivos/ Increase (reduction ) of liabilities (268.890) (227.916)

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais/Net cash generated by operating activities

344.921 507.023

Fluxos de caixa das atividades de investimento/ Ca sh flow from investing activities

Títulos e valores mobiliários/ Bonds and securities 73.618 -

Cauções e depósitos vinculados/ Collaterals and escrow deposits 952 3.736

Adições em demais investimentos/ Additions in other investments (148) (21)

Adições no imobilizado/ Additions to property, plant, and equipment (470.064) (439.288)

Adições no intangível/ Additions to intangible assets (53.563) (16.245)

Participação financeira do consumidor/ Customer contributions 32.131 34.747

Venda de bens do ativo imobilizado/ Disposal of property, plant, and equipment 203 1.691

Caixa líquido utilizado nas atividades de investime nto/Net cash used by investing activities

(416.871) (415.380)

Fluxos de caixa das atividades de financiamento/ C ash flow from financing activities

Integralização de capital em controladas por acionistas não controladores/ Payment of capital in affiliates by noncontrolling shareholders

54.000 -

Empréstimos e financiamentos obtidos/ Loans and financing obtained 80.059 30.315

Empréstimos e financiamentos - amortização de principal/Amortization of principal amounts of loans and financing

(19.840) (25.134)

Debêntures - amortização de principal/ Amortization of principal amounts of debentures (177.908) (140.570)

Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos/ Dividends and interest on capital paid (83.994) (238.248)

Caixa líquido utilizado pelas atividades de financi amento/Net cash used by financing activities

(147.683) (373.637)

Total dos efeitos no caixa e equivalentes a caixa/ Increase (decrease) in cash and cash equivalents (21 9.633) (281.994)

Saldo inicial de caixa e equivalentes a caixa/ Cash and cash equivalents at the beginning of the period 1.696.152 1.813.576

Saldo final de caixa e equivalentes a caixa/ Cash and cash equivalents at the end of the period 1.476.519 1.531.582

Variação no caixa e equivalentes a caixa/Variation in cash and cash equivalents

(219.633) (281.994)

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RESULTADO ECONÔMICO-FINANCEIRO DAS SUBSIDIÁRIAS INTEGRAIS/WHOLLY-OWNED SUBSIDIARIES ECONOMIC AND FINANCIAL PERFORMANCE

As of June 30, 2010.Em 30 de junho de 2010.

R$ 1.000

Ativo/ Assets GET DIS TEL

CIRCULANTE/ CURRENT 1.368.007 1.592.882 50.574 Caixa e equivalentes de caixa/ Cash and cash equivalents 990.456 131.201 15.569

Consumidores e revendedores, líquidos/Customers and distributors, net

233.997 856.173 -

Serviços de telecomunicações, líquidos/Telecommunications services, net

- - 20.388

Dividendos a receber/ Dividends receivable 4.480 - - Serviços em curso/ Services in progress 22.807 72.434 -


- 52.595 -


3.630 95.058 2.670


18.499 61.068 1.070


- 182.372 -

Títulos e valores mobiliários/ Bonds and Securities 488 5.001 -


73.202 19.123 -

Estoques/ Inventories 8.685 78.544 9.487

Outros créditos/ Other 11.763 39.313 1.390

NÃO CIRCULANTE/ NONCURRENT 4.294.384 4.447.256 219.547

Realizável a Longo Prazo/ Long-Term Assets 133.689 1.748.742 11.109


- 50.387 -


- 1.243.643 -


7.929 73.561 5.382


73.369 243.448 5.727


- 26.110 -

Títulos e valores mobiliários/ Bonds and Securities 41.858 - -

Cauções e depósitos vinculados/ Collateral and escrow accounts

- 28.940 -

Depósitos judiciais/ Judicial deposits 8.652 78.087 -

Outros créditos/ Other 1.881 4.566 -

Investimentos/ Investments 385.985 4.235 -

Imobilizado/ Property, Plant and Equipment 3.700.241 2.622.553 199.255

Intangível/ Intangible Assets 74.469 71.726 9.183

TOTAL 5.662.391 6.040.138 270.121

GET: COPEL Geração e Transmissão; DIS: COPEL Distribuição; TEL: COPEL Telecomunicações

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R$ 1.000

Passivo/ Liabilities GET DIS TEL

CIRCULANTE/ CURRENT 883.448 1.319.071 20.144

Empréstimos e financiamentos/ Loans and financing 54.825 16.449 -

Fornecedores/ Suppliers 120.991 422.751 6.331

Impostos e contribuições sociais/ Taxes and social contribution

110.173 172.062 2.575


- 62.006 -

Dividendos a pagar/ Dividends payable 473.108 206.481 1.156

Folha de pagamento e provisões trabalhistas/ Accrued payroll costs

35.127 108.044 8.905

Benefícios pós-emprego/ Post-employment benefits 6.289 16.436 1.019

Conta de compensação da "Parcela A"/ Deferred regulatory liabilities - CVA -

121.745-

Outros passivos regulatórios/ Other regulatory charges 40.091 1.311 -

Encargos do consumidor a recolher/ Customer charges due 3.863 46.115 -

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética/ Research and development and electric efficiency

9.317 101.641-

Outras contas a pagar/ Other accounts payable 29.664 44.030 158

NÃO CIRCULANTE/ NONCURRENT 841.019 1.550.328 15.543

Empréstimos e financiamentos/ Loans and financing 335.153 161.998 -

Provisões para contingências/ Provision for contingencies 202.594 248.361 891

Coligadas, controladas/ Intercompany receivables - 686.736 -

Fornecedores/ Suppliers 178.911 - -

Impostos e contribuições sociais/ Taxes and social contribution

- 50.001 -


- 9.068 -

Benefício pós-emprego/ Post-employment benefits

97.246 244.466 14.652

Conta de compensação da "Parcela A"/ Deferred regulatory liabilities - CVA

- 59.784 -

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética/ Research and development and electric efficiency

24.429 89.914 -

Outras contas a pagar/ Other accounts payables 2.686 - -

PATRIMÔNIO LÍQUIDO/ SHAREHOLDERS' EQUITY 3.937.924 3.170.739 234.434

Capital social/ Stock capital 3.505.994 2.624.841 194.755

Reservas de lucros/ Profit reserves 155.706 550.826 24.701

Lucros (Prejuízos) acumulados/ Retained earnings (losses) 276.224 (4.928) 14.978

TOTAL 5.662.391 6.040.138 270.121

As of June 30, 2010.Em 30 de junho de 2010.


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2T10/2Q10 1S10/1H10 2T10/2Q10 1S10/1H10 2T10/2Q10 1S10/1H10

Receita Operacional/Operating Revenues

438.765 934.874 1.772.002 3.558.117 41.582 82.086

Fornecimento de energia elétrica/Electricity sales to final customers

40.383 79.556 837.030 1.681.327 - -

Suprimento de energia elétrica/Electricity sales to distributors

362.819 743.890 16.541 32.054 - -

Disponibilidade da rede elétrica/Use of main transmission grid

26.759 93.705 901.587 1.808.438 - -

Receita de telecomunicações/Telecommunications revenues

- - - - 41.582 82.086

Outras receitas operacionais/ Other operating revenues 8.804 17.723 16.844 36.298 - -

Deduções da Receita Operacional/Deductions from Operating Revenues

(68.402) (137.230) (751.908) (1.501.821) (7.631) (14.916)

Receita Operacional Líquida/Net Operating Revenues

370.363 797.644 1.020.094 2.056.296 33.951 67.170

Custos e Despesas Operacionais/Operating Costs and Expenses

(206.524) (382.058) (1.087.862) (2.178.350) (24.634) (46.521)

Energia elétrica comprada para revenda/Electricity purchase for resale

(14.075) (28.013) (631.372) (1.267.326) - -

Encargos de uso da rede elétrica/Use of main transmission grid

(47.208) (94.540) (133.372) (286.850) - -

Pessoal/ Personal and management (47.163) (88.433) (135.601) (256.221) (10.086) (18.849)

Planos previdenciário e assistencial/Pension and healthcare plans

(6.078) (12.313) (18.031) (36.361) (1.184) (2.387)

Material/ Material (3.432) (6.985) (17.236) (29.577) (367) (635)

Matéria-prima e insumos para prod. de energia elétrica/Raw material and supplies for electricity generation

(4.882) (10.007) - - - -

Serviços de terceiros/Third-party services

(15.779) (29.868) (68.939) (131.207) (3.839) (7.775)

Depreciação e amortização/Depreciation and amortization

(33.263) (66.596) (45.286) (88.651) (8.243) (16.332)

Provisões e reversões para contingências/Provisions (reversal) for contigencies

(3.374) 16.306 (22.774) (53.133) (89) 925

Outros custos e despesas operacionais/Other expenses (31.270) (61.609) (15.251) (29.024) (826) (1.468)

Resultado das Atividades/Result of Operations 163.839 415.586 (67.768) (122.054) 9.317 20.649

Resultado financeiro/Interest Income (expenses)

12.293 14.955 54.893 115.732 1.090 1.998

Resultado de equivalência patrimonial/Equity in results of investees

(3.340) (8.620) - - - -

Resultado Operacional/Operating Income (expenses)

172.792 421.921 (12.875) (6.322) 10.407 22.647

Provisão para IRPJ e CSLL/Provision for tax and social contribution

(76.832) (153.552) (51.005) (109.331) (4.065) (7.854)

IRPJ e CSLL diferidos/Tax and social contribution

17.515 7.855 54.911 110.725 544 185

Lucro (Prejuízo) Líquido / Net Income (Loss) 113.475 276.224 (8.969) (4.928) 6.886 14.978 - - -

LAJIDA/ EBITDA 197.102 482.182 (22.482) (33.403) 17.560 36.981

R$ 1.000

GET DIS TEL Demonstração do Resultado/Income Statement


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Companhia Paranaense de Energia - COPEL

Rua Coronel Dulcídio, 80080420 -170 / Curitiba - Paraná - BrasilFone/ Phone: (55 41) 3322-3535Fax: (55 41) 3331-4145Internet: http://www.copel.comE-mail: [email protected]

Conselho de Administração (mandato 2009/2011)/ Board of Directors (2009/2011 term of office)

Léo de Almeida Neves (Presidente/ Chairman)Ronald Thadeu Ravedutti (Secretário Executivo/ Executive Secretary)João Carlos FassinaJorge Michel Lepeltier*Laurita Costa Rosa*Luiz Antonio Rodrigues EliasMunir KaramRogério de Paula Quadros*

*membros do Comitê de Auditoria/ Audit Committee members

Conselho Fiscal (mandato 2010/2011)/ Fiscal Council (2010/2011 term of office)

Heron ArzuaMassao Fabio OyaMurici dos SantosOsmar Alfredo KohlerWilson Portes

Diretoria (mandato 2009/2011)/ Chief Executives (2009/2011 term of office)

Dir. Presidente/ Chief Executive Officer:Ronald Thadeu Ravedutti

Dir. de Engenharia/ Chief Engineering Officer:Edson Sardeto

Dir. de Finanças, Relações com Investidores e de Controle de Participações/ Chief Financial and Investor Relations Officer:Rafael Iatauro

Dir. de Distribuição/ Chief Distribution Officer:Vladimir Santo Daleffe

Dir. de Geração e Transmissão de Energia e de Telecomunicações/ Chief Generation, Transmission and Telecommunication Officer:Raul Munhoz Neto

Dir. de Jurídica/ Chief Legal Officer:Regina Maria Bueno Bacellar

Dir. de Administração/ Chief Administration Officer:Luiz Antonio Rossafa

Dir. de Meio Ambiente e Cidadania Empresarial/ Chief Environment and Corporate Citizenship Officer:Marlene Zannin

Diretoria de Finanças, Relações com Investidores e de Controle de Participações/ Financial and Investor Relations Office:

Rua Coronel Dulcídio, 800 - 3º andar80420 -170 / Curitiba - Paraná - BrasilInternet: www.copel.com/ri www.copel.com/ir

Relações com Investidores/ Investor Relations Office:Fone/ Phone: (55 41) 3222-2027Fax: (55 41) 3331-2849E-mail: [email protected]

Acionistas e Custódia/ Service to Shareholders:Central de Atendimento a Acionistas: 0800 41 2772/ Shareholders Assistance: (55 41) 3331-4269Fax: (55 41) 3331-2916E-mail: [email protected]

Canal de Comunicação Confidencial: 0800 643 5665

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Companhia Paranaense de Energia - COPEL Informativo ......Consortium, holder of the Mauá concession, is a partnership between COPEL (with a 51% interest) and Eletrosul (with 49%)